Сжиженный природный газ: свойства, производство и транспортировка.

Сжиженный природный газ (СПГ): хранение, транспортировка, свойства и безопасность. СПГ – это метан в жидком виде, уменьшенный в объеме в 600 раз.

32 мин чтения

100%

Источник: Liquefied natural gas — Wikipedia

Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.

Содержание

Введение

Форма природного газа для облегчения хранения и транспортировки

Сжиженный природный газ (СПГ) – это природный газ (преимущественно метан, CH4, с некоторой примесью этана, C2H6), который охлаждается до жидкого состояния для удобства и безопасности хранения или транспортировки без давления. Он занимает примерно 1/600 объема природного газа в газообразном состоянии при стандартных условиях температуры и давления. СПГ не имеет запаха, цвета, нетоксичен и некоррозионен. К опасностям относятся воспламеняемость после испарения в газообразное состояние, обморожение и удушье. Процесс сжижения включает удаление определенных компонентов, таких как пыль, кислые газы, гелий, вода и тяжелые углеводороды, которые могут вызвать проблемы на последующих этапах. Затем природный газ конденсируется в жидкость при давлении, близком к атмосферному, путем охлаждения до приблизительно ; максимальное транспортное давление устанавливается на уровне около (избыточное давление), что составляет примерно 1,25 атмосферного давления на уровне моря. Газ, извлекаемый из подземных залежей углеводородов, содержит разнообразную смесь углеводородных компонентов, которая обычно включает в основном метан (CH4), а также этан (C2H6), пропан (C3H8) и бутан (C4H10). В природном газе также присутствуют другие газы, в частности CO2. Эти газы имеют широкий диапазон температур кипения и различные теплотворные способности, что позволяет использовать различные пути коммерциализации и различные области применения. "Кислые" компоненты, такие как сероводород (H2S) и углекислый газ (CO2), а также нефть, ил, вода и ртуть, удаляются из газа для получения очищенной, осушенной газовой смеси. Неудаление значительной части этих кислых молекул, ртути и других примесей может привести к повреждению оборудования. Коррозия стальных труб и амальгамация ртути с алюминием в криогенных теплообменниках могут вызвать дорогостоящие повреждения. Газовая смесь обычно разделяется на сжиженные нефтегазовые фракции (бутан и пропан), которые могут храниться в жидком виде при относительно низком давлении, и более легкие фракции этана и метана. Эти легкие фракции метана и этана затем сжижаются для получения основной массы СПГ, который транспортируется. В течение 20-го века природный газ считался экономически неважным в тех случаях, когда нефтегазовые месторождения были удалены от газопроводов или располагались в офшорных районах, где прокладка трубопроводов была нецелесообразна. В прошлом это обычно означало, что добываемый природный газ сжигался в факелах, особенно поскольку, в отличие от нефти, не существовало жизнеспособных методов хранения или транспортировки природного газа, кроме газопроводов сжатого газа для конечных потребителей. Это означало, что рынки природного газа исторически были полностью локальными, и любое производство должно было потребляться в пределах местной или региональной сети. Развитие производственных процессов, криогенного хранения и транспортировки фактически создало инструменты, необходимые для коммерциализации природного газа на мировом рынке, который теперь конкурирует с другими видами топлива. Кроме того, развитие технологий хранения СПГ повысило надежность сетей, которая ранее считалась невозможной. Учитывая, что хранение других видов топлива относительно легко обеспечить с помощью простых резервуаров, можно было хранить запас на несколько месяцев. С появлением крупномасштабного криогенного хранения стало возможным создание долгосрочных резервов газа. Эти резервы сжиженного газа могут быть использованы в любой момент посредством процессов регазификации и сегодня являются основным средством для сетей для удовлетворения пиковых нагрузок.

Liquefied natural gas (LNG) is natural gas (predominantly methane, CH4, with some mixture of ethane, C2H6) that has been cooled down to liquid form for ease and safety of non pressurized storage or transport. It takes up about 1/600th the volume of natural gas in the gaseous state at standard conditions for temperature and pressure. LNG is odorless, colorless, non toxic and non corrosive. Hazards include flammability after vaporization into a gaseous state, freezing and asphyxia. The liquefaction process involves removal of certain components, such as dust, acid gases, helium, water, and heavy hydrocarbons, which could cause difficulty downstream. The natural gas is then condensed into a liquid at close to atmospheric pressure by cooling it to approximately ; maximum transport pressure is set at around (gauge pressure), which is about 1.25 times atmospheric pressure at sea level. The gas extracted from underground hydrocarbon deposits contains a varying mix of hydrocarbon components, which usually includes mostly methane (CH4), along with ethane (C2H6), propane (C3H8) and butane (C4H10). Other gases also occur in natural gas, notably CO2. These gases have wide ranging boiling points and also different heating values, allowing different routes to commercialization and also different uses. The "acidic" elements such as hydrogen sulphide (H2S) and carbon dioxide (CO2), together with oil, mud, water, and mercury, are removed from the gas to deliver a clean sweetened stream of gas. Failure to remove much or all of such acidic molecules, mercury, and other impurities could result in damage to the equipment. Corrosion of steel pipes and amalgamization of mercury to aluminum within cryogenic heat exchangers could cause expensive damage. The gas stream is typically separated into the liquefied petroleum fractions (butane and propane), which can be stored in liquid form at relatively low pressure, and the lighter ethane and methane fractions. These lighter fractions of methane and ethane are then liquefied to make up the bulk of LNG that is shipped. Natural gas was considered during the 20th century to be economically unimportant wherever gas producing oil or gas fields were distant from gas pipelines or located in offshore locations where pipelines were not viable. In the past this usually meant that natural gas produced was typically flared, especially since unlike oil, no viable method for natural gas storage or transport existed other than compressed gas pipelines to end users of the same gas. This meant that natural gas markets were historically entirely local, and any production had to be consumed within the local or regional network. Developments of production processes, cryogenic storage, and transportation effectively created the tools required to commercialize natural gas into a global market which now competes with other fuels. Furthermore, the development of LNG storage also introduced a reliability in networks which was previously thought impossible. Given that storage of other fuels is relatively easily secured using simple tanks, a supply for several months could be kept in storage. With the advent of large scale cryogenic storage, it became possible to create long term gas storage reserves. These reserves of liquefied gas could be deployed at a moment's notice through regasification processes, and today are the main means for networks to handle local peak shaving requirements.

Конкретное энергетическое содержание и энергетическая плотность

Отопительная ценность зависит от источника используемого газа и процесса его сжижения. Диапазон отопительной ценности может составлять ±10–15 процентов. Типичное значение верхней отопительной ценности СПГ составляет приблизительно 50 МДж/кг или 21 500 БТЕ/фунт. Типичное значение нижней отопительной ценности СПГ составляет 45 МДж/кг или 19 350 БТЕ/фунт. Для сравнения различных видов топлива отопительная ценность может быть выражена в пересчете на энергию в единице объема, что известно как энергетическая плотность и измеряется в МДж/литр. Плотность СПГ составляет примерно от 0,41 кг/литр до 0,5 кг/литр, в зависимости от температуры, давления и состава, по сравнению с водой, плотность которой составляет 1,0 кг/литр. Используя среднее значение 0,45 кг/литр, типичные значения энергетической плотности составляют 22,5 МДж/литр (на основе верхней отопительной ценности) или 20,3 МДж/литр (на основе нижней отопительной ценности). Объемная энергетическая плотность СПГ примерно в 2,4 раза выше, чем у сжатого природного газа (СПГ), что делает экономически целесообразной транспортировку природного газа морским путем в форме СПГ. Энергетическая плотность СПГ сопоставима с плотностью пропана и этанола, но составляет лишь 60 процентов от плотности дизельного топлива и 70 процентов от плотности бензина.

История

Эксперименты по свойствам газов начались в начале 17 века. К середине семнадцатого века Роберт Бойль вывел обратную зависимость между давлением и объемом газов. Примерно в то же время Гийом Амонтон начал изучать влияние температуры на газ. В течение следующих 200 лет продолжались различные газовые эксперименты. В то время предпринимались попытки сжижения газов. Было открыто много новых фактов о природе газов. Например, в начале девятнадцатого века Каньяр де ла Тур показал, что существует температура, выше которой газ не может быть сжижен. В середине и конце XIX века была предпринята серьезная попытка сжижения всех газов. В этой области проводили эксперименты несколько ученых, в том числе Майкл Фарадей, Джеймс Джоул и Уильям Томсон (Лорд Кельвин). В 1886 году Карол Ольшевский сжижил метан, основной компонент природного газа. К 1900 году все газы были сжижены, за исключением гелия, который был сжижен в 1908 году. Первая крупномасштабная сжижение природного газа в США произошла в 1918 году, когда правительство США сжижало природный газ как способ извлечения гелия, который является небольшим компонентом некоторых видов природного газа. Этот гелий предназначался для использования в британских дирижаблях во время Первой мировой войны. Сжиженный природный газ (СПГ) не хранился, а перегазифицировался и немедленно поступал в газопроводную сеть. Ключевые патенты, касающиеся сжижения природного газа, датируются 1915 годом и серединой 1930-х годов. В 1915 году Годфри Кэбот запатентовал метод хранения жидких газов при очень низких температурах. Он состоял из конструкции типа термоса, включающей внутренний холодный резервуар внутри внешнего резервуара, разделенных изоляцией. В 1937 году Ли Твомэй получил патенты на процесс крупномасштабного сжижения природного газа. Целью было хранить природный газ в жидком виде для использования при пиковых нагрузках на энергосистему во время холодов. Из-за больших объемов непрактично хранить природный газ в виде газа при атмосферном давлении. Однако в сжиженном виде его можно хранить в объеме в 600 раз меньшем. Это практичный способ хранения, но газ необходимо поддерживать при низких температурах. Существуют два процесса сжижения природного газа в больших количествах. Первый – каскадный процесс, в котором природный газ охлаждается другим газом, который, в свою очередь, охлаждается еще одним газом, отсюда и название "каскадный" процесс. Обычно перед циклом сжиженного природного газа происходит два каскадных цикла. Другой метод – процесс Линде, с вариацией процесса Линде, называемой процессом Клода, которая иногда используется. В этом процессе газ охлаждается регенеративно путем непрерывного пропускания и расширения через отверстие до температуры, при которой он сжижается. Этот процесс был разработан Джеймсом Джоулем и Уильямом Томсоном и известен как эффект Джоуля–Томсона. Ли Твомэй использовал каскадный процесс для своих патентов.

Experiments on the properties of gases started early in the 17th century. By the middle of the seventeenth century Robert Boyle had derived the inverse relationship between the pressure and the volume of gases. About the same time, Guillaume Amontons started looking into temperature effects on gas. Various gas experiments continued for the next 200 years. During that time there were efforts to liquefy gases. Many new facts about the nature of gases were discovered. For example, early in the nineteenth century Cagniard de la Tour showed there was a temperature above which a gas could not be liquefied. There was a major push in the mid to late nineteenth century to liquefy all gases. A number of scientists including Michael Faraday, James Joule, and William Thomson (Lord Kelvin) did experiments in this area. In 1886 Karol Olszewski liquefied methane, the primary constituent of natural gas. By 1900 all gases had been liquefied except helium, which was liquefied in 1908. The first large scale liquefaction of natural gas in the U. S. was in 1918 when the U. S. government liquefied natural gas as a way to extract helium, which is a small component of some natural gas. This helium was intended for use in British dirigibles for World War I. The liquid natural gas (LNG) was not stored, but regasified and immediately put into the gas mains. The key patents having to do with natural gas liquefaction date from 1915 and the mid 1930s. In 1915 Godfrey Cabot patented a method for storing liquid gases at very low temperatures. It consisted of a Thermos bottle type design which included a cold inner tank within an outer tank; the tanks being separated by insulation. In 1937 Lee Twomey received patents for a process for large scale liquefaction of natural gas. The intention was to store natural gas as a liquid so it could be used for shaving peak energy loads during cold snaps. Because of large volumes it is not practical to store natural gas, as a gas, near atmospheric pressure. However, when liquefied, it can be stored in a volume 1/600th as large. This is a practical way to store it but the gas must be kept at
There are two processes for liquefying natural gas in large quantities. The first is the cascade process, in which the natural gas is cooled by another gas which in turn has been cooled by still another gas, hence named the "cascade" process. There are usually two cascade cycles before the liquid natural gas cycle. The other method is the Linde process, with a variation of the Linde process, called the Claude process, being sometimes used. In this process, the gas is cooled regeneratively by continually passing and expanding it through an orifice until it is cooled to temperatures at which it liquefies. This process was developed by James Joule and William Thomson and is known as the Joule–Thomson effect. Lee Twomey used the cascade process for his patents.

Коммерческие операции в Соединенных Штатах

Компания East Ohio Gas Company построила полномасштабный коммерческий завод по производству СПГ в Кливленде, штат Огайо, в 1940 году, сразу после успешной работы пилотного завода, построенного ее дочерней компанией Hope Natural Gas Company из Западной Вирджинии. Это был первый в мире завод такого рода. Изначально он состоял из трех сферических резервуаров диаметром около 63 футов, содержащих СПГ при температуре −260 °F. Каждый резервуар вмещал эквивалент примерно 50 миллионов кубических футов природного газа. В 1942 году был добавлен четвертый резервуар цилиндрической формы, емкостью, эквивалентной 100 миллионам кубических футов газа. Завод успешно функционировал в течение трех лет. Хранимый газ регазифицировался и подавался в магистральные трубопроводы во время сильных морозов, когда требовалась дополнительная мощность, что предотвращало прекращение поставок газа некоторым потребителям в холодную погоду. 20 октября 1944 года Кливлендский завод вышел из строя из-за разрыва цилиндрического резервуара, в результате чего тысячи галлонов СПГ вылились на территорию завода и близлежащий жилой район. Газ испарился и воспламенился, что привело к 130 смертельным случаям. Этот пожар на несколько лет задержал дальнейшее развитие инфраструктуры для СПГ. Однако в течение следующих 15 лет новые исследования в области низкотемпературных сплавов и улучшенных изоляционных материалов заложили основу для возрождения отрасли. Возобновление работы произошло в 1959 году, когда американское судно Liberty времен Второй мировой войны, Methane Pioneer, переоборудованное для перевозки СПГ, осуществило поставку СПГ с побережья Мексиканского залива США в испытывающую энергетический голод Великобританию. В июне 1964 года в эксплуатацию вошел первый в мире специализированный танкер для перевозки СПГ, Methane Princess. Вскоре после этого в Алжире было открыто крупное месторождение природного газа. Международная торговля СПГ быстро развилась, поскольку СПГ начал поставляться во Францию и Великобританию из алжирских месторождений. Был использован еще один важный атрибут СПГ: после сжижения природный газ не только легче хранить, но и транспортировать. Таким образом, энергию теперь можно было доставлять по океанам с помощью СПГ, так же, как она доставлялась в виде нефти. Производство СПГ в США возобновилось в 1965 году со строительством ряда новых заводов, которое продолжалось в 1970-х годах. Эти заводы использовались не только для покрытия пиковых нагрузок, как в Кливленде, но и для обеспечения базовой нагрузки в регионах, где ранее не было природного газа. На Восточном побережье было построено несколько импортных терминалов в преддверии необходимости импорта энергии посредством СПГ. Однако недавний бум в производстве природного газа в США (2010–2014 гг.), обусловленный гидравлическим разрывом пласта ("фрекингом"), привел к тому, что многие из этих импортных терминалов рассматриваются как экспортные. Первый экспорт СПГ из США был завершен в начале 2016 года. К 2023 году США стали крупнейшим экспортером в мире, а проекты, находящиеся в стадии строительства или получившие разрешение, удвоят экспортные мощности к 2027 году. Крупнейшими экспортерами были Cheniere Energy Inc., Freeport LNG и Venture Global LNG Inc. Управление энергетической информации США сообщило, что в 2023 году США экспортировали 4,3 триллиона кубических футов СПГ.

The East Ohio Gas Company built a full scale commercial LNG plant in Cleveland, Ohio, in 1940 just after a successful pilot plant built by its sister company, Hope Natural Gas Company of West Virginia. This was the first such plant in the world. Originally it had three spheres, approximately 63 feet in diameter containing LNG at −260 °F. Each sphere held the equivalent of about 50 million cubic feet of natural gas. A fourth tank, a cylinder, was added in 1942. It had an equivalent capacity of 100 million cubic feet of gas. The plant operated successfully for three years. The stored gas was regasified and put into the mains when cold snaps hit and extra capacity was needed. This precluded the denial of gas to some customers during a cold snap. The Cleveland plant failed on October 20, 1944, when the cylindrical tank ruptured, spilling thousands of gallons of LNG over the plant and nearby neighborhood. The gas evaporated and caught fire, which caused 130 fatalities. The fire delayed further implementation of LNG facilities for several years. However, over the next 15 years new research on low temperature alloys, and better insulation materials, set the stage for a revival of the industry. It restarted in 1959 when a U. S. World War II Liberty ship, the Methane Pioneer, converted to carry LNG, made a delivery of LNG from the U. S. Gulf Coast to energy starved Great Britain. In June 1964, the world's first purpose built LNG carrier, the Methane Princess, entered service. Soon after that a large natural gas field was discovered in Algeria. International trade in LNG quickly followed as LNG was shipped to France and Great Britain from the Algerian fields. One more important attribute of LNG had now been exploited. Once natural gas was liquefied it could not only be stored more easily, but it could be transported. Thus energy could now be shipped over the oceans via LNG the same way it was shipped in the form of oil. The LNG industry in the U. S. restarted in 1965 with the building of a number of new plants, which continued through the 1970s. These plants were not only used for peak shaving, as in Cleveland, but also for base load supplies for places that never had natural gas before this. A number of import facilities were built on the East Coast in anticipation of the need to import energy via LNG. However, a recent boom in U. S. natural gas production (2010–2014), enabled by hydraulic fracturing ("fracking"), has many of these import facilities being considered as export facilities. The first U. S. LNG export was completed in early 2016. By 2023, the U. S. had become the biggest exporter in the world, and projects already under construction or permitted would double its export capacities by 2027. The largest exporters were Cheniere Energy Inc., Freeport LNG, and Venture Global LNG Inc. The U. S. Energy Information Administration reported that the U. S. had exported 4.3 trillion cubic feet in 2023.

Жизненный цикл СПГ

Процесс начинается с предварительной обработки сырья – природного газа, поступающего в систему, для удаления примесей, таких как H2S, CO2, H2O, ртуть и углеводороды с более длинной цепью. Затем сырьевой газ поступает в блок сжижения, где он охлаждается до температуры от -145 °C до -163 °C. Хотя тип или количество циклов охлаждения и/или используемых хладагентов может варьироваться в зависимости от технологии, основной процесс включает циркуляцию газа через алюминиевые трубчатые теплообменники и его контакт со сжатым хладагентом. Наиболее важной инфраструктурой, необходимой для производства и транспортировки СПГ, является СПГ-завод, состоящий из одного или нескольких технологических линий (поездов) СПГ, каждая из которых представляет собой независимый комплекс для сжижения и очистки газа. Типичная технологическая линия включает компрессорный цех, цех конденсации пропана, а также цеха метана и этана. Крупнейшая в мире действующая технологическая линия СПГ находится в Катаре, с общей производственной мощностью 7,8 миллиона тонн в год (MTPA). СПГ загружается на танкеры и доставляется на терминал регазификации, где он расширяется и вновь превращается в газообразное состояние. Терминалы регазификации обычно подключены к сети хранения и трубопроводного распределения для подачи природного газа местным газораспределительным компаниям (LDC) или независимым электростанциям (IPP).

Мировая торговля

В коммерческом развитии цепочки создания стоимости СПГ поставщики СПГ сначала подтверждают продажи покупателям, находящимся в нижнем звене, а затем заключают долгосрочные контракты (обычно на 20–25 лет) со строгими условиями и структурами ценообразования на газ. Только когда клиенты подтверждены и развитие проекта "с нуля" признано экономически целесообразным, спонсоры проекта СПГ могут инвестировать в его развитие и эксплуатацию. Таким образом, бизнес по сжиженному природному газу был ограничен игроками с сильными финансовыми и политическими ресурсами. Крупные международные нефтяные компании (IOC), такие как ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Chevron, TotalEnergies, и национальные нефтяные компании (NOC), такие как Pertamina и Petronas, являются активными участниками. СПГ транспортируется по всему миру на специально построенных морских судах. Торговля СПГ завершается подписанием договора купли-продажи (SPA) между поставщиком и приемным терминалом, а также подписанием договора купли-продажи газа (GSA) между приемным терминалом и конечными потребителями. Большинство условий контрактов ранее были DES или ex ship, возлагая ответственность за транспортировку газа на продавца. Однако, с учетом низких затрат на судостроение и предпочтения покупателей обеспечивать надежные и стабильные поставки, увеличилось количество контрактов на условиях FOB. В таких условиях покупатель, который часто владеет судном или заключает долгосрочное чартерное соглашение с независимыми перевозчиками, несет ответственность за транспортировку. Соглашения о закупке СПГ ранее заключались на длительный срок с относительно небольшой гибкостью как в цене, так и в объеме. Если годовой объем контракта подтвержден, покупатель обязан принять и оплатить продукт или оплатить его даже в случае невыполнения обязательств по приемке, что называется обязательством по принципу "take or pay" (TOP). В середине 1990-х годов рынок СПГ был рынком покупателей. По запросу покупателей в SPA начали вводиться некоторые условия гибкости в отношении объема и цены. Покупатели получили большую гибкость в рамках TOP, а краткосрочные SPA сроком менее 16 лет стали применяться. В то же время были разрешены альтернативные направления для поставок и арбитраж. К началу XXI века рынок вновь стал благоприятным для продавцов. Однако продавцы стали более опытными и теперь предлагают делиться возможностями арбитража и отказываться от ценообразования по S-образной кривой. Велось много дискуссий о создании "ОГЭС" как аналога ОПЕК для природного газа. Россия и Катар, страны с крупнейшими и третьими по величине запасами природного газа в мире, наконец поддержали эту инициативу. До 2003 года цены на СПГ тесно следовали за ценами на нефть. С тех пор цены на СПГ в Европе и Японии были ниже, чем цены на нефть, хотя связь между СПГ и нефтью остается сильной. Напротив, цены в США и Великобритании в последнее время резко выросли, а затем упали в результате изменений в объемах поставок и хранения. В конце 1990-х и начале 2000-х годов рынок сместился в сторону покупателей, но с 2003 и 2004 годов он стал сильным рынком продавцов, где чистая прибыль является лучшей оценкой цен. Исследование Global Energy Monitor в 2019 году предупредило, что до 1,3 триллиона долларов США в новой экспортной и импортной инфраструктуре СПГ, находящейся в стадии разработки, подвергается значительному риску стать невостребованной, поскольку глобальный рынок газа рискует столкнуться с переизбытком предложения, особенно если Соединенные Штаты и Канада увеличат свою роль. Текущий всплеск нетрадиционной нефти и газа в США привел к снижению цен на газ в США. Это привело к обсуждению на азиатских рынках газа, привязанных к ценам на нефть, импорта газа на основе индекса Henry Hub. Недавняя конференция высокого уровня в Ванкувере, Тихоокеанский энергетический саммит 2013 года, собрала политиков и экспертов из Азии и США для обсуждения торговых отношений в области СПГ между этими регионами. Приемные терминалы существуют примерно в 40 странах, включая Бельгию, Чили, Китай, Доминиканскую Республику, Францию, Грецию, Индию, Италию, Японию, Корею, Польшу, Испанию, Тайвань, Великобританию, США и другие. Существуют планы по строительству новых приемных (регазификационных) терминалов в Бахрейне, Германии, Гане, Марокко, Филиппинах, Вьетнаме и других странах.

In the commercial development of an LNG value chain, LNG suppliers first confirm sales to the downstream buyers and then sign long term contracts (typically 20–25 years) with strict terms and structures for gas pricing. Only when the customers are confirmed and the development of a greenfield project deemed economically feasible, could the sponsors of an LNG project invest in their development and operation. Thus, the LNG liquefaction business has been limited to players with strong financial and political resources. Major international oil companies (IOCs) such as ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Chevron, TotalEnergies and national oil companies (NOCs) such as Pertamina and Petronas are active players. LNG is shipped around the world in specially constructed seagoing vessels. The trade of LNG is completed by signing an SPA (sale and purchase agreement) between a supplier and receiving terminal, and by signing a GSA (gas sale agreement) between a receiving terminal and end users. Most of the contract terms used to be DES or ex ship, holding the seller responsible for the transport of the gas. With low shipbuilding costs, and the buyers preferring to ensure reliable and stable supply, however, contracts with FOB terms increased. Under such terms the buyer, who often owns a vessel or signs a long term charter agreement with independent carriers, is responsible for the transport. LNG purchasing agreements used to be for a long term with relatively little flexibility both in price and volume. If the annual contract quantity is confirmed, the buyer is obliged to take and pay for the product, or pay for it even if not taken, in what is referred to as the obligation of take or pay contract (TOP). In the mid 1990s, LNG was a buyer's market. At the request of buyers, the SPAs began to adopt some flexibilities on volume and price. The buyers had more upward and downward flexibilities in TOP, and short term SPAs less than 16 years came into effect. At the same time, alternative destinations for cargo and arbitrage were also allowed. By the turn of the 21st century, the market was again in favor of sellers. However, sellers have become more sophisticated and are now proposing sharing of arbitrage opportunities and moving away from S curve pricing. There has been much discussion regarding the creation of an "OGEC" as a natural gas equivalent of OPEC. Russia and Qatar, countries with the largest and the third largest natural gas reserves in the world, have finally supported such move. Until 2003, LNG prices have closely followed oil prices. Since then, LNG prices in Europe and Japan have been lower than oil prices, although the link between LNG and oil is still strong. In contrast, prices in the US and the UK have recently skyrocketed, then fallen as a result of changes in supply and storage. In the late 1990s and early 2000s, the market shifted for buyers, but since 2003 and 2004, it has been a strong seller's market, with net back as the best estimation for prices

Research from Global Energy Monitor in 2019 warned that up to US$1.3 trillion in new LNG export and import infrastructure currently under development is at significant risk of becoming stranded, as global gas risks becoming oversupplied, particularly if the United States and Canada play a larger role. The current surge in unconventional oil and gas in the U. S. has resulted in lower gas prices in the U. S. This has led to discussions in Asia' oil linked gas markets to import gas based on Henry Hub index. Recent high level conference in Vancouver, the Pacific Energy Summit 2013 Pacific Energy Summit 2013 convened policy makers and experts from Asia and the U. S. to discuss LNG trade relations between these regions. Receiving terminals exist in about 40 countries, including Belgium, Chile, China, the Dominican Republic, France, Greece, India, Italy, Japan, Korea, Poland, Spain, Taiwan, the UK, the US, among others. Plans exist for Bahrain, Germany, Ghana, Morocco, Philippines, Vietnam and others to also construct new receiving (regasification) terminals.

Проверка проекта СПГ

Проекты СПГ базовой нагрузки (крупномасштабные, >1 МТПА) требуют запасов природного газа, покупателей и финансирования. Использование проверенной технологии и надежного подрядчика крайне важно как для инвесторов, так и для покупателей. Необходимые запасы газа: 1 трлн кубических футов газа на 1 МТПА СПГ в течение 20 лет. Применение: для внедорожной техники, морского транспорта и железнодорожного транспорта. Существуют известные проблемы с топливными баками и подачей газа к двигателю, но, несмотря на эти опасения, переход на СПГ в качестве транспортного топлива уже начался. СПГ напрямую конкурирует со сжатым природным газом в качестве топлива для газомоторных транспортных средств, поскольку конструкция двигателя идентична. В некоторых случаях использование грузовиков, автобусов, поездов и судов, работающих на СПГ, может быть экономически целесообразным для регулярной доставки энергии СПГ вместе с общими грузами и/или пассажирами в небольшие, изолированные населенные пункты, не имеющие местного источника газа или доступа к трубопроводам.

Использование СПГ в качестве топлива для крупных внедорожных грузовиков

Китай был лидером в использовании транспортных средств на СПГ, насчитывая более [количество] транспортных средств на СПГ на дорогах по состоянию на сентябрь 2014 года. В Соединенных Штатах создается инфраструктура для общественной заправки СПГ. Согласно данным сайта, отслеживающего альтернативные топливные центры, по состоянию на декабрь 2016 года насчитывалось 84 общедоступных центра заправки СПГ для грузовых автомобилей. Большие грузовики могут совершать междугородние поездки, например, из Лос-Анджелеса в Бостон, с заправкой на общественных станциях каждые 500 миль. В Национальном справочнике автотранспортных компаний 2013 года указано около 7000 автостоянок, таким образом, СПГ доступен примерно на 1% автостоянок в США. В то время как в декабре 2014 года топливо СПГ и ГАЗМ не получили широкого распространения в Европе, и существовали сомнения в том, станет ли СПГ топливом выбора для операторов автопарков, последние тенденции, начиная с 2018 года, демонстрируют иную перспективу. В 2015 году Нидерланды ввели в транспортный сектор грузовики на СПГ. Кроме того, правительство Австралии планирует создать магистраль СПГ для использования местного СПГ и замены импортного дизельного топлива, используемого междуштатными грузоперевозками. В 2015 году Индия также начала транспортировать СПГ с использованием автоцистерн на СПГ в штате Керала. В 2017 году Petronet LNG приступила к строительству 20 станций СПГ вдоль автомагистралей на западном побережье Индии, соединяющих Дели с Тхируванантапурамом на общей протяженности 4500 км через Мумбаи и Бангалор. В 2020 году Индия планировала установить 24 заправочные станции СПГ вдоль 6000 км автомагистрали «Золотое кольцо», соединяющей четыре крупнейших города, благодаря снижению цен на СПГ. Япония, крупнейший в мире импортер СПГ, планирует начать использовать СПГ в качестве топлива для автомобильного транспорта.

Моторы с высокой мощностью и крутящим моментом

Объем двигателя является важным фактором, определяющим мощность двигателя внутреннего сгорания. Таким образом, двигатель объемом 2,0 л обычно будет более мощным, чем двигатель объемом 1,8 л, но это предполагает использование аналогичной воздушно-топливной смеси. Однако, если двигатель меньшего объема использует воздушно-топливную смесь с более высокой энергоемкостью (например, за счет турбонаддува), он может развивать большую мощность, чем двигатель большего объема, сжигающий менее энергоемкую смесь. Для двигателей с высокой мощностью и крутящим моментом предпочтительно топливо, создающее более энергоемкую воздушно-топливную смесь, поскольку это позволяет использовать двигатель меньшего размера и более простой конструкции для достижения той же мощности. В обычных бензиновых и дизельных двигателях энергоемкость воздушно-топливной смеси ограничена из-за плохой смешиваемости жидкого топлива в цилиндре. Кроме того, бензин и дизельное топливо имеют температуры и давления самовоспламенения, которые необходимо учитывать при проектировании двигателя. Важной частью конструкции двигателя является взаимодействие цилиндров, степени сжатия и форсунок, обеспечивающее предотвращение предзажигания, а также максимальное впрыскивание топлива, его хорошее смешивание и достаточное время для завершения процесса сгорания во время рабочего хода. Природный газ не самовоспламеняется при давлении и температуре, характерных для конструкции обычных бензиновых и дизельных двигателей, что обеспечивает большую гибкость в проектировании. Метан, основной компонент природного газа, имеет температуру самовоспламенения , в то время как бензин и дизельное топливо самовоспламеняются при температуре примерно и соответственно. В двигателях, работающих на сжатом природном газе (СПГ), смешивание топлива и воздуха происходит более эффективно, поскольку газы обычно хорошо смешиваются за короткий промежуток времени, однако при типичном давлении СПГ само топливо имеет меньшую энергоемкость, чем бензин или дизельное топливо, что приводит к образованию менее энергоемкой воздушно-топливной смеси. Для двигателя с заданным объемом цилиндров атмосферный двигатель, работающий на СПГ, обычно менее мощный, чем бензиновый или дизельный двигатель аналогичного объема. Поэтому турбонаддув популярен в европейских автомобилях на СПГ. Несмотря на это ограничение, 12-литровый двигатель Cummins Westport ISX12G является примером двигателя, работающего на СПГ, предназначенного для буксировки автопоездов, что демонстрирует возможность использования СПГ во многих грузовых автомобилях. Оригинальный двигатель ISX G был оснащен турбонаддувом для повышения энергоемкости воздушно-топливной смеси. Сжиженный природный газ (СПГ) предлагает уникальное преимущество перед СПГ для более требовательных высокопроизводительных применений, устраняя необходимость в турбонаддуве. Поскольку СПГ кипит при температуре примерно , с помощью простого теплообменника небольшое количество СПГ может быть преобразовано в газообразную форму под чрезвычайно высоким давлением с минимальным или полным отсутствием затрат энергии. Правильно спроектированный высокопроизводительный двигатель может использовать этот источник газообразного топлива под чрезвычайно высоким давлением и с высокой энергоемкостью для создания воздушно-топливной смеси с более высокой энергоемкостью, чем может быть эффективно создано в двигателе, работающем на СПГ. В результате, по сравнению с двигателями на СПГ, в высокопроизводительных приложениях при использовании технологии прямого впрыска под высоким давлением достигается более высокая общая эффективность. Топливная система Westport HDMI2 является примером системы прямого впрыска высокого давления, которая не требует турбонаддува при использовании с соответствующим теплообменником СПГ. 13-литровый двигатель Volvo Trucks, работающий на СПГ, является еще одним примером двигателя СПГ, использующего передовые технологии высокого давления. Westport рекомендует использовать СПГ для двигателей объемом 7 литров и менее, а СПГ с прямым впрыском – для двигателей объемом от 20 до 150 литров. Для двигателей объемом от 7 до 20 литров рекомендуется любой из вариантов. См. слайд 13 из презентации NGV Bruxelles – Industry Innovation Session. Разрабатываются или уже разработаны высокопроизводительные двигатели для нефтедобычи, горнодобывающей промышленности, локомотивов и морского транспорта. Пол Бломерус опубликовал статью, в которой утверждается, что для удовлетворения глобальных потребностей таких высокопроизводительных двигателей к 2025–2030 годам может потребоваться до 40 миллионов тонн СПГ в год (приблизительно 26,1 миллиарда галлонов в год или 71 миллион галлонов в день). По состоянию на конец первого квартала 2015 года Prometheus Energy Group Inc заявила о поставке более 100 миллионов галлонов СПГ на промышленный рынок за предыдущие четыре года и продолжает привлекать новых клиентов.

Engine displacement is an important factor in the power of an internal combustion engine. Thus a 2.0 L engine would typically be more powerful than an 1.8 L engine, but that assumes a similar air–fuel mixture is used. However, if a smaller engine uses an air–fuel mixture with higher energy density (such as via a turbocharger), then it can produce more power than a larger one burning a less energy dense air–fuel mixture. For high power, high torque engines, a fuel that creates a more energy dense air–fuel mixture is preferred, because a smaller and simpler engine can produce the same power. With conventional gasoline and diesel engines the energy density of the air–fuel mixture is limited because the liquid fuels do not mix well in the cylinder. Further, gasoline and diesel fuel have autoignition temperatures and pressures relevant to engine design. An important part of engine design is the interactions of cylinders, compression ratios, and fuel injectors such that pre ignition is prevented but at the same time as much fuel as possible can be injected, become well mixed, and still have time to complete the combustion process during the power stroke. Natural gas does not auto ignite at pressures and temperatures relevant to conventional gasoline and diesel engine design, so it allows more flexibility in design. Methane, the main component of natural gas, has an autoignition temperature of , whereas gasoline and diesel autoignite at approximately and respectively. With a compressed natural gas (CNG) engine, the mixing of the fuel and the air is more effective since gases typically mix well in a short period of time, but at typical CNG pressures the fuel itself is less energy dense than gasoline or diesel, so the result is a less energy dense air–fuel mixture. For an engine of a given cylinder displacement, a normally aspirated CNG powered engine is typically less powerful than a gasoline or diesel engine of similar displacement. For that reason turbochargers are popular in European CNG cars. Despite that limitation, the 12 litre Cummins Westport ISX12G engine is an example of a CNG capable engine designed to pull tractor–trailer loads up to showing CNG can be used in many on road truck applications. The original ISX G engine incorporated a turbocharger to enhance the air–fuel energy density. LNG offers a unique advantage over CNG for more demanding high power applications by eliminating the need for a turbocharger. Because LNG boils at approximately , by using a simple heat exchanger a small amount of LNG can be converted to its gaseous form at extremely high pressure with the use of little or no mechanical energy. A properly designed high power engine can leverage this extremely high pressure, energy dense gaseous fuel source to create a higher energy density air–fuel mixture than can be efficiently created with a CNG powered engine. The result when compared to CNG engines is more overall efficiency in high power engine applications when high pressure direct injection technology is used. The Westport HDMI2 fuel system is an example of a high pressure direct injection system that does not require a turbocharger if paired with an appropriate LNG heat exchanger. The Volvo Trucks 13 litre LNG engine is another example of an LNG engine leveraging advanced high pressure technology. Westport recommends CNG for engines 7 litres or smaller and LNG with direct injection for engines between 20 and 150 litres. For engines between 7 and 20 litres either option is recommended. See slide 13 from their NGV Bruxelles – Industry Innovation Session presentation. High power engines in the oil drilling, mining, locomotive, and marine fields have been or are being developed. Paul Blomerus has written a paper concluding as much as 40 million tonnes per annum of LNG (approximately 26.1 billion gallons/year or 71 million gallons/day) could be required just to meet the global needs of such high power engines by 2025 to 2030. As of the end of first quarter of 2015, Prometheus Energy Group Inc claimed to have delivered over 100 million gallons of LNG to the industrial market within the previous four years and is continuing to add new customers.

Использование СПГ в морских приложениях

В некоторых портах организована заправка СПГ с использованием автоцистерн. Этот вид заправки СПГ относительно прост в реализации при наличии поставок СПГ. Компания Unifeeder, специализирующаяся на фидерных и короткоморских перевозках, с конца 2017 года эксплуатирует первое в мире контейнеровое судно, работающее на СПГ, – Wes Amelie, которое еженедельно курсирует между портом Роттердама и странами Балтии. Контейнерная компания Maersk Group приняла решение о внедрении контейнеровозов, работающих на СПГ. Группа DEME заключила контракт с Wärtsilä на оснащение нового поколения земснаряда класса "Antigoon" двигателями двойного назначения (DF). Компания Crowley Maritime из Джексонвилла, штат Флорида, в 2018 и 2019 годах соответственно ввела в эксплуатацию два судна типа ConRo, работающих на СПГ – Coquí и Taino. В 2014 году Shell заказала специализированное судно-бункеровщик для СПГ. Планировалось ввести его в эксплуатацию в Роттердаме летом 2017 года.

Международная конвенция по предотвращению загрязнения с судов (MARPOL), принятая ИМО, предписывает, чтобы с 2020 года морские суда не использовали топливо (бункерное топливо, дизельное топливо и т.д.) с содержанием серы более 0,5% в международных водах и прибрежных зонах стран, принявших аналогичные правила. В морском транспортном секторе требуется масштабная замена высокосернистого бункерного топлива на безсерный СПГ, поскольку низкосернистые жидкие топлива обходятся дороже, чем СПГ. Япония планирует использовать СПГ в качестве бункерного топлива к 2020 году. BHP, одна из крупнейших горнодобывающих компаний в мире, намерена ввести в эксплуатацию суда для перевозки минералов, работающие на СПГ, к концу 2021 года. По состоянию на январь 2021 года в эксплуатации находилось 175 морских судов, работающих на СПГ, и было заказано еще 200 судов.

Использование СПГ на железной дороге

Флорида Ист-Кост Рейлвей располагает 24 локомотивами GE ES44C4, переоборудованными для работы на СПГ.

Торговля

Мировая торговля СПГ стремительно растет – с незначительного уровня в 1970 году до ожидаемого значительного объема к 2020 году. Для сравнения, мировая добыча сырой нефти в 2014 году составляла в сутки или в год. В 1970 году объем мировой торговли СПГ составлял 3 млрд кубических метров (бкм) (0,11 квад). В 2011 году он составил 331 бкм (11,92 квад). По прогнозам E&Y, к 2020 году мировой спрос на СПГ может достичь 400 млн тонн в год (19,7 квад). Если это произойдет, рынок СПГ будет примерно на 10% меньше мирового рынка сырой нефти, и это не учитывает подавляющее большинство природного газа, которое поставляется по трубопроводу непосредственно от скважины к потребителю. В 2004 году СПГ составлял 7% мирового спроса на природный газ. Ожидается, что глобальная торговля СПГ, которая увеличивалась на 7,4% в год в течение десятилетия с 1995 по 2005 год, продолжит существенно расти. Прогнозируется, что торговля СПГ увеличится на 6,7% в год с 2005 по 2020 год. Объем торговли СПГ увеличился с 142 млн тонн в 2005 году до 159 млн тонн в 2006 году, 165 млн тонн в 2007 году, 171 млн тонн в 2008 году, 220 млн тонн в 2010 году, 237 млн тонн в 2013 году, 264 млн тонн в 2016 году и 290 млн тонн в 2017 году, причем большая часть использовалась в торговле между странами. В ближайшие несколько лет ожидается значительный рост объемов торговли СПГ. В ноябре 2021 года американский производитель Venture Global LNG подписал двадцатилетний контракт с китайской государственной компанией Sinopec на поставку сжиженного природного газа. Импорт природного газа из США в Китай более чем удвоится. Экспорт сжиженного природного газа из США в Китай и другие азиатские страны резко вырос в 2021 году, поскольку азиатские покупатели были готовы платить более высокие цены, чем европейские импортеры. Однако в 2022 году ситуация изменилась, и большая часть СПГ из США пошла в Европу. Контракты на экспорт СПГ из США заключаются в основном на 15–20 лет. Ожидается, что экспорт из США достигнет 13,3 млрд кубических футов в сутки к 2024 году благодаря запуску новых проектов в Мексиканском заливе.

Импорт

В 1964 году Великобритания и Франция заключили первую сделку по СПГ, покупая газ у Алжира и открывая новую эру в энергетике. В 2014 году 19 стран экспортировали СПГ, и СПГ составлял небольшую, но быстро растущую часть мирового рынка. Значительная часть этого роста обусловлена потребностью в чистом топливе и эффектом замещения, вызванным высокими ценами на нефть (прежде всего в секторах отопления и генерации электроэнергии). Япония, Южная Корея, Испания, Франция, Италия и Тайвань импортируют большие объемы СПГ из-за дефицита энергоресурсов. В 2005 году Япония импортировала 58,6 миллиона тонн СПГ, что составляло около 30 процентов мировой торговли СПГ в том году. Также в 2005 году Южная Корея импортировала 22,1 миллиона тонн, а в 2004 году Тайвань – 6,8 миллиона тонн. Эти три крупнейших покупателя обеспечивают примерно две трети мирового спроса на СПГ. Кроме того, в 2006 году Испания импортировала около 8,2 миллиона тонн в год, что сделало ее третьим по величине импортером. Франция импортировала сопоставимые объемы. После аварии на АЭС «Фукусима-Даичи» в марте 2011 года Япония стала крупным импортером, на долю которого приходится одна треть от общего объема. Импорт СПГ в Европу снизился на 30% в 2012 году и еще на 24% в 2013 году, поскольку импортеры из Южной Америки и Азии предлагали более высокие цены. Импорт СПГ в Европу достиг рекордного уровня в 2019 году, оставался высоким в 2020 и 2021 годах и продолжал расти в 2022 году. В 2017 году мировой импорт СПГ достиг 289,8 миллиона тонн. В 2017 году на Азию приходилось 72,9% мирового спроса на СПГ.

Перемещение груза

В соответствии с долгосрочными контрактами на поставку СПГ, СПГ предназначен для заранее оговоренных пунктов назначения, и перенаправление этого СПГ не допускается. Однако, если продавец и покупатель достигнут взаимной договоренности, перенаправление груза допускается — при условии разделения дополнительной прибыли, полученной в результате такого перенаправления, посредством выплаты штрафного сбора. За исключением дорогостоящих проектов, увеличение на 120% в период с 2002 по 2012 год больше соответствует росту цен в нефтегазовой отрасли, зафиксированному индексом UCCI. Однако к 2012 году это было с лихвой компенсировано ростом спроса на материалы и рабочую силу для рынка СПГ.

Маломасштабные заводы по сжижению

Маломасштабные установки сжижения подходят для сглаживания пиков потребления на газопроводах, производства транспортного топлива или для поставок природного газа в удаленные районы, не подключенные к трубопроводной сети. Как правило, они имеют компактные размеры, питаются от газопровода и располагаются вблизи места использования сжиженного природного газа (СПГ). Такая близость снижает транспортные расходы и стоимость продукции СПГ для потребителей, а также позволяет избежать дополнительных выбросов парниковых газов, возникающих при транспортировке на большие расстояния. Малая установка СПГ также обеспечивает локальное сглаживание пиков потребления, балансируя доступность природного газа в периоды высокого и низкого спроса. Кроме того, она позволяет населенным пунктам, не имеющим доступа к газопроводам, создавать местные распределительные системы, снабжаемые запасами СПГ.

Генри Хаб Плюс

Некоторые покупатели СПГ уже заключили контракты на будущие поставки из США по ценам, привязанным к ценам Henry Hub. Ценообразование экспортных контрактов Cheniere Energy на СПГ состоит из фиксированной платы (плата за сжижение) плюс 115% от цены Henry Hub за миллион британских тепловых единиц (BTU) СПГ. Плата за сжижение в контрактах Cheniere варьируется: с BG Group, заключенном в 2011 году; с испанской GNF, заключенном в 2012 году; и с южнокорейской Kogas и Centrica, заключенном в 2013 году.

Нефтяной паритет

Нефтяной паритет – это цена СПГ, эквивалентная цене сырой нефти, рассчитанная в пересчете на баррель нефтяного эквивалента (BOE). Если цена СПГ превышает цену сырой нефти в пересчете на BOE, то такая ситуация называется нарушением нефтяного паритета. Коэффициент 0,1724 обеспечивает достижение полного нефтяного паритета. В большинстве случаев цена СПГ ниже цены на сырую нефть в пересчете на BOE. В 2009 году в ряде спотовых сделок, особенно в Восточной Азии, нефтяной паритет приблизился к полному нефтяному паритету или даже превысил его. В январе 2016 года спотовая цена СПГ превысила нефтяной паритет, когда цена на нефть Brent (≤32 долл. США/баррель) резко снизилась. К концу июня 2016 года цена СПГ упала почти на 50% ниже уровня нефтяного паритета, что сделало ее более экономичной, чем более загрязняющие дизельное топливо и мазут в транспортном секторе.

S-кривая

Большая часть торговли СПГ осуществляется по долгосрочным контрактам. Многие формулы включают S-образную кривую, при которой формула цены различается в зависимости от того, выше или ниже определенного уровня цены на нефть, чтобы смягчить влияние высоких цен на нефть на покупателя и низких цен на нефть на продавца. Когда спотовая цена СПГ ниже, чем цены по долгосрочным контрактам, привязанным к цене на нефть, наиболее прибыльным конечным применением СПГ является использование в качестве топлива для мобильных двигателей, заменяющего дорогостоящий бензин и дизельное топливо. В большинстве контрактов на СПГ в Восточной Азии формула цены привязана к корзине сортов сырой нефти, импортируемой в Японию, известной как Japan Crude Cocktail (JCC). В индонезийских контрактах на СПГ формула цены связана с ценой на индонезийскую сырую нефть (ICP). В континентальной Европе индексация формулы цены не имеет единого формата и варьируется от контракта к контракту. Цена на нефть Brent (B), цена на мазут (HFO), цена на легкий мазут (LFO), цена на дизельное топливо (GO), цена на уголь, цена на электроэнергию, а в некоторых случаях индексы потребительских и производственных цен являются элементами индексации формул цены.

Пересмотр цен

Обычно в договорах купли-продажи СПГ (СПЗ СПГ) содержится положение, позволяющее сторонам инициировать пересмотр цены или повторное открытие цены. В некоторых договорах предусмотрено два варианта для инициирования пересмотра цены: регулярный и специальный. Регулярные пересмотры проводятся в даты, которые будут согласованы и определены в СПЗ СПГ специально для этой цели.

Типичные цены на природный газ по всему миру

Страна/территорияUS$/кВтчДата ценыИсточникиИран0.001109 03 2023Алжир0.003109 03 2023Аргентина0.006109 03 2023Россия0.007109 03 2023Беларусь0.007109 03 2023Бангладеш0.011109 03 2023Бахрейн0.013109 03 2023Азербайджан0.014109 03 2023Турция0.019109 03 2023Малайзия0.027109 03 2023Тайвань0.029109 03 2023Венгрия0.029109 03 2023Тунис0.029109 03 2023Сербия0.033109 03 2023Украина0.035109 03 2023Канада0.038109 03 2023Колумбия0.043109 03 2023Южная Корея0.049109 03 2023Словакия0.051109 03 2023США0.055109 03 2023Новая Зеландия0.060109 03 2023Австралия0.076109 03 2023Мексика0.079109 03 2023Барбадос0.090109 03 2023Польша0.091109 03 2023Япония0.109109 03 2023Болгария0.112109 03 2023Ирландия0.113109 03 2023Португалия0.127109 03 2023Чили0.129109 03 2023Франция0.133109 03 2023Бельгия0.139109 03 2023Гонконг0.144109 03 2023Греция0.145109 03 2023Швейцария0.151109 03 2023Великобритания0.169109 03 2023Сингапур0.172109 03 2023Чехия0.174109 03 2023Испания0.182109 03 2023Германия0.185109 03 2023Италия0.185109 03 2023Бразилия0.207109 03 2023Австрия0.210109 03 2023Дания0.220109 03 2023Швеция0.333109 03 2023Нидерланды0.360109 03 2023

Хранение

Современные резервуары для сжиженного природного газа обычно относятся к типу с полной оболочкой, состоящей из предварительно напряженной бетонной внешней стенки и внутреннего резервуара из высоконикелевой стали, с чрезвычайно эффективной теплоизоляцией между стенками. Большие резервуары имеют небольшое отношение высоты к ширине и цилиндрическую форму с купольной стальной или бетонной крышей. В некоторых случаях для хранения используются более дорогие подземные резервуары. Небольшие объемы (например, и меньше) могут храниться в горизонтальных или вертикальных сосудах под давлением с вакуумной изоляцией. Давление в этих резервуарах может варьироваться от менее 50 до более чем кПа.

Для поддержания жидкого состояния СПГ необходимо поддерживать низкую температуру, независимо от давления. Несмотря на эффективную теплоизоляцию, некоторое количество тепла неизбежно проникает внутрь, вызывая испарение СПГ. Образующийся при этом газ от кипения поддерживает низкую температуру СПГ (см. раздел "Холодильная установка" ниже). Этот газ обычно сжимается и экспортируется как природный газ, либо повторно сжижается и возвращается в резервуар для хранения.

Транспортировка

СПГ транспортируется на специально спроектированных судах с двойным корпусом, который защищает грузовые системы от повреждений или утечек. Существует несколько специальных методов проверки герметичности для оценки целостности мембранных грузовых танков СПГ-судов. Стоимость каждого танкера составляет около 200 миллионов долларов США. СПГ транспортируется автоцистернами, железнодорожными цистернами и специализированными судами, известными как суда-газовозы СПГ. Иногда СПГ охлаждают до криогенных температур для увеличения вместимости танкера. Первые коммерческие операции по перевалке СПГ с судна на судно (STS) были проведены в феврале 2007 года на комплексе Flotta в Скапа-Флоу, в ходе которых между судами Excalibur и Excelsior было перекачано 132 000 м³ СПГ. Перевалку также осуществляла компания Exmar Shipmanagement, бельгийский владелец газовозов, в Мексиканском заливе, что включало перекачку СПГ с обычного судна-газовоза на судно-регазификатор СПГ (LNGRV). До этого коммерческого опыта перевалка СПГ между судами осуществлялась лишь несколько раз в случае необходимости после аварийных ситуаций. Общество международных операторов газовых танкеров и терминалов (SIGTTO) является ответственным органом для операторов СПГ по всему миру и стремится распространять знания о безопасной морской транспортировке СПГ. Помимо судов, использующих СПГ, он также применяется в некоторых самолетах.

Терминалы

Сжиженный природный газ используется для транспортировки природного газа на большие расстояния, часто морским путем. В большинстве случаев терминалы СПГ – это специально построенные порты, предназначенные исключительно для экспорта или импорта СПГ. В Соединенном Королевстве имеются мощности по импорту СПГ объемом до 50 миллиардов кубических метров в год.

Охлаждение

Изоляция, какой бы эффективной она ни была, сама по себе не сможет поддерживать СПГ в достаточно холодной температуре. Неизбежно, утечка тепла будет нагревать и испарять СПГ. В промышленности СПГ обычно хранится как кипящий криоген, то есть жидкость поддерживается в состоянии кипения при давлении, при котором она хранится (атмосферном давлении). При испарении пара тепло, необходимое для фазового перехода, охлаждает оставшуюся жидкость. Благодаря высокой эффективности изоляции для поддержания температуры требуется лишь небольшое количество испарения. Этот процесс также называют авторефрижерацией. Газ, образующийся при испарении, с наземных резервуаров хранения СПГ обычно сжимается и подается в сети газопроводов. Некоторые танкеры СПГ используют этот газ в качестве топлива.

Опасения по поводу окружающей среды

Природный газ можно считать наименее вредным для окружающей среды ископаемым топливом, поскольку он имеет самые низкие выбросы CO2 на единицу энергии и подходит для использования в высокоэффективных электростанциях комбинированного цикла. При этом сжигание природного газа при равной тепловой мощности производит примерно на 30 процентов меньше углекислого газа, чем сжигание нефти, и на 45 процентов меньше, чем сжигание угля. Биометан считается практически нейтральным и позволяет избежать большей части проблем, связанных с выбросами. В сжиженном виде (LBM) он выполняет те же функции, что и СПГ. В пересчете на километр транспортировки, выбросы от СПГ ниже, чем от транспортировки природного газа по трубопроводам, что особенно актуально для Европы, где значительные объемы газа доставляются по трубопроводам на расстояние в несколько тысяч километров из России. Однако выбросы от природного газа, транспортируемого в виде СПГ, могут быть выше, чем от природного газа, производимого в регионе и доставляемого по трубопроводам до места сжигания, поскольку транспортные выбросы в последнем случае ниже. Тем не менее, на западном побережье Соединенных Штатов, где до бума сланцевого газа в США предлагалось построить до трех новых терминалов импорта СПГ, экологические организации, такие как Pacific Environment, Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE) и Rising Tide, выступили против их строительства. Они утверждали, что, хотя электростанции, работающие на природном газе, выделяют примерно вдвое меньше углекислого газа, чем эквивалентные угольные электростанции, сжигание природного газа, необходимое для производства и транспортировки СПГ к электростанциям, увеличивает выбросы углекислого газа на 20–40 процентов по сравнению с использованием только природного газа. В 2015 году было проведено рецензируемое исследование, оценивающее полный жизненный цикл СПГ, производимого в США и потребляемого в Европе или Азии. В нем было заключено, что глобальное производство будет сокращено за счет снижения потребления других ископаемых видов топлива. Некоторые ученые и местные жители выразили обеспокоенность по поводу потенциального воздействия польской подземной инфраструктуры хранения СПГ на морскую жизнь в Балтийском море. Аналогичные опасения были высказаны в Хорватии.

Проблемы безопасности

8 мая 2018 года Соединенные Штаты вышли из Совместного всеобъемлющего плана действий с Ираном, восстановив санкции в отношении Ирана, связанные с его ядерной программой. В ответ Иран пригрозил перекрыть Ормузский пролив для международного судоходства. Ормузский пролив является стратегическим маршрутом, через который проходит треть мирового объема СПГ от производителей Ближнего Востока. В январе 2024 года Катар приостановил движение танкеров со сжиженным природным газом через пролив Баб-эль-Мандеб после того, как авиаудары, нанесенные США по позициям хуситов в Йемене, повысили риски в этом проливе. Танкерам со сжиженным природным газом пришлось обходить Африку через мыс Доброй Надежды, чтобы избежать зоны боевых действий.