CC BY
373
УДК 339.13:665.725
Технико-экономическая оценка проектов производства-потребления сжиженного природного газа
Б.С. Раневский1,2
1 Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1
2 ГК «НефтеГазТоп», Российская Федерация, 115487, г. Москва, ул. Садовники, д. 2, оф. 1012 E-mail: info@neftegaztop.ru
Тезисы. В статье показан уровень развития рынка сжиженного природного газа (СПГ) и прежде всего строительства крупнотоннажных и малотоннажных заводов СПГ. Приведены результаты анализа капитальных вложений и эксплуатационных затрат заводов СПГ. Дан вывод простых аналитических зависимостей, позволяющих оперативно оценить технико-экономические показатели заводов СПГ и проектов производства-потребления СПГ.
Природный газ благодаря своим экологическим и экономическим характеристикам успешно конкурирует на энергетическом рынке с нефтью и в ближайшие два десятка лет разделит с ней в равных долях рынок потребления энергии. К 2035 г. потребление газа в мире увеличится на 38...44 % и будет иметь наиболее высокие темпы роста по сравнению с другими ископаемыми видами топлива.
России, где сосредоточено 287,5 трлн м3 газа, т.е. 38,7 % всех мировых ресурсов, принадлежит первое место в мире по запасам газа. Наша страна обладает крупнейшей в мире трубопроводной системой транспортировки газа, но, несмотря на сегодняшнее конкурентное преимущество трубопроводного газа, в перспективе прогнозируется рост мирового рынка сжиженного природного газа (СПГ) и его роли в международной торговле энергоресурсами. С развитием СПГ-технологий рынок газа становится все более глобальным.
В настоящее время годовое производство СПГ в мире составляет около 300 млн т, что равно примерно 15 % от общего объема добычи природного газа. По некоторым прогнозам, в 2020 г. производство СПГ может достичь 400 млн т (примерно 550 млрд м3), что будет эквивалентно 10 % мирового рынка сырой нефти. К 2030 г. мировой рынок СПГ может достичь рубежа в 500 млн т/год (685 млрд м3).
Глобальный рынок крупнотоннажного производства и потребления СПГ развивается в сторону доставки природного газа из стран с избыточными ресурсами этого вида топлива в страны, испытывающие в нем дефицит. Анализ соотношения капитальных вложений в цепочке «крупнотоннажное производство - потребление СПГ» показывает следующее (в долларах США). Обустройство месторождения для добычи природного газа оценивается в несколько сотен миллионов; строительство крупнотоннажного завода СПГ - в несколько тысяч миллионов; морского танкера по доставке СПГ - в несколько сотен миллионов, приемного терминала СПГ - от 0,5 до 1 миллиарда; терминала по распределению и потреблению СПГ - примерно в 1 миллиард (рис. 1, 2).
Таким образом, сооружение завода по сжижению газа является решающим звеном в производственно-сбытовой цепочке СПГ. Следует отметить, что капитальные затраты на строительство установки сжижения природного газа на заводе СПГ, как правило, составляют порядка 50 % всех инвестиций в строительство завода СПГ (рис. 3) [1].
СПГ-завод - это высокотехнологичный комплекс связанных между собой блоков подготовки природного газа к сжижению, сжижения природного газа, хранения СПГ
Ключевые слова:
СПГ -
перспективный
энергоноситель,
крупнотоннажные
и малотоннажные
заводы СПГ,
капитальные
вложения,
эксплуатационные
затраты,
технико-
экономические
показатели,
аналитические
зависимости.
Рис. 1. Технологическая цепочка «производство - потребление СПГ»: - платформа по добыче природного газа; б - СПГ-завод; в - терминал по хранению и отгрузке в порту; г - транспортировка СПГ-танкером; д - завод по хранению и регазификации в приемном терминале
а
Добыча газа
>Трубопровод^
Завод СПГ
Транспор-4 ■тировка СПГ
Терминал > приемки СПГ
15...20 %
..45 %
..30 %
..25 %
Рис. 2. Типичное распределение затрат по производственно-сбытовому циклу СПГ
и отгрузки его потребителям. Кроме этого, в структуру завода СПГ входит вспомогательное оборудование, обеспечивающее его жизнедеятельность, и прежде всего энергоснабжение (газовая теплоэлектростанция).
В настоящее время известны более 10 лицензированных технологий сжижения
природного газа, которые отличаются способом его захолаживания, типом хладагента, числом холодильных циклов. Среди них можно выделить основные: Statoil-Linde MFC, PRICO, APCI SMR, APCIC3MR, APC-XTM, Shell DMR (проект «Сахалин-2»), Shell PMR, Axens Liquefin (Франция). Все
• ■ установка по производству СПГ - 50 %
■ хранилище СПГ -18%
■ вспомогательное оборудование -16%
■ отгрузочные сооружения -10%
■ оборудование подготовки газа к сжижению - 6 %
Рис 3. Структура капитальных затрат на строительство крупнотоннажного завода СПГ
применяемые холодильные циклы можно разделить на три типа:
• каскадный процесс (например, Statoil-Linde MFC);
• охлаждение на смешанном хладагенте (цикл Клименко - PRICO);
• с предварительным охлаждением природного газа (например, технологии компании Axens по циклу Liquefin).
В свою очередь, третий тип подразделяется на подтипы по способу предварительного охлаждения: чистым или смешанным хладагентом. В режиме предварительного охлаждения из природного газа происходит выделение тяжелых фракций углеводородов.
Выбор технологии сжижения природного газа производится на этапе предпроектной подготовки, именуемом FEED (англ. front-end engineering design). Этот этап на проектируемых в настоящее время крупнотоннажных заводах СПГ играет определяющую роль в дальнейшей производственной деятельности завода. Провести анализ всех проектных технологий сжижения природного газа при проектировании завода СПГ достаточно сложно. В качестве критерия выбора технологии сжижения природного газа целесообразно использовать величину инвестиций в строительство завода СПГ в зависимости от производительности установки сжижения природного газа. А инвестиции в строительство завода по производству СПГ можно оценить, зная его удельную стоимость в год.
Анализ известных проектов крупнотоннажных заводов СПГ - эксплуатируемых, строящихся и проектируемых (проекты «Саха-лин-2», «Ямал СПГ», «Дальневосточный СПГ», «Владивосток-СПГ», «Печора СПГ», «Балтийский СПГ») - показывает, что удельная стоимость завода СПГ находится в диапазоне 1200...1600 долл. США на тонну продукции в зависимости от производительности завода и применяемой технологии сжижения природного газа.
С приобретением опыта строительства происходит снижение удельной стоимости заводов СПГ в основном за счет:
• увеличения мощности технологических линий сжижения природного газа;
• наращивания производства мощных газовых турбин и нагнетателей.
С точки зрения снижения капитальных и эксплуатационных затрат завода СПГ большое значение имеет правильный выбор технологии и оборудования электроснабжения, для которого, как правило, требуется газовая электростанция большой мощности - 900 МВт и более. Поэтому затраты на эксплуатацию завода составляют существенную часть общих затрат в производственно-сбытовой цепочке СПГ, и во многом их величина зависит от энергоэффективности установки. Значительной экономии можно достичь за счет эффекта масштаба и применения передовых технологий выработки электроэнергии. На более старых заводах электроэнергия, необходимая для запитки компрессоров, вырабатывается при помощи паровых турбин (с термодинамическим КПД порядка 30 %), в то время как на более современных объектах применяются парогазовые установки. Они объединяют два процесса: газ используется как топливо для газотурбины, а при помощи тепла, генерируемого газотурбиной, получают пар, который, в свою очередь, приводит в движение паровую турбину. Общий КПД парогазовой установки превышает 50 %. Кроме того, за счет применения крупных осевых компрессоров вместо центробежных можно сократить потребление энергии на 15 %.
При проектировании и эксплуатации заводов по сжижению природного газа как крупнотоннажных, так и малотоннажных, основными технико-экономическими показателями являются производительность завода СПГ, капитальные вложения в его строительство, эксплуатационные затраты и стоимость продукции (СПГ), которая обеспечит обоснованные
сроки окупаемости вложенных инвестиций. Анализ капитальных вложений и эксплуатационных затрат показывает, что между ними существует зависимость.
Так, связь между технико-экономическими показателями можно описать следующим выражением:
ц - ЭЕ к
> Z,
Ц = aQ,
aQ - ЬК К
> Z,
aQ - 0,4К К
> 0,1.
Далее преобразованием формулы (4) получим зависимость, позволяющую оценить капитальные вложения в строительство завода СПГ при заданных производительности завода СПГ и удельной стоимости реализации СПГ:
К < 2aQ.
(5)
(1)
где Ц - стоимость СПГ, реализованного с завода за год, руб. - год-1; ЭЕ - эксплуатационные расходы завода СПГ, руб.-год-1; К - капитальные вложения в строительство завода СПГ, руб.; Z - коэффициент эффективности капитальных вложений, год-1. Для нефтегазовой отрасли значение Z принимается в диапазоне 0,1.. .0,2 и характеризует величину, обратную сроку окупаемости вложенных инвестиций.
В свою очередь,
Соответственно, определить производительность завода СПГ или удельную стоимость реализации СПГ при заданных других параметрах можно по формулам
Q >. * ; 2a
a >-
К
2Q'
(6)
(7)
(2)
где а - удельная стоимость реализации СПГ, руб.т-1; Q - производительность завода СПГ, т год-1. Тогда выразив ЭЕ через капитальные вложения, получим:
(3)
где Ь - коэффициент, определяющий, какую часть капитальных вложений составляют годовые эксплуатационные затраты.
В зависимости от размера капитальных вложений суммарные годовые эксплуатационные затраты для крупнотоннажных заводов СПГ состоят в основном из следующих статей, руб.-год-1:
• энергообеспечение завода СПГ: Э; = 0,1К;
• амортизация оборудования: Э2 = 0,05К;
• зарплата обслуживающего персонала: Э3 = 0,04К;
• сырье для получения СПГ: Э4 = 0,1К;
• налоги: Э5 = 0,11 К.
Итого: Ь = 0,4 (см. формулу (3)), а ЭЕ = 0,4К руб.-год-1.
Подставив значения Ь = 0,4 и Z = 0,1 в формулу (3), получим:
Правомерность формулы (5) можно проверить подстановкой в нее известных значений технико-экономических параметров крупнотоннажного завода СПГ, например эксплуатируемого завода «Сахалин-2» [2]:
12109 долл. = 2600 долл./т10106 т, или 12 109 долл. = 12109 долл.
Аналогичным путем с использованием формулы (4) выведена формула для оценки технико-экономических параметров малотоннажных заводов СПГ при значениях ЭЕ = 0,5К и Z = 0,2:
К < 1,4aQ.
(8)
(4)
Правомерность формулы (8) определим подстановкой значений технико-экономических параметров малотоннажного завода СПГ, эксплуатируемого в Московской области [2]:
360 106 руб. < 1,4-20 1 03 руб.т-113 103 т, или 360 106 руб. < 364 106 руб.
Малотоннажное производство СПГ возникло вслед за крупнотоннажным и технологически незначительно от него отличается, за исключением установок сжижения природного газа. По рекомендации Международного газового союза малотоннажным (англ. small-scale LNG, или SSLNG) следует считать производство СПГ мощностью менее 1 млн т
в год. Разумеется, это чисто формальное определение. Если для крупнотоннажного СПГ нормой стала линия сжижения природного газа мощностью 5,0.5,5 млн т в год, а таких линий может быть несколько, то для малотоннажного СПГ мощность завода колеблется от 0,01 до 0,3 млн т в год. При этом мощность холодильных установок крупнотоннажного СПГ достигает 100 МВт, в то время как мощность аналогичного оборудования малотоннажного СПГ в 1000 раз меньше.
На внутреннем рынке энергоносителей малотоннажный формат занимает вполне самостоятельную нишу. Он выходит на рынок энергоносителей с новым самостоятельным, конкурентоспособным по отношению к мазуту, дизельному топливу и даже углю продуктом. Применение технологий малотоннажного производства СПГ - это решение широкого спектра социальных, производственных, экономических и экологических задач, а именно: использование СПГ в качестве моторного топлива на автомобильном, железнодорожном, водном и воздушном транспорте, для сельскохозяйственной техники; автономное газоснабжение населенных пунктов и промышленных объектов; обеспечение равномерной годовой загрузки локальных систем газоснабжения потребителей с сезонными противофазными пиками потребления (например, котельных в отопительный сезон, речного транспорта в период навигации); покрытие пикового потребления газа; резервирование энергоносителей
на объектах теплоэнергетики; возвращение малодебитных и низконапорных месторождений газа в коммерческую эксплуатацию за счет строительства комплексов по сжижению природного газа в интересах местных региональных потребителей.
Малотоннажное производство и поставки СПГ на внутренний рынок отличаются от крупнотоннажного экспортно-ориентированного производства капиталоемкостью и сроками реализации проектов. Рыночные особенности малотоннажного производства СПГ в сочетании с физическими и технологическими особенностями (более высокие давления -до 1,6 МПа, температуры - 137.140 °С против минус 161,5 °С; пониженная «чувствительность» к содержанию углекислого газа в сырьевом газе; меньшие габариты оборудования; значительно меньшие площади, требующиеся для строительства заводов СПГ, и существенно более низкие экономические, пожарные и экологически риски) отличают его от крупнотоннажного производства. При определенных условиях малотоннажное производство СПГ, не конкурируя с заводами по производству СПГ на экспорт, может оказаться рентабельным и будет приносить реальную прибыль владельцам мини-заводов СПГ в регионах, не обеспеченных системой трубопроводной газификации или использующих в качестве энергоносителя нефтепродукты.
Кроме этого, малотоннажное производство СПГ представляет значительный интерес
Производительность установок, т/сут
Рис. 4. Удельный расход энергии на сжижение в малотоннажных установках производства СПГ
при освоении малоресурсных месторождений природного газа (~ 80 % месторождений природного газа в мире). В целом из приблизительно 4,5 тысяч открытых газовых месторождений мира всего несколько процентов крупнейших месторождений могут служить сырьевой базой. Аналогичная ситуация и с российскими месторождениями: примерно 600 месторождений из 760 открытых относятся к мелким с запасами (менее 10 млрд м3) и из-за экономических условий не вовлечены в промышленную эксплуатацию. Они недостаточно велики, чтобы стать базой для современных производств и не могут экономически оправдать подведения к ним дорогостоящих трубопроводов. В то же время трудно рассчитывать на открытие в будущем новых гигантских
месторождений природного газа. Большинство вновь открываемых месторождений относятся к мелким, поэтому проблема использования и транспортировки их углеводородных ресурсов потребителям требует специальных технологий малотоннажного сжижения природного газа [2].
Для освоения малоресурсных месторождений необходимы новые, более эффективные малотоннажные процессы сжижения природного газа, особенно это важно для современной России. Создание таких технологий может позволить на местном уровне решить проблему энергоснабжения богатых газом регионов, куда ежегодно завозится большое количество нефтяного жидкого топлива, повысить энергетическую безопасность как отдельных регионов,
/
/ / / /
/ / / 9 О 4
/ -Г) /
/о
г\6 28 /
/ О6 6 48 / /
/ 5 1 О О 5 /
/ 40 С 5 2< 53 ( К/ /
/ / 54 оо , 25 О1 3 / '64
/ ч / у С 710( 65 г( У> Ра ^65
/ / с э6 7 5 / 4 / / 4 4
/ о /
/ /
/ /
/ С / /
/ ✓ 42 О /
/ / 5
/ / / 59
/ / 6 7 /
(о 43 / / / / /
101
100
101
102 103 104 Производительность по продуктовому СПГ, т/сут
Рис. 5. Объемы необходимых инвестиций в строительство малотоннажных заводов СПГ, работающих на сетевом газе из газопровода
так и страны в целом. Малотоннажное производство СПГ позволяет снабжать энергоносителем не только район расположения мини-завода СПГ, но и другие регионы, вплоть до поставок СПГ на экспорт.
Ниже приводятся результаты исследований технико-экономических параметров малотоннажных заводов СПГ [3].
Компрессоры холодильных циклов являются главными потребителями энергии на малотоннажных установках СПГ. Необходимые удельные расходы энергии можно ориентировочно оценить по графику (рис. 4). Окончательные энергозатраты определяются расчетами с учетом применяемой технологии сжижения, параметров сырьевого газа и ряда других факторов.
103
102
101
100
100 101
На рис. 5 и 6 приведены данные по объемам инвестиций в строительство малотоннажных заводов СПГ в зависимости от их производительности и типа сжиженного газа.
В настоящее время наиболее эффективны малотоннажные технологии СПГ, реализуемые в компактном модульном исполнении, размещаемом на открытой площадке, не требующие значительных строительно-монтажных работ, что ведет к снижению инвестиций. Используемые в этих технологиях процессы поддаются полной автоматизации, что позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы. На рис. 7 изображен общий вид малотоннажного завода СПГ производительностью 3 т/ч в модульном исполнении производства компании Linde (ФРГ).
102 103 104 Производительность по продуктовому СПГ, т/сут
у
У
99
/ / и 127 л/ )
/ / 85 с о/ 84 /
/ / / А 9 / / /
/
»100 J74
А F / /
/ 116 / /
/ У /
у /
/ / / / 83 о /
/ / У / №
/ é 108 / / / / /
/ А111 / /
/
/ /
/ /
/ У /
/ у у
• 10 9 / / / Установка СПГ: О на скважинном природном газе Щ на биогазе 0 на газе угольных пластов ф на попутных углеводородных газах промышленных производств |
/ / /
/ у / / 89 Р
Рис. 6. Объемы необходимых инвестиций в строительство малотоннажных заводов СПГ, работающих на скважинном природном газе, попутных углеводородных газах промышленных производств и газе угольных пластов
Емкости хранения СПГ
Компандер
Промежуточный кулер охлаждения азота
Подача подготовленного природного газа
Рис. 7. Общий вид малотоннажного завода СПГ в модульном исполнении
Точные данные по расходам на СПГ-проекты выявить достаточно сложно, так как они могут значительно различаться в зависимости от места нахождения и объемов производства и применения СПГ. Тем не менее можно выделить и оценить в процентном отношении четыре основных компонента стоимости проекта СПГ в цепочке производства-потребления СПГ [1, 2]. Так по затратам:
• 15 % составляют добыча природного газа и подача его по трубопроводам к заводу СПГ;
• ~ 40 % относят на подготовку газа к сжижению (очистка, осушка) на заводе СПГ, сжижение природного газа, хранение и отгрузку СПГ в танкеры для отправки потребителям;
• ~ 20 % - транспортировка СПГ танкерами от завода СПГ к приемному терминалу;
• ~ 25 % - разгрузка СПГ на приемном терминале, хранение и распределение СПГ.
Полученные в данной статье зависимости позволяют оценить технико-экономические показатели крупнотоннажных и малотоннажных
заводов СПГ, а также применить их для выбора технологии сжижения природного газа при проектировании заводов СПГ. Кроме этого, определив величину капитальных вложений в строительство завода СПГ и зная их долю в общей цепочке производства-потребления СПГ, можно оценить стоимость проекта в целом.
Список литературы
1. Терегулов Р.К. Совершенствование технологий производства и хранения сжиженного природного газа: дис. ... канд. тех. наук /
Р.К. Терегулов. - Уфа, 2009. - 198 с.
2. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы: LPG, LNG, GTL / Б.С. Рачевский. -М.: Нефть и газ, 2009. - 640 с.
3. Рачевский Б. С. Концепция автономной газификации объектов и перевода автотранспорта, водного транспорта
и сельскохозяйственной техники на газомоторное топливо в Иркутской области: НИР / Б.С. Рачевский и др. - М.: НефтеГазТоп, 2015. - 234 с.
Feasibility study of projects aimed at production and consumption of liquefied natural gas
B.S. Rachevskiy1'2
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (national research university), Bld. 1, Estate 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation
2 NefteGazTop Group, office 1012, Bld. 2, Sadovniki street, Moscow, 115487, Russian Federation E-mail: info@neftegaztop.ru
Abstract. The paper reveals topicality of liquefied natural gas (LNG) market development. First of all it is construction of large-capacity and low-capacity LNG plants. Analysis of capital investments and working costs for LNG plants is presented. The simple analytical equations enabling quick estimation of technical and economic performance of both LNG plants and projects for production and consumption of LNG are given.
Keywords: liquefied natural gas (LNG), promising energy carrier, large- and low-capacity LNG plants, capital investments, working costs, technical and economic performance, analytical dependencies.
References
1. TEREGULOV, R.K. Perfection of technologies for production and storage of liquefied natural gas [Sovershenstvovaniye tekhnologiy proizvodstva i khraneniya szhizhennogo prirodnogo gaza]. Candidate thesis (engineering). Ufa State Petroleum Technological University, 2009. (Russ.).
2. RACHEVSKIY, B.S. The liquefied hydrocarbon gases: LPG, LNG, GTL [Szhizhennyye uglevodorodnyye gazy: LPG, LNG, GTL]. Moscow: Neft i gaz, 2009. (Russ.).
3. RACHEVSKIY, B.S. et al. Concept for autonomous gasification of facilities and conversion of motor, and water transport, and farm machinery in Irkuts Region to gas motor fuel [Kontseptsiya avtonomnoy gazifikatsii obyektov i perevoda avtotransporta, vodnogo transporta i selskokhozyaystvennoy tekhniki na gazomotornoye toplivo v Irkutskoy oblasti]. Moscow: NefteGazTop, 2015. (Russ.).
