3.6. Газовые альтернативы

Во многих газодобывающих странах имеются месторождения природного газа, находящиеся в труднодоступных районах вдалеке от мест потребления газа. Традиционный способ их подключения к газовым рынкам посредством строительства магистральный газопроводов часто оказывается либо технически, либо экономически нецелесообразным. Подобные месторождения еще называют «запертыми». Учитывая тот факт, что многие из таких месторождений имеют большие запасы газа, превращение этих запасов в востребованный обществом продукт (иначе называемое монетизацией запасов) весьма актуально [219].

Из альтернатив по подсоединению таких месторождений к газовому рынку рассмотрены три (прокладка и эксплуатация газопроводов, производство и транспортировка сжиженного природного газа, производство и использование синтетических жидких топлив).

Обязательными условиями реализации упомянутых газовых альтернатив являются: наличие значительных запасов газа, позволяющих осуществлять устойчивую добычу в период не менее 30 лет; относительно невысокая стоимость газа на устье скважины - порядка 18-25 долл./тыс. м³.

Первая альтернатива - прокладка и эксплуатация газопровода - прекрасно освоена и широко используется в мире, в т.ч. в России. Могут быть названы многочисленные примеры прокладки газопроводов в суровых арктических условиях, в горах, по дну моря и т.п. Но средняя величина удельных капитальных затрат на прокладку газопровода составляет 1,5 млн долл. на 1 км его протяженности, а затраты на прокачку газа по газопроводу составляют 13-15 долл./тыс.м³/1000 км. При протяженности магистральных газопроводов, составляющей в среднем порядка 4000 км, стоимость проекта по его сооружению составляет 6 млрд долл.; затраты на транспортировку достигают 60 долл./тыс.м³, а издержки по добыче и транспортировке газа - 85 долл./тыс. м³. По предварительным оценкам экспертов внутренняя норма рентабельности инвестиционного проекта по прокладке и эксплуатации газопровода большой протяженности от труднодоступных месторождений составляет 9­12%. Рынок сетевого газа имеется.

Вторая альтернатива - производство, транспортировка и потребление сжиженного природного газа (СПГ) - пока освоена в нескольких странах - производителях (Индонезия, Малайзия, Алжир, Нигерия, Ливия, Египет, Катар, ААЭ, Оман, Тринидад и Тобаго, США) и странах - потребителях (Япония, Южная Корея, Тайвань, США, ряд европейских стран).

Технология производства и использования СПГ многоступенчатая: очистка газа - его сжижение - хранение СПГ в пункте отправки - погрузка в танкеры-метановозы - транспортировка - разгрузка в порту страны-потребителя - хранение - регазификация - транспортировка по распределительным сетям потребителям. Удельные капитальные вложения благодаря использованию достижений научно-технического прогресса в последние годы заметно снизились, но тем не менее они составляют не менее 200 долл./т. При мощности современной установки по сжижению 5 млн т/год СПГ стоимость ее составляет порядка 1 млрд долл. Для транспортировки такого объема СПГ потребуется 5 танкеров- метановозов вместимостью 135 тыс. м и стоимостью не менее 200 млн долл. каждый. Следовательно, капиталовложения в приобретение танкеров составят также порядка 1 млрд долл. Стоимость объектов инфраструктуры потребления СПГ (терминалы, хранилища, установка регазификации, распределительные сети) для проекта мощностью 5 млн т/год составляет 0,5 млрд долл. Суммарная стоимость проекта по производству, транспортировке и использованию СПГ - порядка 2,5 млрд долл. Ориентировочная величина издержек производства и транспортировки СПГ - 110-120 долл./тыс.м³ или 150-165 долл./т. По оценкам экспертов внутренняя норма рентабельности проекта по производству, транспортировке и использованию СПГ - 12-14%. Рынок СПГ сложился в упомянутых выше странах. В России такого рынка пока нет, однако имеются условия для организации производства и экспорта СПГ, а именно: значительные запасы газа труднодоступных месторождений; относительно невысокая цена добычи газа на этих месторождениях - 15-25 долл./тыс.м³; стремление российского газового монополиста Газпрома выйти на рынок СПГ.

Третья альтернатива - производство синтетических жидких топлив (СЖТ) из природного газа - реализована на двух крупных (компанией Sasol в ЮАР и компанией Shell в Малайзии) и нескольких небольших опытно-промышленных установках (США). В России производство СЖТ осуществлено на лабораторных и опытных установках. Технология производства СЖТ из природного газа состоит из нескольких стадий: очистка газа - производство синтез-газа (смеси СО и Н₂) - получение СЖТ по реакции Фишера-Тропша - доведение полученных жидких углеводородов до кондиции моторных топлив. Имеется также технология получения диметилового эфира (ДМЭ): очистка газа - синтез ДМЭ в одну стадию или две стадии (через метанол). СЖТ имеют благоприятные экологические характеристики (практически не содержат серы и ароматических углеводородов), что определяет их преимущество перед традиционными моторными топливами из нефти. При использовании СЖТ в качестве моторных топлив может быть использована инфраструктура потребления традиционных моторных топлив из нефтяного сырья (продуктопроводы, хранилища, заправочные устройства). Переделки автомобилей не требуется. При использовании ДМЭ, который является отличным дизельным топливом (цетановое число - 60-70), может быть использована инфраструктура потребления, созданная для сжиженных пропана и бутана. Потребуется оборудовать автомобили баллонами и провести небольшие конструкторские изменения двигателя. Удельные капитальные затраты получения СЖТ по современным технологиям - 500 долл./т; для крупномасштабной установки мощностью 5 млн т/год инвестиции составят 2,5 млрд долл. Издержки производства СЖТ оцениваются в 165 долл./т (в условиях побережья Мексиканского залива США при цене газа 18 долл./тыс м³). Удельные капитальные затраты на производство ДМЭ соизмеримы с показателями производства метанола - 300 долл./т; издержки производства ДМЭ оцениваются в 100 долл./т (в тех же условиях). Внутренняя норма рентабельности инвестиционного проекта создания крупномасштабного производства СЖТ по оценке экспертов составляет 13-17%. Рынок СЖТ пока ограничен продукцией двух действующих предприятий, однако уже идет строительство двух крупных установок (в Катаре и Нигерии); несколько крупномасштабных проектов утверждены и находятся на стадии проектирования; ряд проектов проходят стадию технико-экономического обоснования и утверждения правительствами стран - производителей. Российского рынка СЖТ пока не существует, однако возможности для его создания имеются. Это - те же самые факторы, что и для рынка СПГ: наличие больших запасов относительно недорогого газа труднодоступных месторождений; заинтересованность Газпрома в создании индустрии СЖТ.

В табл. 3.44 представлены в наиболее общем виде рассматриваемые «газовые» альтернативы.

Таблица 3.44 Альтернативы по утилизации газа труднодоступных месторождений Альтернативы	Технологическая цепочка	Внутренняя норма рентабельности проекта, %	Состояние рынка
Газопровод	Подготовка - транспортировка - потребление газа	9-12	Полная готовность принять сетевой газ
Сжиженный природный газ	Очистка газа - сжижение - хранение - транспортировка - хранение - регазификация - потребление газа	12-14	Имеется рынок в ограниченном числе стран. Российского рынка СПГ нет
Синтетическое жидкое топливо	Очистка газа - производство синтез-газа - получение СЖТ - кондиционирование СЖТ - использование в качестве моторного топлива	13-17	Пока рынка как такового нет.

Как определяется выбор альтернатив добычи и использования природного газа т.н. «запертых» месторождений в различных странах мира? Ниже рассмотрено несколько характерных случаев.

Случай 1. Использование газа крупнейшего в мире газового месторождения Северное (North field) в Катаре.

Одна из возможных альтернатив подключения газовых богатств месторождения Северное в Катаре - строительство подводного газопровода от месторождения до прибрежного пункта в Абу-Даби и наземного газопровода до г. Аль-Фуджайра, где имеется электростанция и установка по опреснению морской воды. В течение ближайших 5 лет комплекс в г. Аль-Фуджайра будет снабжаться сжиженным природным газом из Омана. После завершения строительства газопровода газ из Катара пойдет в эмират Абу-Даби и дальше в Оман для обеспечения нефтехимического комплекса в г. Сухар.

Вторая альтернатива - производство и транспортировка СПГ. Уже сейчас в Катаре имеются два предприятия по производству СПГ (компании Qatargas - 3 блока суммарной мощностью 9,4 млрд м³/год и компании Rasgas - 2 блока суммарной мощностью 9,1 млрд м³/год). В стадии строительства находится блок № компании Qatargas (мощность 6,6 млрд м³/год, пуск - 2005-2006 гг.) и блоки № компании Rasgas (мощность каждого 6,5 млрд м³/год, пуск - 2005 г.). Имеется еще несколько амбициозных проектов по созданию мощностей по производству СПГ, в частности, совместный проект Qatargas с американской компанией Conoco-Phillips (мощность 10,3 млрд м³, пуск - 2007 г.) и совместный проект Qatargas с американской компанией Exxon Mobil (мощность - 19,3 млрд м³/год, пуск - 2008 г.), а также совместный проект компании Rasgas и Exxon Mobil (мощность 21,5 млрд м³/год, пуск - 2009 г.). К концу нынешнего десятилетия Катар превратится в одного из крупнейших в мире производителей СПГ.

Третья альтернатива - производство СЖТ из природного газа. Уже строится завод по производству СЖТ в Катаре (проект ORIX - осуществляется совместно компанией Qatar

Petroleum Corp. (Катар), Chevron-Texaco (США) и Sasol (ЮАР). В разной степени готовности находятся еще 4 проекта по созданию установок по производству СЖТ.

По данным эксперта журнала Oil and Gas Journal Б.Типпи (B.Tippee) затраты на сооружение газопровода для обеспечения газом из месторождения Северное в Катаре двух стран (эмирата Абу-Даби и Омана) составят порядка 0,7 млрд долл. Сооружение завода по сжижению мощностью 5,6 млрд м³/год обойдется в 0,8 млрд долл., покупка 6 танкеров - 0,84 млрд долл., затраты в инфраструктуру составят 0,24 млрд долл., а суммарные инвестиции по проекту - 1,88 млрд долл. Издержки производства СПГ, включая стоимость исходного природного газа, операционные расходы и процент на вложенный капитал - 107 долл./тыс м³. Ориентировочная продажная цена СПГ в месте отгрузки - 126 долл./тыс.м³. Сооружение завода по производству СЖТ, перерабатывающего 5,6 млрд м³/год газа, потребует инвестиций в размере 1,6 млрд долл. Операционные издержки составят 145 млн долл., или 50 долл./т, суммарные издержки, включая затраты на сырье и процент на вложенный капитал - 170 долл./т. В качестве товарных продуктов получаются 2,1 млн т дизельного топлива по цене (с учетом надбавки за качество) - 220 долл./т, 0,7 млн т высококачественной нафты (сырья для производства этилена и пропилена) - по цене 147 долл./т и 0,1 млн т пропан- бутановой фракции по цене 180 долл./т. По сути дела, каждая из рассматриваемых альтернатив является приемлемой. На основании приведенных расчетов можно сделать вывод, что для такой страны, как Катар, обладающей значительными запасами дешевого природного газа, могут быть рекомендованы все из рассматриваемых альтернатив. Правительство Катара и государственная нефтегазовая компания Qatar Petroleum Corp. сделали ставку на СПГ, собираются строить мощности по производству СЖТ и газопровод для обеспечения газом промышленных комплексов Абу-Даби и Омана [220].

Случай 2. Транспорт туркменского газа.

Серьезные газовые запасы Туркменистана остаются пока слабо востребованными из-за отсутствия необходимой инфраструктуры поставок этого газа к местам его потребления. Немецкими экспертами К.Д. Кауфманном и А.Г.Фальцмейром рассмотрены альтернативы поставок газа крупнейшего в Туркменистане Даулетабадского месторождения в Китай: 1) по газопроводу протяженностью 6300 км Даулетабад - Чарджоу - Чимкент - Каракойн - Урумчи - Ланчжоу - Шанхай (из Туркменистана, через Казахстан, северо-западный и центральный Китай на побережье Восточно-Китайского моря); 2) по газопроводу из Даулетабада (Туркменистан) через Афганистан в Карачи (Пакистан), далее строительство завода по производству СПГ и транспортировка СПГ в Шанхай (9492 км).

Сравнительная оценка альтернатив приведена в табл. 3.45.

Таблица 3.45 Сравнение альтернативных вариантов транспортировки туркменского газа в Китай [221] Показатели	Возможные объемы транспортировки газа, млрд м3
	10	20	30	40
Альтернатива 1 :газопровод Протяженность, км	6300	6300	6300	6300
Стоимость транспортировки газа, долл./тыс.м3	82,8	60,8	51,5	46,1
Альтернатива 2: комбинация газопровода и СПГ
Протяженность газопровода, км	1400	1400	1400	1400
Стоимость транспортировки по газопроводу, долл./тыс м3	18,4	13,3	11,2	10,1
Объем производства СПГ, млн т	7,3	14,6	21,9	29,2
Стоимость транспортировки танкерами- метановозами, долл./тыс.м3	88,2	82,1	76,3	73,4
Общая стоимость транспортировки, долл.тыс. м3	106,6	95,4	87,5	83,5

Согласно расчетам экспертов, вариант транспортировки туркменского газа в Китай по трубопроводу оказался более эффективным, чем комбинированный вариант газопровода и СПГ.

Случай 3. Транспортировка Сахалинского газа.

Транспортировка природного газа, добываемого на шельфе вблизи северной

оконечности о. Сахалин, предусматривается различными способами.

По проекту Сахалин-1 (проектом руководит консорциум во главе с Exxon Mobil Corp.) предусматривалось газ месторождений Одопту, Аркутун-Даги по транссахалинскому газопроводу направлять на юг острова, затем по подводному газопроводу через пролив Лаперуза на японский остров Хоккайдо и далее в район Токио. В последнее время компания Exxon Mobil Corp. начала переговоры о поставках газа в Китай. Для этого маршрут газопровода предполагается изменить: направить по о. Сахалин до пункта, где Татарский пролив имеет наименьшую ширину, затем по дну пролива, по территории России до границы с Китаем и далее в Северо-Восточный Китай. С целью экономии затрат можно использовать уже построенный газопровод «Сахалин - Хабаровск». Трасса газопровода окончательно не утверждена, но ясно одно: операторы проекта Сахалин-1 выбрали газопровод для подачи газа потребителю.

Согласно проекту Сахалин-2 (осуществляемому консорциумом компаний Royal Dutch/Shell, Mitsui и Mitsubishi) газ Пильтун-Астохского и Лунского месторождений (на шельфе близ северной части острова) предполагается направить по транссахалинскому газопроводу на юг острова, где ведется строительство завода по сжижению. Полученный СПГ намереваются поставлять в Японию, Южную Корею и, возможно, в США и Мексику. Соглашения о поставках СПГ энергетическим и газовым компаниям Японии и Ю.Кореи части предполагаемого производства СПГ уже заключены. В этом проекте опыт компании Royal Dutch/Shell в области производства и поставок СПГ, а японских компаний - в строительстве танкеров-метановозов склонил консорциум на выбор варианта с производством и поставками СПГ. Между тем имеется мнение, что более эффективным мог быть вариант организации на о. Сахалин производства синтетического жидкого топлива - диметилового эфира - для использования его как дизельного топлива непосредственно на о. Сахалин и как энергоносителя в странах-импортерах.

Приведенные случаи говорят о том, что нет заранее обусловленных преимуществ какой-либо из газовых альтернатив. Каждый раз должны выполняться соответствующие технико-экономические обоснования, маркетинговые и коммерческие расчеты. В частности, при принятии решения о стратегии вовлечения в эксплуатацию Штокманского месторождения могут быть рассмотрены варианты производства и транспортировки СПГ, транспортировки природного газа по системе газопроводов, включая Северо-Европейский газопровод, а также комбинированный вариант производства СПГ и транспортировки газа по газопроводам.