Заводы по сжижению природного газа

На июнь 2008 года в мире насчитывалось 80 технологических линий по сжижению природного газа, которые располагались на 19 объектах в 15 странах, с общей производительностью сжижения на уровне 194 млн. тонн в год.

В 2006 году в эксплуатацию были сданы четыре технологических линии по производству СПГ: первая технологическая линия СПГ-проекта Darwin (Австралия), четвертая и пятая технологические линии Nigerian LNG (Нигерия), четвертая технологическая линия проекта Atlantic LNG (Тринидад и Тобаго).

В 2007 году начали работать еще три технологических линии: пятая технологическая линия проекта RasGas (Катар), первая технологическая линия СПГ-проекта Bioko Island (Экваториальная Гвинея), первая технологическая линия проекта Snohvit (Норвегия).

В первой половине 2008 года технологические линии в эксплатацию не сдавались.

Завод по производству СПГ (Linde Engineering)В 2006 году коэффициент использования мощностей заводов по сжижению в мире оценивался на уровне 89,6%, а в 2007 году – на уровне 88,7%. Это относительно низкий показатель по сравнению с предыдущими годами. Хотя объемы мирового производства СПГ выросли, их рост был ниже роста мощностей в последние два года. В эксплуатации некоторых объектов встречались технические проблемы. Показатели производительности нередко означают изначальную проектную мощность, которая соответствует минимальным производственным характеристикам, гарантируемым проектно-строительной компанией, построившей завод. По существу, многие заводы по сжижению природного газа могут эксплуатироваться с производительностью, превышающей изначальные проектные показатели более чем на 10%.

Если говорить об экспортерах СПГ, то пионером в этой области явился Алжир. В 1964 году эта страна начала эксплуатацию первого промышленного проекта по сжижению газа в мире CAMEL. Партии СПГ направлялись в Соединенное Королевство и Францию (впоследствии в Испанию, Бельгию, Италию, Турцию, Грецию и США). Несмотря на наличие в настоящее время газопроводов, проложенных по дну Средиземного моря в Европу, проекты СПГ предшествовали подводным трубопроводам, которые сейчас являются более экономичными с учетом расстояния транспортировки. На сегодняшний день в Алжире имеется 18 технологических линий с общей производительностью сжижения в 20 млн. тонн СПГ в год в Арзеве и Скикде на побережье Средиземного моря. В качестве сырья используется природный газ, поступающий на эти объекты по трубопроводу с сухопутного месторождения Хасси-Р’мел. В январе 2004 года на объекте в Скикде произошла авария, в результате которой было уничтожено три технологических линии. Компания Sonatrach сформировала совместное предприятие с компаниями Repsol и Gas Natural, чтобы построить там новую технологическую линию мощностью в 4,5 млн. тонн в год, однако после длительной задержки ликвидировало его в сентябре 2007 года. В мае 2008 года государственная алжирская нефтяная компания объявила конкурс на строительство технологической линии под ключ. По его итогам она заключила контракт с альянсом Saipem-Chiyoda.

США (Аляска) стали первым производителем СПГ на рынке Тихоокеанского бассейна в 1969 году, поставив партии СПГ в Японию. Почти 40 лет спустя этот завод по сжижению природного газа остается единственным в Северной Америке. Объект по сжижению находится в заливе Кука на Аляске и эксплуатируется ConocoPhillips и Marathon. Пропускная способность завода составляет 1,3 млн. тонн в год. СПГ, производимый на данном заводе, реализуется компаниям Tokyo Electric и Tokyo Gas в рамках долгосрочных контрактов. В условиях истощения газовых запасов обсуждался вопрос о том, стоит продолжать экспорт СПГ или нет. В июне 2008 года Министерство энергетики США одобрило заявку от двух компаний, которые управляют заводом, о продолжении экспорта в период с апреля 2009 года по март 2011 года.

В Ливии завод СПГ эксплуатируется начиная с 1970 года. Это предприятие в Марса-эль-Брега было сооружено компанией Exxon, которая и являлась его оператором. Однако Exxon была вынуждена уйти из Ливии по причине введенного в 1982 году торгового эмбарго США, и впоследствии функции оператора взяла на себя государственная нефтяная компания. Пропускная способность предприятия составляет 0,9 млн. тонн в год, но в настоящее время оно производит порядка 0,5 млн. тонн СПГ в год. Продукция реализуется, главным образом, Испании.

В 1970-х и 1980-х годах заводы по сжижению природного газа были построены в Брунее, ОАЭ, Индонезии, Малайзии и Австралии. Все эти проекты были предназначены для поставок СПГ электрическим и газовым коммунальным предприятиям Японии.

Проект Lumut в Брунее оснащен пятью технологическими линиями сжижения с совокупной пропускной способностью в 7 млн. тонн в год. Все они были сданы в эксплуатацию в 1972 году, однако новых линий с тех пор не строилось. Сырьем служит газ, поставляемый с морского месторождения Юго-Западная Ампа и других. Правительство Брунея имеет в собственности половину проекта, а оставшейся частью владеют на паях Shell и Mitsubishi, причем первая из указанных компаний отвечает за технологию, а вторая – за сбыт.

В 1977 году с пуском двух технологических линий по сжижению природного газа на о. Дас ОАЭ (Абу-Даби) стали первым производителем СПГ на Ближнем Востоке. Природный газ на завод поставляется с гигантских морских нефтегазовых месторождений (Умм-Шаиф, Нижний Закум, Эль-Бундук и других). В 1994 году мощности проекта были подвергнуты расширению за счет ввода еще одной, третьей по счету технологической линии. С учетом третьей технологической линии совокупная производительность предприятия составляет 5 млн. тонн в год. Партнерами по проекту на о. Дас является государственная компания Абу-Даби ADNOC, японская Mitsui, BP и Total. Как и в случае других проектов СПГ, относящихся к этому периоду, основными покупателями продукции являются японские коммунальные предприятия.

В Индонезии первые две технологические линии проекта Bontang в Восточном Калимантане (Борнео) были сданы в эксплуатацию в 1977 году, после чего в строй действующих вступили еще три технологических линии на месторождении Арун в Северной Суматре в 1978 году. К 1980 году Индонезия обогнала Алжир по объему производства СПГ. В 1980-х и 1990-х годах Индонезия построила еще несколько технологических линий мощностью по 3 млн. тонн в год (которые являлись на тот период крупнейшими в мире) в Бонтанге. До 2005 года Индонезия являлась крупнейшим производителем СПГ. В настоящее время в стране действует 12 технологических линий с общей пропускной способностью в 29 млн. тонн в год. Производство СПГ в Индонезии достигло своего пика в 1999 году. Ввиду падения объемов добычи газа, в 2000 году пришлось закрыть две технологические линии в Аруне. Индонезийская отрасль СПГ сталкивается в настоящее время с целым рядом проблем – начиная от истощения запасов газа на Аруне и дефицита инвестиций в районе Бонтанга (последняя технологическая линия – Bongton Н – была сооружена в 1999 году) и кончая растущим внутренним спросом на газ в результате экономического роста в стране, а также опасениями, связанными с терроризмом. Проект Tangguh в Ириан-Джая, сооружаемый в настоящее время силами консорциума во главе с BP, будет сдан в эксплуатацию предположительно в 2008 году.

Проект СПГ в Бинтулу, Саравак, на о. Борнео в Малайзии является одним из крупнейших в мире, будучи оснащен восемью технологическими линиями с совокупной производительностью по сжижению в 23 млн. тонн в год. Развитие проекта осуществлялось в три этапа: в 1983 году были поставлены три первых технологических линии, за чем последовало расширение мощностей в 1995 году (три технологических линии, Malaysia Dua) и 2003 году (две технологические линии, Malaysia Tiga). Структура проекта аналогична структуре брунейского проекта: малайзийской государственной компании Petronas и местной администрации Саравака принадлежит основной пакет акций в проекте, в то время как Shell осуществляет техническое руководство проектом, а японские компании отвечают за сбыт продукции. Неудивительно, что основной объем СПГ поставляется в Японию, Корею и Китайский Тайбэй.

Австралия развивала свой потенциал по экспорту СПГ на основе запасов газа на северо-западном континентальном шельфе. СПГ поставляется на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона, причем основная его часть продается в Японию. В рамках австралийского проекта North West Shelf в 1989 году были пущены первые две технологических линии. Проект разрабатывался силами консорциума в составе семи компаний: Woodside, Shell, BHP, BP, Chevron и Mitsubish/Mitsui. В качестве сырья используется газ, поставляемый с морских месторождений Гудвин, Норт-Ранкин и Коссак. Второй проект страны по сжижению природного газа, Darwin, вступил в строй действующих в 2006 году с производительностью в 3,3 млн. тонн в год и использует газ с месторождения Баю-Ундан, расположенного в Районе совместной разработки нефтегазовых ресурсов силами Австралии и Тимор-Лесте в Тиморском море. В проекте Darwin участвовали основные партнеры проекта Keinai LNG (Аляска): ConocoPhillips в производственной части, а Tokyo Electric и Tokyo Gas – как покупатели продукции. Начаты строительные работы в рамках проекта Pluto, и осуществляется планирование еще двух новых проектов – Ichthys и Gorgon.

Завод по производству СПГ, проект Qatargas (Катар)Катар имеет крупнейшее месторождение газа в мире – Северное (доказанные запасы газа составляют 905 трлн. кубических футов ). Хотя страна начала деятельность в сфере СПГ не так давно, сдав в эксплуатацию свой первый проект СПГ (Qatargas 1) в 1996 году, на сегодняшний день она уже располагает крупнейшими мощностями по сжижению газа в мире. Все восемь технологических линий Катара (общей производительностью в 30 млн. тонн в год) расположены в Рас-Лаффане. Но это лишь только начало. В следующие несколько лет будет завершено строительство шести технологических линий мощностью в 7,8 млн. т в год. С их пуском мощности по сжижению газа в Катаре в 2011-2012 годах достигнут 77 млн. т в год . В указанных существующих и будущих проектах основные пакеты акций принадлежат государственной компании Qatar Petroleum, в то время как ExxonMobil осуществляет руководство в рамках большинства из них в области технологии и сбыта. Исключениями являются проекты Qatargas 3 (ConocoPhillips) и Qatargas 4 (Shell). Помимо размера запасов в стране, географическое положение Катара имеет то преимущество, что он расположен между атлантическим и тихоокеанским рынками, что облегчает поставки СПГ на оба рынка. С пуском новых технологических линий базис мировой торговли СПГ кардинально изменится.

С учетом того, что Катар является страной – участницей ОПЕК, объемы добычи нефти в нем подпадают под ограничения системы квот ОПЕК. Вместе с тем, эта система не распространяется на широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). По оценке МЭА, после ввода в эксплуатацию всех планируемых технологических линий в 2011-2012 годах Катар будет производить порядка 1 млн. баррелей ШФЛУ в сутки, причем большая часть из этого объема будет побочным продуктом производства СПГ. В указанный период объем производства ШФЛУ в Катаре практически сравняется с его потенциальным объемом добычи нефти на уровне 1,1 млн. баррелей в сутки.

В последние годы пять новых поставщиков СПГ – Нигерия (1999 год), Тринидад и Тобаго (1999 год), Египет (2004 год), Экваториальная Гвинея (2007) и Норвегия (2007) – появились в Атлантическом бассейне и один – Оман (2000 год) – на Ближнем Востоке.

завод по сжижению природного газа Atlantic LNG (Тринидад и Тобаго)Проект Atlantic LNG начал эксплуатироваться в Тринидаде и Тобаго в 1999 году. Он разработан консорциумом международных нефтяных компаний в составе BP, BG, Repsol и Tractebel (государственная компания NGC Тrinidad and Tobago является миноритарным акционером). В настоящее время функционируют четыре технологических линии с общей производительностью в 15 млн. тонн в год. За исключением четвертой технологической линии, которая работает по толлинговой системе (с поставщиков газа взимается плата за услуги по сжижению), в рамках проекта Atlantic LNG применяется схема трансфертного ценообразования: он закупает используемый в качестве сырья газ у поставщиков, сжижает его и продает СПГ дочерним компаниям партнеров по проекту на условиях FOB. При такой системе считается, что в рамках проекта Atlantic LNG начались торговые операции на основе самоконтрактования. Большая часть производимого СПГ экспортируется в США с поставкой небольших количеств в Доминиканскую Республику, Пуэрто-Рико, Европу и на азиатско-тихоокеанский рынок.

В Нигерии наблюдается стремительное расширение проекта Nigeria LNG, реализуемого на о. Бонни в дельте реки Нигер. В настоящее время эксплуатируется пять технологических линий, и еще одна находится на стадии строительства. С пуском шестой технологической линии мощности по сжижению достигнет 21 млн. тонн в год. Партнерами по проекту являются государственная компания Nigeria National Petroleum Company (NNPC), Shell, Total и Eni. Продукция, производимая в рамках проекта Nigeria LNG, реализуется на основе спот и в рамках долгосрочных контрактов. В этой связи состав покупателей является диверсифицированным и включает в себя не только компании Европы и США, но и участников на рынке Тихоокеанского бассейна. Страна планирует сооружение седьмой технологической линии, а также осуществление двух новых проектов низового уровня (Olokola и Brass).

На Ближнем Востоке в 2000 году были введены в строй действующих две технологических линии проекта СПГ в Омане. После пуска проекта Qalhat LNG в 2005 году, в настоящее время в стране имеется три технологических линии мощностью в 3,3 млн. тонн в год. Данные проекты осуществляются как совместные предприятия с участием правительства Омана и компании Shell. Основными покупателями продукции являются Корея и Япония. Использующийся в качестве сырья газ поступает с газовых месторождений в центральной части Омана, оператором которых является Petroleum Development Oman (PDO), по трубопроводу протяженностью в 360 км на завод по сжижению, находящийся близ столицы страны г. Маската.

Завод по сжижению природного газа (производство СПГ) (SEGAS)На сегодняшний день в Египте осуществляется два проекта СПГ. Эксплуатация проекта Damietta (SEGAS) началась в 2004 году с одной технологической линией производительностью в 5,5 млн. тонн в год. Уникальная особенность данного проекта заключается в участии испанского коммунального предприятия и крупного покупателя СПГ – Union Fenosa – наряду с Eni и государственными компаниями EGAS и EGPC. Проект Idku (Egyptian LNG) вступил в строй действующих в 2005 году и оснащен двумя технологическими линиями мощностью по 3,6 млн. тонн в год каждая. Участниками проекта являются BG, Petronas и EGAS/EGPC. Природный газ на эти заводы поставляется с месторождений Скараб, Саффрон и Симиан-Сиенна в Западной Дельте. Египет экспортирует СПГ в Испанию, Францию и США, а также в Корею и Японию.

В мае 2007 года было объявлено об отгрузке первой партии СПГ с технологической линии возглавляемого компанией Marathon проекта Bioko Island мощностью в 3,4 млн. т в год в Экваториальной Гвинее. Согласно информации, предоставленной Marathon, общие затраты по проекту не превысили бюджета в 1,5 млрд. долл. США. Завод по сжижению находится близ столицы страны г. Малабо. Используемый в качестве сырья газ поставляется с морского месторождения Алба, оператором которого также является Marathon. Имеется договоренность с BG о поставке 3,4 млн. тонн СПГ в год на протяжении 17 лет. На о. Биоко планируется построить еще одну технологическую линию.

За проектом Bioko Island последовал пуск проекта Snohvit в Норвегии, в рамках которого производство СПГ началось в сентябре 2007 года. Проект оснащен одной технологической линией сжижения мощностью в 4,1 млн. т в год, которая находится на острове Мелкоя. Природный газ поставляется с месторождений Сновит, Альбатросс и Аскеладд в Баренцевом море по подводному газопроводу протяженностью в 150 км. Весь проект осуществляется за Полярным кругом. Его оператором является компания StatoilHydro, но после того, как завод заработал, было объявлено о некоторых эксплуатационных проблемах. Первая партия СПГ была отправлена морем в ноябре 2007 года, но завод все еще переживает эксплуатационные проблемы.

Источник: «Развитие рынка СПГ: роль Энергетической Хартии» (Секретариат Энергетической Хартии, 2008)