За LNG и руските газопроводи по дъното на Черно и Балтийско море – предстоящо съревнование между тръбопроводния и втечнения газ в Европа

Инж. Димитър Щерев e завършил магистратура в Московския геологопроучвателен университет (МГРИ), Москва, Русия, специалност “Хидрогеология и инженерна геология”.

В процеса на работа е специализирал в областта на „Резервоарния инженеринг” в Университета на ООН в Рейкявик, Исландия, в „Управлението на Инвестиционни проекти в енергетиката” в Енергиен Център, Дъблин, Ирландия и в „Резервоарното моделиране и симулиране на работата на Подземни газови хранилища и Газопреносни системи - в офисите на Международната Нефто-газова Компания Шлумберже, Хановер, Германия.

От 1997 г. работи в Булгартрансгаз ЕАД в областта на съхранението на природен газ и се занимава с оптимизиране на капацитетните възможности на Подземното газово хранилище „Чирен” (ПГХ Чирен), както и с неговата текуща безопасна експлоатация, обновяване и поддръжка.

Участвал е в управлението, координирането, мониторинга и изпълнението на различни Международни газови проекти - «Южен поток» и «Набуко», в симулирането на различни възможни варианти на българските участъци, както и в проекти, финансирани от Международни институции, като Агенцията за Търговия и развитие на САЩ, програмата ФАР - Трансгранично сътрудничество, Европейски съюз и др.  Освен това е работил по различни хидрогеоложки, резервоарно инженерни, геотермални и гео-екологични проекти.

В периода 2013 – 2015 г. е изпълнявал длъжността началник управление “Съхранение на природен газ”, Булгартрансгаз ЕАД, Централно управление, София.

Димитър Щерев е член на Международния газов съюз, Работен комитет по „Подземно съхранение на природен газ”.

---------------------------------------------------------------------------------------------

По информация от състоялия се Международен Газов Форум в Санкт Петербург в периода 01 – 04 октомври 2019 г., максимумът, който може да получи Втечнения природен газ (LNG), транспортиран през океана за държавите от Европейския континент е цената му да се доближава и да става съпоставима с цената на Тръбопроводния газ от Русия по новите газопроводи по дъното на Черно и Балтийско море, но с една жертва – редуциране на печалбите за тези търговци на Втечнен природен газ (LNG).  Такова редуциране на печалбите се очаква да става паралелно с постепенното влизане в експлоатация на Северен поток 1, 2 и втората тръба на Турски поток (Балкански поток).

На пръв поглед, преимуществото на Тръбопроводния газ от Русия към Европа, транспортиран по новите морски газопроводи е това, че се спестява изплащането на транзитни такси и свързаните с това периодични, нелеки преговори със съответните държави.  Но основното преимущество на новите морски газопроводи спрямо вноса на Втечнен природен газ, е  продиктувано от няколко важни фактора, които за съжаление не винаги се разбират и затова се подценяват.  Тези фактори са:

- високите работни налягания по новите морски газопроводи (от 75 до около 220 бара),

-     използването на тръби от висококачествен вид стомани (x80, x100) със специфични легиращи елементи (манган, никел, хром, молибден, бор, титан, ванадий, ниобий и др.) и

- значителната дебелина на стената на самата тръба,
 

което води до намаляване на броя на необходимите Компресорни станции по новите трасета (с тяхното управление, персонал и поддръжка) и оттук – до значително намаляване на експлоатационните (OPEX) разходи при преноса на газа с около 35% и повече.

В тази връзка, ако преносът на природен газ по така наречените конвенционални газопроводи с работно налягане до 75 бара, (каквато е приблизително ситуацията при досега използваните газопроводи през Украйна някои, от които са изградени преди повече от 40 години), се получаваше икономически необоснован на разстояния повече от 3000 - 3500 км от газовите находища в Западен Сибир до страните в Централна Европа е срещаше конкуренция с цената на Втечнения природен газ (LNG), то чрез полаганите нови морски газопроводи, това разстояние значително се увеличава, достигайки 4500 – 5000 км.  С други думи, икономическата рентабилност на преноса на природен газ по новите морски газопроводи, които Русия прокарва по дъното на Черно и Балтийско море се увеличава, а това изразено в километри означава допълнително проникване с около 1000 - 1500 км навътре (на запад) в Европейския континент. 

Това прави вноса на газа по изгражданите морски газопроводи по-рентабилен и екологично по-надежден, от колкото вноса на Втечнен газ (LNG), което означава, че експлотацията на „Син поток“, „Северен поток“ 1 и 2 и „Турски поток“ („Балкански поток“), започва да влиза в силна конкуренция с икономическата рентабилност на вноса и преноса на Втечнен природен газ (LNG) в Европа.

На Международния Газов Форум в Санкт Петербург, бе дадена и информация, относно изнасяния от Русия Втечнен природен газ (LNG) за Европа.  Поглеждайки нещата в чисто термодинамичен аспект, производството на Втечнен газ (LNG) е свързано с охлаждане на газа до изключително ниските температури от около - 160 градуса по Целзий, което изисква голям разход на енергия.  За втечняването на 1000 нм3 природен газ се използва приблизително толкова енергия, колкото се съдържаща в 250 нм3 - т.е. за втечняване остават 750 нм3.  С други думи, добиваме 1000 нм3 природен газ, лишаваме се от 1/4 от тях (т.е. от 250 нм3) и в крайна сметка втечняваме само 750 нм3.  Икономическият извод от това е, че цената на Втечнения газ (LNG) ще бъде винаги с около 1/4 (или с 25 %) по-висока от цената на тръбопроводния газ, като към това трябва да се прибавят и загубите при съхраняване и транспорт на този вид газ.

В тази връзка, на Газовия форум се получи информация за терминала за Втечнен природен газ - «ОАО Ямал СПГ (LNG)» с капацитет над 24 млрд.м3/г., ползващ огромните запаси на природен газ в намиращото се в близост – „Южно-Тамбейското газово находище“ на полуостров Ямал, Русия.  Акционери в този терминал са руската ПАО “НОВАТЕК” с 50.1% участие, френската ТОТАЛ с 20% участие, Китайската Национална нефтогазова компания и Фонда „Пътя на коприната” - с общо 29.9% дялово участие.  

На форума бе отбелязан и факта, че освен по-голямата близост до Европа има редица обективни (природни) обстоятелства в тези арктически ширини (с преобладаващи ниски температури на въздуха през цялата година в този регион на Русия зад Северния полярен кръг), които създават благоприятни условия за по-малки разходи при втечняването на единица продукция в този нов терминал за втечняване на природен газ в Русия.  Това ще позволява на Русия да осигурява за Европейския пазар Втечнен природен газ (LNG) на по-ниски цени в сравнение с цените на газа от терминалите в тропическите и субекваториалните ширини на Катар, Нигерия, Мексиканския залив, Тринидад-Тобаго и др.  

Освен това бе отбелязано, че за обслужването на новия руски терминал за Втечнен природен газ са построени и наети кораби с повишена водоизместимост (с 200 и повече хил. тона), значително надхвърляща водоизместимостта на обикновено използваните кораби от 160-165 хил. тона, което влияе благоприятно върху логистиката на доставките.  Констатирано бе, че всичко това вече е показало своето положително влияние и още през първите зимни месеци на тази година, Русия е била на първо място сред доставчиците на Втечнен природен газ за Европа.

На състоялия се Газов форум в Санкт Петербург бе споделена и информацията, че много често по медиите се разпространяват значително ниски цени на закупуване на Втечнен газ (LNG) от този или онзи терминал по света по сравнение с цената на Тръбопроводния газ от Русия, като се  правят редица внушения и пропаганди:   Например купуването на Втечнен природен газ (LNG) от определени терминали се осъществява по спотовата цена на  разпределителния хъб „Henry Hub”, където същата се мени всеки ден.  Цената от 3$ за 1 MBTU (милион британски термически единици), която се равнява на 110 $ за 1000 нм3, е била бързо обявявана от редица медии по света, като дългоочаквана победа срещу 220-230 доларовата цена за скъпия руски Тръбопроводен природен газ понастоящем.  Тук обаче трябва да се кажат всички неща до край:

С цел да се освободи от пазарния риск, продавачът на Втечнен природен газ (LNG) извършва продажбите си по схемата „FOB” (Free on Board).  Това означава, че търговеца закупил Втечнения природен газ става собственик на суровината веднага след като плавателния съд напусне пристанището, след което той е свободен да продава закупения газ, където и на когото си пожелае по света.  Обаче напускайки пристанището, цената от 110 $ за 1000 нм3, веднага гръмогласно се обявява по медиите едва ли не като сензационна и два пъти по-ниска от тази на Тръбопроводния газ, внасян от Русия!  Това обаче е половината истина и освен сензационен има и опасен характер ако разбира се приеме с лека ръка, защото крие опасности да се отрази върху потребителите, които в крайна сметка ще трябва да платят сметката, а именно:

- транспортните разходи за доставката на Втечнения природен газ,

- разходите по ре-газификация в съответния терминал,

- разходите за пренос по Газопреносната(ните) система(и) към вътрешността на страната (страните), 

- разходите за арендоване на плавателния съд,

- разходите по застраховане на плавателния съд и разбира се

- печалбата на търговеца на Втечнения природен газ (LNG), както и др. разходи.

Когато и горецитираните разходи надлежно се прибавят, цената за потребителя достига 220 – 230 щ. $ за 1000 м3 природен газ или с други думи – цената става съизмерима с тази на Тръбопроводния газ от Русия (понастоящем). 

Заключения и препоръки:

На Газовия Форум в Санкт Петербург, бе констатирано, че наблюдаваното динамично развитие на пазара на Втечнен природен газ (LNG) в Европа в повечето случаи е продиктувано от политически, а не от икономически причини и целесъобразност, и в тази ситуация всяка страна трябва предварително да анализира пазара, изхождайки от своите специфични особености, а именно:

- географско положение и близост до износителите на природен газ (Тръбопроводен или Втечнен),

- вид, конструктивни особености, предназначение, техническо състояние, капацитетни възможности, степен на обхващане (проникване) на Газопреносната система до потребителите, необходими допълнителни инвестиции и др. фактори.