Здравствуйте, !
Сегодня 16 сентября 2019 года, понедельник , 23:28:18 мск
Общество друзей милосердия
Опечатка?Выделите текст мышью и нажмите Ctrl+Enter
 
Контакты Телефон редакции:
+7(495)640-9617

E-mail: welcome@oilru.com
 
Сегодня сервер OilRu.com - это более 1277,12 Мб информации:

  • 539870 новостей
  • 5112 статей в 168 выпусках журнала НЕФТЬ РОССИИ
  • 1143 статей в 53 выпусках журнала OIL of RUSSIA
  • 1346 статей в 45 выпусках журнала СОЦИАЛЬНОЕ ПАРТНЕРСТВО
Ресурсы
 
Rambler's Top100
Я принимаю Яндекс.Деньги

Новости oilru.com


 
Газопроводы

Труба в мир

Размер шрифта: 1 2 3 4    

«Нефть России», 16.06.16, Москва, 11:23    Россия с начала добычи нефти и газа активно развивала трубопроводную систему для транспортировки сырья как внутри страны, так и на экспорт. И если единственной проблемой для строительства внутренних транспортных коридоров является финансирование, то расширять трубопроводные поставки на мировой рынок все сложнее еще и из-за политических вопросов. Так что до сих пор остается неясным, какие из запланированных масштабных проектов российские компании смогут реализовать.
 
Большая перемена трубопроводов
 
В последние десятилетия существования СССР развил обширную систему нефте- и газопроводов для доставки сырья на европейские рынки. В постсоветскую эпоху роль экспорта углеводородов в развитии страны стала даже более важной. Но у страны обнаружились проблемы. Первая заключалась в том, что появился новый перспективный азиатский рынок, но инфраструктура для доставки туда сырья отсутствовала. Вторая, на европейском направлении, была связана с наличием своеобразного "кордона" из бывших советских республик и восточноевропейских стран.
 
В обоих случаях решать проблемы транспорта нефти оказывалось проще, чем доставки газа. Нефть можно на длительных участках маршрута перевозить и железнодорожным транспортом. В процессе доставки возможны и перевалки груза, что незначительно влияет на конечную себестоимость. А транспортировка газа жестко связана с маршрутом газопровода. Определенную гибкость газовому экспорту может придать строительство на берегу завода по сжижению, но это приводит к заметному удорожанию стоимости доставки.
 
Идем на Восток
 
На азиатском направлении проще всего было организовать экспорт с шельфовых проектов острова Сахалин, которые стали активно развиваться уже в постсоветский период. Необходимо было построить минимум трубопроводной инфраструктуры. После чего нефть можно было отгружать сразу на танкеры, а для экспорта газа был построен первый в России завод СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" мощностью 10 млн тонн в год. Основные объемы СПГ с завода экспортируются в Японию, а также в Южную Корею. Гораздо сложнее оказалось вывести на азиатские рынки нефтегазовые запасы Восточной Сибири.
 
В рамках нефтяного экспорта был построен нефтепровод Восточная Сибирь--Тихий океан (ВСТО) от г. Тайшет (Иркутская область) до порта Козьмино (Приморский край), где нефть отгружалась на экспорт танкерами. Примерно на середине пути (Сковородино), в районе российско-китайской границы, у него есть ответвление на Китай. Соответственно, мощность трубы до ответвления (ВСТО-1) оказывается большей, чем на участке Сковородино--Козьмино (ВСТО-2).
 
Такая схема дала возможность решить сразу несколько задач. Прежде всего это упрощало экспорт российской нефти в Китай. Одновременно большая часть российской нефти транспортируется непосредственно до побережья. Это позволило избежать ценового диктата со стороны Китая и создать дополнительный индикатор цены, основанный на ценообразовании непосредственно в порту Козьмино, где могут конкурировать разнообразные покупатели.
 
Актуальной являлась и проблема вывода на азиатский рынок восточносибирских запасов газа. В идеале стратегия в области экспорта газа могла бы быть такой же, как при экспорте нефти: газопровод с ответвлением на Китай, который заканчивался бы на берегу заводом СПГ. На деле дорогой газопровод в сумме с дорогостоящим заводом по сжижению делают такой экспорт нерентабельным. Поэтому строящийся газопровод "Сила Сибири" мощностью 38 млрд кубометров будет транспортировать газ в Китай только по сухопутному маршруту. Вариант продления "Силы Сибири" и строительства на ее конце завода СПГ может быть поднят не раньше чем через 10-15 лет. Пока, если новые СПГ-производства на Дальнем Востоке будут построены, то будут основываться на сахалинских запасах, где расходы на "предварительную" трубопроводную транспортировку минимальны.
 
Суммируем цифры
 
Россия добыла в прошлом году 534 млн тонн нефти (с учетом газового конденсата). При этом экспортировала около 244 млн тонн нефти. Плюс значительные объемы топлива были экспортированы в форме нефтепродуктов -- 172 млн тонн. Существенного роста добычи нефти в России в ближайшие годы не ожидается, в лучшем случае мы увидим небольшой прирост в ближайшие год-два, а в дальнейшем -- стагнация. Но при этом объемы экспорта будут переориентироваться с запада на восток -- как за счет падения добычи на месторождениях Западной Сибири и ввода новых месторождений в Восточной Сибири, так и за счет непосредственной переориентации. В 2015 году на азиатском направлении объемы экспорта нефти были таковы. Морем: 15,4 млн тонн с проектов по добыче на Сахалине, 30,4 млн тонн через порт Козьмино (ВСТО). Сухопутными маршрутами (в Китай): 16 млн тонн по отводу от ВСТО (от Сковородино), еще 7 млн тонн через Казахстан. Итого: 68,8 млн тонн нефти. Отметим, что около половины нефти из Козьмино и часть нефти Сахалина тоже импортируется Китаем.
 
Мощность ВСТО-1 планируется увеличить до 80 млн тонн к 2018 году, мощность ВСТО-2 -- до 50 млн тонн. С учетом экспорта через Казахстан и экспорта с Сахалина -- до 100 млн тонн в год нефти (и нефтепродуктов -- планируется строительство НПЗ) будет уходить на азиатский рынок к концу десятилетия. В газовой сфере "разворот на Восток" выглядит хуже. Пока весь трубопроводный газовый экспорт (до 160 млрд кубометров в год для стран дальнего зарубежья) идет на европейское направление. В Азию отгрузки идут только с уже упомянутого завода СПГ на Сахалине (10 млн тонн СПГ, или 14 млрд кубометров газа в год).
 
Газопровод "Сила Сибири" может быть запущен в начале следующего десятилетия. Ресурсная база находится в Восточной Сибири, поэтому этот газ в любом случае не будет доставлен европейским потребителям. Конкурировать за ресурсную базу с Европой Китай будет только в случае строительства газопровода "Сила-Сибири-2" (бывший проект "Алтай"). Но пока по нему не заключены обязывающие соглашения.
 
Трудности европейского транзита
 
Если на восточном направлении все приходилось делать с нуля, то на европейском направлении в наследство от СССР досталась обширная система магистральных нефте- и газопроводов. Система магистральных нефтепроводов "Дружба" (запущена в 1964 году) ежегодно транспортирует в страны дальнего зарубежья около 65 млн тонн нефти. Через Белоруссию и Польшу топливо поступает в Германию, через Белоруссию и Украину -- в Чехию и Словакию.
 
Впрочем, кое-что в "Дружбе" пришлось переделать. Фактически была закрыта северная ветка, которая транспортировала топливо в порты Латвии и Литвы. Ее заменили Балтийская трубопроводная система (БТС; 74 млн тонн) и БТС-2 (30 млн тонн). Они также доставляют российское топливо на побережье Балтийского моря, но в российские Приморск (БТС) и Усть-Лугу (БТС-2). Это позволило снизить транзитные риски. Кроме того, средства на транспорт и перевалку в портах, которые раньше шли на выплаты прибалтийским республикам, стали оставаться в России. Запуск БТС-2 помог снизить и объемы "сухопутной" транспортировки нефти европейским потребителям.
 
Кроме того, с ростом добычи нефти развивались и другие нефтепроводные проекты, в том числе мощности по доставке на черноморское побережье. Так или иначе, наличие у России выходов к Черному и Балтийскому морям обусловило отсутствие критических проблем с транзитом нефти. С газом же все оказалось сложнее. Как и на восточном направлении, связка "длинный газопровод плюс завод СПГ" резко увеличивает себестоимость топлива, поэтому к реализации такой схемы приходится подходить с осторожностью.
 
На северном направлении, на Балтийском море, в планах "Газпрома" сохраняется строительство завода "Балтийский СПГ". Но его экономическая рентабельность была под вопросом и в период высоких цен на газ. Сейчас проект разумно заморожен до улучшения ценовой конъюнктуры на внешних рынках. А на южном направлении, в Черном море, гипотетический транспорт СПГ за пределы черноморского бассейна невозможен из-за позиции Турции, не готовой пропускать опасный груз через свои проливы.
 
Пока единственным приемлемым способом решения проблемы газового транзита стали два подхода. Во-первых, диверсификация поставок по разным транзитным направлениям. Во-вторых, использование подводных газопроводов, напрямую связывающих экспортера и импортера. В результате если после распада Советского Союза практически весь экспортный поток газа шел через Украину, то в настоящий момент транзитной монополии уже нет: из 160 млрд кубометров газа на экспорт лишь около 60 млрд кубометров транспортируется через Украину. Для решения проблемы были построены: проходящий через Белоруссию и Польшу в Германию газопровод Ямал--Европа (33 млрд кубометров в год), "Голубой поток" по дну Черного моря в Турцию (16 млрд кубометров), "Северный поток" по дну Балтийского моря в Германию (55 млрд кубометров, пока загружен на 70% из-за Третьего энергопакета).
 
В качестве решения проблемы украинского транзита рассматривается строительство "Северного потока-2", по которому будет транспортироваться еще 55 млрд кубометров газа в Германию. C действующими газопроводами удвоение "Северного потока" позволит транспортировать в ЕС все экспортные объемы. Такой подход делает Германию хабом, распределяющим практически все российские газовые потоки в ЕС. В случае строительства "Северного потока-2" остаются нерешенными вопросы распределения газа по территории Европы. Нынешние транзитные объемы через Украину можно разделить на три группы: небольшие газовые рынки стран Юго-Восточной Европы (15 млрд кубометров в год), Турция (до 16 млрд кубометров) и Италия (до 30 млрд кубометров).
 
Поэтому не исключены и альтернативные "Северному потоку-2" варианты доставки газа. Так, 24 февраля "Газпром" сообщил о подписании меморандума по еще одному "обходному" газопроводу. Проект, если он будет осуществлен, предполагает прокладку трубы по дну Черного моря, а также использование наработок проекта компании Edison -- ITGI Poseidon (интерконнектор Турция--Греция--Италия). То есть газ будет выходить на итальянский рынок. А еще одна ветка подводного газопровода в Турцию (условно "Голубой поток-2") также выглядит простым решением проблемы транзита газа в Турцию по территории Украины.
 
Заглядывая в будущее
 
Если говорить о долгосрочной перспективе, то в русле изменений структуры потребления топлива в мировой энергетике и с учетом структуры российских нефтегазовых запасов газовый экспорт будет расти, а нефтяной -- снижаться. Это актуализирует обсуждение долгосрочной стратегии России о принципах газового экспорта. В какой степени будут задействованы трубы, а в какой -- СПГ. Вопрос этот далеко не праздный.
 
Общим местом считается, что заводы СПГ оптимально строить в том случае, когда и месторождение газа оказывается морским или расположено на суше недалеко от берега. Такой вариант реализуется сейчас в рамках проекта "Ямал СПГ". Завод будет использовать в качестве ресурсной базы газ Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал. С другой стороны, значительная часть запасов находится в глубине континента. Будет ли экономически оправданна в каких-либо случаях связка "труба плюс завод СПГ"?
 
Нужно отметить, у нашей страны нет собственной технологии крупнотоннажного сжижения. А завод СПГ -- очень капиталоемкий элемент, поэтому покупка оборудования за рубежом заметно снижает итоговую валютную выручку от газового экспорта. И в пограничных ситуациях выбора между СПГ и "трубой" последний вариант оказывается оправданнее и потому, что загружает заказами российскую промышленность.
 
Поэтому, если в долгосрочной перспективе в России предполагается массовое строительство производств по крупнотоннажному сжижению природного газа, уже сейчас нашей стране нужно активно инвестировать в соответствующие разработки и их реализацию. Напомним, в начале мая Минэнерго предложило создать в России единый инжиниринговый центр для разработки отечественных технологий сжижения природного газа.
 
Александр Собко
Подробнее читайте на http://www.oilru.com/news/520144/

Глобальный рынок газа и СПГ: тенденции и развитие в будущемИгорь Сечин допускает рост дивидендов
Просмотров: 656
    подписаться на новости
    распечатать
    добавить в «Избранное»
Код для вставки в блог или на сайт 0

Ссылки по теме


 
Анонсы
Реплика: Великая миссия «Фейсбука»
Выставки:
Новости
Июнь 2016
пн вт ср чт пт сб вс
   1 2 3 4 5
6 7 8 9 10 11 12
13 14 15 16 17 18 19
20 21 22 23 24 25 26
27 28 29 30

 

 Все новости за сегодня
 Архив новостей

 Поиск:
  

 

 
Рейтинг@Mail.ru   


© 1998 — 2019, «Нефтяное обозрение (oilru.com)».
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928
Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-51544
Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 2 ноября 2012 г.
Все вопросы по функционированию сайта вы можете задать вебмастеру
При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (http://www.oilru.com/) обязательна.
Точка зрения авторов, статьи которых публикуются на портале oilru.com, может не совпадать с мнением редакции.
Время генерации страницы: 0 сек.

Труба в мир

«Нефть России», 16.06.16, Москва, 11:23   Россия с начала добычи нефти и газа активно развивала трубопроводную систему для транспортировки сырья как внутри страны, так и на экспорт. И если единственной проблемой для строительства внутренних транспортных коридоров является финансирование, то расширять трубопроводные поставки на мировой рынок все сложнее еще и из-за политических вопросов. Так что до сих пор остается неясным, какие из запланированных масштабных проектов российские компании смогут реализовать.
 
Большая перемена трубопроводов
 
В последние десятилетия существования СССР развил обширную систему нефте- и газопроводов для доставки сырья на европейские рынки. В постсоветскую эпоху роль экспорта углеводородов в развитии страны стала даже более важной. Но у страны обнаружились проблемы. Первая заключалась в том, что появился новый перспективный азиатский рынок, но инфраструктура для доставки туда сырья отсутствовала. Вторая, на европейском направлении, была связана с наличием своеобразного "кордона" из бывших советских республик и восточноевропейских стран.
 
В обоих случаях решать проблемы транспорта нефти оказывалось проще, чем доставки газа. Нефть можно на длительных участках маршрута перевозить и железнодорожным транспортом. В процессе доставки возможны и перевалки груза, что незначительно влияет на конечную себестоимость. А транспортировка газа жестко связана с маршрутом газопровода. Определенную гибкость газовому экспорту может придать строительство на берегу завода по сжижению, но это приводит к заметному удорожанию стоимости доставки.
 
Идем на Восток
 
На азиатском направлении проще всего было организовать экспорт с шельфовых проектов острова Сахалин, которые стали активно развиваться уже в постсоветский период. Необходимо было построить минимум трубопроводной инфраструктуры. После чего нефть можно было отгружать сразу на танкеры, а для экспорта газа был построен первый в России завод СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" мощностью 10 млн тонн в год. Основные объемы СПГ с завода экспортируются в Японию, а также в Южную Корею. Гораздо сложнее оказалось вывести на азиатские рынки нефтегазовые запасы Восточной Сибири.
 
В рамках нефтяного экспорта был построен нефтепровод Восточная Сибирь--Тихий океан (ВСТО) от г. Тайшет (Иркутская область) до порта Козьмино (Приморский край), где нефть отгружалась на экспорт танкерами. Примерно на середине пути (Сковородино), в районе российско-китайской границы, у него есть ответвление на Китай. Соответственно, мощность трубы до ответвления (ВСТО-1) оказывается большей, чем на участке Сковородино--Козьмино (ВСТО-2).
 
Такая схема дала возможность решить сразу несколько задач. Прежде всего это упрощало экспорт российской нефти в Китай. Одновременно большая часть российской нефти транспортируется непосредственно до побережья. Это позволило избежать ценового диктата со стороны Китая и создать дополнительный индикатор цены, основанный на ценообразовании непосредственно в порту Козьмино, где могут конкурировать разнообразные покупатели.
 
Актуальной являлась и проблема вывода на азиатский рынок восточносибирских запасов газа. В идеале стратегия в области экспорта газа могла бы быть такой же, как при экспорте нефти: газопровод с ответвлением на Китай, который заканчивался бы на берегу заводом СПГ. На деле дорогой газопровод в сумме с дорогостоящим заводом по сжижению делают такой экспорт нерентабельным. Поэтому строящийся газопровод "Сила Сибири" мощностью 38 млрд кубометров будет транспортировать газ в Китай только по сухопутному маршруту. Вариант продления "Силы Сибири" и строительства на ее конце завода СПГ может быть поднят не раньше чем через 10-15 лет. Пока, если новые СПГ-производства на Дальнем Востоке будут построены, то будут основываться на сахалинских запасах, где расходы на "предварительную" трубопроводную транспортировку минимальны.
 
Суммируем цифры
 
Россия добыла в прошлом году 534 млн тонн нефти (с учетом газового конденсата). При этом экспортировала около 244 млн тонн нефти. Плюс значительные объемы топлива были экспортированы в форме нефтепродуктов -- 172 млн тонн. Существенного роста добычи нефти в России в ближайшие годы не ожидается, в лучшем случае мы увидим небольшой прирост в ближайшие год-два, а в дальнейшем -- стагнация. Но при этом объемы экспорта будут переориентироваться с запада на восток -- как за счет падения добычи на месторождениях Западной Сибири и ввода новых месторождений в Восточной Сибири, так и за счет непосредственной переориентации. В 2015 году на азиатском направлении объемы экспорта нефти были таковы. Морем: 15,4 млн тонн с проектов по добыче на Сахалине, 30,4 млн тонн через порт Козьмино (ВСТО). Сухопутными маршрутами (в Китай): 16 млн тонн по отводу от ВСТО (от Сковородино), еще 7 млн тонн через Казахстан. Итого: 68,8 млн тонн нефти. Отметим, что около половины нефти из Козьмино и часть нефти Сахалина тоже импортируется Китаем.
 
Мощность ВСТО-1 планируется увеличить до 80 млн тонн к 2018 году, мощность ВСТО-2 -- до 50 млн тонн. С учетом экспорта через Казахстан и экспорта с Сахалина -- до 100 млн тонн в год нефти (и нефтепродуктов -- планируется строительство НПЗ) будет уходить на азиатский рынок к концу десятилетия. В газовой сфере "разворот на Восток" выглядит хуже. Пока весь трубопроводный газовый экспорт (до 160 млрд кубометров в год для стран дальнего зарубежья) идет на европейское направление. В Азию отгрузки идут только с уже упомянутого завода СПГ на Сахалине (10 млн тонн СПГ, или 14 млрд кубометров газа в год).
 
Газопровод "Сила Сибири" может быть запущен в начале следующего десятилетия. Ресурсная база находится в Восточной Сибири, поэтому этот газ в любом случае не будет доставлен европейским потребителям. Конкурировать за ресурсную базу с Европой Китай будет только в случае строительства газопровода "Сила-Сибири-2" (бывший проект "Алтай"). Но пока по нему не заключены обязывающие соглашения.
 
Трудности европейского транзита
 
Если на восточном направлении все приходилось делать с нуля, то на европейском направлении в наследство от СССР досталась обширная система магистральных нефте- и газопроводов. Система магистральных нефтепроводов "Дружба" (запущена в 1964 году) ежегодно транспортирует в страны дальнего зарубежья около 65 млн тонн нефти. Через Белоруссию и Польшу топливо поступает в Германию, через Белоруссию и Украину -- в Чехию и Словакию.
 
Впрочем, кое-что в "Дружбе" пришлось переделать. Фактически была закрыта северная ветка, которая транспортировала топливо в порты Латвии и Литвы. Ее заменили Балтийская трубопроводная система (БТС; 74 млн тонн) и БТС-2 (30 млн тонн). Они также доставляют российское топливо на побережье Балтийского моря, но в российские Приморск (БТС) и Усть-Лугу (БТС-2). Это позволило снизить транзитные риски. Кроме того, средства на транспорт и перевалку в портах, которые раньше шли на выплаты прибалтийским республикам, стали оставаться в России. Запуск БТС-2 помог снизить и объемы "сухопутной" транспортировки нефти европейским потребителям.
 
Кроме того, с ростом добычи нефти развивались и другие нефтепроводные проекты, в том числе мощности по доставке на черноморское побережье. Так или иначе, наличие у России выходов к Черному и Балтийскому морям обусловило отсутствие критических проблем с транзитом нефти. С газом же все оказалось сложнее. Как и на восточном направлении, связка "длинный газопровод плюс завод СПГ" резко увеличивает себестоимость топлива, поэтому к реализации такой схемы приходится подходить с осторожностью.
 
На северном направлении, на Балтийском море, в планах "Газпрома" сохраняется строительство завода "Балтийский СПГ". Но его экономическая рентабельность была под вопросом и в период высоких цен на газ. Сейчас проект разумно заморожен до улучшения ценовой конъюнктуры на внешних рынках. А на южном направлении, в Черном море, гипотетический транспорт СПГ за пределы черноморского бассейна невозможен из-за позиции Турции, не готовой пропускать опасный груз через свои проливы.
 
Пока единственным приемлемым способом решения проблемы газового транзита стали два подхода. Во-первых, диверсификация поставок по разным транзитным направлениям. Во-вторых, использование подводных газопроводов, напрямую связывающих экспортера и импортера. В результате если после распада Советского Союза практически весь экспортный поток газа шел через Украину, то в настоящий момент транзитной монополии уже нет: из 160 млрд кубометров газа на экспорт лишь около 60 млрд кубометров транспортируется через Украину. Для решения проблемы были построены: проходящий через Белоруссию и Польшу в Германию газопровод Ямал--Европа (33 млрд кубометров в год), "Голубой поток" по дну Черного моря в Турцию (16 млрд кубометров), "Северный поток" по дну Балтийского моря в Германию (55 млрд кубометров, пока загружен на 70% из-за Третьего энергопакета).
 
В качестве решения проблемы украинского транзита рассматривается строительство "Северного потока-2", по которому будет транспортироваться еще 55 млрд кубометров газа в Германию. C действующими газопроводами удвоение "Северного потока" позволит транспортировать в ЕС все экспортные объемы. Такой подход делает Германию хабом, распределяющим практически все российские газовые потоки в ЕС. В случае строительства "Северного потока-2" остаются нерешенными вопросы распределения газа по территории Европы. Нынешние транзитные объемы через Украину можно разделить на три группы: небольшие газовые рынки стран Юго-Восточной Европы (15 млрд кубометров в год), Турция (до 16 млрд кубометров) и Италия (до 30 млрд кубометров).
 
Поэтому не исключены и альтернативные "Северному потоку-2" варианты доставки газа. Так, 24 февраля "Газпром" сообщил о подписании меморандума по еще одному "обходному" газопроводу. Проект, если он будет осуществлен, предполагает прокладку трубы по дну Черного моря, а также использование наработок проекта компании Edison -- ITGI Poseidon (интерконнектор Турция--Греция--Италия). То есть газ будет выходить на итальянский рынок. А еще одна ветка подводного газопровода в Турцию (условно "Голубой поток-2") также выглядит простым решением проблемы транзита газа в Турцию по территории Украины.
 
Заглядывая в будущее
 
Если говорить о долгосрочной перспективе, то в русле изменений структуры потребления топлива в мировой энергетике и с учетом структуры российских нефтегазовых запасов газовый экспорт будет расти, а нефтяной -- снижаться. Это актуализирует обсуждение долгосрочной стратегии России о принципах газового экспорта. В какой степени будут задействованы трубы, а в какой -- СПГ. Вопрос этот далеко не праздный.
 
Общим местом считается, что заводы СПГ оптимально строить в том случае, когда и месторождение газа оказывается морским или расположено на суше недалеко от берега. Такой вариант реализуется сейчас в рамках проекта "Ямал СПГ". Завод будет использовать в качестве ресурсной базы газ Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал. С другой стороны, значительная часть запасов находится в глубине континента. Будет ли экономически оправданна в каких-либо случаях связка "труба плюс завод СПГ"?
 
Нужно отметить, у нашей страны нет собственной технологии крупнотоннажного сжижения. А завод СПГ -- очень капиталоемкий элемент, поэтому покупка оборудования за рубежом заметно снижает итоговую валютную выручку от газового экспорта. И в пограничных ситуациях выбора между СПГ и "трубой" последний вариант оказывается оправданнее и потому, что загружает заказами российскую промышленность.
 
Поэтому, если в долгосрочной перспективе в России предполагается массовое строительство производств по крупнотоннажному сжижению природного газа, уже сейчас нашей стране нужно активно инвестировать в соответствующие разработки и их реализацию. Напомним, в начале мая Минэнерго предложило создать в России единый инжиниринговый центр для разработки отечественных технологий сжижения природного газа.
 
Александр Собко

 



© 1998 — 2019, «Нефтяное обозрение (oilru.com)».
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928
Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-33815
Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 24 октября 2008 г.
При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (http://www.oilru.com/) обязательна.
Июль 2019
пн вт ср чт пт сб вс
1234567
891011121314
15161718192021
22232425262728
293031    
Август 2019
пн вт ср чт пт сб вс
   1234
567891011
12131415161718
19202122232425
262728293031 
Сентябрь 2019
пн вт ср чт пт сб вс
     12
3456789
10111213141516
17181920212223
24252627282930