Światowy handel skroplonym gazem ziemnym (LNG) -stan obecny i kierunki rozwoju Autor: Dr hab. InŜ. Sergiy Filin, profesor PS, dr hab. InŜ Bogusław Zakrzewski, profesor PS, Katedra Klimatyzacji i Transportu Chłodniczego, Wydział Techniki Morskiej, Politechnika Szczecińska ( Energetyka listopad 2006) Gaz ziemny to najszybciej wzrastające źródło energii. Przewiduje się, Ŝe w ciągu najbliŝszych 10 lat jego światowa produkcja wzrośnie dwukrotnie. Według prognoz w roku 2020 gaz ziemny będzie pokrywał 1/4 światowego zapotrzebowania na energię [4], Obecnie około 75% światowego handlu gazem ziemnym odbywa się za pomocą sieci rurociągów, którymi jest on transportowany w stanie gazowym. Dostawy skroplonego gazu ziemnego (LNG) stanowią pozostałe 25% tego bilansu. Poczynając od 1970 roku odnotowywany jest systematyczny wzrost dostaw gazu w stanie skroplonym. Producenci, eksporterzy i importerzy gazów biorą pod uwagę ten trend przy planowaniu i budowie odpowiedniej infrastruktury. Wiele krajów Europy Środkowej, w tym Polska i Ukraina, uznaje rozwój infrastruktury transportu i przechowywania LNG za niezbędny warunek dywersyfikacji dostaw paliw. Skraplanie gazu ziemnego Skroplenie gazów energetycznych (gazu ziemnego) i innych w celu ich transportu stosuje się od wielu lat ze względów zarówno ekonomicznych jak i bezpieczeństwa. Gazy skroplone o najniŝszych temperaturach wrzenia -160 C przewozi się przewaŝnie przy ciśnieniu atmosferycznym. Właściwości fizyczne wybranych gazów energetycznych zestawiono w tabeli 1. Skraplanie jest procesem, w którym w wyniku odbierania ciepła para lub mieszanina róŝnych par przechodzi ze stanu gazowego w stan ciekły. Powoduje to zmniejszenie zajmowanej objętości o 230 do 585 razy, przy tym samym ciśnieniu. W przypadku mieszanin gazowych skraplanie składników gazowych odbywa się według kolejności coraz niŝszych temperatur skraplania składników.
Gaz w terminalach eksportowych jest oczyszczany z domieszek (CS 2,CO 2, H 2 S, NO, NO 2, gazów szlachetnych, wody, rtęci itp.)- Przy schładzaniu z gazu wydziela się i odprowadza większą część cięŝkich węglowodorów (na przykład butan). Potem prawie czysty skroplony metan oddziela się od gazów nie skraplających się w tej temperaturze i gromadzi się w zbiornikach kriogenicznych. Skład chemiczny gazu ziemnego wydobywanego z róŝnych złóŝ przedstawiono w tabeli 2. Gaz ziemny w zaleŝności od złoŝa zawiera po skropleniu od 90 do 95% metanu reszta to etan lub/i propan. W odróŝnieniu od gazu miejskiego nie zawiera on trującego tlenku węgla. Po skropleniu gaz ziemny oczyszczony zajmuje -1/550 części swojej objętości w stanie gazowym. Technologia produkcji i transportu LNG Zgodnie z oceną U.S. Insłitute of Gas Technology, transport morski LNG cechuje się większą opłacalnością (efektywnością transportu) w porównaniu z rurociągiem podwodnym przy odległości powyŝej 700 mil morskich oraz w porównaniu z rurociągiem lądowym przy odległości powyŝej 2200 mil morskich [1]. Do przygotowywania LNG do międzynarodowych przewozów morskich stosowana jest z reguły specjalna technologia, zgodnie z którą gaz ziemny wydobyty ze złóŝ lądowych lub na szelfie dostarczany jest rurociągami do terminali rozmieszczonych na wybrzeŝu. Gaz w tych terminalach jest oczyszczany i skraplany. Wykaz współczesnych terminali eksportowych LNG zamieszczono w tabeli 3.
LNG ze zbiorników jest pompowany na gazowce (statki przystosowane do przewozu LNG) przez izolowany cieplnie rurociąg. Załadunek 150 000 m 2 gazu trwa od 10 do 12 godzin. Jeden międzynarodowy kontrakt na dostawę LNG jest zwykle obsługiwany przez 1-7 gazowców o nośności od 20 do 140tys. m 3 w zaleŝności od zdolności produkcyjnej i długości trasy dostawy. LNG jest dowoŝony statkami do terminali odbiorczych, które oprócz urządzeń do rozładunku LNG są wyposaŝone w duŝe zbiorniki do przechowywania i regazyfikacji LNG z jednoczesnym podniesieniem ciśnienia gazu przed jego podaniem do rurociągów doprowadzających do odbiorców końcowych. Straty gazu (tzw. Boil-Off Gas) w wyniku odparowanie podczas transportu i przeładunku wykorzystuje się do napędu statku. Pojemności zbiorników działających obecnie terminali wynoszą od 36 tys. do 2,66 mln m 3. MoŜliwości produkcyjne odbiorczych terminali mieszczą się w granicach od 0,3 do 110 mln m 3 gazu na dobę.
Główni producenci oraz międzynarodowy handel LNG Potwierdzone zasoby gazu ziemnego w 2004 roku były szacowane na 170 trylionów metrów sześciennych, to jest 60 razy więcej niŝ wielkość rocznego wydobycia tych gazów [1]. Rysunek 1 ukazuje historię i przewidywane wielkości wydajności produkcji LNG od roku 1990 do 2012 wraz z prawdopodobnymi i moŝliwymi wzrostami. W latach 1990-2000 wydajność skraplania wzrosła o 86%. Wykazano, Ŝe moŝna oczekiwać wzrostu wydajności skraplania o 144% w ciągu kolejnej dekady. JednakŜe sceptycy LNG zauwaŝą, Ŝe zwykle jest o wiele więcej doniesień prasowych o planowanych budowach niŝ realizowanych projektów. Zgodnie z obliczeniami wykonanymi przez NiezaleŜną Instytucją Badawczą Geological Sun/ey (USA), przy obecnym tempie wzrostu zuŝycia, globalne zasoby gazu będą wyczerpane za około 150 lat, przy czym ok. 40% wspomnianych zasobów jest zlokalizowana na Bliskim Wschodzie, 31% w Rosji. Rozkład zuŝycia gazu jest zupełnie inny: obecnie 32% gazu ziemnego zuŝywa się w Ameryce Północnej, 25% w Europie Wschodniej, 17% w Europie Zachodniej, 14% w Azji Południowo-Wschodniej, blisko 6% na Bliskim Wschodzie, 4% w Ameryce Południowej, reszta - w Afryce i Ameryce Środkowej. Do 80% gazu ziemnego spoŝywa się w kraju jego wydobycia. Pozostałe 20%, czyli 0,5 tryliona m 3 /rok, jest przeznaczone na eksport. Za początek międzynarodowego handlu LNG uwaŝa się rok 1965, kiedy uruchomiono pierwszą trasę dostaw skroplonego gazu z terminalu Arzew (Algieria) do Canvey Island (Wielka Brytania). LNG uŝywano dla pokrycia szczytowego zapotrzebowania na gaz, który wtedy produkowano w Anglii z węgla kamiennego. Według danych Oil&Gaz Journal międzynarodowy handel LNG wzrósł z 80 mln ton w 1998 r. (jest to 113 mld m 3 w przeliczeniu na gaz w normalnych warunkach atmosferycznych) do 135 mln ton w 2005 r. Doczołowych eksporterów LNG naleŝą: Indonezja-32%, Algieria - 22%, Malezja - 17%, Australia - 9%, Brunei - 7%, Abu-Dabi - 6%, Katar - 4%, USA - 2%. W ostatnich latach do wymienionej czołówki dołączyły kolejne kraje, w tym Rosja i Iran.
Przewozy LNG drogą morską obrazuje tabela 5 [2]. Jak wynika z niej, światowym liderem spośród odbiorców LNG jest Japonia, która zuŝywa 43,1% jego światowego importu. Drugie miejsce zajmuje Korea Południowa (16,8%), a trzecie Hiszpania (10,5%). Na świecie funkcjonuje 20 terminali produkcyjnych, gdzie odbywa się oczyszczanie, skroplenie oraz załadunek LNG na statki. Jednocześnie działa około 50 terminali odbiorczych LNG, z których połowa zlokalizowana jest w Japonii. Nowe terminale eksportowe LNG, szczególnie duŝe, zwykle są budowane po przygotowaniu długoterminowych kontraktów na dostawę LNG wyznaczonym odbiorcom. JednakŜe obecnie niektórzy dostawcy, np. Oman LNG LCC lub Malaysia LNG Tiga Sdn.Bhd, realizują eksportowe projekty na własne ryzyko, nie mając podpisanych kontraktów z importerami na całkowitą zdolność produkcji. Tacy producenci wolą realizować stosunkowo nieduŝe i tanie projekty terminali produkcyjnych o wydajności do 3 mln ton rocznie przy kosztach inwestycyjnych do 800 mln USD. Na rysunku 2 przedstawiono udział źródeł energii w wytwarzaniu energii w Japonii. Spalanie oleju/ropy osiągnęło poziom udziału w wytwarzaniu energii 73% w 1973 roku i spadło do 10% w 2001. Wzrost udziału węgla i energii nuklearnej wyparł większą część wytwarzania energii z oleju/ropy i coraz bardziej zmuszał LNG do przejęcia roli częściowego pokrywania szczytowego zapotrzebowania, którą wcześniej spełniał olej/ropa. Import LNG z reguły odbywa się na podstawie wieloletnich kontraktów zawieranych na 15, 20 czy 25 lat. Jednocześnie praktykowane są jednorazowe czartery gazowców w celu pokrycia szczytowego zimowego zapotrzebowania gazu, jak na przykład w Turcji. W ciągu najbliŝszych kilku lat do grona importerów LNG dołączą się: Brazylia (6 mln ton rocznie), Izrael (wolnocłowy terminal na 2 mln ton/rok), Chiny (8 mln ton/rok), Tajlandia, Liban (po 1,5 mln ton/rok), Filipiny, Czechy (po 0,7 mln ton/rok) oraz 5-6 innych krajów, w tym Polska. Najbardziej ambitny program importu LNG uruchomiono w Indiach, gdzie w budowie znajduje się 14 odbiorczych terminali LNG z sumarycznym obrotem 40 mln ton gazu rocznie. Większa część gazu jest przeznaczona do produkcji energii elektrycznej (zaplanowana budowa 75 elektrowni gazowych), reszta - na potrzeby przemysłu chemicznego, indywidualnych odbiorców oraz na rozwój samochodowego transportu ze zwiększonym poziomem bezpieczeństwa ekologicznego. MoŜna zwrócić uwagę na fakt, Ŝe dotychczas na import LNG mogły sobie pozwolić jedynie wysoko rozwinięte kraje azjatyckie (Japonia, Korea, Tajwan) z krajowym produktem brutto (PKB) na mieszkańca do 10 tys. USD/rok. Teraz na światowy rynek wkraczają Indie, Chiny, Tajlandia z PKB mniej niŝ 1000 USD rocznie na 1 mieszkańca. Wybrane wskaźniki ekonomiczne systemów eksportu-importu LNG Koszty i terminy projektów terminali LNG zaleŝą od mnóstwa czynników, w tym: składu chemicznego gazu, wydajności systemu oczyszczania i skraplania, usytuowania fabryki względem złóŝ i odbiorców, warunków podatkowych kraju, wybranej strategii realizacji
projektu, konkurencji, itp. Typowa struktura nakładów inwestycyjnych projektu terminalu produkcyjnego LNG przedstawia się następująco: skroplenie gazu - 16%, oczyszczenie gazu - 20%, budowa infrastruktury - 29%, budowa zbiorników - 14%, systemy pomocnicze - 21%. W ciągu ostatnich dziesięciu lat jednostkowe koszty fabryki LNG (w przeliczeniu na 1 tonę wydajności) obniŝyły się o 30-50%. MoŜna stwierdzić, Ŝe kaŝdy następny projekt jest tańszy od poprzedniego. Obecnie koszty typowego terminala produkcyjnego wynoszą około 200 USD/(ton/rok). Głównymi czynnikami obniŝenia wspomnianych kosztów są: zwiększenie wydajności pojedynczych urządzeń (do 3-5 mln ton/ rok) oraz zastosowanie nowych rozwiązań technicznych w technologii skraplania, w tym turbin gazowych do napędu spręŝarek. W analizowanym okresie czasowym cena LNG dla konsumenta spadła z 155 (1990 r.) do 125 USD (2003 r.) za 1000 m 3 LNG. Do 2015 roku zaplanowano zbudowanie ok. 60 nowych terminali LNG, których koszt wynosi 48 mld USD. Ogólne koszty inwestowane do 2010 roku w rozwój światowej produkcji LNG wyniosą około 148 mld USD. Natomiast zyski ze sprzedaŝy LNG w roku 2007 szacowano na poziomie 60 mld USD [5]. W strukturze kosztów LNG dla końcowego odbiorcy (zgodnie z oceną amerykańskich fachowców) przewaŝa skroplenie gazu i transport morski. Wydatki na transport zbiornikowcami zmieniają się w zaleŝności od dystansu, dla długiej trasy przewozu z Kataru
na Wschodnie WybrzeŜe USA udział kosztów jest największy i wynosi 41%. W przeliczeniu na 1 BTU w pracy [2] podaje się takie liczby: wydobycie 0,5-1,0 USD, czyli 23%, skroplenie i załadunek 0,8-1,2 USD, czyli 35%, przewóz morzem 0,7-1,0 USD, czyli 30%, rozładunek, regazyfikacja, składowanie 0,3-0,5 USD, czyli 12%. Stąd aktualnym jest problem obniŝenia kosztów transportu LNG. W celu obniŝenia kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych budowane gazowce - metanowce nie są wyposaŝone w urządzenia do wtórnego skraplania gazu. Zamiast tego odparowany metan wykorzystuje się jako paliwo w systemach energetycznych statku. Współczesna flota statków do przewozu LNG W dniu dzisiejszym światowa flota gazowców liczy 1200 statków [3]. W tabelach 6 i 7, zaczerpniętych z pracy [3] i sporządzonych na podstawie dokumentów U.S. Center for Energy Economics", przedstawiono klasyfikację współczesnej floty statków do przewozu gazów LNG bez uwzględnienia statków do przewozu gazów typu LPG i innych. W tabeli 6 statki zgrupowano według sumarycznej pojemności zbiorników: 82% gazowców posiada pojemność od 120 do 149 tys. m 3. Sumaryczna pojemność gazowców tego typu wynosi 21 893 m 3, czyli 93%. Natomiast średnia pojemność gazowców LNG eksploatowanej obecnie floty wynosi 120 tys. m 3, maksymalna pojemność - 217 tys. m 3. Przeciętny współczesny gazowiec ma 300 metrów długości oraz 50 m szerokości. Czas eksploatacji gazowca LNG jest ponad dwukrotnie dłuŝszy niŝ tankowca i wynosi od 40 do 50 lat. WiąŜe się to z mniejszym korozyjnym oddziaływaniem skroplonego metanu na elementy konstrukcji statku w porównaniu z ropą naftową. Od połowy lat 70. w budowie gazowców LNG zdecydowanie dominują stocznie dwu krajów - Japonii i Korei Południowej. Wśród eksploatowanej floty -63% gazowców zbudowano w tych dwóch krajach, przy czym aŝ 42% tych statków oddano do eksploatacji po 1999 roku (tab. 7). W światowej ofercie zamówień do 2010 roku znajduje się 131 gazowców LNG o sumarycznej pojemności 20 582 tys. m 3. Oznacza to, Ŝe w ciągu pięciu lat praktycznie będzie zbudowana nowa flota. Średnia pojemność zbiorników zamówionych gazowców to 157 000 m 3. Występuje więc tendencja zwiększenia wymiarów tego typu statków (tab. 8). AŜ 93% budowanych gazowców LNG buduje się w stoczniach Japonii i Korei. PowaŜnym producentem na rynku budowy gazowców wkrótce mogą zostać teŝ Chiny. W związku z decyzją rządu Chin, aby zwiększyć import gazu ziemnego, chińscy okrętowcy postanowili przyspieszyć budowę w swoich stoczniach pięciu gazowców LNG. Pierwszy z nich będzie oddany armatorowi w listopadzie 2006 roku. Koszt budowy kaŝdego gazowca wynosi 200 mln USD. Od kwietnia br. chińskie porty przyjmują gazowce dostarczające niebieskie paliwo" z Australii. Do 2010 roku import gazu ziemnego w Chinach wzrośnie dwukrotnie.
Stan infrastruktury transportu LNG w wybranych krajach Europy Przyjrzyjmy się, jak realizowane są projekty budowy nowych terminali LNG u najbliŝszych sąsiadów Polski. Ukraina Zakończono budowę terminalu LNG o wydajności 250 tys. ton/rok w rzeczno-morskim porcie Reni nad Dunajem. Jest to wspólny rosyjsko-ukraiński inwestycyjny projekt zrealizowany w strefie wolnocłowej kosztem 2,8 mln USD. Pierwszy ciąg terminalu (koszt 1,2 mln USD) był oddany do eksploatacji jeszcze w 2002 roku. W jego skład wchodzą: 15 zbiorników, które zapewniają jednoczesne przechowywanie 1,5 tys. ton skroplonych węglowodorów, przeładunkowa estakada, maszynownia spręŝarek oraz urządzenie do rozdzielenia propanu i butanu. Terminal pozwala realizować bezpośredni przeładunek LNG według schematu: cysterna kolejowa - zbiornik - cysterna samochodowa - prom. Skroplony gaz jest przewoŝony na promach w samochodowych cysternach.
Wydajność przeładunkowa pierwszego terminalu - 100 tys. ton gazu na rok. Po uruchomieniu drugiej linii wydajność przeładunkowa wzrosła do 250 tys. ton/rok, a port teraz jest w stanie obsługiwać gazowce LNG o nośności do 4 tys. ton. Aby usprawnić pracę portu Reni Rząd Ukrainy przydzielił znaczne środki finansowe na pogłębienie dojścia do Dunaju od strony Morza Czarnego oraz budowę odcinka kolei Izmail - Reni, aby dowoŝone do portu ładunki kilkokrotnie nie przecinały mołdawsko-ukraińskiej granicy. JednakŜe celowość tej inwestycji dotychczas jest podwaŝana przez niektórych ekspertów. Oprócz tego terminalu na ukraińskim rynku działa kompania Karlak Participations, która operuje gazowym terminalem w porcie Odessa o zdolności przeładunkowej ponad 1 mln ton/rok, oraz Aygas Ukraine operująca terminalem o podobnej wydajności w porcie llliczewsk. 11 kwietnia 2006 roku po długotrwałej rekonstrukcji oddano do eksploatacji tzw. nabrzeŝe siódme w odesskim porcie. Usytuowano je na otwartej redzie i przeznaczono do przeładunku skroplonych gazów. Wcześniej nabrzeŝe obsługiwało tankowce z ropą naftową. Przestawienie nabrzeŝa na LNG wiąŝe się ze zmniejszeniem przeładunków ropy w porcie i wzrostem (w 2005 roku o 15%) przeładunków gazu ziemnego. Długość nabrzeŝa wynosi 177 m, głębokość przy nabrzeŝu - 9 m. Projektowa wydajność terminalu - 300 tys. ton/rok, intensywność przeładunku - 150 ton/godzinę [8]. Dotychczas w strukturze międzynarodowych przewozów LNG przez Ukrainę przewaŝają ładunki tranzytowe. Końcowymi odbiorcami gazu, przeładowywanego w ukraińskich portach, są Turcja, Włochy, Bułgaria, Grecja, Chorwacja i Serbia. Ukraińscy fachowcy twierdzą, Ŝe istnieją wszystkie niezbędne warunki do rozpoczęcia budowy gazowców o pojemności 125-130 tys. m 3 w stoczniach miasta Nikołaew. Zgodnie z ich prognozą koszt budowy takiego gazowca z kulistymi zbiornikami firmy Moss-Rosenberg wyniesie około 250 mln USD [1]. Rosja Po rozpadzie Związku Radzieckiego Rosja została praktycznie bez terminali LNG, gdyŝ w ZSRR prawie 100% eksportowo-importowych operacji z LNG było realizowano przez ukraińskie porty i porty krajów bałtyckich byłego ZSRR. Ten fakt zmusił rząd Rosji do podjęcia działań w kierunku budowy nowych terminali gazowych. Wśród tych projektów na uwagę zasługuje fabryka i terminal na Bałtyku w obwodzie Peterburgskim koło Wyborga. Stroną zamawiającą przy budowie tego terminala jest firma Petro-Canada. Wiceprezes tej kompanii pan Graham Layon spodziewa się, Ŝe pierwszy załadunek gazowców LNG na tym terminalu rozpocznie się w 2010 roku. Gaz będzie transportowany na rynek północnoamerykański. Pierwsza faza projektu przewiduje budowę fabryki LNG o wydajności 3-5 mln ton skroplonego gazu na rok. Istnieje ostra konkurencja dla tego przedsięwzięcia od strony dostawców z Afryki i Bliskiego Wschodu. W przypadku, gdy Petro-Canada razem z Gazpromem zdąŝą wyprzedzić swoich konkurentów, liczba instalacji do skraplania gazu w budowanej fabryce będzie powiększona do czterech. Roczna wielkość dostaw LNG do Canady jest szacowana na 1 mld USD. Gazprom inwestuje w ten projekt 1,5 mld USD. Minimalny oczekiwany zysk finansowy fabryki wynosi 40 mln USD rocznie.
Po oddaniu do eksploatacji fabryka zapewni stworzenie 8 tysięcy nowych miejsc pracy. Odbiorczy (regazyfikacyjny) terminal buduje się w stanie Ouebec w Gros-Cacouna. Długość trasy od Zatoki Fińskiej do Zatoki Św. Wawrzyńca jest o około 6 tys. km krótsza niŝ od innych, wcześniej planowanych miejsc budowy fabryki LNG. Stąd końcowy produkt będzie o 18-36 USD tańszy. W celu realizacji wyŝej wymienionego projektu zarejestrowano Spółkę Baltic LNG, w której 80% naleŝy do Gazpromu, a 20% do Sovkomflotu [9]. Budowę terminalu gazowego zaplanowano równieŝ w ramach wielkiego projektu budowy portu morskiego w Ust-Ługa. Będzie to jeden z największych rosyjskich portów na Bałtyku pod względem wielkości obrotów ładunków. Niemcy Zaopatrzenie kraju w gaz ziemny odbywa się wyłącznie rurociągami z Rosji i Norwegii. Dotychczas w Niemczech nie zbudowano Ŝadnego terminalu LNG. Zgodnie z opinią fachowca ds. LNG z Germanischen Lloyd Johna Hollanda, przyczyną tego są obowiązujące w kraju bardzo ostre wymagania dotyczące bezpieczeństwa tego obiektu. Z tego powodu koszty budowy terminalu LNG są zbyt duŝe, aby taka inwestycja była opłacalna. Jednocześnie ten sam ekspert przyznaje, Ŝe w ciągu prawie 50-letniej historii eksploatacji systemów transportu LNG nie odnotowano powaŝnych awarii ani na gazowcach, ani na terminalach portowych. Mimo Ŝe metan uznaje się za gaz palny, prawdopodobieństwo jego samoczynnego zapalenia przy kontakcie z powietrzem jest nieznaczna, gdyŝ dla zapalenia jest potrzebny ściśle określony procent gazu w powietrzu (około 5-15%). Największy niemiecki koncern energetyczny E.on ogłosił plan budowy terminalu LNG w porcie Wilhelmshaven. Według danych tego koncernu koszty projektu oszacowano na 500 mln euro. Przed rozpoczęciem budowy projekt będzie poddany wszechstronnej ekspertyzie techniczno-ekonomicznej. Gabriele Radke, rzecznik koncernu Esse uwaŝa, Ŝe ze względu na odkryte przewaŝnie na północy Niemiec zapasy gazu ziemnego, kosztowny import gazu drogą morską jest obecnie nierentowny. Bułgaria W kwietniu br. Minister Ekonomiki i Energetyki Bułgarii oświadczył dziennikarzom, Ŝe w 2008 roku Bułgaria moŝe zrezygnować z zakupu rosyjskiego gazu ziemnego. Zamiast tego planuje się wykorzystywać gaz z Egiptu, dostarczany przez rurociąg Egipt - Jordania - Syria - Turcja. Obecnie przez Bułgarię odbywa się tranzyt rosyjskiego gazu ziemnego do Grecji, Macedonii i Turcji. Bułgaria zuŝywa 2,9 mld m 3 gazu rocznie, wielkość tranzytu stanowi 14 mld m 3. Sytuacja związana z obrotem LNG w akwenie Morza Czarnego moŝe zmienić się w sposób radykalny po wprowadzeniu do eksploatacji złoŝa gazu ziemnego Ayazli u wybrzeŝa Turcji. Według opinii fachowców, złoŝe jest w stanie zapewnić wydobycie 7,3 mln cu.ft. gazu na dobę (stopa sześcienna, jako jednostka objętości, została wycofana ze zbioru oficjalnych miar brytyjskich w 1985 r. 1 cu. ft. = 0,028317m 3 -przyp. redakcji).
LITERATURA [1] Похил Ю.А., Архипов В.Т., Гамуля Г.Д., Левин А.Я.: Инфраструктура использования сжиженного природного газа: проблемы и перспективы. Технические Газы, N0 4, 2006, 5. 45-54 [2] Станков Ю. XXI - век моря и газа. Судоходство, N0 5, 2006, 5. 10-11 [3] Станков Ю. Газовый флот: сегодня и завтра. Судоходство, N0 6, 2006, 5. 12-16 [4] Udo Levalter. Z gazem po oceanam świata. Stern, Niemcy, 07.02.2006. [5] Radebaugh R.. Cryo Fronteirs. Cold Facts 2005, v. 21, No 5, p. 52-53 [6] Газовозы по-китайски. Судоходство, N0 4, 2006, 5. 29 [7] Петров И. В Рени открылся новый терминал. Укрнет, 04.2006 [8] Одесса: Терминал для 1_МС-танкеров. Судоходство, N0 5, 2006, 5. 43 [9] Завод по производству сжиженного природного газа и морской терминал в Выборгском районе. ПРАЙМ-ТАСС. 05.05.2006 [10] Jensen J.T.: The LNG Revolution. Energy Journal of the International Association for Energy Economics. Volu-me 24, No 2, 2003