W całym łańcuchu wartości eksportu skroplonego gazu głównym kosztem jest skraplanie. Dotychczasowe technologie, powstawały dla pracy w wysokich temperaturach Afryki, Bliskiego Wschodu, czy choćby południa Stanów. Dlatego proces schładzania gazu jest wieloetapowy i traci się nań 25% gazu. Tylko po to, żeby przetransportować go morzem.

Jest to bowiem potężna inwestycja, wymagająca przede wszystkim kosmicznych wręcz technologii. Najpierw oczyszczenie gazu z niepożądanych zanieczyszczeń (wyższych węglowodorów, siarki, itd…), później jego schłodzenie do temperatury wrzenia metanu (minus 161oC), magazynowanie i przeładowanie pompami przez elastyczne rury i szczelne połączenia ze statkiem.

Technologie, jak to z technologiami bywa, zdominowane są przez gigantów. Air Products, prawie globalny monopolista, zajął 75% rynku instalacji skraplających. Jego jedynym większym konkurentem jest również amerykański koncern naftowy ConocoPhillips, który trzyma prawie 1/5 rynku. Swoją technologię ma również Shell, stosujący ją do własnych inwestycji, jak choćby FLNG - pływająca instalacja Prelude, skraplająca gaz na złożu. Na marginesach branży funkcjonuje niemiecki Linde.

Do tego wyścigu dołączyli Rosjanie. Ich zasoby tego najczystszego paliwa kopalnego są niezmierzone, a wielka ich część zalega w regionie arktycznym. Pisałem wcześniej o gazowej logistyce tego regionu, teraz może kilka słów o staraniach stworzenia własnej technologii skraplania gazu ziemnego.

Rosja znacząco spóźniła się na starcie globalnego wyścigu dostaw skroplonego gazu ziemnego (LNG). Pierwsze eksportowe instalacje zbudowały na Sachalinie koncerny zachodnie w 2009 r. i dopiero 8 lat później na scenę wkroczył Novatek – prywatna rosyjska firma, która przebiła się na światowe rynki LNG.

Rosja w ubiegłym roku wyeksportowała 32,5 mln ton LNG (to 44 miliardy m3),  w tym roku zapowiada się spadek do 30 mln ton (czyli powrót do wielkości z 2021 r.). W porównaniu do Wielkiej Trójki (USA, Katar, Australia) jest daleko z tyłu, jednak ma w tej konkurencji kluczową przewagę - koszty wydobycia. W całym łańcuchu wartości LNG, ich udział jest wręcz mikroskopijny. Novatek zapewniał wschodnich i zachodnich inwestorów w swoich arktycznych projektach, że może dostarczać arktyczny LNG do odbiorcy po koszcie 100 dolarów za 1000 m3. A z tego koszt gazu to (uwaga!) zaledwie 3 procent. Z takimi kosztami może równać się jedynie Katar.

Do bardzo niskich kosztów wydobycia dochodzi jeszcze efektywny kosztowo proces skraplania. I choć nakłady na arktyczną logistykę (specjalne tankowce gazowe klasy arktycznej Arc7) są wyższe, to w porównaniu z kosztami amerykańskich dostaw, jest 2-krotnie tańszy. Tak więc rosyjscy dostawcy LNG mają jeszcze w rękawie asa niskich kosztów, trudno więc dziwić się, że tak trudno ich wygonić z Europy. .

Co ciekawe, jeśli patrzeć na koszty i marże uzyskiwane przez dostawców, to Zatoka Perska (Katar) jest jakby stworzona dla Azji (niższe koszty z dostawą wobec Europy), a arktyczne dostawy rosyjskie czy amerykańskie dostawy ze Wschodniego Wybrzeża, są najkorzystniejsze dla Europy.  A w Azji, przy dostawie mroźną Północną Drogą Morską, Novatek jest bardziej konkurencyjne niż amerykański czy australijscy dostawcy.

Koszt transportu LNG do Azji jest większy niż do Europy. Dla Novateka wahał się on między 1,8 a 2,5 $/MBtu (w zależności od trasy, te wyższe koszty to transport przez Europę, z przeładunkiem tam właśnie na standardowy gazowiec). Jeśli wykorzystać bazę przeładowczą na Kamczatce, koszty te spadają do 1,65 $/MBtu. Oczywiście te koszty niewiele mają wspólnego z cenami wynajęcia frachtu, który podlega gwałtownym wahaniom ze względu na koniunkturę.

Rozwijając w Rosji eksport LNG, opierano się początkowo na istniejących technologiach skraplania. Na Sachalinie-2  zainstalowano technologię Shella, na Jamał LNG – amerykańskiego  Air Products. Ale wdarcie się do grona technologicznych gigantów z własnymi pomysłami, wymaga pokonania ogromnej ilości przeszkód. 

O czym za tydzień...