Сахалин-2. Линии 1-2. Версия страницы от 26.08.2021

Вводная информация

Завод по производству СПГ в п.Пригородное проектной мощностью 9,6Мт/год построен на юге осторва Сахалин в рамках проекта Сахалин-2. Также упоминается как Корсаков СПГ (Koraskov LNG), но чаще всего завод упоминается именно как Сахалин-2 (Sakhalin-2), что не совсем корретно, поскольку проект Сахалин-2 включает в себя не только СПГ завод, но и внушительную нефтяную и транспортную составляющую. В качестве ресурсной базы проекта выступают Пильтун-Астохское и Лунское месторождения с общими запасами 633,6 млрд куб. м. газа и 182,4 млн т нефти.

Комплексный проект «Сахалин-2»

Проект «Сахалин-2» – один из крупнейших в мире комплексных нефтегазовых проектов, предусматривающий поэтапное освоение месторождений, которое обеспечивает круглогодичную добычу нефти и газа на трех морских платформах и транспортировку добытых углеводородов по транссахалинской трубопроводной системе через объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК) в северо восточной части острова Сахалин на завод по производству сжиженного природного газа и терминал отгрузки нефти (ТОН) на юге Сахалина.

Сахалин-2 стал результатом первого Соглашения о разделе продукции (СРП), которое было подписано в 1994 году. Формальное закрепление СРП произошло в 1996 г. после вступления в силу закона «О СРП». В 2000 г. доля «Маратон» была выкуплена компанией «Шелл», в результате акционерами «Сахалин Энерджи» стали
«Shell Sakhalin Holdings B.V.» (55%),
«Mitsui Sakhalin Holdings B.V.» (25%) и
«Diamond Gas Sakhalin», компания «Мицубиси» (20%).^[22]

Справка
Режим СРП наделяет оператора правом на поиск, разведку и добычу нефти и газа. Помимо инвестиций в освоение месторождений, оператор обязан вносить плату за геологическую информацию о недрах, разовые и регулярные платежи за пользование недрами (ренталс), а также уплачивать страховые взносы и налог на прибыль. Получив компенсацию расходов на освоение месторождения, оператор делит прибыльную продукцию с государством или платит ему денежный эквивалент.
На условиях СРП также реализуется проект «Сахалин-1» (оператор – «Эксон Нефтегаз Лимитед») и осваивается Харьягинское нефтяное месторождение (оператор – «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга»).^[21]

Проект был реализован в два этапа.

Первый этап проекта «Сахалин-2» начался в 1996 году и предусматривал разработку Астохской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения с установкой платформы «Моликпак» (Molikpaq или ПА-А) в качестве центрального элемента производственно-добывающего комплекса «Витязь» и последующей сезонной добычей нефти. В общей сложности с 1999 по 2008 год компания добыла свыше 13,2 млн тонн нефти сорта «Витязь» – новой марки, выведенной на рынок компанией «Сахалин Энерджи».

Второй этап начался в 2003 году. На этом этапе комплексной разработки нефтяных и газовых месторождений был осуществлен переход к круглогодичной добыче нефти и газа с платформ «Моликпак» (ПА-А), «Лунская-А» (Лун-А) и «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б). Второй этап предусматривал строительство завода по производству СПГ, терминала отгрузки нефти (ТОН) на юге Сахалина, объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК), а также морских и наземных трубопроводов.^[24]

Карта схема проекта Сахалин-2
Источник: сайт Газпрома (https://www.gazprom.ru/projects/sakhalin2/)

Строительство собственно завода по производству СПГ началось в п. Пригородное в заливе Анива на острове Сахалин на севере Тихого океана в августе 2003 года. Сахалин является самым большим островом России и входит в состав Сахалинской области. Для доставки нефти и газа с северных месторождений острова к месту размещения завода, которое свободно ото льда, были построены два трубопровода, каждый протяженностью по 800км. ^[1]

Первая отгрузка с завода в п.Пригородное была произведена в конце марта 2009 года на СПГ-танкере «Grand Aniva».

В 2020 г. доля сахалинского СПГ составила более 3,2% от общемирового спроса на СПГ, около 4,6% от спроса на СПГ в АТР, около 7,9% от спроса на СПГ в Японии, около 4,7% от спроса на СПГ в Южной Корее, более 11,3% от спроса на СПГ в Тайване, более 2,4% от спроса на СПГ в Китае, более 1,6% от спроса на СПГ в Сингапуре.^[1]

Соглашения о продаже, в обеспечение сбыта будущих объемов производства СПГ

Первое соглашение о купле-продаже СПГ сроком на 20 лет было подписано 9 июня 2004 года с Kyushu Electric Power Company. Позднее, с 2005 по 2009 год, были подписаны оглашения еще с несколькими покупателями. К моменту запуска завода 18 февраля 2009 года было обеспечено покрытие контрактами 98% мощности завода.

Крупнейшими потребителями на тот момент стали СПГ:

Shell Eastern Trading	1,6 Мт/год
Kogas (Корея)	1,5 Мт/год
Tokyo Electric Power (Япония)	1,5 Мт/год
Tokyo Gas (Япония)	1,1 Мт/год
Kyushu Electric (Япония)	0,5 Мт/год
Toho Gas (Япония)	0,3 Мт/год
Hiroshima Gas (Япония)	0,2 Мт/год
Osaka Gas (Япония) ^[4]	0,2 Мт/год.

Cрок действия большинства договоров составил от 20 до 24 лет. ^[21]

Экологические претензии, роль ПАО «Газпром»

До 2007 г. основным акционером Sakhalin Energy была Shell, которой принадлежало 55 % акций (выкупленных в 2000 году у компании Marathon), на долю же Mitsui и Mitsubishi приходилось 25 % и 20 % соответственно. В декабре 2006 г. участники проекта согласились продать половину своих акций «Газпрому» за 7,45 млрд долл. США, – сделка была закрыта четыре месяца спустя. Продаже предшествовал ряд экологических претензий со стороны регуляторов.

Так, Росприроднадзор пригрозил через суд расторгнуть СРП, обвинив Sakhalin Energy в несоблюдении экологического законодательства. В свою очередь, Федеральное агентство по водным ресурсам приостановило действие 12 из 19 лицензий на водопользование компании «Старстрой», являвшейся генеральным подрядчиком строительства трубопровода, предназначенного для транспортировки газа с Лунского месторождения на севере острова до СПГ-завода, расположенного на юге. После сделки эти лицензии были восстановлены.

Претензии регуляторов снизили стоимость контрольного пакета Sakhalin Energy – накануне сделки эксперты оценивали его в 8–10 млрд долл.США. Этот же фактор стал одной из причин задержки ввода СПГ-завода в эксплуатацию: его планировалось пустить в строй в сентябре 2008 г., однако эксплуатация началась лишь в феврале 2009 г., а первый газовоз прибыл в Японию в апреле. В результате Sakhalin Energy столкнулась с риском невыполнения обязательств перед клиентами и была вынуждена закупать СПГ на стороне и поставлять покупателям в обеспечение заключенных на тот момент контрактов. Из-за разницы между законтрактованной ценой и стоимостью покупки СПГ на рынке потери компании составили 1,24 млрд долл. США. ^[21]

Вхождение «Газпрома» в проект обеспечило полномасштабную поддержку со стороны российского государства и дало возможность завершить работу по проекту и начать реализацию СПГ на тихоокеанском рынке. Более того, по иронии судьбы и воле российских властей, в декабре 2008 г. компания «Sakhalin Energy» была удостоена премии, как «лучший экологический проект года».^[22]

В 2020 г. «Сахалин Энерджи» произвела и отгрузила из порта Пригородное более 11,6 млн т СПГ, что намного превысило первоначальную мощность завода. ^[1]

Планы расширения

Фактическая мощность завода оказалась выше проектной: в 2016 г. на двух технологических линиях было произведено 10,93 млн т СПГ, которые затем были экспортированы в Японию (67,4 % объема поставок), Южную Корею (17,1 %), Китай (3 %) и на Тайвань (12,5 %). Участники проекта уже много лет обсуждают строительство третьей очереди, однако инвестиционное решение по ней пока не принято.

Меморандум о строительстве третьей технологической линии завода был подписан между Shell и Газпромом в июне 2015 г. В западной прессе, этот проект часто упоминается как Sakhalin-2 Train 3.

Проект расширения завода СПГ в Пригородном подразумевал строительство еще одной технологической линии, двух энергоблоков в дополнение к 5 уже действующим, еще одного хранилища СПГ и, возможно – еще одного компрессорного агрегата отпарного газа.^[8] Однако, дальше намерений дело не продвинулось.

Одна из причин – неопределенность ресурсной базы: газ для проекта планировалось поставлять с Южно- Киринского месторождения «Газпрома», осваивать которое невозможно без закупки оборудования для подводной добычи у норвежской Aker и американских Cameron, GE Subsea и FMC Technologies. Однако поставки такого оборудования в августе 2015 г. попали под санкции США ^[6].

Сырьем для третьей линии может стать и газ проекта «Сахалин-1», однако «Газпрому» долгое время не удавалось договориться с одним из его акционеров, НК «Роснефть», о цене поставок: «Роснефть» хотела продавать газ по экспортному нетбэку (экспортная цена минус пошлины и транспортные расходы), тогда как «Газпром» был готов покупать его лишь по тарифам ФСТ. В сентябре стороны все же пришли к консенсусу: «Газпром» согласился ежегодно поставлять 2,3 млрд куб. м газа для «Восточной нефтехимической компании» «Роснефти, а «Роснефть» пообещала передавать «Газпрому» газ «Сахалина-1» для третьей линии СПГ-завода «Сахалина-2».

Однако даже при условии разрешения проблем с сырьем третья линия СПГ-завода будет введена в строй не раньше 2023 г. – такой срок «Газпром» указал в меморандуме к мартовскому выпуску еврооблигаций. Приоритетами для компании на тот момент были газопроводы «Северный поток-2», «Сила Сибири» и «Турецкий поток». До их завершения реальных инвестиций в проект, который, по некоторым экспертным оценкам, обойдется «Газпрому» в 5–6 млрд долл. США, ждать вряд ли стоит.^[21]

Общие сведения

Эксплуатант:	Sakhalin Energy филиал компании “Сахалин энерджи инвестмент компани лтд.”
Юридический адрес:	Сахалин энерджи инвестмент компани лтд. – Бермудские острова, г. Гамильтон, эйч-эм 11, Клэрендон хаус, третий этаж Филиал компании – 693020, Сахалинская область, г. Южно-Сахалинск, ул. Дзержинского, 35
Руководство:	Главный исполнительный директор Дашков Роман Юрьевич
Официальный сайт:	http://www.sakhalinenergy.ru/ru/
Год отгрузки первого СПГ:	2009
Площадка:	Сахалинская обл., п.Пригородное
Координаты	46°37’58.0″N 142°54’52.0″E
Инвестиции, оценочно: Млрд.долларов.^[3,¹⁰^{, 25]}:	19,4 включая, помимо завода СПГ, терминал отгрузки нефти, объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК), морские и наземные трубопроводы
Структура акционерного капитала^[¹^]:	«Газпром» 50 % плюс одна акция; Shell 27,5 % минус одна акция; Mitsui 12,5 %; Mitsubishi 10 %.

Продукция:	СПГ, конденсат
Номинальная/планируемая производительность СПГ^[2]	9,6 Мт/год
Фактическая производительность СПГ ^[23]	11,6 Мт/год
Источник газа:	Пильтун-Астохское и Лунское месторождения
Год принятия ОИР:	2003
Год ввода в коммерческую эксплуатацию:	2009
Проектная организация:	Chiyoda Corporation
Генеральный подрядчик (EPC contractor):	Chiyoda Corporation + Toyo Engineering
Ключевые подрядчики / поставщики:	Shell, Saipem, НИПИГазпереработка, ХимЭнерго, Bechtel, General Electric, MAN, Eliot, Siemens, Linde Group…

Технические данные

Технология сжижения	Shell DMR
Количество технологических линий:	2
Емкость резервуарного парка / хранилища СПГ, куб.м:	200000
Основная охлаждаящая среда	Воздух
Конфигурация технологической линии	1 х 100% КА СХ1 + 1 х 100% КА СХ2

Компрессорный агрегат хладагента предварительного охлаждения (КА СХ1)

Привод компрессоров	Промышленная ГТУ GE MS7121EA DLN1 (Frame 7EA)
Компрессор СХ1	88MB6-5 (Elliott) Центробежный компрессор с радиальным разъемом корпуса
Стартер / хелпер	Обращаемый синхронный электромотор Siemens мощностью 12МВт с преобразователем LCI

Компрессорный агрегат смешанного хладагента сжижения (КА СХ2)

Привод компрессоров	Промышленная ГТУ GE MS7121EA DLN1 (Frame 7EA)
Компрессор СХ2 НД	AV71-16 (MAN Turbo) осевой компрессор
Компрессор СХ2 СД / ВД	60MB6I (Elliott) Центробежный компрессор с радиальным разъемом корпуса
Стартер / хелпер	Обращаемый синхронный электромотор Siemens мощностью 12МВт с преобразователем LCI

Основные параметры газовой турбины GE Frame 7E
в условиях ISO, топливо-природный газ

Параметры	Значение
Мощность на валу, МВт	91
КПД турбины, %	33,9
Частота вращения выходного вала номинальная, об/мин	3600

Электростанция собственных нужд

Электрогенератор	GE
Привод электрогенератора	ГТУ GE Frame 5

Компрессор отпарного газа (BOG)

Привод компрессора	Siemens
Компрессор НД	Siemens
Компрессор ВД	Siemens

Ключевые вехи реализации проекта

1975	Начаты геологоразведочные работы на шельфе Сахалина.
1984	На северо-восточном шельфе Сахалина открыто уникальное по запасам газа Лунское месторождение.
1986	На северо-восточном шельфе Сахалина открыто нефтяное Пильтун-Астохское месторождение.
1991	Объявлен международный конкурс на разработку технико-экономического обоснования (ТЭО) освоения Пильтун-Астохского и Лунского лицензионных участков.
1992	Победителем конкурса на подготовку ТЭО объявлен консорциум в составе Marathon (США), McDermott (США) и Mitsui (Япония)
	Подписано соглашение между Российской Федерацией и консорциумом о подготовке ТЭО освоения лицензионных участков проекта «Сахалин-2».
	К консорциуму присоединяются Shell (Великобритания – Нидерланды) и Mitsubishi (Япония).
1993	ТЭО проекта «Сахалин-2» утверждено Российской Федерацией.
1994	Для выполнения функций оператора проекта «Сахалин-2» консорциум создает компанию Sakhalin Energy Investment Company Limited («Сахалин Энерджи»).
	«Сахалин Энерджи» и Российская Федерация (Правительство Российской Федерации и администрациz Сахалинской области) подписывают соглашение о разделе продукции по проекту «Сахалин-2» – первое СРП в России.
1995	«Сахалин Энерджи» зарегистрировала свой филиал в Южно-Сахалинске. Он стал первым зарегистрированным в России филиалом компании со 100% иностранным капиталом.
1996	Вступает в силу Федеральный закон «О соглашениях о разделе продукции».
	«Сахалин Энерджи» получает лицензии на разработку Пильтун-Астохского и Лунского месторождений.
	Дан официальный старт проекту «Сахалин-2» в соответствии с СРП.
1997	Наблюдательный совет утверждает план освоения Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения (первый этап проекта).
	«Сахалин Энерджи» объявляет дату начала освоения Пильтун-Астохского месторождения (первый этап проекта).
	McDermott передает свою долю участия в проекте другим акционерам «Сахалин Энерджи».
	Начаты исследования охотско-корейской популяции серых китов на сахалинском шельфе.
1998	От трех ведущих международных кредитно-финансовых организаций получено первое в Российской Федерации проектное финансирование.
	Утверждено технико-экономическое обоснование (ТЭО) первого этапа проекта.
	На Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения установлена первая в России морская платформа для бурения и добычи ледового класса Molikpaq (PA-A).
1999	Вступает в силу Федеральный закон «О внесении в законодательные акты Российской Федерации изменений и дополнений, вытекающих из Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции».
	Начата добыча нефти с платформы Molikpaq.
	Начаты экспортные поставки сахалинской нефти в страны азиатско-тихоокеанского региона.
2000	Подписав договор с компанией «Марафон» об обмене активами, «Шелл» становится главным акционером «Сахалин Энерджи».
2001	Наблюдательный совет утверждает комплексный план освоения Пильтун-Астохского и Лунского месторождений (второй этап проекта).
2002	«Сахалин Энерджи» разрабатывает и представляет ТЭО комплексного освоения месторождений по второму этапу проекта.
2003	Дан официальный старт второму этапу освоения по проекту «Сахалин-2».
	Заключены первые долгосрочные договоры на поставку сжиженного природного газа (СПГ) с японскими энергетическими компаниями.
	Утверждено ТЭО второго этапа проекта.
	Присуждены основные контракты на проектирование, материально-техническое снабжение и строительство объектов второго этапа проекта «Сахалин-2».
2004	Начато строительство транссахалинской трубопроводной системы.
	«Сахалин Энерджи» заключает договор о поставках СПГ на Западное побережье Северной Америки.
	Для перевозки СПГ подписаны договоры о долгосрочном фрахте трех судов новой постройки с двумя российско-японскими консорциумами судовладельческих компаний
	«Сахалин Энерджи» инициирует создание группы независимых экспертов по серым китам.
2005	«Сахалин Энерджи» переносит трассу морских трубопроводов, отдалив ее от зоны нагула серых китов.
	«Сахалин Энерджи» заключает договор о поставках СПГ в Южную Корею.
	На Лунском месторождении и Пильтунcком участке Пильтун-Астохского месторождения установлены первые в России железобетонные основания гравитационного типа для морских платформ.
2006	«Сахалин Энерджи» проводит уникальную операцию по установке верхней части строения морской платформы «Лунская-А» (Lun-A).
	Завершено строительство причала для отгрузки СПГ.
	Весь объем будущей продукции двух технологических линий завода СПГ (9,6 млн тонн СПГ в год) законтрактован на основе долгосрочных контрактов покупателями в Японии, Южной Корее и Северной Америке.
2007	Крупнейшая российская компания ОАО «Газпром» становится главным акционером «Сахалин Энерджи».
	Еще одним мировым рекордом компании стала операция по установке на шельфе верхней части строения платформы «Пильтун-Астохская Б» (ПА-Б).
	Начинаются пусконаладочные работы. Завезена партия СПГ, необходимая для запуска завода (пусконаладочная пратия).
	Два танкера-газовоза, построенные в Японии для перевозки сахалинского СПГ, получают имена «Гранд Елена» и «Гранд Анива».
2008	Третьему газовозу, также построенному в Японии, присваивается имя «Гранд Мерея».
	Распоряжением российского правительства порт Пригородное открыт для захода иностранных судов.
	«Сахалин Энерджи» подписывает договор о проектном финансировании второго этапа с Японским банком международного сотрудничества (ЯБМС) и международным консорциумом коммерческих банков. Это рекордное по объему проектное финансирование для проекта, осуществляемого в России.
	Министр природных ресурсов Российской Федерации Ю. П. Трутнев вручает «Сахалин Энерджи» премию «Экологический проект года».
	Комитетом Совета Федерации по делам Севера и малочисленных народов признал «Сахалин Энерджи» лучшим примером социальной ответственности бизнеса.
	«Сахалин Энерджи» приступает к круглогодичным экспортным поставкам нефти через новый терминал отгрузки нефти в порту Пригородное.
2009	первый в России завод по крупнотоннажному производству СПГ открыт.
	Покупателям отгружена первая партия СПГ.
2012	Отгружена 500-я партия сахалинского СПГ
2014	Произведено 50 млн тонн СПГ, начиная с момента запуска в марте 2009 года.
2015	«Газпром» и Shell подписали Меморандум по реализации проекта строительства третьей технологической линии СПГ-завода в рамках проекта «Сахалин-2»
	«Сахалин Энерджи» отгрузила 400-ю партию нефти и 1000-ю партию СПГ с производственного комплекса «Пригородное».
2018	В июне 2018 года «Сахалин-2» отгрузил 1500-ю партию СПГ.

Долгосрочные контракты на покупку СПГ

Покупатель	Объем, Мт/год	Сроки		Условия поставки
CPC	0,75	2017	2022	DES
Gazprom Global LNG	1	2009	2028	DES
Hiroshima Gas	0,21	2008	2028	FOB
JERA	1,5	2009	2029	FOB
JERA	0,5	2011	2026	DES
KOGAS	1,5	2008	2028	FOB
Kyushu Electric	0,5	2009	2031	DES
Osaka Gas	0,2	2008	2031	FOB
Saibu Gas	0,065	2014	2027	DES
Shell	1	2009	2028	DES
Toho Gas	0,5	2009	2033	DES
Tohoku Electric	0,42	2010	2030	FOB
Tokyo Gas	1,1	2009	2031	FOB
Всего	9,245

По состоянию на декабрь 2020 года ^[26]

Важные факты

Сахалин-2 построен в зоне с высокой сейсмической опасностью и неблагоприятными субарктическими условиями. Чтобы сделать проект Сахалин-2 сейсмоустойчивым, потребовались значительные инженерные инновации. Береговые и морские платформы спроектированы таким образом, чтобы выдерживать нагрузки, вызванные землетрясениями, путем использования опор скользящего типа. Проект является пионером в использовании механизма колыбели (маятниковых подшипников скольжения) между верхними частями платформы (весом в 28000 тонн) и укрепленными бетоном основаниями для обеспечения безопасной эксплуатации морских платформ. В случае землетрясения опоры позволяют плавно раскачивать верхние строения на шарнирах, тем самым предотвращая разрушение всей конструкции. Такая технология была использована в нефтегазовой отрасли впервые.^[2]
В проекте Сахалин-2 впервые применена технология сжижения двойного смешанного хладагента (DMR) компании Shell. Эта технология была выбрана для повышения эффективности производства в особенно холодные Сахалинские зимы, когда температуры часто опускаются до -35°C. Завод, использующий технологию DMR, требует на 6–9% меньше энергии в технологическом цикле по сравнению с другими подобными заводами, что несет выгоду, снижая удельное энергопотребление.
Завод СПГ был построен на участке площадью 490 га в поселке Пригородное, залив Анива, в 13 км к востоку от г. Корсаков. На объекте есть два резервуара для хранения СПГ емкостью 100 000 м3, при этом СПГ отгружается с 805-метрового причала в заливе Анива оборудованного двумя загрузочными рукавами и одним – для возврата отпарногогаза.^[10]
В 2007 году Газпром и акционеры компании Сахалин Энерджи (Royal Dutch Shell, Mitsui & Co. и Mitsubishi Corporation), эксплуатирующей проект Сахалин-2, подписали договор купли-продажи, по которому Газпром приобрел долю в размере 50% плюс одна акция в Сахалин Энерджи.^[12]
Завод СПГ вышел на полную мощность в 2014 году и впоследствии превысил годовой проектный объем производства, произведя более 10 млн. тонн сжиженного природного газа. С тех пор он продолжил наращивание производства и произвел 10,93 миллиона тонн в 2016 году и 11,49 миллиона тонн в 2017 году, что является самым высоким показателем с 2009 года.^[14]
Оптимизация производственной системы и модификация криогенных теплообменников на двух линиях сжижения привели к увеличению установленной производственной мощности на 12,5%. Также, установка ветровых перегородок вокруг воздухоохладителей двух линий СПГ в рамках модификаций в 2017 году помогла снизить влияние потоков горячего воздуха, вызванных боковым ветром, на процесс охлаждения, что привело к ежегодному увеличению производства СПГ на 0,5% с наибольшим результатом в летние месяцы.^[14]
26 марта 2017 года в результате аварии с утечкой газа завод приостановил работу, хотя утечка была локализована.^[15]
Долгожданное расширение Сахалина вступило в силу, когда Газпром и Shell подписали соглашение о начале строительства третьей линии мощностью 5,4 Мт/год в июне 2015 года. Проектно-изыскательская работа (FEED), порученная Shell Global Solutions International и российскому проектному институту «Гипрогазцентр», близилась к завершению между 2016 и 2017 годами, но ее судьба по-прежнему завязана на вопрос об источнике сырьевого газа. Среди возможных источников газа называются месторождения НК Роснефть-ExxonMobile и Южно-Киринское. ^[18]
В июле 2005 года экологи подали петицию об оценке воздействия Сахалин Энерджи на окружающую среду. Хотя апелляция была поддержана судом и завершена в ноябре 2005 года, Всемирный фонд дикой природы (WWF) выразил обеспокоенность сокращением популяции серых китов, регулярными разливами нефти, гибелью птиц, загрязнением воды и другими проблемами, связанными с заводом.^[17]