Rozwój globalnego handlu gazem LNG. Już nie tylko Azja

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 m3, natomiast w postaci LNG 195-265
mld m3. 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 m3
(gazociągami od 340 do 390 mld m3).
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 m3 LNG można uzyskać 584 m3 gazu sieciowego, a z 1 t –
ok. 1380 m3 gazu. W zbiorniku LNG o pojemności 80 tys. m3 mieści się ok. 48 mln m3 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.
•
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 CO2, H2S, N2,
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
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 m3, 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 m3.
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 m3.
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/cm3. A zatem 1 t LNG zajmuje większą objętość niż 1 t ropy o typowej
gęstości ok. 0,85g/cm3.
Jedyną możliwością obniżenia kosztów transportu morskiego jest zwiększenie wielkości statków do
200 tys. m3 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. m3 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 m3 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.
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 m3.
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 m3. 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 m3).
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 m3 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 m3 gazu,
przesyłanego gazociągiem przez Turcję, po sprężeniu byłaby wysyłana statkami do USA.
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 1997-2002 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 m3 LNG, co odpowiada ok. 4%
światowego eksportu. Amerykański import ma w 2010 r. zwiększyć się do 62,3 mld m3, 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
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 120-135
tys. m3 miał zostać zbudowany w Zatoce Gdańskiej. Import LNG w ilościach ekwiwalentnych dla
dostawy 3 mld m3/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 m3 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 m3 gazu, a w przypadku całorocznych dostaw
LNG z Kataru minimalna cena sprzedaży gazu odbiorcom krajowym wyniosłaby 218 USD/1000
m3. Przy mniejszych dostawach ceny te wyniosłyby odpowiednio: przy imporcie LNG z Norwegii
240 USD/1000 m3, przy imporcie LNG z Kataru 248 USD/1000 m3. Import z Norwegii w ciągu
czterech miesięcy w roku wymagałby minimalnej ceny sprzedaży gazu na poziomie 260 USD/1000
m3. Dla porównania, ceny rosyjskiego gazu dostarczanego gazociągami wynoszą około 120-140
USD/1000 m3 gazu.