Tuż przed elektryzującą informacją o złożeniu rezygnacji przez prezesa PGNiG Jerzego Kwiecińskiego, pojawił się bardzo znamienny komunikat, że PGNiG Supply & Trading GmbH podpisało umowę na zakup gazu ziemnego od ØrstedSalg& Service A/S, spółki zależnej ØrstedA/S. Kontrakt będzie obowiązywał od pierwszego stycznia 2023 roku do pierwszego października 2028 roku, a jego całkowity wolumen to około 6,4 mld m sześc. gazu – piszą Andrzej Sikora i Mateusz Sikora z Instytutu Studiów Energetycznych.
LNG i rekonstrukcja złoża
Zgodnie z anonsowaną umową, „[…] dostawy gazu ziemnego będą obejmować okres od pierwszego stycznia 2023 roku do pierwszego października 2028 roku i dotyczyć zakupu łącznie około 70 TWh (ok. 6,4 mld m sześc.) gazu ziemnego. Gaz ziemny będący przedmiotem umowy pochodzi z duńskiego szelfu kontynentalnego, a PST będzie miała możliwość jego eksportowania m.in. na terytorium Niemiec lub Polski. Zgodnie z zapisami uwzględnionymi w umowie, zakup gazu ziemnego przez PST uzależniony jest od wydobycia gazu w duńskiej części Morza Północnego, z uwzględnieniem produkcji na złożu Tyra, z którego ma pochodzić większość nabywanego przez PST gazu ziemnego. Złoże Tyra znajduje się obecnie w rekonstrukcji, która ma zostać zakończona w 2022 roku. Podstawą kalkulacji formuły cenowej w zawartej umowie są rynkowe wartości indeksów cen gazu ziemnego”.
O polityce energetycznej Danii i złożu TYRA pisaliśmy ostatnio wielokrotnie. Również wielokrotnie pisaliśmy, że polskie firmy, PGNiG, Azoty, a może PKN Orlen powinny mieć udziały, uczestniczyć w rekonstrukcji złoża Tyra, które położone jest dokładnie w miejscu planowanej tzw. wcinki Baltic Pipe w gazociągi norweskie transportujące gaz ziemny do infrastruktury Unii Europejskiej (przede wszystkim do Niemiec). To bardzo dobrze, że w końcu zaczynamy dopinać surowiec gazowy, który zastąpi gaz rosyjski. Infrastrukturą, która ma pomóc uzupełnić import surowca w postaci skroplonej (LNG) ma być kolejny gazoport, tym razem pływający, w Gdańsku. Jak rozumiemy terminal FSRU w Zatoce Gdańskiej i ten istniejący w Świnoujściu (także co najmniej jeden, jeżeli nie trzy w Niemczech, choć właśnie – 6/10/2020 Uniper poinformował o zamiarze „ponownego przeanalizowania inwestycji w terminal Wilhelmshaven LTeW, jako, że potencjalni gracze rynkowi wykazali słabe zainteresowanie rezerwacją długoterminowych mocy produkcyjnych” ) będą w stanie zapewnić Polsce zapotrzebowanie na gaz oraz pozwolą zaoferować dodatkowo kilkanaście mld m3 dla naszych sąsiadów poprzez interkonektory z Niemcami i te z Czechami, ze Słowacją oraz dalej Węgrami, czy nawet dalej na południe. aż do Krk. Gdański terminal będzie miał przepustowość na poziomie 4,5 mld m3w początkowej fazie , z możliwością zdublowania tej przepustowości w przyszłości. W ciągu ostatniej dekady pływający terminal LNG ( ang. Floating Storage Regasification Unit FSRU) służący zarówno do skraplania, regazyfikacji, magazynowania i transportu morskiego gazu ziemnego pojawił się jako bardzo obiecująca technologia. FSRU jako terminal regazyfikacyjny od lat sprawdza się w Litwie . Składaliśmy wielokrotnie Litwinom gratulacje nie tylko za determinację, za odwagę, ale przede wszystkim za efektywność wykorzystania tej infrastruktury krytycznej .
FLNG (ang. Floating Liquefied Natural Gas), to technologia umożliwiająca rozwój, a przede wszystkim monetyzację mniejszych, bardziej oddalonych, podmorskich złóż gazu na całym świecie poprzez skraplanie surowca w miejscu wydobycia. Jednak przy kilku ukończonych projektach, które są obecnie w eksploatacji komercyjnej, wyzwania związane z finansowaniem, rozwojem i obsługą tej stosunkowo,chciałoby się powiedzieć, innowacyjnej/nowej technologii przesłaniają nieco jej perspektywy. Z ponad 20 projektów FLNG, które miały zostać zaimplementowane od 2007 roku, tylko pięć formalnie rozpoczęło działalność, a jeszcze tylko dwa inne uzyskały korzystną, ostateczną decyzję inwestycyjną (FID). Co więcej, Shell’s Prelude FLNG offshore Northwest Australia – największy z istniejących obiektów FLNG – boryka się z problemami od momentu oddania go do użytku w połowie 2019 roku. Został zatrzymany w lutym tego roku na kwartał „z powodów technicznych”,a operator ostatnio poinformował, że jednostka nie będzie produkować więcej LNG w tym roku, gdyż głównym powodem są identyfikowane usterki w sieci elektrycznej „problemy elektryczne”.
Problemy projektów
W środku pandemii, przy nadpodaży LNG, niskich cenach surowca prześledźmy problemy, z którymi borykają się projekty FLNG. Terminal Prelude ma pozwolenie na emisję 2,7 miliona ton dwutlenku węgla rocznie (CO₂), aby produkować rocznie 3,6 miliona ton LNG, 1,3 miliona ton kondensatu i 0,4 miliona ton LPG/NGL (tak, technologia FLNG ma szersze zastosowanie).W tych warunkach intensywność emisji LNG z Prelude powinna wynosić 0,75 tony ekwiwalentu CO₂ na każdą tonę LNG, znacznie więcej niż w większości australijskich projektów LNG.Projekty LNG są zwykle bardziej emisyjne w ciągu pierwszych kilku miesięcy od oddania do eksploatacji, ponieważ produkcja jest niska, a przerwy w produkcji powodują spalanie dużych ilości nadmiaru gazu. Podkreślmy tu, że dopuszczona emisja CO₂ Prelude znacznie wykracza poza średnią normę przyjętą w branży.
Sytuacja projektu Prelude FLNG jest dużym rozczarowaniem nie tylko dla Shell, ale także dla tych ekspertów branży, którzy wierzyli, że LNG jest ważnym argumentem dającym możliwość zarabiania na tzw. gazie osieroconym, ze złóż opuszczonych lub niezagospodarowanych. Shell planował, że Prelude będzie pierwszym (stąd nazwa) z większej liczby jednostek. W lipcu 2009 roku podpisano umowę ramową z Technip i Samsung Heavy Industries na kilkanaście jednostek na okres 15 lat. Dotychczasowe koszty Prelude szacuje się na 10-13 mld dolarów. A pływająca jednostka do tej pory wyprodukowała tylko osiem ładunków LNG z nominalnej zdolności produkcyjnej 3,6 mln ton/rok.
Shell Prelude FLNG nie jest jedynym, który ma kłopoty. Obecnie istnieje pięć jednostek FLNG, z których praktycznie wszystkie (oprócz jednej) mają burzliwą historię rozwoju:
• Malezjański Petronas jest właścicielem (opracował i finansował projekt) PFLNG Satu, który od kwietnia 2017 roku wyekspediował kilka transportów LNG z pola Kanowit, po czym został w marcu 2019 roku przeniesiony na złoże Kebabangan, gdzie działa, wydaje się, znacznie poniżej swojej zdolności produkcyjnej wynoszącej 1,2 mln t/r (brak jest dostępu do dokładnych danych produkcyjnych.)
• PFLNG Dua – drugi terminal skraplający własności Petronas, o wydajności 1,5 mln ton LNG rocznie, znajduje się na północny wschód od PFLNG Satu na polu Rotan. Został tutaj zlokalizowany (Dostarczony? Dopłynął? Jak pisać o takiej pływającej zamrażarce?)w marcu 2020 roku i nadal oczekuje na rozpoczęcie produkcji czyli skraplania LNG do wytworzenia swojego dziewiczego ładunku, która wg ostatnich informacji ma nastąpić jeszcze w listopadzie 2020 roku.
• Na podstawie umowy podpisanej jeszcze w 2012 roku, Exmarbudował jednostkę FLNG o długości 144 metrów na Karaiby, ze zdolnością produkcji około 0,5 mln ton rocznie dla swojego wyczarterowanego Pacific Rubiales w Kolumbii z planowanym wtedy uruchomieniem w drugim kwartale 2015 roku. Projekt został jednak anulowany tuż po uruchomieniu bloku skraplającego. Po wielu wysiłkach marketingowych i politycznych jednostka została ulokowana (umieszczona? bo nie sprzedana) ostatecznie(?) w argentyńskiej firmie YPF (YPF Yacimientos Petrolíferos Fiscales; – nazwę można tłumaczyć jako podatkowe pola roponośne ang.”Fiscal Oil Fields” to zintegrowane przedsiębiorstwo energetyczne w Argentynie z wydobyciem węglowodorów, przesyłem, dystrybucją, rafinacją i sprzedażą produktów ropopochodnych i gazu ziemnego) i przemianowana na Tango LNG (tango,narodowy taniec Argentyny). Z powodzeniem,wydawało się,bo terminal wyprodukował swoje pierwsze wolumeny – łącznie pięć dostaw w listopadzie 2019 roku z pola gazowego Vaca Muerta. Jednak w marcu 2020 roku YPF stwierdził, że skutki pandemii koronawirusa uniemożliwiły mu wywiązanie się ze zobowiązań i ogłosił działanie „siły wyższej”. Zostało to zakwestionowane przez firmę Exmar (armator belgijski Exmar powiedział, że zawiadomienie jest niezgodne z prawem, dodając, że rozważa opcje obrony swoich interesów), a wynikiem negocjacji było rozwiązanie umów. YPF zgodził się uiścić opłatę za przerwę w produkcji w wysokości 150 mln dolarów., w skutek czego czarter FLNG został rozwiązany w zamian za ugodę i wycofanie postępowania arbitrażowego. Exmar poinformował, że pierwszą ratę w wysokości 22 mln dolarów zapłacono w 20 października a pozostałe 128 milionów dolarów zostanie spłacone w 18 miesięcznych ratach.Exmar poinformował jednocześnie, że jednostka FLNG jest teraz dostępna dla innych projektów. Według Exmar, jednostka FLNG miała 36 procent udział w całkowitym EBITDA Exmar za pierwszy kwartał 2020 roku. To w tym kwartale Tango FLNG wyprodukował swój czwarty ładunek skroplonego gazu ziemnego ze złoża gazowego Vaca Muerta w Argentynie i miał 99 procent sprawności. Exmar poinformował także, że jego umowa pożyczki z Bank of China i Deutsche Bank w odniesieniu do Tango FLNG musi zostać aneksowana o uzupełnienie rachunku rezerwowego na obsługę zadłużenia na kwotę do 40 mln dolarów.
• Firma Golar LNG (armator Golar – Bermudy) przekształciła zabytkowy zbiornikowiec LNG Hilli z lat 70. XX wieku o pojemności 125 000 m sześc. w jednostkę Hilli Episeyo FLNG w stoczni Keppel w Singapurze za 1,2 mld dolarów. Statek opuścił stocznię w październiku 2017 roku. Obecnie znajduje się on na morzu w Kribi w Kamerunie w Afryce Zachodniej. Jednostka ta wyprodukowała swój pierwszy ładunek LNG w marcu 2018 roku i od tego czasu wyeksportowała ponad 40 ładunków (stan na lipiec 2020 roku – jedenaście z tych ładunków zostało dostarczonych na statki firmy Golar Viking, Golar Maria i Nanook) w ramach umowy dzierżawy (tzw. umowa o opłatach) z Perenco Cameroon, która obowiązuje do drugiego kwartału 2026 roku. Jednostka użytkuje cztery małe ciągi produkcyjne (trains), z których tylko dwa pracują na swoje zobowiązania długoterminowe wobec Perenco i SNH. Terminal wyprodukował już łącznie ponad 2,5 mln ton LNG. Gazprom jest realnie jedynym oferentem projektu FLNG i pobiera 1,2 mln ton LNG rocznie w ramach ww. ośmioletniej umowy wygasającej w 2026 roku. Golar wcześniej informował, że prowadzi rozmowy z Perenco i SNH w celu zwiększenia produkcji do pełnej wydajności przy wykorzystaniu wszystkich czterech ciągów technologicznych.Takie rozwiązanie najprawdopodobniej nie nastąpi w najbliższym czasie z powodu pandemii Covid-19. Golar FLNG pozyskuje gaz ziemny z pola Sanaga należącego do Perenco, położonego na północny zachód od nadmorskiego miasta Kribi, który jest uprzednio oczyszczany w zakładzie przetwórstwa na lądzie (nie jest tłoczony bezpośrednio do FLNG) dzięki czemu od ponad dwóch lat utrzymuje 100 procent sprawności produkcyjnej.Jest to nie tylko pierwszy na świecie tankowiec przekonwertowany do FLNG, ale także drugi w historii pływający terminal skraplający LNG, który wszedł do służby (pierwszym z nich jest wspomniany wyżej i należący do Petronas 1,2 mln t/r PFLNG Satu, który rozpoczął działalność w 2017 roku na morzu w Malezji).
Oprócz opisanych powyżej FLNG istnieją jeszcze dwa kolejne projekty, które mają już FID i są rozwijane.
Pierwszy to Coral Sul FLNG finansowany przez włoskie ENI – ma być zlokalizowany w Kanale Mozambickim (Ocean Indyjski w obszarze czwartego basenu koncesyjnego Rovuma. Ma produkować 3,4 mln t LNG rocznie – uruchomienie przewidywane na 2022 rok.
Drugi to projekt BP/GolarGimi – Greater Tortue Ahmeyim w pobliżu Senegalu i Mauretanii, gdzie BP podpisał kontrakt z Golar LNG na wykonanie konwersji (wspomnianej powyżej) do FLNG siostrzanego statku Gimi na Hilli. W kwietniu 2020 roku BP ogłosił „siłę wyższą”jako wynik pandemii. Obecnie „siła wyższa” została zniesiona i planowany pierwotnie termin oddania na 2022 rok formalnie powinien zostać dotrzymany. Pływający LNG jest przeznaczony dla projektu BP Greater Tortue Ahmeyim na morskiej granicy Mauretanii i Senegalu.BP miał odebrać FLNG w 2022 roku i wydzierżawić go na 20 lat w celu skraplania gazu z projektu Tortue. BP jednak spodziewa się rocznego opóźnienia w realizacji projektu wydobycia gazu ziemnego z Tortue, również z powodu pandemii i obecnie nie widzi możliwości skrócenia tego nowego terminu. Golar powiedział, że poprosił BP o wyjaśnienie, w jaki sposób zdarzenie siły wyższej może obecnie wpłynąć na harmonogram.„Na podstawie otrzymanych do dziś informacji firma podejmuje działania wyjaśniające i prowadzi aktywny dialog z BP w celu ustalenia czasu trwania opóźnienia oraz zakresu, w jakim było to spowodowane rzekomym zdarzeniem siły wyższej”. Golar poinformował również, że rozpoczął rozmowy ze swoim głównym wykonawcą, stocznią Keppel, w celu zmiany harmonogramu działań w celu zmniejszenia i przeprofilowania swoich zobowiązań inwestycyjnych na lata 2020 i 2021.
Jeszcze trzy lata temu (2017) optymizm co do technologii FLNG pokazywał aż 24 planowane projekty o łącznej mocy 156,9 mln ton LNG rocznie – głosi raport International Gas Union (IGU) World LNG 2017 . Jednak z różnych powodów, technicznych lub także obecnie rynkowych, projekty najwyraźniej nie idą zgodnie planem. Projekty FLNG napotykają szereg przeszkód, które trzeba to powiedzieć jednoznacznie odróżniają je negatywnie od ich lądowych odpowiedników. Chociaż liczba planowanych projektów FLNG zmniejszyła się, sponsorzy nadal promują tę oczywistą wydawałoby się technologię. Na przykład dla projektu Delfin (dedykowany dla gazu ziemnego z amerykańskiej lądowej części Zatoki Meksykańskiej) ogłoszono właśnie ukończenie tzw. pakietu front-end w zakresie inżynierii i projektowania (FEED). Ten projekt (ciągle jeszcze bez FID) będzie skraplał gaz ziemny z lądu i dlatego jest bardziej zbliżony do konfiguracji projektu z Kamerunu niż do innych projektów „offshore” z Australii czy z Azji.
RBN Energy podaje, że podstawową koncepcją technologii FLNG jest umieszczenie jednostki FLNG zasilanej elastycznymi rurami pionowymi nad wywierconym i udostępnionym wcześniej złożem najlepiej gazowym. Tam, gdzie złoże zawiera NGL ang. natural gas liquids czyli węglowodory wyższe „ciecze” – kondensat (to jest na przykład przypadek Prelude), finansowanie na tzw. produkty uboczne znakomicie poprawia ekonomiczną żywotność projektu – niektórzy eksperci nawet sugerowali, że Prelude jest w równym stopniu projektem kondensatu, co LNG. Gaz ziemny jest pierwotnie separowany i odbierany na urządzeniu FLNG, a „zanieczyszczenia” jak etan, propan, butan są usuwane, zanim gaz ziemny – metan trafi do sekcji skraplania. Niektórzy eksperci nazywają nawet takie rozwiązanie „pływającą rafinerią” ang. refine – oczyścić, refining rafinacja (ropy na przykład), oczyszczanie.
LNG otrzymuje się w wyniku procesu chłodzenia gazu ziemnego do momentu, w którym przechodzi on w postać płynną, którą można załadować i transportować statkami LNG(mimo, że mamy niskie temperatury -163ºC ciągle jeszcze nie jest to kriogenika). Proces ten (podobnie jak w zwykłej lodówce) odbywa się poprzez przepuszczenie strumienia, w tym przypadku oczyszczonego gazu ziemnego do wymienników ciepła, gdzie jest on schładzany za pomocą czynników chłodniczych, które mogą być ciekłe lub gazowe, aż osiągnie -163ºC. Aby nastąpiło skroplenie, musi istnieć stała, krocząca różnica (gradient) temperatur między stroną procesową i chłodzącą wymienników ciepła, gdy przepływa gaz. Jeśli temperatury są zbyt bliskie, zmniejsza się efektywność wymiany ciepła, a tym samym zmniejsza się produkcja LNG i pojawia się znacznie większa emisja CO2 gdyż instalacja zaczyna zużywać (spalać gaz ziemny) więcej energii. Co więcej, zmiany w przepływie, składzie i temperaturze mogą powodować awaryjne zatrzymanie procesu, wymagające flarowania metanu i użycia pochodni, a w dalszej kolejności kontrolowanego zatrzymania procesu skraplania, a także kontrolowanego ponownego uruchomienia z większym spalaniem surowca.
Stałe charakterystyki przepływu można znaleźć w lądowych instalacjach LNG, które są zasilane rurociągami, w których przepływ, a przede wszystkim strukturę produktu (jakość dostarczanego gazu ziemnego) można kontrolować na bieżąco w celu zaspokojenia potrzeb zakładu skraplającego i stabilizacji procesu skraplania. Ale eksploatacja na morzu, wprost ze złoża najczęściej (taka jest pierwotna idea technologii FLNG) to inna sprawa, gdzie warunki wlotowe gazu są mniej stabilne i występują różnice w jakości (w składzie) pozyskiwanego z odwiertów produktu.
Jeśli proces skraplania w projektach FLNG jest tak problematyczny to właśnie argumentów technologicznych dostarcza projekt Golar Hilli Episeyo FLNG, który działał tak dobrze. Bo tu właśnie gaz ziemny dostarczany do Hilli Episeyo jest najpierw wysyłany ze złoża Sanaga do lądowych zakładów uzdatniania gazu Bipaga, gdzie jest przetwarzany przed wyprowadzeniem do jednostki FLNG położonej 56 kilometrów od brzegu. Skutkuje to znacznie bardziej przewidywalnym i kontrolowanym przepływem do jednostki skraplającej niż jest to osiągalne przy odbiorze gazu bezpośrednio z głowicy odwiertu, a co za tym idzie, bardziej niezawodną i przewidywalną produkcją. Jednak ta konfiguracja działa tylko wtedy, gdy pole gazowe znajduje się blisko brzegu, a zatem ma ograniczone zastosowanie dla typowych jednostek FLNG dedykowanych do pracy wyłącznie offshore.
Należy zauważyć, że wymagania procesowe FLNG są bardzo różne i znacznie bardziej złożone niż w przypadku jednostek pływających także służących do magazynowania i rozładunku ropy naftowej FPSO (ang. floating production, storage and offloading, „pływający punkt produkcji, przechowywania i załadunku), w których separacja gazów (często poprzedzona spalaniem) jest znacznie prostszą propozycją techniczną niż konieczność dopasowania profili temperaturowych strumieni procesowych i chłodziwa.
Innym kluczowym aspektem operacji FLNG jest to, że skroplony gaz ziemny musi zostać przetransportowany na zbiornikowce – metanowce LNG w celu dalszej wysyłki. W przypadkach, w których jednostka FLNG i tankowiec mają z grubsza podobne wymiary, to względne ruchy między zbiornikami podczas transferu będą znacznie mniejsze niż w przypadku dużych rozbieżności w rozmiarach statków. Ze względu na swoje ogromne rozmiary (długość całkowita 488,8 m), Shell Prelude napotkał szereg problemów podczas przepompowywania LNG. Jeśli zbiornikowiec odbierający wykorzystuje osłonę membranową, istnieje ryzyko „rozchlapania” i uszkodzenia membrany, zwłaszcza jeśli załadunek zostanie przerwany lub musi zostać nagle przerwany z powodu gwałtownie zmieniających się warunków pogodowych. Zarówno Shell, jak i Petronas zdecydowały się z tego względu na załadunek LNG głównie do kulistych zbiorników, w których zalewanie nie powoduje uszkodzeń zbiornika.
Kolejnym czynnikiem, który należy wziąć pod uwagę w odniesieniu do FLNG, jest komercyjna struktura projektu. Jeśli jednostka FLNG jest obsługiwana przez właściciela i wynajmowana operatorowi pola gazowego, zawsze trzeba ustalić ryzyka i definiować gdzie, na kim spoczywa odpowiedzialność. Czy podróż – przemieszczenie terminala było powodowane działaniami operatora, kapitana jednostki FLNG, czy może decyzją właściciela? Co się stanie, kto odpowiada za zmianę jakości dostarczanego gazu ziemnego, szczególnie kiedy zmieni się ona znacząco od pierwotnych oczekiwań i skomplikuje produkcję lub zmniejszy przepustowość? Znamy przypadki pojawienia się związków arszeniku w ropie wenezuelskiej, odkrytych już po załadunku na tankowiec, co spowodowało praktycznie brak możliwości znalezienia kupca na tego typu „cargo”. Wydaje się, że niektórzy zwolennicy FLNG po prostu nie zawsze komunikują czy rozumieją proces technologiczny w pełnym łańcuchu do końca, co może powodować, że przeszłe, a obecnie jednak słabe wyniki wielu projektów FLNG mogą również znacznie utrudniać uzyskanie finansowania.
Warto podkreślić, zarówno Shell jak i Petronas uniknęły tego problemu, budując i finansując jednostki FLNG w oparciu o swoje bilanse. Może to służyć jako swego rodzaju ostrzeżenie dla innych, którzy chcą wejść na rynek FLNG: tak naprawdę jest to ostrzeżenie dla dużych graczy, a olbrzymie ryzyko dla mniejszych.
Kolejne wyzwanie pojawia się natychmiast, gdy mamy do czynienia z dochodami kraju-gospodarza i oczekiwaniami dotyczącymi lokalnych podatków czy zobowiązań. Lądowe instalacje LNG zatrudniają tysiące pracowników podczas budowy i zapewniają stałe, długoterminowe miejsca pracy dla setek pracowników na miejscu, także stałe zatrudnienie dla lokalnych podwykonawców.
W przypadku FLNG, mówimy zwykle o jednostce, która zostanie zbudowana w lokalizacji zagranicznej,następnie doprowadzona na miejsce, a w efekcie obsługiwana przez w dużej mierze zagraniczny, wykwalifikowany i wyszkolony personel, którego będzie mniej niż jest to wymagane w przypadku konwencjonalnego obiektu. Jedyną inwestycją i tworzeniem miejsc pracy, na jakie może liczyć państwo-gospodarz, jest morska baza zaopatrzeniowo-usługowa. Z komercyjnego punktu widzenia, FLNG stwarza dodatkowe wyzwania. Nieciągłe działanie jednostek oddanych do użytku do tej pory – być może z wyjątkiem Golar – oznacza, że producent LNG nie może twardo zagwarantować produkcji i terminów dostaw ładunków LNG.
Biorąc pod uwagę niepewność co do wyników produkcji, ładunki mogą być sprzedawane lub oferowane na rynku dopiero po zapewnieniu ich produkcji, tj. gdy skroplony gaz ziemny znajdzie się w zbiorniku. Może to być łatwe dla gracza portfelowego, takiego jak Shell, ale dla mniejszych graczy ryzyko posiadania towaru lub jego braku jest bardzo realne i potencjalnie kosztowne. Ładunki z Kamerunu, rosyjski Gazprom najczęściej sprzedawał do Azji, gdzie dłuższy czas dostawy daje oferentowi wystarczającą szansę na dokonanie sprzedaży dopiero po załadunku lub pozyskania towaru z rynku spot.
Jaka jest przyszłość FLNG, szczególnie teraz, kiedy świat zmierza w kierunku mniejszej emisji dwutlenku węgla i ograniczania emisji metanu? Dodatkowo, wielu będzie kwestionować potrzebę rozwoju małych pól gazowych przy użyciu technologii, która przynajmniej do tej pory nie spełniła oczekiwań?
Na odpowiedź na to pytanie musimy pewnie poczekać na czas po pandemii, odbudowy popytu i powrotu do normalnego rozwoju gospodarki światowej.
PGNiG i Lotos przeprowadziły pierwsze bunkrowanie statku gazem LNG w Szczecinie
