Rozwój globalnego handlu gazem LNG. Już nie tylko Azja

Transkrypt

1 Rozwój globalnego handlu gazem LNG. Już nie tylko Azja Autor: Jerzy Bielski ( Nafta & Gaz Biznes- kwiecień maj 2005) Zużycie skroplonego gazu ziemnego (Liquid Natural Gas, LNG) rośnie szybciej niż zużycie gazu ziemnego przesyłanego gazociągami. W formie ciekłej przewozi się 158,5 mln t gazu rocznie. Długookresowe prognozy wskazują na wyraźny wzrost znaczenia handlu LNG zarówno na poziomie regionalnym, jak i międzynarodowym. Według przewidywań Międzynarodowej Unii Gazowniczej (IGU), w 2010 r. objętość gazu przesyłanego gazociągami wyniesie od 205 do 225 mld m 3, natomiast w postaci LNG mld m 3. Jednak już w 2030 r. handel gazem LNG może być porównywalny, a nawet większy niż gazem przesyłanym magistralami gazowymi i osiągnie poziom od 340 do 600 mld m 3 (gazociągami od 340 do 390 mld m 3 ). Rosnące znaczenie handlu LNG wynika z łatwości stosowania tej formy przesyłu przy różnych usytuowaniach złóż gazu ziemnego i ich odbiorców. Skroplenie gazu i jego transport statkami pozwala na wykorzystanie dużych rezerw tego paliwa znajdujących się w odległych od odbiorców częściach świata. Równie ważną przyczyną wzrostu importu LNG jest dążenie do dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego, którego produkcja jest dziś silnie skoncentrowana (w Rosji, gdzie znajduje się ponad 30% światowych rezerw gazu oraz w rejonie Zatoki Perskiej 36%). Stale obniżają się koszty inwestycyjne i eksploatacyjne poszczególnych ogniw łańcucha LNG, wskutek czego obrót gazem w tej postaci staje się bardziej opłacalny dla producentów, a wciąż atrakcyjny dla importerów. Cechą handlu gazem LNG jest też elastyczne dostosowywanie do wymogów i warunków rynkowych. W 2002 r. tylko ok. 8% światowego handlu LNG odbywało się na zasadach kontraktów krótkoterminowych. Wraz ze wzrostem rynku oraz liczby podmiotów w nim uczestniczących, zwiększy się udział transakcji spotowych i w oparciu o kontrakty krótkoterminowe. Zastosowanie LNG Gaz w postaci ciekłej to bezbarwny płyn, który składa się głównie z metanu (75%), azotu (5%) oraz domieszek innych węglowodorów. Z 1 m 3 LNG można uzyskać 584 m 3 gazu sieciowego, a z 1 t ok m 3 gazu. W zbiorniku LNG o pojemności 80 tys. m 3 mieści się ok. 48 mln m 3 gazu sieciowego. Metodę skraplania gazu ziemnego i jego przesył tankowcami stosuje się od ponad 40 lat. Przy zastosowaniu odpowiednich izolowanych przewodów i armatury, ze skroplonym gazem ziemnym można obchodzić się jak ze zwykłymi cieczami. LNG ma szereg zastosowań, a sposobów jego użytkowania przybywa.

2 Po regazyfikacji stanowi źródło gazu ziemnego rozprowadzanego siecią. Nadaje się do sezonowego magazynowania, a zwłaszcza pokrywania odbiorów szczytowych z podziemnych zbiorników. Może być stosowany jako paliwo silnikowe w samochodach z silnikami wysokoprężnymi, autobusach, lokomotywach, helikopterach i samolotach ponaddźwiękowych. Ponieważ jego objętość jest mniejsza od objętości sprężonego gazu ziemnego (CNG), w zbiornikach można zgromadzić znacznie więcej paliwa. Jest to szczególne korzystne w przypadku silników zużywających duże ilości paliwa. LNG służy do zaopatrywania odbiorców satelitarnych, nie posiadających połączeń gazociągowych. Jest wówczas magazynowany, a następnie regazyfikowany i przesyłany do użytkowników. Pozwala to na zwiększenie liczby użytkowników gazu ziemnego. Może być wykorzystywany jako źródło zimna, np. w generatorach MHD do chłodzenia magnesów, w przemyśle rafineryjno-petrochemicznym do niskotemperaturowego frakcjonowania gazów węglowodorowych, w medycynie do konserwowania krwi i tkanek przeznaczonych do przeszczepów. W ostatnich latach wzrasta również zainteresowanie możliwością wykorzystania LNG jako paliwa do elektrowni. Tego typu elektrownia działa np. w japońskiej Jokohamie i jest opalana LNG dostarczanym z Alaski. Jednak ze względu na niższą wydajność, elektrownie na LNG będą miały raczej niewielki udział w ogólnej produkcji energii. Łańcuch LNG Handel skroplonym gazem odbywa się w ramach projektów LNG, zwanych również łańcuchami LNG. Łańcuch LNG powstaje wówczas, gdy transport gazociągowy jest niemożliwy lub nieopłacalny, tzn. gdy przekroczona zostanie graniczna odległość hipotetycznego gazociągu określana na ok. 3 tys. km przy gazociągu podmorskim i 5 tys. km przy gazociągu lądowym. Produkcja LNG jest technicznie skomplikowanym i kosztownym procesem, podejmowanym głównie dla celów eksportu gazu, a finansowanym z reguły przez międzynarodowe konsorcja, często z udziałem eksporterów i importerów LNG. Szacuje się, że koszt budowanego od podstaw łańcucha LNG (od wydobycia gazu do załadunku na metanowiec) wynosi ok. 700 mln USD na 1 mln t rocznej wydajności instalacji. Na system dostawczy składają się gazociągi poprowadzone ze złoża gazowego do instalacji skraplania gazu. Instalacje te stanowią najważniejszą część systemu. Gaz ziemny po skropleniu zmniejsza swoją objętość ok. 600 razy. Temperatura skraplania metanu wynosi -161,6 C. Wybór instalacji skraplania uzależniony jest od wymaganej wydajności, zawartości CO 2, H 2 S, N 2, węglowodorów cięższych oraz jego ciśnienia. Najczęściej stosuje się trzy metody skraplania gazu ziemnego: klasyczny cykl kaskadowy, autooziębiający cykl kaskadowy oraz cykl rozprężania z zastosowaniem turboekspandera. Po skropleniu gaz jest kierowany do zbiorników magazynowych, z których napełnia się metanowce. W porcie przeznaczenia znajdują się zbiorniki magazynowe dla przyjęcia LNG oraz instalacja do regazyfikacji. Instalacje regazyfikacyjne dobiera się w zależności od charakteru pracy: ciągłej lub

3 tylko dla pokrywania zapotrzebowań szczytowych. Podstawowymi instalacjami do regazyfikacji są odparowalniki o różnej konstrukcji, wydajności i sposobie ogrzewania. Odparowalniki mogą być ogrzewane wodą morską, rzeczną albo powietrzem, a także za pomocą palników gazowych lub ogrzewania elektrycznego, parą wodną lub wodą, w której są zanurzone palniki gazowe, izopentanem lub innymi ciekłymi nośnikami ciepła. Magazynowanie LNG stanowi ważną część infrastruktury. Wielkość parku magazynowego w terminalach odbiorczych szacuje się na 16 mln m 3, z czego 65,5% przypada na Japonię. Zbiorniki do magazynowania LNG (metalowe, żelbetowe lub podziemne w zamrożonym gruncie bądź w kawernach podziemnych) w terminalach odbiorczych osiągają pojemność 35 tys. do 200 tys. mln m 3. Największe zbiorniki zbudowano w Japonii i są podziemnego typu. Gaz pozostaje w nich w stanie ciągłego wrzenia, przez co dochodzi do strat pewnej ilości LNG. Obecnie funkcjonuje ponad 40 terminali odbiorczych LNG, rozmieszczonych na trzech kontynentach (Ameryka Północna, Europa, Azja). W najbliższych 10 latach liczba terminali ma wzrosnąć do ok. 60. Wydajność magazynowa może osiągnąć 24 mln m 3. Koszty w dół Przewiduje się, że koszt pozyskania LNG będzie stopniowo zbliżał się do kosztów gazu dostarczanego gazociągiem tranzytowym, głównie dzięki postępowi technologii. Obniżanie kosztów następuje poprzez zwiększanie wydajności ciągów produkcyjnych (wrosła ona z 60 tys. t/rok w 1964 r. do 2,6 mln t obecnie i 3 mln t w przyszłości). Koszt skraplania można obniżyć nawet o 30% przez wprowadzenie nowych turbin (płytowych wymienników ciepła zamiast spiralnych), a także podwyższenie ciśnienia roboczego w instalacji 5-15 MPa. Koszt budowy metanowca jest dwukrotnie większy od kosztu budowy tankowca do przewozu ropy naftowej lub produktów ropopochodnych. Wynika to nie tylko z konieczności utrzymania przez cały okres transportu niskiej temperatury, co wymaga specjalnych urządzeń, lecz także z faktu, iż gęstość LNG jest mniejsza niż 0,5g/cm 3. A zatem 1 t LNG zajmuje większą objętość niż 1 t ropy o typowej gęstości ok. 0,85g/cm 3. Jedyną możliwością obniżenia kosztów transportu morskiego jest zwiększenie wielkości statków do 200 tys. m 3 i ich prędkości podróżnych. Koszty transportu stanowiące 10-50% ogólnych kosztów pozyskania LNG, stale rosną. Przyczyną tego jest zwiększenie kosztów budowy metanowców w ciągu ostatnich 20 lat wzrosły one dwukrotnie i dziś nowo zbudowany metanowiec o pojemności 125 tys. m 3 kosztuje ok. 300 mln USD. Metanowce o tej pojemności pojawiły się w latach 80., początkowo obsługiwały trasę Algieria-Stany Zjednoczone. Dziś taką samą pojemność posiada wiele metanowców, np. Bishumaru, który od 1983 r. wozi LNG z Indonezji do Japonii. Zbiorniki metanowców napełnia się LNG do 98,5% ich pojemności za pomocą pomp zanurzeniowych pogrążonych razem z silnikiem w LNG. Przy rozładunku na dnie każdego zbiornika pozostaje ok. 10 m 3 LNG w celu utrzymania niskiej temperatury w czasie powtórnych pustych rejsów. Umożliwia to następnie załadunek LNG bez groźby jego regazyfikacji. W czasie transportu pewna ilość LNG odparowuje, część spala się w kotłach, w których wytwarza się parę dla turbin napędzających statek.

4 Bezpieczeństwo przewozu gwarantuje szereg urządzeń zabezpieczających i kontrolnych, np. zbiorniki ze skroplonym azotem. W przypadku wzrostu ciśnienia w zbiornikach LNG, jest on do nich wprowadzany autonomicznie. Gdy w parowej przestrzeni zbiornika zawartość azotu wzrośnie do 30%, zapalenie się gazu staje się niemożliwe. LNG można też transportować drogą lądową w cysternach samochodowych, kolejowych lub rurociągami. Zbiorniki cystern samochodowych mają dwie ścianki, pomiędzy którymi znajduje się próżnia zapewniająca izolację cieplną. Ciśnienie robocze wynosi 0,35 MPa. Dla utrzymania tego ciśnienia część LNG jest celowo odparowana. Pojemność tych zbiorników wynosi 22,3 m 3. Transport LNG drogą lądową stosowany jest głównie w USA, Niemczech, Francji i krajach WNP. Cysterny kolejowe posiadają zbiorniki zbudowane ze stali zawierającej 9% niklu. Pomiędzy podwójnymi ściankami zbiorników znajduje się próżnia izolująca, a ich pojemność wynosi 54 m 3. W konstrukcji tych zbiorników zastosowano dodatkowo elastyczne przegrody, których zadaniem jest przenoszenie naprężeń na zewnętrzną ściankę. Cysterny o takiej konstrukcji stosowane są w Europie i różnią się od amerykańskich tylko pojemnością (stosowane w USA mają pojemność 133 m 3 ). Transport LNG rurociągami stosowany jest na krótkich odcinkach, głównie w obrębie terminali odbiorczych i wysyłkowych, urządzeń skraplających i regazyfikujących oraz do załadunku i rozładunku metanowców. Zastosowanie tej metody na dłuższych dystansach jest możliwe pod warunkiem zbudowania instalacji stacji ochładzających. Do budowy rurociągów wymagane jest zastosowanie drogich metali lub stopów odpornych na niską temperaturę (aluminium lub stal z zawartością do 9% niklu). Próby transportowania LNG rurociągami prowadzone są w Rosji, Kanadzie i USA. Dominują Azjaci, Amerykanie zmniejszają dystans Najwięksi producenci LNG, dostarczający 54% światowego eksportu tego surowca, znajdują się w południowo-wschodniej Azji oraz Oceanii. Afryka zapewnia 24% eksportu, zaś Bliski Wschód 17%. Światowa produkcja LNG jest bardzo skoncentrowana ponad 50% wydobycia kontroluje kilka przedsiębiorstw: Sonatrach (w Algierii), Petramina, Katar Petroleum i Shell. Dwie ostatnie z wymienionych firm zawarły w tym roku umowę dotyczącą budowy zakładu sprężania gazu ziemnego w Katarze. Koszt inwestycji wyniesie 8 mld USD. Gaz będzie wysyłany do USA i Europy. Również w Katarze ruszyła budowa kompleksu gazowego za 12,8 mld USD, który pozwoli koncernowi ExxonMobil eksportować od 2007 r. skroplony gaz do Wielkiej Brytanii. Potentatem na rynku wytwórców LNG jest Indonezja, która z produkcją na poziomie 33 mln t zapewnia 22% światowego eksportu. W czołówce producentów regionu wschodniej Azji (w tzw. basenie Pacyfiku) jest też Malezja (23 mln t) i Brunei (7,6 mln t). Drugi ośrodek produkcji LNG, z 23% udziałem w światowym eksporcie, jest zlokalizowany w rejonie Zatoki Perskiej. Największym eksporterem tego regionu jest Katar (21 mln t). Trzeci region ośrodek to tzw. basen Atlantyku z Algierią na czele. Dostarcza on 29% eksportu. Sytuacja na rynku może ulec istotnym zmianom, po uruchomieniu w 2007 r. wartej 10 mld USD pierwszej rosyjskiej stacji skraplającej na wyspie Sachalin, o mocy przerobowej ok. 12,6 mld m 3 rocznie. Odpowiada to około 8,6% światowego eksportu LNG z 2002 r. Rosyjski koncern Gazprom przygotowuje się do uruchomienia transportu morskiego LNG do Meksyku i dalej do USA. Zaproponował też izraelskiemu resortowi infrastruktury budowę zakładu sprężania gazu ziemnego. Większość z 12 mld m 3 gazu, przesyłanego gazociągiem przez Turcję, po sprężeniu byłaby wysyłana statkami do USA.

5 W szybkim tempie przybywa państw zainteresowanych udziałem w handlu LNG. W 2002 r. liczba eksporterów wzrosła do 12 państw (z 9 w 1997 r.). Instalacje skraplające powstają również w Rosji, Egipcie i Norwegii, które to państwa wkrótce dołączą do eksporterów ciekłego gazu. Angola, Boliwia, Gwinea Równikowa, Iran, Peru, Wenezuela i Jemen planują rozpoczęcie prac nad stacjami skraplającymi. Wielkość eksportu LNG w okresie zwiększyła się o 35% do ok. 153 mld t rocznie. Głównymi odbiorcami LNG są państwa Dalekiego Wschodu z Japonią na czele, która jest największym odbiorcą LNG na świecie, importującym ok. 80% dostaw tego rodzaju gazu na rynku azjatyckim, co stanowi 64% światowej podaży LNG. W ciągu najbliższych lat zużycie LNG w Japonii wzrastać będzie średnio o 2-3% rocznie. Oznacza to, że dostawy skroplonego gazu ziemnego, które w 1995 r. wyniosły 43,7 mln t, do 2015 r. mogą osiągnąć poziom ok. 90 mln t. Japonia importuje gaz ziemny wyłącznie w postaci LNG, z przeznaczeniem głównie do produkcji energii elektrycznej. Japońska elektroenergetyka aż w ponad 65% opiera się na gazie ziemnym. W Japonii działa największy na świecie terminal Sodegaura k. Tokio, którego możliwości odbiorcze wynoszą ok. 10 mln t LNG rocznie. Rozwój rynku LNG nastąpi nie tylko w Japonii, ale także w Korei Południowej, Tajlandii oraz innych krajach azjatyckich. Do grupy konsumentów ciekłego gazu zamierzają dołączyć dynamicznie rozwijające się Chiny i Indie. Plany budowy terminali mają także Bahama, Jamajka, Indonezja, Meksyk, Holandia, Nowa Zelandia i Filipiny. Ponieważ rynek LNG jest opanowany przez tradycyjnych odbiorców, którymi w 75% są kraje Azji południowo-wschodniej, szansą dla nowych odbiorców są nowi producenci LNG, bądź wzrost produkcji importerów tradycyjnych eksporterów. Największe znaczenie dla rozwoju rynku LNG ma wzrastający popyt na gaz ziemny w Stanach Zjednoczonych. W 2002 r. Amerykanie sprowadzili 6,5 mld m 3 LNG, co odpowiada ok. 4% światowego eksportu. Amerykański import ma w 2010 r. zwiększyć się do 62,3 mld m 3, co będzie stanowić 8% gazu zużywanego w Stanach Zjednoczonych. USA staną się wówczas największym na świecie importerem LNG. Eksperci przewidują wzrost dostaw gazu skroplonego także w Europie, zarówno dla tradycyjnych odbiorców, jak i nowych. Wśród dostawców obok Algierii pojawią się eksporterzy z Nigerii, Kataru lub innych krajów pozaeuropejskich, a także z Norwegii. Głównymi dostawcami LNG na stary kontynent są: Algieria (18,6 mln t) i Nigeria (3,1 mln t), a użytkownikami Hiszpania, Turcja, Francja,, Belgia i Włochy. Ponadto kraje europejskie sprowadzają LNG z Kataru, Libii, Trynidadu i Tobago (po 0,6 mln t), Omanu (0,14 mln t). Udział LNG w pokryciu zapotrzebowania na gaz w Europie prawdopodobnie nie przekroczy 10% w 2015 r. Ograniczony zasięg i zakres oddziaływania LNG wynika z dostępności gazu rosyjskiego oraz prowadzonego wydobycia na Morzu Północnym. W tej sytuacji zużycie LNG koncentruje się głównie w rejonie basenu Morza Śródziemnego w oparciu o dostawy gazu z północnej Afryki, zwłaszcza z Algierii. Dostawy te mają w większości za zadanie pokrywanie nierównomierności zapotrzebowania na gaz. Ograniczeniem dla skali wykorzystywania LNG w Europie jest relacja cen zakupu gazu z różnych możliwych kierunków dostaw. Z reguły cena LNG jest wyższa od ceny równoważnej ilości gazu

6 importowaną drogą lądową gazociągami. Z tych powodów w Polsce odsunięto na dalszą przyszłość programy dostaw gazu w postaci LNG. (Obecnie jedynym w Polsce producentem LNG jest Krio w Odolanowie, jednak jego produkcja jest niewielka i jest on produktem ubocznym). Import LNG był rozpatrywany ze względu na potrzebę dywersyfikacji kierunków pozyskiwania gazu dla Polski, a tym samym zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju, a także jako uzupełniający dla krajowych podziemnych magazynów środek regulacji lokalnych nierównomierności poborów gazu oraz jako nośnik energii przeznaczony do zasilania odbiorców satelitarnych, umożliwiający rozwój rynków lokalnych odległych od gazociągów przesyłowych. Według jednego z projektów, terminal LNG do przyjmowania metanowców o pojemności tys. m 3 miał zostać zbudowany w Zatoce Gdańskiej. Import LNG w ilościach ekwiwalentnych dla dostawy 3 mld m 3 /rok gazu ziemnego wysokometanowego miał się rozpocząć w 2010 r. Inny projekt zakładał lokalizację terminalu odbiorczego LNG w okolicach Szczecina, co miało na celu stworzenie technicznych warunków dla importu 2-5 mld m 3 gazu ziemnego rocznie. W wykonanych analizach rozważano możliwość importu gazu z Algierii, Libii, Nigerii i Norwegii. Z szacunków wynika, że całoroczny równomierny import LNG z Norwegii byłby opłacalny przy cenie sprzedaży gazu wynoszącej 215 USD/1000 m 3 gazu, a w przypadku całorocznych dostaw LNG z Kataru minimalna cena sprzedaży gazu odbiorcom krajowym wyniosłaby 218 USD/1000 m 3. Przy mniejszych dostawach ceny te wyniosłyby odpowiednio: przy imporcie LNG z Norwegii 240 USD/1000 m 3, przy imporcie LNG z Kataru 248 USD/1000 m 3. Import z Norwegii w ciągu czterech miesięcy w roku wymagałby minimalnej ceny sprzedaży gazu na poziomie 260 USD/1000 m 3. Dla porównania, ceny rosyjskiego gazu dostarczanego gazociągami wynoszą około USD/1000 m 3 gazu.