Газ спг расшифровка: СПГ — что это такое? Расшифровка, определение, перевод
Что такое СПГ – Газпром СПГ технологии
Сжиженный природный газ (СПГ) — природный газ, преимущественно метан, переведенный в жидкое состояние путем конденсации при криогенных температурах. При атмосферном давлении температура конденсации природного газа составляет порядка −161,5 °С. В процессе сжижения природного газа происходит уменьшение его объема ориентировочно в 600 раз. СПГ представляет собой нетоксичную жидкость с относительно высокой массовой теплотой сгорания.
Производство СПГ
Малотоннажное производство СПГ осуществляется на комплексах по сжижению природного газа (КСПГ), предназначенных для приёма из газотранспортной системы, коммерческого учёта, предварительной подготовки и осушки природного газа, сжижения природного газа и дальнейшего отпуска СПГ потребителю. Типовая производительность малотоннажных КСПГ в среднем составляет менее 10 т/ч СПГ.
Существуют различные технологии производства СПГ, на территории РФ функционируют КСПГ, работающие по циклам высокого давления с применением компрессора и холодильной машины; среднего давления с применением турбодетандерных агрегатов; полного сжижения с внешним закрытым азотным циклом.
С учетом особенностей газотранспортной системы России, в частности наличием газораспределительных станций с большим перепадом входного и выходного давлений, перспективным является устройство КСПГ на ГРС по циклу среднего давления с применением турбодетандерных агрегатов.
Природный газ поступает на КСПГ по отводу от газопровода высокого давления, расположенному до объекта редуцирования газа. Производится коммерческий учет расхода газа через КСПГ, его фильтрация от механических примесей и отделение капельной жидкости. Далее газ поступает в блок комплексной очистки, где происходит удаление воды, диоксида углерода и других примесей перед подачей газа в технологическое оборудование.
Очищенный газ последовательно охлаждается в теплообменных аппаратах криогенного блока, дросселируется и направляется в сепаратор, где происходит разделение полученной парожидкостной смеси. Часть природного газа пропускается через детандерные агрегаты, где газ совершает работу на лопатках турбины, которая может быть использована для генерации электроэнергии на собственные нужды; при расширении газ охлаждается, и его холод рекуперируется в блоке сжижения.
Принципиальная блок-схема работы КСПГ по циклу с применением турбодетандеров
Особенностью выбранной технологии является необходимость наличия потребителя газа низкого давления для осуществления сброса неожиженной в технологическом процессе части газа. К преимуществам данной технологии относятся низкие эксплуатационные расходы КСПГ, минимальное энергопотребление основного технологического блока и энергетическая автономность за счет генерации энергии на собственные нужды.
Сферы применения СПГ
Существуют различные направления использования СПГ:
В качестве газомоторного топлива на крио-АЗС и экипировочных пунктах. КПГ, получаемый путем регазификации СПГ, является наиболее востребованным ресурсом для легкового автотранспорта и с/х техники, а СПГ – для пассажирского и грузового авто-, ж/д- и водного транспорта.
В качестве топлива энергоустановок предприятий и отдельных объектов энергетики, топлива хозяйственно-бытовых нужд населения. Для автономной газификации потребителей СПГ доставляется до СПХР (систем приема, хранения и регазификации), где проходит через процесс регазификации перед дальнейшей подачей по трубопроводам.
Отдельно необходимо отметить потенциал СПГ в качестве источника:
Тепловой энергии при сжигании топлива;
Холода, который может быть рекуперирован для хозяйственных нужд;
Электрической энергии, которая может быть получена при производстве СПГ на перепаде давления газа и при его регазификации.
Преимущества СПГ перед традиционными видами топлива
СПГ имеет ряд коммерческих, экологических и энергетических преимуществ перед традиционными видами топлива при применении как в качестве моторного топлива, так и топлива энергоустановок.
Более высокие показатели массовой низшей теплоты сгорания топлива и коэффициент полезного действия энергетического оборудования
Снижение количества вредных выбросов в атмосферу
Меньшая стоимость топлива и экономия на топливных затратах
Увеличение срока службы оборудования вследствие чистоты топлива
Перспективы использования СПГ в качестве моторного топлива на транспорте
Ж/Д транспорт
Грузовой транспорт
Общественный транспорт
Речной транспорт
Эксплуатационные преимущества СПГ по сравнению с мазутом в качестве котельного топлива
Уменьшение энергетических затрат на разогрев и рециркуляцию мазута
Сокращение эксплуатационных расходов на сложное топливное хозяйство
Повышение уровня автоматизации технологических процессов и автономности производственных объектов
Сокращение негативного влияния топлива на активность процессов коррозии и эрозии оборудования
Отсутствие необходимости очистки камер сгорания, горелок, дымовых труб
Секретный Проект «Газпрома» Что такое СПГ и зачем он российским газовикам: Ресурсы: Экономика: Lenta.
ruМировое производство сжиженного природного газа развивается стремительными темпами. За последние 40 лет объемы продаж СПГ выросли в 110 раз и, как прогнозируется, будут увеличиваться на семь процентов ежегодно в последующие десять лет. Рынок развивается стремительно, но для России он относительно новый — большая часть экспортного газа доставляется до потребителей трубопроводами. В перспективы СПГ верят даже в «Газпроме», причем у российского газового монополиста на этом рынке появились конкуренты.
Сжиженный природный газ (СПГ) — это природный газ, сжиженный путем охлаждения до температуры минус 161,6 градуса по Цельсию. В итоге из 600 кубометров природного топлива получается один кубометр сжиженного. СПГ производится на специальных терминалах (заводах), которые располагаются в портах. С терминалов топливо закачивается в газовозы и отправляется в путешествие по морю. В пункте прибытия СПГ подвергается регазификации (процесс, обратный сжижению) и закачивается в трубопроводы, которые поставляют топливо конечному потребителю.
Основными преимуществами СПГ являются удобство хранения и транспортировки, а также возможность доставки в любую точку мира, если там есть регазификационный терминал. Принципиальным его недостатком являются возможность срывов поставок и большие затраты на строительство терминалов и газовозов. Впрочем, это достаточно спорный вопрос — сейчас нет возможности оценить, что дешевле: строить трубопроводы или СПГ-терминалы. В каждом конкретном случае инвесторы взвешивают все «за» и «против», после чего выбирают вариант поставок.
Например, для Японии — крупнейшего импортера СПГ в мире — сжиженный газ пока является безальтернативным источником поставок топлива. Токио пытается договориться с РФ о строительстве трубопровода, но российские газовики пока отказываются от проекта, ссылаясь на высокую сейсмическую активность в регионе.
Установка по сжижению природного газа
Изображение: Пресс-служба ОАО «Национальные газовые технологии»
СПГ-технологии почти не развивались до 60-х годов прошлого века, но с 1970 по 2011 годы продажи сжиженного газа в мире выросли с трех миллиардов до 331 миллиарда кубометров в год.
Как ожидается, до 2020 года продажи СПГ будут расти на семь процентов в год. По данным банка Jefferies, за прошедшее десятилетие спрос на этот вид топлива вырос вдвое. В консалтинговой компании Eurasia Group считают, что мощности по производству СПГ вырастут с 372,5 миллиарда до 705 миллиардов кубометров в год.
Сжиженный газ позволяет подключить к рынку новых игроков, которые находятся далеко от потребителей. Сейчас крупнейшим экспортером СПГ является Катар. Первый его газовоз покинул порт на Ближнем Востоке в 1997 году; уже через девять лет страна обошла по объемам экспорта СПГ прежних лидеров — Индонезию, Малайзию и Алжир. Сейчас на Катар приходится около четверти мировых поставок СПГ (более 100 миллиардов кубометров в год). Впрочем, арабская страна рискует в скором времени утратить лидерство. Ее крупнейшему конкуренту — Австралии — пророчат мощный рывок: материковое государство может резко увеличить экспорт сжиженного газа и обойти Катар к 2020 году.
Несмотря на стремительный рост СПГ-индустрии, доля сжиженного газа пока не превышает десяти процентов от глобального спроса на газ, а импортом СПГ занимаются всего около двух десятков стран.
Тем не менее инвесторы во всем мире признают, что вкладываться в строительство соответствующей инфраструктуры можно и нужно. Развивается отрасль, хоть и со скрипом, в том числе и в России. Большинство СПГ-проектов в стране пока существуют лишь в планах, и точно неизвестно, когда именно они будут реализованы.
Сейчас в России работает только один СПГ-завод, построенный в рамках проекта «Сахалин-2», оператором которого является Sakhalin Energy Investment Company. Контрольный пакет акций этой компании принадлежит «Газпрому», хотя изначально проект разрабатывали иностранцы: Shell и японские Mitsui (12,5 процента) и Mitsubishi (10 процентов). Российская монополия вошла в «Сахалин-2» в 2006 году, а уже через три года на нем начал работу СПГ-завод. В 2010-м он вышел на проектную мощность в десять миллионов тонн в год (впоследствии мощность планируется нарастить в полтора раза). Около 65 процентов сахалинского СПГ покупает Япония, остальные объемы поставляются в Северную Америку и Южную Корею.
Еще один СПГ-терминал монополия планирует построить во Владивостоке к 2018 году. Его мощность, как ожидается, также составит десять миллионов тонн топлива в год. Газ с владивостокского завода будет поставляться в Азиатско-Тихоокеанский регион.
Танкер Cygnus Passage на терминале по отгрузке газа первого в России СПГ-терминала (проект «Сахалин-2»)
Фото: Сергей Красноухов / РИА Новости
Если «Газпром» рассматривает СПГ-рынок как еще одну дополнительную возможность расширения экспортных поставок, то для его российских конкурентов развитие сжиженного газа может стать своеобразным «глотком свободы». Дело в том, что сейчас в России действует монополия на экспорт газа: все добывающие компании должны сдавать газ «Газпрому», который по своим трубопроводам доставляет его зарубежным потребителям.
В схеме с СПГ экспортная монополия теряет смысл, ведь никаких газопроводов для доставки газа не нужно. Следовательно, производители газа могут получить от СПГ дополнительную выгоду, начав конкурировать с «Газпромом» вне страны.
И хотя решений по частичной отмене монополии в правительстве пока не приняли, очевидно, что так или иначе конкурентам «Газпрома» возможность продавать газ самостоятельно дадут. Тем более что лоббированием этого вопроса занимается бывший вице-премьер, а ныне руководитель «Роснефти» Игорь Сечин.
Именно государственная «Роснефть» может стать конкурентом «Газпрома» на рынке СПГ. Нефтекомпания намерена построить завод по сжижению газа на Дальнем Востоке. По информации РИА Новости, терминал планируется возвести в порту Де-Кастри в Хабаровском крае, на берегу Татарского пролива. Глава компании Игорь Сечин заявлял, что мощность первой из трех очередей завода составит пять миллионов тонн в год, а его строительство необходимо завершить к 2019 году.
Другим конкурентом «Газпрома» является «Новатэк», который планирует совместно с Total построить завод по сжижению газа на Ямале ; французской компании принадлежит 20 процентов проекта. Терминал мощностью 16,5 миллиона тонн топлива в год будет сжижать газ с Южно-Тамбейского месторождения.
Раньше «Новатэк» и «Газпром» планировали работать на Ямале вместе. Два года назад конкуренты договорились о создании двух СП по разработке своих месторождений на Ямале и Гыдане. В рамках СП на Ямале планировалось организовать производство СПГ. В «Новатэке» отмечали, что проект ведется отдельно от совместного с французами «Ямал СПГ». В конце апреля этого года глава независимого производителя Леонид Михельсон заявил, что переговоры по СП с «Газпромом» нельзя назвать продуктивными. Представитель концерна Сергей Куприянов рассказал 25 апреля, что госкомпания рассчитывала получить 50 процентов, но «Новатэк» хотел оставить контроль за собой. По его словам, сотрудничество заморожено.
Возможно, именно под воздействием неудачи с «Новатэком», с одной стороны, и в связи с активными СПГ-планами «Новатэка» и «Роснефти» — с другой, «Газпром» решил, что и ему необходимо активизироваться в этой сфере. 23 мая глава концерна Алексей Миллер заявил, что в ближайшее время компания намерена заявить о «принципиально новом» российском СПГ-проекте.
Деталей он не уточнил, но СМИ выяснили, что речь идет о возврате к планам строительства СПГ-терминала в порту Приморск (Ленинградская область).
Построить терминал в Приморске планировалось еще в 2004 году. Совместное предприятие «Газпрома» и судоходной компании «Совкомфлот» получило 270 гектаров земли под строительство завода. В 2007 году проект, названный Baltic LNG, признали нерентабельным, и «Газпром» отказался от него в пользу Штокмановского месторождения, судьба которого впоследствии оказалась под вопросом. В 2011 году новым собственником Baltic LNG стал «Сибур»; в 2013 году компания ликвидировала проект по неизвестным причинам.
Схема проекта «Сахалин-2»
По информации «Коммерсанта», «Газпром» решил реанимировать Baltic LNG в расчете на захват доли европейского СПГ-рынка, где пока лидирует Катар. Проект может принести «Газпрому» не только денежную выгоду, но и моральное удовлетворение — с его помощью российская компания может заставить работать на себя нормы Третьего энергопакета, направленного как раз против концерна.
В соответствии с этим соглашением владельцы газопроводов должны предоставить доступ к ним третьим лицам. Энергопакет распространяется и на терминалы по регазификации, на которые, в свою очередь, может претендовать «Газпром».
Очевидно, что направлять сжиженный газ российской монополии имеет смысл в те страны, которые он не охватывает газопроводами, то есть речь идет, прежде всего, о Великобритании и части стран Южной Европы. Однако на юге «Газпром» планирует построить «Южный поток» (он, правда, не дойдет до Португалии и Испании), а к Великобритании хочет тянуть одну из ниток «Северного потока». Как коррелируют планы по строительству СПГ-завода и газопроводов, пока неизвестно.
В 2011 году РФ заняла восьмое место по объему экспорта сжиженного газа с долей в четыре процента. Если российским компаниям удастся выполнить намеченные планы, к 2020 году СПГ-мощности в РФ составят почти 57 миллионов тонн в год (76 миллиардов кубометров), то есть экспорт увеличится многократно, а СПГ займет существенную долю от всего экспорта газа.
На пути СПГ может встать только время: если конкуренты России на мировом рынке введут в строй свои СПГ-мощности раньше, а США решатся на массовый экспорт топлива, для российского газа может попросту не остаться места.
Расшифровка цен на природный газ в Индии
Вопрос ценообразования на газ между правительством Индии и Reliance Industries, вынесенный на публичные дебаты Арвиндом Кейривалом, бывшим главным министром Дели, показывает, насколько сложно разработать справедливую архитектуру ценообразования для жизненно важные энергетические ресурсы, такие как газ.
В основе проблемы лежит давно известная дилемма для политиков: привязать ли цены на газ к «расчетной» цене, установленной нашим правительством или частными индийскими участниками, или привязать ее к международной рыночной цене.
В настоящее время в Индии используются оба метода. Цена на газ в рамках Механизма регулируемого ценообразования (APM), устанавливаемая правительством и используемая секторами энергетики и удобрений, является примером «оценочной» цены, в то время как цена, которую индийские компании платят за импортируемый газ, является примером рыночной цены.
К сожалению, ни одна из моделей точно не отражает физический рынок – фактический спрос и предложение – природного газа в Индии.
Это потому, что «расчетные» цены несут в себе искажения. «Расчетная» цена APM, установленная правительством, намеренно поддерживается на низком уровне для бедных, которые получают выгоду от субсидируемых тарифов. Такие оценки были основаны на сложном методе «затраты плюс», который добавляет стоимость сырья, производства, распределения и маркетинга. Частные компании также «оценивали» цены в прошлом, когда участвовали в государственных тендерах на разведку газа или искали покупателей на добытый газ. [1] Это в конечном итоге также оказалось неустойчивым.
У этого метода есть две проблемы: во-первых, нет возможности проверить уместность или точность, поскольку процессы установления цен непрозрачны. Во-вторых, это создает возможность для вмешательства государства или частного собственника на всех уровнях, а также для коррупции, поскольку оценки субъективны.
Другой метод заключается в привязке цен на природный газ в Индии к международному рынку, в частности, к эталонным показателям США, Великобритании, Японии и таких стран, как Катар и Австралия. Контрольные точки США и Великобритании — Генри-хаб и Национальная точка баланса соответственно — определяются их местными газовыми биржами, цены которых включают не только стоимость сырья, производства, распределения и маркетинга, но и сложные входные данные с финансовых рынков, таких как как объем, спекуляции, хеджирование, валютные риски, геополитические события. Ориентир для Японии — Japan Custom Cleared или JCC — основан на международных ценах на сырую нефть. Наши собственные контракты на импорт газа, такие как контракты с Катаром и Австралией, основаны на JCC.
Хотя это и прозрачный процесс, международная цена, привязанная к рынку, имеет свои ограничения для Индии. Поскольку ставки на газ частично зависят от цен на сырую нефть, на них напрямую влияет волатильность мировых рынков сырой нефти.
Эти ограничения, связанные с международными рыночными ценами, в сочетании с нашими собственными неэффективными внутренними оценками, которые в настоящее время подвергаются тщательному анализу на предмет коррупции, делают оценку цен в Индии в лучшем случае неоптимальной.
Ценообразование на газ RIL KG-D6 представляет собой интересный пример того, как цены колебались между двумя моделями. Цена в 2,34 доллара за миллион БТЕ, предложенная компанией Reliance Industries Мукеша Амбани в 2006 году для продажи газа Reliance Natural Resources Limited (RNRL) брата Анила Амбани, не была принята правительством, хотя это была та же цена, которую RIL использовала для победы в тендере. NTPC инициировал ранее. [3] Правительство заявило, что цена не была «рыночной» ценой для RNRL. [4]
Для справедливости цены были привязаны к международным ценам на сырую нефть. Это привело к пересмотру цены на RIL в размере 4,2 доллара за мбте и в конечном итоге была принята Нью-Дели в 2007 году.
на рынках США, Великобритании и т. д. для наших игроков из частного и государственного секторов. Это было сделано на основе рекомендаций комитета 2012 года, возглавляемого Ч. Рангараджан, председателем Экономического консультативного совета при премьер-министре. Цель состоит в том, чтобы стимулировать внутреннюю разведку и ценообразование с еще большей прозрачностью. [6] Эти новые цены должны вступить в силу для всех новых контрактов, начиная с апреля 2014 года. [7]
| Фаза | Отчет | Модели ценообразования и распределения прибыли |
| До 1999 г. | Пред-NELP | Расчетная цена : Административная цена, установленная правительством ( например, PMT газа для энергетического сектора ) Рыночные цены : Привязаны к мировым ценам на сырую нефть ( например, Panna-Mukta Tapti gas to GAIL ) Распределение прибыли 1 : Только роялти + налог |
| 1999-2012 | НЭЛП | Расчетная цена : Через конкурентные торги «на расстоянии вытянутой руки» (например, газ RIL для NTPC). Кроме того, административные цены продолжаются. Ценообразование, привязанное к рынку |
| Комитет Рангараджан | Итоговый отчет за 2012 г. | Расчетное ценообразование: < Снято с производства> Рыночное ценообразование : Привязано к международным биржевым ценам в США, Великобритании, Японии и ценам импорта из Катара, Нигерии и т. д. выручка (со старта) |
| Комитет Келкар | Предварительный отчет за 2013 г. | Расчетная цена: <Вероятно, производство будет снято с производства> Цены, привязанные к рынку : Рекомендации по выходу на рынок Участие в прибылях : Роялти + налог + часть прибыли (после возмещения затрат производителем) |
*NELP – Национальная политика разведки и лицензирования
По совпадению, контракт RIL KG-D6 также подлежит досрочному пересмотру в том же месяце – апреле 2014 г.
[8] Если используются нормы, Reliance тоже выиграет и будет продавать свой газ примерно по $8,4/млн БТЕ. [9]
Именно против этого повышения цен выступили Постоянный комитет по финансам и партия Аам Аадми. Оба требуют убедить RIL добывать газ и продавать газ по заранее пересмотренной цене. [10]
Комитет Рангараджан также рекомендовал изменить контракты о распределении прибыли на модель распределения доходов в начале добычи, чтобы предотвратить рост затрат на разведку и потерю последующего дохода для правительства. По этому показателю RIL будет получать 8 долларов за миллион БТЕ, что вдвое превышает текущую ставку.
Чтобы добавить путаницы, новый комитет, сформированный в начале 2013 года под руководством Виджая Келкара, уже отклонил выводы Комитета Рангараджан о распределении прибыли и, вероятно, отменит рекомендации, когда он представит свой окончательный отчет позже в 2014 году. [11]
Такова уклончивость и неуверенность в ведении бизнеса в Индии. Хуже того, без стимулирования бизнеса к отечественной добыче газа мы будем продолжать зависеть от импорта.
Поэтому для Индии крайне важно найти решение, отражающее наш собственный бизнес и рыночные реалии, а также покупательские способности потребителей. Сейчас самое подходящее время, поскольку в мае в Дели должно состояться новое правительство, разработать и внедрить политическую архитектуру, отражающую нашу конкретную экономическую структуру.
Оптимальный ответ — разработать собственную архитектуру оценки цен, как на Западе. Например, в США есть собственная добыча нефти и газа, а также связанные с ними структуры — контрольная точка West Texas Instrument для нефти и Henry Hub для газа, — которые отражают их собственный внутренний рынок и экспорт. Это также будет означать разработку процесса оценки цен, основанного на рупиях, который до сих пор не был всесторонне проверен или широко не поощрялся.
Однако Индии трудно достичь такого уровня сложности в одиночку, потому что наша разведка газа, транспортировка и поддерживающие финансовые рынки остаются недостаточно развитыми.
Инициативы транснациональных газопроводов, такие как ТАПИ (Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия), которые могли бы помочь в разработке альтернативного ценового сигнала для Индии, развивались черепашьими темпами.
Даже страны с развитой экономикой Японии, Кореи и Китая столкнулись с трудностями при разработке архитектуры ценообразования на газ внутри страны, полагаясь вместо этого на простую, привязанную к рынку ставку, привязанную к мировым ценам на сырую нефть, как это также пыталась сделать Индия. Несмотря на то, что Азия является самым быстрорастущим рынком природного газа в мире [12], более 80% торговли природным газом в Азии связано с мировыми ценами на нефть. [13] Региону не хватает единства и, следовательно, веса, чтобы вести совместные переговоры о конкурентоспособной ставке, тем самым платя более высокую «азиатскую премию» [14] за свою энергию.
В регионе предпринимаются определенные усилия. В 2010 году Китай запустил рынок спотовой торговли СПГ для внутреннего потребления.
Объем и использование постепенно увеличивались, что свидетельствует о приверженности рыночным ценам. [15] Ожидается, что Япония запустит рынок фьючерсов на газ в апреле 2014 года.
Индия может возглавить региональную инициативу по разработке архитектуры ценообразования с другими странами-потребителями и, таким образом, использовать наш огромный ежегодный импорт нефти и газа ( Только на Азию приходится 70% мирового рынка сжиженного природного газа). Сделан небольшой шаг. В сентябре 2013 г. Индия и Япония, сильно зависящие от импорта энергоносителей, подписали соглашение о работе над «рационализацией цен на СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе» и «созданием рыночной среды, которая позволила бы осуществлять эффективные, стабильные и конкурентоспособные на глобальном уровне закупки СПГ». ” – своего рода бенчмарк Генри Хаба, подходящий для крупных стран-потребителей [16]. Это будет способствовать развитию процесса оценки цен в рупиях – концепция, которая еще не была всесторонне протестирована.
В случае успеха такая инициатива может быть расширена за счет включения других крупных импортеров, таких как Корея и Китай, которые борются с теми же проблемами.
Но до тех пор мы будем путаться с неоптимальными решениями.
Акшай Матур является руководителем отдела исследований в Gateway House: Индийский совет по глобальным отношениям.
Эта статья была написана специально для Gateway House: Индийский совет по глобальным отношениям. Вы можете прочитать больше эксклюзивного контента здесь .
По вопросам интервью с автором или разрешения на повторную публикацию обращайтесь по телефону [email protected] .
© Copyright 2014 Gateway House: Индийский совет по глобальным отношениям. Все права защищены. Любое несанкционированное копирование или воспроизведение строго запрещено.
Ссылки и примечание:
1. Не все формулы ценообразования, используемые в этих соглашениях, являются общедоступными, но ценообразование должно осуществляться на расстоянии вытянутой руки, то есть без сговора или влияния
2. Равичандран, К. (2013). Повышение цен на газ: анализ последствий. Повышение цен на газ: анализ последствий , 02. Получено с http://www.icra.in/Files/ticker/Gas Price Hike Impact Analysis.pdf
3. METIS Energy Consulting. (н.д.). Цены на газ в Индии: анализ методологии и подверженности международным рискам, 07.
4. Рангараджан, К. Правительство Индии, Комитет по механизму PSC в нефтяной промышленности. (2012). Доклад комитета по механизму соглашений о разделе продукции в нефтяной промышленности, 89 . Получено с веб-сайта: http://eac.gov.in/reports/rep_psc0201.pdf
5. Rangarajan, C. Правительство Индии, Комитет по механизму PSC в нефтяной промышленности. (2012). Доклад Комитета о механизме соглашений о разделе продукции в нефтяной промышленности .
Получено с веб-сайта: http://eac.gov.in/reports/rep_psc0201.pdf
6. Министерство нефти и природного газа, (2013 г.). Новые правила ценообразования на газ: «Готовый расчет» (97051). Получено с веб-сайта: http://pib.nic.in/newsite/erelease.aspx?relid=97051
7. Арамане, Г. Министерство нефти и природного газа, (2014 г.). Руководство по внутренним ценам на природный газ (O-22011/3/2012 ONG-V). Получено с веб-сайта: http://eac.gov.in/reports/rep_psc0201.pdf
8. Правительство Индии, Экономический консультативный совет при премьер-министре. (2012). Отчет комиссии по механизму соглашений о разделе продукции в нефтяной промышленности, 101 . Получено с сайта Экономического консультативного совета на веб-сайте премьер-министра: http://eac.gov.in/reports/rep_psc0201.pdf
9. Эбингер, К., и Аварсала, Г. (2013). Природный газ в Индии: трудные решения. The Geopolitics of Natural Gas, 18. Получено с http://belferce 
edu/files/CES
10. Sinha, Y. Ministry финансов, правительство Индии, Постоянный комитет по финансам. (2013). Экономические последствия пересмотра цены на природный газ (74). Получено с веб-сайта: http://www.prsindia.org/administrator/uploads/general/1378107940~~SCRS о влиянии пересмотра цен на природный газ.pdf
11. Правительство Индии, Министерство нефти и природного газа. (2013). Доклад комитета по дорожной карте по снижению импортозависимости в углеводородном секторе к 2030 году, часть I, 22 . Получено с веб-сайта Министерства нефти и природного газа: http://petroleum.nic.in/kelkar.pdf
12. Кейт В., Варро Л. и Корбо А. Международное энергетическое агентство, (2013). Developin g Центр торговли природным газом в A sia, 12 . Получено с веб-сайта Международного энергетического агентства: http://www.iea.org/media/freepublications/AsianGasHub_WEB.pdf
13. Кейт В., Варро Л.
и Корбо А. Международное энергетическое агентство, (2013 г.) . Developin g Центр торговли природным газом в A sia, 75 . Получено с веб-сайта Международного энергетического агентства: http://www.iea.org/media/freepublications/AsianGasHub_WEB.pdf
14. (2013). Дискуссионный документ по переходу на более чистую систему электроснабжения с использованием традиционных источников в качестве мостовых технологий – исследование систем , (2013). Developin g Центр торговли природным газом в A sia, 59 . Получено с веб-сайта Международного энергетического агентства: http://www.iea.org/media/freepublications/AsianGasHub_WEB.pdf
16. Правительство Индии, Информационное бюро прессы (2013 г.). Совместное заявление о совместном исследовании СПГ Японии и Индии по ценообразованию на рынке Азиатско-Тихоокеанского региона в Токио . Получено с веб-сайта Бюро информации для прессы: http://pib.nic.in/newsite/PrintRelease.aspx?relid=99206
ПОМЕЧЕНО: Партия Аам Аадми, Генри Хаб, Национальная точка баланса, NTPC, Комитет Рангараджан, Reliance Natural Resources Лимитед, RIL KG-D6
Расшифровка водородной радуги | Wood Mackenzie
Голубой водород
Голубой водород в основном производится из природного газа в процессе, называемом паровым риформингом (когда газ встречается с паром и создает водород).
Этот процесс также создает углекислый газ, что отличает его от зеленого водорода.
Поскольку голубой водород — это просто «низкоуглеродный» водород, улавливание и хранение углерода (CCS) имеет важное значение. Синий водород значительно дешевле в производстве, чем зеленый, в таких странах, как США и Канада, которые в настоящее время имеют дешевый природный газ, хотя ожидается, что это изменится, поскольку цены на возобновляемые источники энергии продолжают снижаться.
Серый водород
Серый водород — это водород, получаемый в установках парового риформинга метана (SMR) в секторах производства аммиака, очистки и метанола.
В качестве побочного продукта серый водород не производится с нуля и не может быть полностью заменен низкоуглеродистым водородом. 13 млн тонн водорода, производимого в настоящее время нефтеперерабатывающими заводами, к 2050 году сократится примерно до 11 млн тонн. Это связано с сокращением спроса на нефть и появлением более интегрированных нефтеперерабатывающих заводов, которые потребляют больше побочного водорода.
Черный водород
Черный водород производится из черного битуминозного угля — это полная противоположность зеленого водорода с точки зрения выбросов углерода.
Бурый водород
Двоюродный брат черного водорода, коричневый водород производится с использованием бурого угля или лигнита. Он также выпускает значительные выбросы углерода. Действительно, газообразные выбросы коричневого водорода настолько похожи на выбросы черного водорода, что эти термины иногда используются взаимозаменяемо для описания любого водорода, произведенного с использованием ископаемого топлива.
Желтый водород
Желтый водород — это термин, используемый для описания водорода, полученного путем электролиза с использованием солнечной энергии. Он находится рядом с зеленым водородом на фронте углеродных учетных данных — и действительно можно утверждать, что желтый — это оттенок зеленого в цветовом спектре водорода.
Такие страны, как Австралия, с огромными участками залитой солнцем земли и проверенным опытом вывода на рынок сложных энергетических проектов, обладают огромным потенциалом для производства водорода с использованием солнечной энергии.
Добавить комментарий