Дорогая нефть из дешевого газа

«Это хорошо разработанный процесс, превращающий имеющий низкую стоимость газ в ценный, ультрачистый продукт, легко транспортируемый и отвечающий наступающим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке нефтепродуктов технология GTL является значительно более гибкой, чем трубопроводные или СПГ-проекты, требующие жестких контрактов и обязательств. GTL-продукты можно экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру». (Из выступления Дика Чейни).

East-NewsЭти слова о GTL-технологии (то есть о превращении природного газа в жидкие моторные топлива) были сказаны Диком Чейни, занимавшим тогда пост главы компании Halliburton, осенью 1999 года. Хотя выступление в лондонском Институте нефти действительно было посвящено будущим тенденциям развития нефтегазового сектора, потребовалось более 10 лет, чтобы изменения на мировом энергетическом рынке заставили обратить пристальное внимание на технологию GTL.

Ключевое среди этих изменений — очевидный избыток мирового предложения газа на фоне усиливающегося дефицита нефти. На высоколиквидном и потому наиболее показательном энергетическом рынке США это выражается во все более очевидном резком и устойчивом разрыве цен на два основных энергоносителя (в пересчете на теплотворную способность, график 1). Один из путей устранения дисбаланса — увеличение доли автотранспорта, работающего на сжатом газе. Второй — превращение самого газа в жидкое моторное топливо — казалось бы, напрашивается сам собой. К сожалению, на деле все оказывается не так просто.

Технология столетней давности

Технология производства жидких моторных топлив из газа (или угля), мягко говоря, не нова. В ее основе лежит реакция, разработанная немецкими химиками Францем Фишером и Гансом Тропшем еще в 20-е годы прошлого столетия. Суть процесса заключается в превращении синтез-газа (смесь CO и H2) в жидкие углеводороды (вида СnHm), являющиеся синтетическими аналогами некоторых (в первую очередь дизельных) фракций, образующихся при перегонке нефти. Необходимый для реакции синтез-газ, в свою очередь, может быть получен из природного газа (CH4) при взаимодействии с водяным паром или недостатком кислорода. Вместо природного газа может использоваться уголь (С) или даже биомасса. Соответствующие цепочки процессов так и называются — GTL (gas-to-liquids), CTL (coal-to-liquids) или BTL (biomass-to-liquids). Однако экономика процесса долгие годы оставляла желать лучшего, в результате чего технология производства синтетических топлив имела сколь либо существенное значение лишь в исключительных случаях. Один из них — Германия в первой половине XX века, имеющая большие запасы угля и испытывающая при этом нехватку моторного топлива. Второй «хрестоматийный» пример — южноафриканская Sasol (которая в результате стала одним из мировых лидеров в области этих технологий) во времена апартеида и международного эмбарго на поставки нефти в страну. За последние несколько десятилетий небольшие производства синтетического топлива из газа или угля возникали в той или иной точке мира, однако они не оказывали существенного влияния на мировое предложение нефтепродуктов.

В результате в настоящее время суммарная мощность GTL-заводов составляет не более 100 тыс. баррелей в день, то есть около 0,1% от общего объема мирового потребления нефтепродуктов. Это и неудивительно — как видно из графика 1, долгие годы цены на нефть и газ изменялись практически синхронно, оставаясь примерно равными между собой. Учитывая, что строительство GTL-завода — дело небыстрое и недешевое, а уверенности в том, что нынешняя «вилка» цен будет сохраняться, строго говоря, нет, желающих рискнуть немного.

Назло прогнозам

Пока же внимание заинтересованных наблюдателей приковано к совместному предприятию Shell и Qatar Petroleum в Катаре. Первые линии GTL-завода Pearl должны быть запущены уже в текущем квартале, а его суммарные мощности (140 тыс. баррелей в день в пересчете на дизельное топливо) перекроют все существующие в мире GTL-мощности. Кроме того, в качестве побочных продуктов завод ежедневно будет производить 120 тыс. баррелей этана и конденсата. По сравнению с уже существующими заводами Pearl, стоимость которого составит 19 млрд долларов, выглядит настоящим гигантом. Если хорошая ценовая конъюнктура сохранится, по подсчетам аналитиков, завод сможет генерировать денежный поток в размере 6 млрд долларов ежегодно (при ценах на нефть около 70 долларов за баррель). Производимое топливо — и это еще одно преимущество GTL — будет продаваться с премией к традиционному, так как при таком способе производства в нем отсутствует сера и другие вредные примеси. К слову сказать, в Катаре уже функционирует GTL-производство Oryx (34 тыс. баррелей в день, совместное предприятие Qatar Petroleum и Sasol), а сама Shell является основным акционером завода GTL Bintulu в Малайзии (14 тыс. баррелей в день).

Несмотря на подобную оптимистичную картину, текущие долгосрочные прогнозы развития GTL-технологии выглядят достаточно скромно. Так, к примеру, по версии Управления энергетической информации минэнерго США, к 2035 году из потребляемых 110 млн баррелей в день на долю «нетрадиционных» моторных топлив придется лишь 12%, или 12,9 млн баррелей. Причем в эту группу попадает широкий спектр топлив — и биотопливо, и тяжелая, и сланцевая нефть. На долю GTL-нефтепродуктов выпадают… все те же 100 тыс. баррелей в день. В прогнозе, по версии Международного энергетического агентства, к 2030 году заводы GTL будут производить около 650 тыс. баррелей топлива в сутки. Правда, оба прогноза относятся к «базовому» сценарию, предполагающему умеренный рост нефтяных цен.

Почему же прогнозы столь пессимистичны и насколько они обоснованны?

Самый дешевый среди дорогих

Взглянем на экономику GTL-проектов. Себестоимость производимого синтетического топлива включает в себя две компоненты — капитальные затраты и операционные расходы. Капитальные затраты, хотя и демонстрируют тенденцию к снижению, пока достаточно велики и являются существенным фактором, ограничивающим активное практическое применение данной технологии. На графике 3 показана стоимость строительства различных производств жидкого топлива. Впрочем, приведенные цены условны, в том смысле, что они могут иметь тенденцию как к снижению (из-за удешевления технологий), так и к росту (из-за возможного роста цен на сталь, составляющей значительную долю в стоимости строительства). Интересней сравнить инвестиции в капитальные затраты между собой. Хотя стоимость GTL-заводов оказывается дороже классических НПЗ (что неудивительно), капзатраты GTL производства значительно меньше, чем в случае CTL, не говоря уже о BTL-технологии. Именно поэтому перспективы получения жидкого топлива из отходов биомассы (о чем мы уже писали, см. «Недозревшие зеленые технологии», «Однако» № 43(59) за 2010 год.) на ближайшие пару десятилетий рассматриваются как малореальные, хотя часто сырье для этих целей предполагается практически дармовое. В настоящее время, все существующие производства по подобной переработке отходов биомассы (не путать с производством биоэтанола и биодизеля) пока находятся на уровне экспериментальных проектов, не имеющих практического значения. В свою очередь, к CTL-заводам отношение скептическое по другим причинам — экологическим. Это связано и с примесями в углях, и с большим количеством углекислого газа, выделяемого при таком способе производства. Тем не менее текущие перспективы CTL-технологии, несмотря на указанные соображения и большие затраты при капитальном строительстве, выглядят как минимум не хуже, чем у GTL. Что в первую очередь связано с намерением обладающих значительными запасами угля стран — Китая и США — развивать это направление, видимо, не столько из экономических соображений, сколько из соображений энергобезопасности.

Но вернемся к GTL. Не менее важный фактор, удерживающий от активных инвестиций в эту технологию — опасение
нового роста цен на природный газ. Действительно, взглянем еще раз на графики 1 и 2. Долгие годы цены на нефть и газ оказывались примерно одинаковыми (в пересчете на теплотворную способность), а значит, превращение одного в другое оказывалось заведомо невыгодным. Более того, так как реакция Фишера-Тропша происходит с выделением теплоты, то при этом часть запасенной в газе энергии теряется. Потери составляют чуть менее половины. Поэтому даже если представить, что не существует ни капитальных, ни операционных расходов, GTL-процесс разумно было бы использовать, если цены на нефть были бы не менее чем в два (точнее в 1,8) раза выше цен на газ. Правда, этот фактор расширяет и возможности для оптимизации процесса — за счет отвода и полезного использования выделяющегося в ходе реакции тепла.

Являются ли нынешние ценовые перекосы временным дисбалансом или новым долгосрочным трендом — многое зависит от этого вопроса, предсказать ответ на который не так просто. Однако возможно ответить на другой вопрос — каково соотношение цен на нефть и газ, при котором GTL-производство будет выгодно. Соответствующая зависимость, также адаптированная к американскому рынку, представлена на графике 4.

Прямые линии определяют пороговое значение цен на газ, при котором инвестиции в GTL-завод оправданны, при заданной (по оси абсцисс) цене на нефть. Или же наоборот — какие должны быть цены на нефть, чтобы при фиксированной цене на газ его было выгодно превращать в жидкое топливо. Попробуем применить этот график к текущей ситуации. При средней цене на газ в 4 доллара за млн БТЕ (Henry Hub) инвестиции в заводы GTL разумны при средней цене нефти не менее 84, а в случае высокого уровня затрат на строительство — около 145 долларов за баррель! В пересчете на энергетический эквивалент (баррель нефти содержит приблизительно 5,8 млн БТЕ) соотношение цен на нефть и газ должно находиться в интервале 3,6—6,2. Пока же цены на американском рынке (график 2) лишь приближаются к нижней границе этого интервала.

GTL вместо СПГ?

Из предыдущего обсуждения, казалось бы, следует, что в настоящее время строительство GTL-производств остается невыгодным. Почему же в настоящее время уже существует несколько успешных небольших производств, а компании Shell и ее новому заводу в Катаре прочат столь светлое будущее?

До сих пор наше обсуждение строилось на данных американского энергорынка. Большая часть продающегося на нем газа произведена внутри страны. При этом себестоимость добычи достаточно высока и приближается к цене, по которой топливо и продается на бирже. В крупных странах — экспортерах газа ситуация, как правило, выглядит по-другому. Там низкая себестоимость добычи, но получить большую природную ренту, экспортировав его «задорого», удается не всегда. Причина — затраты на транспортировку, составляющую существенную долю в конечной стоимости даже при трубопроводном транспорте. Известная пословица «За морем телушка — полушка, да рубль перевоз» в полной мере характеризует и сложившуюся ситуацию. В случае экспорта в форме сжиженного природного газа (СПГ) затраты продавца на сжижение, транспортировку в специальных танкерах и последующую регазификацию в терминале страны-импортера составляют 3—5 долларов за млн БТЕ.

Напомним, что Катар экспортирует весь свой природный газ именно в форме СПГ. В прошлом году США импортировали катарский СПГ по цене около 6,3 долларов за млн БТЕ. (К слову сказать, в 2009 году, в разгар кризиса, Катар поставлял СПГ на европейский рынок по значительно более низким ценам.) Вычтя из цены продажи расходы на сжижение, транспортировку и регазификацию, получим уровень цен в 1—3 доллара за млн БТЕ. Примерно за такую цену для получения эквивалентной прибыли страна может продавать газ непосредственно на своей территории (к примеру, на завод GTL). При этом такой уровень цен уже позволяет с прибылью превращать газ в синтетическое топливо. Транспортировка же получаемого жидкого топлива (как и нефтепродуктов) является значительно менее затратной.

То, что GTL-технологию можно рассматривать как альтернативный (сжижению газа или строительству трубопроводов в тяжелых условиях) способ доставки энергоносителя потребителю, было понятно и ранее. Из этих же соображений в декабре прошлого года канадская Talisman Energy заключила соглашение с уже упоминавшейся Sasol о совместной разработке канадских месторождений газа — с учетом его возможного последующего превращения в жидкие топлива по GTL-технологии.

Возможность создания мини-заводов GTL рассматривается и у нас в стране, где актуальна проблема утилизации попутного нефтяного газа, доступ которого в Единую систему газоснабжения по различным причинам обычно затруднен. По различным оценкам на факелах сгорает около 20—50 млрд кубометров газа ежегодно, что совсем не мало — верхняя граница диапазона приближается к 10% от общего объема добычи газа в нашей стране.

Инструмент долгосрочного равновесия

Подводя итоги, вернемся к цитате из выступления Дика Чейни. Емкая «выжимка» преимуществ GTL-технологий, приведенная десять лет назад, сейчас стала еще более актуальна. И есть все основания полагать, что, несмотря на «варварскую» потерю энергии в процессе трансформации газа в синтетическую нефть, новые GTL-заводы будут появляться значительно активней, чем предполагается в последних долгосрочных прогнозах, а сами прогнозы, вероятно, скоро будут скорректированы. Вряд ли мы увидим такие заводы в США и других странах с высокой себестоимостью добычи газа, но зато обнаружим их у основных газовых экспортеров. В январе текущего года стало известно, что построить небольшое GTL-производство у себя в стране собирается Узбекистан совместно с малазийской Petronas и все той же Sasol. Завод, завершение строительства которого запланировано на 2014 год, сможет перерабатывать 3,5 млрд кубометров газа ежегодно.

По большому счету, дело не столько в небольшой дополнительной прибыли, которую сможет получить страна-экспортер, продав газ не в виде исходного сырья, а переработанный в синтетическое топливо. Избыток мирового предложения газа, который ощущается последние годы, не может не волновать производителей «голубого топлива». В этих условиях GTL-технология становится не столько способом диверсифицировать экспорт, сколько возможностью снизить давление избыточного предложения на газовых рынках, перенаправив часть добываемого газа на производство синтетических топлив. Нужно ли участвовать в этом нашей стране, являющейся одновременно и крупным газовым, и крупным нефтяным экспортером, — непростой вопрос, требующий серьезной проработки. Нелишним, однако, будет напомнить, что в свое время наша страна упустила момент активного распространения технологии сжижения природного газа и теперь с трудом наверстывает упущенное. Не хочется, чтобы то же самое произошло и с GTL-производством.