Глава 2. Анализ системы логистики как инструмента повышения эффективности территориально удалённых объектов на примере Штокмановского проекта
2.1. Характеристика проекта освоения Штокмановского месторождения
Штокмановское месторождение расположено на среднегодовой границе ледового покрова в Баренцевом море на расстоянии 550 км от берега.
Добыча газа на месторождении планируется с помощью подводного добычного комплекса.
Переработка газа планируется на специальном плавучем заводе.
Сжижение газа планируется на береговом комплексе пос. Териберка
Штокмановское газоконденсатное месторождение является наиболее хорошо изученным поисково-разведочным бурением. На месторождении выявлены, разведаны и учтены Государственным балансом полезных ископаемых РФ четыре газоконденсатные залежи в отложениях средней юры (сверху вниз): в пласте Ю0, в пласте Ю1, в пласте Ю2 и в пласте Ю3. Газ всех залежей Штокмановского месторождения содержит конденсат, содержание которого увеличивается с глубиной. Результаты бурения и испытания скважин, пробуренных на Штокмановском месторождении, показали, что основная часть запасов углеводородов сосредоточена в залежах, приуроченных к пластам Юо и Ю1. По величине запасов газа месторождение относится к уникальным с запасами 3939,41 млрд м3, которые все переведены в категорию С1. Месторождение подготовлено к разработке.
Хронология освоения месторождения:
- 1988 открытие месторождения
- 1990- 1995 детальная сейсморазведка;
- бурение 6 разведочных скважин
- 1993 лицензия выдана АО «Росшельф»
- 2000 включено в перечень СРП
- 2002 лицензия передана ЗАО «Севморнефтегаз»
- 2002 выполнен проект разработки
- 2012 начало промышленной добычи газа
Сравнительный анализ показал, что наиболее эффективными могут быть поставки сжиженного газа со Штокмановского газоконденсатного месторождения, расположенного на шельфе Баренцева моря. Разведанные запасы [11] Штокмановского месторождения составляют 3,2 трлн. куб. м газа и более 31млн. тонн конденсата. Первая фаза освоения месторождения рассчитана на добычу 22,5 млрд. куб. м газа в год и производство из него 15 млн. т СПГ. С выходом на проектную мощность на месторождении можно будет добывать 67,5 млрд. куб. м газа. Этот объем сопоставим с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков газа в Европу – Норвегии.
Штокмановский проект отвечает следующим критериям:
- наличие больших запасов газа, что обеспечивает стабильное долгосрочное производство СПГ;
- возможность последующего существенного расширения производства в зависимости от рыночной ситуации;
- расширение производства СПГ значительно повышает экономическую эффективность;
- благоприятный состав газа;
- благоприятное географическое положение относительно существующих и планируемых приемных терминалов целевого рынка;
- возможность диверсификации поставок — параллельное ведение поставок в Европу и АТР с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий;
- здесь по сравнению с другими арктическими месторождениями нет льдов и вечной мерзлоты.
Основные варианты технологических схем Штокмановского проекта:
Полностью подводное обустройство месторождения с управлением морскими сооружениями с берега, подводная система трубопроводов для транспортировки многофазного потока газа до берега, 2 линии завода по сжижению мощностью 7,5 млн. тонн в год или 3 линии мощностью по 5 млн. тонн в год.
Обустройство месторождения с установкой морской платформы для сепарации газа со скважины, подводная система трубопроводов, 2 линии завода по сжижению мощностью 7,5 млн. тонн в год или 3 линии мощностью по 5 млн. тонн в год.
При реализации Штокмановского проекта существует возможность использования местной существующей инфраструктуры и объектов ВМФ, в частности, причальные сооружения [10], вспомогательные суда, объекты обеспечения безопасности и т.п.
В настоящее время при участии Мурманской администрации и ВМФ рассматриваются три варианта площадок размещения завода СПГ на Кольском полуострове:
— п. Видяево;
— п. Печенга;
— п. Териберка.
Прорабатывается также вариант строительства плавучего завода СПГ.
За аналог для экспертной оценки и последующего анализа вариантов размещения заводов СПГ принят завод СПГ в районе Мурманска.
Штокмановское ГКМ расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 290 км к западу от побережья островов архипелага Новая Земля и в 650 км от порта г. Мурманска
Добыча газа Штокмановского месторождения в объеме 71,7 млрд. м3 в год предполагается с применением морских ледостойких платформ или подводных добычных комплексов.
Морская трубопроводная часть протяженностью трассы 580 км включает трубопроводную систему из трех морских трубопроводов, диаметром 46 дюймов, которая предназначена для транспортировки двухфазного потока (природного газа, конденсата).
Производство СПГ планируется в объеме 27,2 млн.т/год — четырьмя технологическими линиями производительностью 6,8 млн.т/год каждая.
Сухопутный газопровод: предусматривается транспортировка природного газа по сухопутному газопроводу в район Волхова с возможностью поставок газа регионам России, расположенным в зоне влияния ШГКМ (Мурманская область, Ленинградская область, Республика Карелия) и поставок газа по газопроводу СЕГ в Европу (Германия).
Проектом предусмотрено строительство комплекса по производству, хранению и отгрузке СПГ. В составе сооружений комплекса предусмотрены следующие объекты:
Объекты на входе завода СПГ — системы для обслуживания добычного комплекса (пробкоуловитель), система стабилизации конденсата.
Объекты на выходе завода СПГ — порт, хранилища СПГ.
В состав порта будут входить терминалы отгрузки СПГ (три причала), причал вывоза газового конденсата [13], причалы вспомогательного флота.
Терминал отгрузки СПГ рассчитан на загрузку танкеров СПГ емкостью от 125 до 250 тыс.м3. Производительность системы отгрузки СПГ составляет 10 тыс. м3/час/судно. Предусмотрены четыре рукава отгрузки жидкого продукта и два рукава возврата отпарного газа. Время загрузки танкера в нормальном режиме составляет 21,5 часов для танкера объемом 216 тыс. м3 СПГ.
В составе вспомогательного флота предполагается использование буксиров для обеспечения швартовки и разворота танкеров, и судов снабжения для доставки топлива, воды, бункеровки танкеров во время грузовых операций, сбора загрязнений в акватории порта.
2.2. Логистика на инвестиционной фазе проекта
Логистика на инвестиционной фазе проекта:
- Необходима организация доставки грузов на расстояние 550 км от берега;
- На объекте в течении полугода присутствует ледовый покров, следовательно, необходимо учесть указанные логистические ограничения в виде создания необходимых запасов или противолёдных работ;
- Строительство подводных (подледных) комплексов сопряжено с рисками, что подводная часть айсбергов может их разрушить;
- Необходима организация доставки грузов на строительство берегового логистического комплекса в районе пос. Териберка (Мурманская область) [7];
Необходима вахтовая доставка строителей на объект в районе Штокмановского месторождения.
Возможные схемы доставки на Штокмановское месторождение:
- Малый ледокольных флот;
- Вертолетное сообщение;
- Караван судов при сопровождении атомного ледокола.
Возможные схемы доставки на береговой комплекс:
- Строительство железной дороги;
- Автомобильный транспорт;
- Строительство аэропорта для принятия крупных самолетов;
- Малая авиация, морской транспорт, дирижабли
С учетом масштабов строительства необходимо использование морской доставки для крупногабаритных грузов, в первую очередь, для доставки морского перерабатывающего комплекса, а также готовых блочно-модульных конструкций подводного добычного комплекса.
При строительстве берегового логистического комплекса возможно обойтись без использования крупногабаритных модулей
Строительство завода по сжижению природного газа (СПГ) потребует использования готовых конструкций и резервуаров, которые могут быть доставлены тоже только по морю.
На инвестиционной фазе в качестве варьируемых параметров в модели используются следующие переменные: опция на расширение железной дороги и опция на расширение мощностей по сжижению газа.
Опция на расширение железной дороги.
В настоящее время существует железнодорожная ветка до Мурманска. Однако, однопутное исполнение и, как следствие, низкая пропускная способность указанной ветки недостаточна для обеспечения стройки и последующего вывоза газового конденсата железнодорожным транспортом. Кроме того, отсутствует ответвление на поселок Териберка.
Таким образом, имеется опцион на расширение железнодорожных мощностей. Его реализация потребует инвестиций в объеме 1,4 млрд долл. в течении двух лет. При этом будет обеспечено снижение стоимости доставки грузов на строительство проекта. Средняя экономия капитальных вложений в случае доставки грузов железнодорожным транспортом оценивается в 10%. Кроме того, в случае реализации опции на расширение железной дороги, транспортировка товарной продукции газопереработки (жидкие) будет производится по железной дороге. При этом цена реализации товарного конденсата на 10% выше при поставке по железной дороге, чем при поставках морским путем, так как возможна поставка конечным потребителям и не требуется перевалка в морских портах с последующей транспортировкой по железной дороге в конечном регионе потребления.
Как видно, присутствуют разнонаправленные факторы: с одной стороны, требуются дополнительные инвестиции, а с другой стороны, возможна экономия на инвестиционных затратах при реализации проекта и дополнительная выручка при продаже конденсата.
Детальные расчеты экономической эффективности при сравнении вариантов с этой опцией и без опции на расширение железной дороги приведены в Главе 3.
Опция на расширение мощностей по сжижению газа.
В работе предполагается возможность реализации от одной до 10 ниток сжижения природного газа на береговом комплексе в районе пос. Териберка. Сжижение газа на одной нитке возможно в объеме до 7,5 млрд м3 в год. При этом до 12% природного газа расходуется на собственные нужды завода по сжижению природного газа. Для сравнения, при транспортировке по магистральным газопроводам с учетом современных технологий транспорта при высоких давлениях расход газа на собственные нужды оценивается в 7%. Цена реализации СПГ на 50$/тыс.м3 выше, чем реализация трубопроводного газа, так как существует возможность поставки СПГ на рынки, обладающие более высокой маржинальностью, например в Испанию, где цена в среднем на 50$ выше среднеевропейских.
Таким образом, при реализации опциона действуют разнонаправленные факторы. С одной стороны, потребуются дополнительные инвестиции в завод СПГ и более высокий расход газа на собственные нужды процесса сжижения, с другой стороны, будет обеспечена более высокая цена реализации.
Детальные расчеты экономической эффективности при сравнении вариантов с этой опцией и без опции на расширение мощностей по сжижению природного газа приведены в Главе 3.
2.3. Логистика на операционной фазе проекта
При определении планируемых затрат на логистику МТР используются транспортно-технологические схемы доставки МТР, которые разрабатываются в соответствии с требованиями нормативных документов.
При формировании транспортно-технологических схем проводится комплексное изучение рынка транспортно-экспедиторских услуг в регионе строительства в области автомобильных, речных и морских перевозок, услуг по погрузочно-разгрузочным операциям. Генеральные экспедиторы направляют запросы в коммерческие организации с предложением оказать услуги в рамках сформированных транспортных схем.
Транспортные схемы охватывают весь процесс доставки продукции от поставщика (изготовителя) до конечного получателя и включают в себя все элементы процесса транспортировки различными видами транспорта с учетом их преимуществ и недостатков, применительно к характеру груза и географически-климатическим особенностям района доставки. Транспортные схемы совместно с обоснованием расценок на транспортно-экспедиторские операции согласовываются с Заказчиком, несущим расходы по доставке МТР.
Транспортировка МТР предполагает различные варианты комбинирования одного или нескольких видов транспорта в перевозочном процессе. При этом процесс транспортировки включает совокупность логистических операций по перевозке, погрузке-разгрузке, передаче груза из подвижного состава одного вида транспорта в подвижной состав другого вида транспорта в пунктах стыкования различных видов транспорта, экспедирования и других сопутствующих логистических операций, перечень которых при использовании комбинированных видов транспорта увеличивается.
Следует отметить, что причиной широкого развития смешанных перевозок состоит в том, что из всех видов транспорта по сути лишь автомобильный может выполнять перевозки «от двери до двери». Железнодорожный и водный транспорт имеют такую возможность лишь при наличии подъездных путей и причалов у грузовладельцев, основной объем грузовых воздушных перевозок осуществляется при участии автомобильного транспорта.
По результатам анализа логистических операций, осуществляемых при движении МТР от поставщика к месту их конечного потребления и их значимости в формировании затрат на логистику МТР, можно выделить 5 (пять) крупных блоков логистических операций:
а) погрузка МТР на базах поставщика (завода-изготовителя или предприятия по реализации МТР). Как правило, стоимость погрузочных работ учтена в отпускных ценах МТР, но возможны случаи, когда стоимость погрузки МТР не включается в отпускные цены. Также в стоимость погрузки должны быть включены затраты на контроль за качеством и количеством МТР;
б) транспортировка МТР, которая включает не только саму транспортировку МТР всеми видами транспорта, но и сопутствующие транспортировке логистические операции (сюрвейерские услуги, страхование во время транспортировки и т.п.);
в) погрузочно-разгрузочные работы, осуществляемые в местах перегрузки (перевалки) МТР (включая разгрузку МТР на базах временного хранения и последующую их погрузку для дальнейшей транспортировки). Также к затратам на погрузочно-разгрузочные работы следует относить затраты на контроль за количеством и качеством МТР);
г) хранение МТР на базах временного хранения. В данный блок включаются все логистические операции, связанные с приемкой, внутрискладским перемещением, учетом, контролем и отпуском МТР;
д) разгрузка МТР в местах конечного пункта доставки. В стоимость разгрузки должны быть включены, в том числе, затраты на контроль за качеством и количеством МТР.
Первый и пятый блок логистических операций можно объединить с третьим блоком, поскольку операции при погрузке у поставщика и разгрузке в конечном пункте доставки практически тождественны операциям погрузки и разгрузки в местах перевалки груза, что определяет возможность разработки 3 (трех) соответствующих типа укрупненных нормативов затрат на логистические операции, которые охватывают практически всю логистическую цепочку движения МТР от поставщика к потребителю:
а) нормативы затрат на погрузочно-разгрузочные работы в логистике МТР;
б) нормативы затрат на транспортировку МТР;
в) нормативы затрат на хранение МТР на базах временного хранения.
Показатели, используемые при нормировании затрат на транспортировку грузов при поставках важнейших видов материально-технических ресурсов
Перевозка грузов для доставки МТР на приобъектные склады инвестиционных проектов осуществляется следующими видами транспорта:
а) железнодорожный;
б) автомобильный;
в) морской;
г) речной;
д) воздушный.
Основными показателями стоимости транспортных услуг являются тарифы и фрахтовые ставки. Для каждого вида транспорта применяются системы тарифов, имеющие специфические особенности.
Логистическая система на практике представляет собой не отдельную организацию с единым управлением, а совокупность взаимодействия заинтересованных сторон с определенными потенциальными возможностями и сферой компетентности. Успех производственной или торговой организации связан с интересами и прибылью логистических звеньев. Системный подход к организации всего цикла жизни товара и связанных с ним мероприятий в период от момента производства его комплектующих до момента потребления осуществляет комплексная логистика. Это система управления материальными, информационными и финансовыми потоками, связанными с жизненным циклом товара. Выделяют два основных взаимосвязанных этапа логистической системы: транспортная и складская логистика.
Транспортная логистика — это система организации доставки каких-либо материальных предметов, веществ и пр. из одной точки в другую по оптимальному маршруту с минимальными затратами и в оптимальные сроки.
Задачи, решаемые транспортной логистикой:
- выбор вида транспортного средства;
- определение маршрутов;
- организация транспортировки груза.
Складская логистика — система процессов приемки, обработки, хранения и отгрузки товаров на складах. Складская логистика определяет правила организации складского хозяйства, процедуры работы с товаром и соответствующие им процессы управления ресурсами (человеческими, техническими, информационными).
Задачи, решаемые складской логистикой:
- приемка товара на склад, учет, размещение;
- ответственное хранение товаров на складе;
- обработка товаров;
- управление запасами;
- маркировка;
- комплектование и упаковка товаров.
Логистика на операционной фазе проекта:
- Необходимо организовать доставку природного газа на берег;
- Необходимо организовать доставку жидких углеводородов (газовый конденсат) на берег;
- Необходимо организовать доставку природного газа потребителям;
- Необходимо организовать доставку продукции газопереработки потребителям.
Возможные схемы доставки со Штокмановского месторождения на берег:
- Подводный газопровод (при условии переработки в море);
- Подводный продуктопровод (смесь газа и конденсата);
- Морская доставка жидких углеводородов (при условии переработки в море);
- Подводный конденсатопровод (при условии переработки в море).
Возможные схемы доставки продукции с берегового комплекса:
- Магистральный газопровод
- Завод по сжижению газа и поставка СПГ морским путем
- Поставка жидких углеводородов по железной дороге
Поставка жидких углеводородов морским путем.
На операционном этапе в разработанной в рамках настоящего диплома модели реализованы следующие варьируемые переменные: опция на учет спроса на трубопроводный природный газ, опция на динамику изменения спроса и вероятность подтверждения спроса. Проблема неопределенности спроса на трубопроводный газ связана с тем, что мощности Штокмановского проекта являются частью мощностей российских месторождений, ориентированных на российский рынок в зоне единой системы газоснабжения (ЕСГ) и на европейский рынок, включая страны бывшего СССР. При этом спрос на европейском рынке, равно как и на внутреннем рынке России, ограничен и, следовательно, возможна ситуация с превышением предложения в зоне ЕСГ над спросом, что может привести к недозагрузке мощностей магистрального транспорта и добычи на Штокмановском месторождении. В случае реализации газа в виде СПГ ограничение спроса отсутствует, так как всегда при снижении цены возможна продажа СПГ на мировом рынке.
Таким образом, необходимо исследовать весь диапазон возможного спроса на трубопроводный газ и определить оптимальное количество линий СПГ для каждого уровня спроса.
Также на операционной фазе учитывались эффекты, ранее обозначенные на инвестиционной фазе: дополнительная выручка при реализации конденсата по железной дороге.
Детальные расчеты зависимости оптимального количества линий СПГ от вероятности подтверждения спроса на магистральный газ приведены в Главе 3.
2.4. Логистика поставок сжиженного природного газа (СПГ) на мировой рынок
Учитывая, что перспектива истощения запасов углеводородного сырья и других минеральных ресурсов на континенте предопределяет ориентацию разведки и добычи ресурсов полезных ископаемых на континентальный шельф и, далее, вглубь Мирового океана, организация транспортировки газа с использованием морских путей становится весьма важной задачей.
Морская судовая транспортировка также становится решением многих проблем при разработке сложных месторождений в удаленных районах и на шельфе. В таких проектах часто возникают условия, когда строительство трубопроводов может быть экономически невыгодным, экономически опасным, либо может негативно влиять на сроки ввода месторождения в промышленную эксплуатацию.
Отсутствие инфраструктуры в начальный период освоения удаленных месторождений, а также значительные расстояния до потребителей газа определяют стратегию освоения, основанную на организации морской транспортной составляющей, а также сооружении плавучих установок и объектов подводного обустройства промыслов. Такой подход, как правило, оправдан с экономической точки зрения, так как приводит к существенному сокращению капитальных затрат и сроков освоения удаленных месторождений.
На фоне растущей потребности в экологически чистых источниках энергии при одновременном истощении месторождений в традиционных районах добычи природного газа и нефти континентальный шельф России в ближайшие десятилетия может стать одним из основных источников энергоресурсов не только для самой России, но и для большинства индустриально развитых стран мира.
Основные проблемы освоения Арктических месторождений, в общем, определяются удаленностью перспективных районов добычи от берега и индустриальных центров, слабо развитой береговой инфраструктурой, сложными природно-климатическими условиями, включая низкие температуры и ледовую обстановку.
Применить в арктических условиях традиционные технологии добычи газа на шельфе, заключающиеся в строительстве стационарных добычных сооружений и использующих подводные трубопроводы для транспортировки газа на берег, технически крайне сложно и экономически чрезвычайно затратно. Поэтому для широкомасштабной добычи природного газа в Арктике требуется создание принципиально новых нетрадиционных технологий добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья.
Представляется, что основу такой технологии будут составлять морские мобильные добычные и перерабатывающие комплексы, газотранспортные суда и суда обеспечения.
Такой подход обеспечивает следующие преимущества:
- резко сокращаются сроки освоения новых месторождений;
- строительство большинства сооружений ведется в заводских условиях;
- увеличивается инвестиционная привлекательность и экономическая надежность проектов за счет вложения основной доли средств в мобильные компоненты и существенного уменьшения доли долговременных вложений;
- обеспечивается гибкость транспортировки продукции в соответствии с изменениями мировой конъюнктуры.
Таким образом, речь идет о создании в 21 веке в России нового специализированного флота, как основы глобальной морской системы газоснабжения. Плацдарм для этого создан трудом многих поколений, осваивавших российскую Арктику и Северный морской путь.
Перспективность и масштабность этой задачи, сложность научно-технических проблем, которые должны быть решены для ее практической реализации, служат основанием для рассмотрения ее в качестве важной народно-хозяйственной задачи. Судостроительная и газовая отрасли России и ее ВПК в целом имеют необходимый научно-технологический опыт и производственные ресурсы для ее успешного решения.
Перспективная потребность к СПГ-танкерах может быть определена в соответствии со схемой на рис. 2.7.
Разработка программы работ по созданию такого флота потребует усилий многих организаций, но уже сейчас можно говорить, что ключевым фактором будет являться создание эффективной морской системы транспортировки газа.
Как уже отмечалось выше, в настоящее время морским путем перевозится, в основном, сжиженный по технологиям СПГ природный газ.
Выбор оптимальной системы транспортировки сжиженного газа во многом зависит от технико-экономических характеристик судов-газовозов. Появление LNG-танкеров нового поколения, значительно более экономичных, но непригодных для работы в Арктике, в том числе в рамках Мурманского транспортного узла [6], требует новой оценки сравнительной эффективности магистральной и фидерной систем.
Сезонное наличие ледовых участков в Карском и Баренцевом море вынуждает использовать суда ледового класса, экономичность которых на открытой воде уступает обычным судам. Логичным было бы использовать арктические LNG-танкеры только для челночных рейсов в ледовой акватории, т.е. использовать фидерную систему (от английского «to feed» – питать). В этом случае, суда ледового класса обеспечат доставку СПГ в порт за пределами распространения льдов, для последующей транспортировки на обычных (неарктических) судах-газовозах. Перевалочным портом может стать Териберка, где к началу реализации проекта по производству СПГ на Ямале, уже будет действовать крупный комплекс по производству сжиженного газа на базе Штокмановского месторождения. Интеграция транспортных составляющих обоих проектов позволит сократить суммарные затраты на инфраструктуру.
Основным преимуществом фидерной системы является меньшая стоимость транспортного флота. Однако необходимость перегрузки СПГ с арктических LNG-танкеров на обычные, потребует времени и сократит оборачиваемость флота. Альтернативой является магистральная система транспортировки, с прямой доставкой СПГ в порт назначения.
Обе системы имеют свои преимущества и недостатки. Выбор более эффективной из них зависит от двух основных факторов:
- Протяженность маршрута транспортировки;
- Соотношение стоимости арктических и неарктических LNG-танкеров.
В настоящее время, происходит переход на качественно новый уровень эффективности морских перевозок СПГ, что связано с появлением судов-газовозов и приемных терминалов нового поколения. Наибольшее значение имеет создание LNG-танкеров увеличенной вместимости с мембранными танками.
Существуют два основных типа судов-газовозов: со вкладными сферическими танками (система Kvaerner-Moss) и встроенными призматическими мембранными (система Gas Transport – Technigas). В настоящее время преобладают газовозы со сферическими танками. До недавнего времени наиболее крупные танкеры имели сферические резервуары, однако, за последние тридцать лет максимальная вместимость газовозов оставалась неизменной и не превышала 140-145 тыс. куб. м. Это объяснялось, в том числе, двумя техническими аспектами — осадка газовозов не могла превышать 12-12.5 метров, что определялось глубинами портов, в которых расположены приемные и отгрузочные терминалы. Использование сферических танков диктует определенные пропорции основных размеров судна, его вместимость нельзя увеличить за счет ширины, в то время как увеличение длины судна ограничивалось прочностными характеристиками.
Танки мембранного типа имеют значительно меньшую толщину: 0.7-1.2 мм вместо 40-200 мм у сферических танков и позволяют более рационально использовать внутреннее пространство корпуса судна, что уменьшает металлоемкость конструкции и увеличивает вместимость судна при равном водоизмещении. Это снижает стоимость строительства, величину портовых сборов и платы за транзит через Суэцкий и Панамский каналы. Малая толщина танков достигается за счет конструкции судна, в которой вес груза через слой теплоизоляции передается на корпус корабля. Однако мембранным танкерам противопоказаны сжатия и ударные нагрузки, возникающие при преодолении ледовых полей, что исключает их применение в ледовых условиях.
Одновременно, появился второй путь увеличения вместимости LNG-танкеров – за счет увеличения осадки. Новые возможности открывают рейдовые терминалы, расположенные на плавучих сооружениях и искусственных островах на удалении от береговой черты. Такие терминалы могут принимать суда со значительной осадкой, не менее 20-25 метров, а глубоководные рейдовые терминалы не имеют ограничений по осадке принимаемых судов.
Наиболее эффективными из существующих LNG-танкеров являются суда типов судов типов Q-Max (вместимость 260-266 тыс. куб. м) и Q-Flex (вместимость 210 тыс. куб. м), строящиеся в Южной Корее по заказу компании Qatar Gas Transport. Увеличение вместимости судов, а также использование более экономичной дизельной энергетической установки вместо обычных для LNG-танкеров паровых турбин, позволили сократить затраты на транспортировку СПГ на 40%.
Использование паровой котлотурбинной установки позволяло решить проблему утилизации испаряющегося в ходе перевозки СПГ, который сжигался в паровых котлах, покрывая до 70% потребности корабля в топливе. По расчетам проектировщиков, при доставке СПГ из Персидского залива в США, в результате испарения было бы потеряно до 5% груза. На судах типов Q-Max и Q-Flex проблема решена за счет бортовой установки по сжижению газа, наличие которой позволяет почти полностью исключить потери СПГ при транспортировке – испаряющийся газ вновь сжижается и возвращается в грузовые танки.
Хотя бортовая установка по сжижению увеличивает стоимость судна, благодаря увеличенной вместимости и более дешевым дизельных двигателям, стоимость постройки кораблей типа Q-Max, в расчете на единицу грузоподъемности, сокращена на 25%. Можно предположить, что постройка судов еще большей вместимости, с увеличенной до 20-25 метров осадкой, позволит снизить их стоимость примерно на 1/3 по сравнению с газовозами вместимостью 145 тыс. куб. м со сферическими танками.
«Идеальный» LNG-танкер для работы на протяженных маршрутах будет обладать следующими характеристиками: вместимость 250-350 тыс. куб. м, мембранные танки с улучшенной теплоизоляцией, дизельные двигатели и бортовая установка по сжижению газа. Однако для транспортировки СПГ с полуострова Ямал такие танкеры не могут быть применены. Ледовые условия исключают применение судов с мембранными танками, а мелководность акватории ограничивает осадку 10-12 м. Здесь придется использовать LNG-танкеры ледового класса, вместимостью не более 145-165 тыс. куб метров, что является экономически обусловленным пределом для судов со сферическими танками. Для вывоза СПГ с Кольского полуострова (Териберка), LNG-танкеры, обладающие всем комплексом новейших технических достижений могут и должны быть использованы.
Появление нового поколения судов, способных значительно повысить эффективность морской транспортировки СПГ, но неприменимых в условиях Карского моря, ведет к увеличению эффективности фидерной системы. В фидерной системе, более дорогие танкеры будут работать только на коротких челночных рейсах Ямал – Териберка, а дальнейшую транспортировку будут вести более дешевые и экономичные мембранные танкеры увеличенной вместимости. При использовании магистральной системы, весь транспортный флот будет состоять из более дорогих и менее эффективных танкеров ледового класса со сферическими танками. При сравнении проектов систем транспортировки, стоимость судов, вывозящих СПГ, можно оценить в $1500 за куб. м вместимости, а стоимость судов, вывозящих СПГ из Териберки — $1100 за куб. м.
Помимо стоимости кораблей, следует учесть еще ряд факторов. Суда, работающие в тяжелых ледовых условиях, гораздо чаще нуждаются в доковом ремонте, чем суда, работающие на открытой воде. Эксплуатационный период для судов, используемых в магистральной системе, составит 330 суток в год. Для судов фидерной системы, совершающих челночные рейсы на Ямал, эксплуатационный период также составит 330 суток в год, а для судов, совершающий рейсы в неарктических морях – 360 суток в год.
В тоже время, фидерная система проигрывает по времени оборота судов, из-за необходимости перегрузки СПГ в Териберке с арктических танкеров на обычные. На 150 километров увеличится протяженность маршрута, из-за необходимости захода в Териберку. Потребуются дополнительные затраты на портовую инфраструктуру: расширение акватории порта, причальные сооружения, оборудование для перегрузки СПГ и дополнительную емкость хранилищ. Но основное – это дополнительные затраты времени. Время погрузки-разгрузки составляет LNG-танкера составляет 12 часов, весь цикл портового обслуживания составит около 18 часов и еще несколько часов составят потери времени за счет удлинения маршрута для захода в Териберку. Общее увеличение длительности кругового рейса составит 41 час.
Для расчетов скорость судов на участке трассы западнее Териберки принимается за 37 км/ч (20 узлов). В качестве примера рассматривается завод СПГ на мысе Харасавэй, мощность 24 млн. т. сжиженного газа в год.
Преимуществами фидерной системы являются:
- Использование более дешевых и экономически эффективных танкеров на большей части маршрута;
- Больший эксплуатационный период для танкеров, работающих на чистой воде (360 суток в год вместо 330 суток);
- Использование более дорогих и менее экономически эффективных танкеров ледового класса со сферическими танками только на ледовом участке маршрута.
К преимуществам магистральной системы относятся;
- Меньшие затраты времени на погрузочно-разгрузочные операции;
- Сокращение протяженности маршрута;
- Отсутствие дополнительных затрат на портовую инфраструктуру в Териберке.
Расчеты показывают, что на всех расстояниях, начиная с 2000 км, транспортный флот фидерной системы будет стоить дешевле, чем магистральной. Если учесть дополнительные затраты на портовую инфраструктуру (150-250 млн. долл.) и иные дополнительные расходы на перевалку СПГ в Териберке, то при поставках на северо-запад Европы, стоимость систем будет примерно одинаковой. При поставках в более отдаленные страны Европы и в Америку, преимущество фидерной системы бесспорно.
Сокращение стоимости морских перевозок СПГ, благодаря появлению более крупных и эффективных судов-газовозов и глубоководных терминалов, станет шагом к глобализации мирового газового рынка. Поставки СПГ получат преимущество перед «трубным» газом, увеличатся расстояния экономически рентабельной транспортировки сжиженного газа, что предоставит импортерам право выбора поставщиков и возможность диверсифицировать источники поставок, и в конечно счете, приведет к увеличению конкуренции. Перспективные газотранспортные системы должны проектироваться исходя из необходимости диверсификации поставок и возможности гибкого их изменения по объемам и направлениям. Вне всякого сомнения, для этого лучше подходит фидерная система, которая благодаря использованию более крупных и эффективных танкеров обеспечит конкурентоспособность российского СПГ на всех возможных рынках сбыта. Следовательно, при вывозе СПГ с полуострова Ямал должна быть использована фидерная система, преимуществами которой являются: меньшая капиталоемкость, более низкая стоимость перевозок и большая гибкость в организации поставок.
Фидерная система дает России шанс стать лидером в использовании LNG-танкеров с увеличенной осадкой. Это позволит сократить стоимость транспортировки СПГ на глубоководные приемные терминалы в Северной Америке, а в перспективе и в Европе. Страны Персидского залива вынуждены ограничивать осадку своих LNG-танкеров величиной 12-12.5 метров, что определяется глубинами отгрузочных терминалов. Новый терминал в Териберке должен быть рассчитан на обработку перспективных типов судов-газовозов с осадкой до 25 метров, что позволит российскому сжиженному газу получить конкурентные преимущества на рынках основных стран-импортеров.
Выводы по Главе 2
Проведенный анализ позволил сформулировать совместную оптимизационную задачу по развитию логистической инфраструктуры как на инвестиционной фазе, так и на операционной фазе проекта. В качестве основных варьируемых переменных на инвестиционной фазе выделяются опцион на расширение железной дороги и опцион на расширение мощностей по сжижению природного газа.
На операционной фазе проекта реализуются эффекты дополнительной выручки при реализации жидких углеводородов по железной дороге и дополнительной выручки при реализации СПГ.
Кроме того, на операционной фазе реализована вероятностная постановка задачи в части подтверждения спроса на трубопроводный газ. Указанный фактор существенно влияет на загрузку проекта в части трубопроводного транспорта и добычи.
В качестве критерия оптимизации выступает чистый денежный поток, генерируемый проектом.
Детальные расчеты экономической эффективности различных логистических схем и их сочетаний проведены в Главе 3.