Газ долго будет дорогим. О потере интереса к технологии «gas-to-liquid»

В предыдущих комментариях (раз, два) мы выяснили, что природный газ на транспорте является фактически единственной реальной альтернативой нефти в долгосрочной перспективе. Но для этих целей природный газ (метан) можно использовать двумя различными способами. Во-первых, непосредственно, с помощью установки газобаллонного оборудования. Но этот вариант сопряжён с рядом трудностей — объёмные баллоны, необходимость новой системы заправок, вопросы безопасности. Поэтому, казалось бы, оптимален второй вариант — конверсия метана в жидкие топлива (gas-to-liquid, GTL), которые можно использовать в уже существующей инфраструктуре и технике. Ведь топливо на выходе такого завода даже лучше того, что получается из нефти: вредные примеси фактически отсутствуют.

Технология это старая, и заводы такие есть: в Малайзии — Bintulu (мощность 14 тыс. баррелей в день), два в Катаре — Oryx (34 тыс. баррелей) и Pearl (140 тыс. баррелей дизтоплива плюс 120 тыс. баррелей этана и конденсата), в ЮАР (38 тыс. баррелей, без учета производств жидкого топлива из угля). В сумме — около 200 тыс. баррелей, причем основная часть приходится на катарский Pearl. Вот уже несколько лет откладывается запуск строящегося GTL-завода в Нигерии. И также несколько лет готовится строительство завода в Узбекистане, но тут мощности небольшие: до 30 тыс. баррелей в день. И пока всё.

0,2 млн. баррелей в день GTL-нефтепродуктов на фоне 90 млн. баррелей мировой добычи нефти — немного. Почему направление не развивается даже на фоне дефицита нефти и достаточных запасов газа? Простой ответ очевиден — невыгодно.

Дело в том, что при конверсии метана в жидкие топлива (метан сначала превращают в синтез-газ, который запускают в процесс Фишера-Тропша) происходит значительная потеря запасенной в природном газе энергии (потери составляют чуть менее половины). Плюс значительные капитальные расходы на оборудование. В результате при цене нефти в 100 долларов за баррель такое производство будет выгодно при стоимости природного газа от нуля до пяти долларов за млн. БТЕ, в зависимости от капитальных затрат. Для сравнения, даже цены на газ в США находятся уже на отметке в 4 доллара за млн. БТЕ.

Возникает следующий вопрос: а почему такие производства вообще возникают, если это убыточное мероприятие? А появляются они исключительно как альтернатива СПГ. И в регионах, где есть дешевые источники газа, но его «монетизация», то есть доставка до потребителя, затруднена. Жидкое топливо из газа дорого произвести, зато его дешево транспортировать на большие расстояния. Газ же (с учетом сжижения) транспортировать достаточно дорого. В какой-то момент казалось, что мировые цены на газ могут оказаться заметно меньше нефтяных, в результате GTL и СПГ-технологии смогут конкурировать между собой. Но этого пока не происходит. Даже если газовые контракты отвяжутся от нефтяной привязки, дешевого газа все равно не будет.

Напомним, что цена барреля нефти в 100 долларов соответствует 17 долл. за млн. БТЕ в пересчете на энергетические единицы. Сейчас средняя азиатская цена на СПГ немногим ниже — около 15 долл. за млн. БТЕ. Вычтем оттуда «с запасом» расходы на регазификацию (0,5 долл.), транспортировку (2 долл.), сжижение (3 долл.). Получим 9,5 долларов за млн. БТЕ. Ясно, что GTL-завод такую цену на сырье для производства топлива потянуть не может. И даже при ценах на СПГ в 10 долларов за млн. БТЕ, GTL едва ли может быть конкурентоспособной технологией по сравнению с СПГ. Поэтому, собственно, все и принялись в первую очередь сжижать газ, а не переводить его в дизтопливо.

Есть, конечно, детали второго приближения. Производство жидких топлив фактически позволило Катару увеличить свой газовый экспорт, не оказывая дополнительное давление на газовый рынок. В свою очередь, компании (в случае катарского Pearl — это в первую очередь Shell) тестируют технологии. Но Катару повезло — себестоимость его газа очень низкая, он может позволить себе эксперименты. Там же, где цена газа выше, рисковать никто не хочет.

В этом смысле, показательной является ситуация в Соединенных Штатах. Страна «страдает» от избытка газа, в то же время остается крупным импортером нефти. Казалось бы, не проще ли вместо намечающегося экспорта СПГ просто перерабатывать излишки газа в дизтопливо? Выходит, что нет. Анонсированный несколько лет назад GTL-проект Sasol в Луизиане пока остается на бумаге, а от GTL-производства в Канаде (в Британской Колумбии) компания вообще отказалась. Это, кстати, еще один аргумент в пользу того, что цена на газ в 4 долл. за млн. БТЕ продержится недолго. Такая цена устроила бы потенциальных производителей жидкого топлива из газа, но они не уверены и в ней.

Подведём итог. Ставка на GTL могла сыграть в расчете на то, что среднемировые газовые цены отвяжутся от нефтяных, и будут заметно ниже. Пока этого не происходит. Что будет дальше? Не вырастут ли цены на нефть еще сильнее? В таком случае, при условии, что цены на газ останутся на нынешнем уровне, к GTL-технологии может вновь возникнуть интерес.

Всё зависит от суммы факторов, предсказать которую непросто. Как скоро начнет снижаться мировая добыча нефти и как быстро это будет происходить? Будут ли готовы потребители платить за дополнительный комфорт при использовании жидких топлив или же захотят пересесть на машины с газобаллонным оборудованием? И так далее.

Пока же GTL становится оправданной в двух случаях. Во-первых, это технологии мини-GTL для утилизации попутного газа на нефтяных месторождениях, там, где нет газопроводной системы. Получаемое жидкое топливо может направляться в «нефтяную» трубу, ведь его качество будет даже лучше нефти. Кроме того, такие технологии оправданы, если получаемые жидкие топлива рассматриваются в качестве стратегического источника. Видимо, в первую очередь поэтому Китай понемногу строит подобные производства. Правда, Китай получает жидкие топлива из угля, но технологии схожие. Разве что, намного грязней, и еще дороже. Но, когда зависимость от импорта нефти переваливает отметку 50% и продолжает расти, вариантов остается немного.