Спг расшифровка газ: Сжиженный природный газ (СПГ), технологии сжижения

Содержание

Сжиженный природный газ (СПГ), технологии сжижения

Это природный газ, искусственно сжиженный путем охлаждения до −160 °C

ИА Neftegaz.RU. Сжиженный природный газ (СПГ) – природный газ, искусственно сжиженный путем охлаждения до -160°C, для облегчения хранения и транспортировки. СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в 2 раза меньше плотности воды.
На 75-99% состоит из метана. Температура кипения − 158…−163°C.
В жидком состоянии не горюч, не токсичен, не агрессивен.
Для использования подвергается испарению до исходного состояния.
При сгорании паров образуется диоксид углерода( углекислый газ, CO₂) и водяной пар. В промышленности газ сжижают как для использования в качестве конечного продукта, так и с целью использования в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования ПНГ и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, гелий.

СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением.
При сжижении природный газ уменьшается в объеме примерно в 600 раз.

Перевод 1 тонны СПГ в кубометры (м

³). 1 тонна СПГ – это примерно 1,38 тыс м³ природного газа после регазификации.
Примерно – потому что плотность газа и компонентный на разных месторождения разная.
Формулу Менделеева – Клайперона никто не отменял.
Кроме метана в состав природного газа могут входить: этан, пропан, бутан и некоторые другие вещества.
Плотность газа изменяется в интервале 0,68 – 0,85 кг/м³, но зависит не только от состава, но и от давления и температуры в месте расчета плотности газа.
Стандартные условия для температуры и давления – это установленные стандартом физические условия, с которыми соотносят свойства веществ, зависящие от этих условий.

Национальный институт стандартов и технологий (NIST) устанавливает температуру 20 °C (293,15 K) и абсолютное давление 1 атм (101.

325 кПа), и этот стандарт называют нормальной температурой и давлением (NTP).
Плотность компонентов газа сильно различается:

Метан – 0,668 кг/м³,
Этан – 1,263 кг/м³,
Пропан – 1,872 кг/м³.

Поэтому, в зависимости от компонентного состава изменяется и количество м³ газа при переводе из тонн.

Перевод 1 м³ СПГ в 1 м³ регазифицированного природного газа
Пропорции тоже зависят от компонентного состава.
В среднем принимается соотношение 1: 600.
1 м³ СПГ – это примерно 600 м³ природного газа после регазификации.

Процесс сжижения идет ступенями, на каждой из которых газ сжимается в 5-12 раз, затем охлаждается и передается на следующую ступень. Собственно сжижение происходит при охлаждении после последней стадии сжатия.
Процесс сжижения таким образом требует значительного расхода энергии – до 25 % от ее количества, содержащегося в сжиженном газе.

Ныне применяются 2 техпроцесса:

конденсация при постоянном давлении (компримирование), что довольно неэффективно из-за энергоемкости,
теплообменные процессы: рефрижераторный – с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.

В процессах сжижения газа важна эффективность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов.

При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности в интервале 2 – 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс м³ газа.

Недостаток технологии дросселирования – низкий коэффициент ожижения – до 4%, что предполагает многократную перегонку.

Применение компрессорно-детандерной схемы позволяет повысить эффективность охлаждения газа до 14 % за счет совершения работы на лопатках турбины.

Термодинамические схемы позволяют достичь 100% эффективности сжижения природного газа:

каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения,
цикл с двойным хладагентом – смесью этана и метана,
расширительные циклы сжижения.

Известно 7 различных технологий и методы сжижения природного газа:

для производства больших объемов СПГ лидируют техпроцессы AP-SMR™, AP-C3MR™ и AP-X™ с долей рынка 82% компании Air Products,
технология Optimized Cascade, разработанная ConocoPhillips,
использование компактных GTL-установок, предназначенных для внутреннего использования на промышленных предприятиях,
локальные установки производства СПГ могут найти широкое применение для производства газомоторного топлива (ГМТ),
использование морских судов с установкой сжижения природного газа (FLNG), которые открывают доступ к газовым месторождениям, недоступным для объектов газопроводной инфраструктуры,
использование морских плавающих платформ СПГ, к примеру, которая строится компанией Shell в 25 км от западного берега Австралии.

Процесс сжижения газа

Оборудование СПГ-завода

установка предварительной очистки и сжижения газа,
технологические линии производства СПГ,
резервуары для хранения, в тч специальные криоцистерны, устроенные по принципу сосуда Дюара,

для загрузки на танкеры – газовозы,
для обеспечения завода электроэнергией и водой для охлаждения.

Существует технология, позволяющая сэкономить на сжижении до 50% энергии, с использованием энергии, теряемой на газораспределительных станциях (ГРС) при дросселировании природного газа от давления магистрального трубопровода (4-6 МПа) до давления потребителя (0,3-1,2 МПа):

используется как собственно потенциальная энергия сжатого газа, так и естественное охлаждение газа при снижении давления.
дополнительно экономится энергия, необходимая для подогрева газа перед подачей к потребителю.

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается.

На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе.

При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени.
Для воспламенения необходимо иметь концентрацию испарений в воздухе от 5 % до 15 %.
Если концентрация до 5 %, то испарений недостаточно для начала возгорания, а если более 15 %, то в окружающей среде становится слишком мало кислорода.
Для использования СПГ подвергается регазификации – испарению без присутствия воздуха.
СПГ является важным источником энергоресурсов для многих стран, в том числе Японии ,Франции, Бельгии, Испании, Южной Кореи.

Транспортировка СПГ– это процесс, включающий в себя несколько этапов:

морской переход танкера – газовоза,
автодоставка с использованием спецавтотранспорта,
ж/д доставка с использованием вагонов-цистерн,
регазификация СПГ до газообразного состояния.

Регазифицированный СПГ транспортируется конечным потребителям по газопроводам.

Основные производители СПГ по данным 2009 г:

Катар -49,4 млрд м³, Малайзия – 29,5 млрд м³; Индонезия-26,0 млрд м³; Австралия – 24,2 млрд м³; Алжир – 20,9 млрд м³; Тринидад и Тобаго -19,7 млрд м³.
Основные импортеры СПГ в 2009 г: Япония – 85,9 млрд м³; Республика Корея -34,3 млрд м³; Испания- 27,0 млрд м³; Франция- 13,1 млрд м³; США – 12,8 млрд м³; Индия-12,6 млрд м³.

Производство СПГ в России

На 2021 г в РФ действует 4 СПГ-завода.

СПГ-завод проекта Сахалин-2 запущен в 2009 г, контрольный пакет принадлежит Газпрому, у Shell доля участия 27,5%, японских Mitsui и Mitsubishi – 12,5% и 10% .

По итогам 2015 г производство составило 10,8 млн т/год, превысив проектную мощность на 1,2 млн т/год.

Однако из-за падения цен на мировом рынке доходы от экспорта СПГ в долларовом исчислении сократились по сравнению с 2014 г на 13,3% до 4,5 млрд долл США/год.

2^м крупным игроком на рынке российского СПГ становится компания НОВАТЭК, которая в январе 2018 г ввела в эксплуатацию СПГ – завод на проекте Ямал-СПГ.

Новатэк-Юрхаровнефтегаз (дочернее предприятие Новатэка ) выиграл аукцион на право пользования Няхартинским участком недр в ЯНАО.

Няхартинский участок недр нужен компании для развития проекта Арктик СПГ. Это 2^й проект Новатэка, ориентированный на экспорт СПГ.

В США введены в эксплуатацию 5 терминалов по экспорту СПГ общей мощностью 57,8 млн т/год.

На европейском газовом рынке началось жесткое противостояние американского СПГ и российского сетевого газа.

Что такое СПГ. Объясняем простыми словами — Секрет фирмы

Природный газ представляет собой смесь метана, этана, пропана и бутана с небольшим количеством более тяжёлых углеводородов и примесей. Точный состав газа зависит от места и способа его добычи. Чтобы получить СПГ, следует удалить некоторые примеси, сжать газ и охладить. Этот процесс проходит на так называемых ожижительных установках (заводах по производству СПГ).

После сжижения газ загружают в специальное судно-газовоз, которое отправляется к покупателю. Там на приёмном терминале проходит регазификация, при которой из 1 куб. м СПГ получается более 600 куб. м обычного газа. В процессе регазификации выделяются этан, пропан, бутан и пентаны. Их используют в качестве топлива и нефтехимического сырья.

В качестве топлива СПГ используют для пассажирского и грузового авто-, ж/д и водного транспорта, энергоустановок и автономной газификации потребителей. Сжиженный природный газ в качестве топлива называют выгодной и экологически безопасной альтернативой дизелю и бензину, потому что СПГ снижает износ деталей газового двигателя и уменьшает расход масла.

СПГ не имеет цвета и запаха. Он не горит, не вызывает коррозии, нетоксичен, а также не способен загрязнить почву или воду, потому что при контакте с ними быстро испаряется. Сам по себе СПГ не взрывоопасен (может сдетонировать только при испарении и контакте с огнём) и способен долго храниться.

Пример употребления на «Секрете»

«Из-за высоких цен на газ в Европе страны увеличили закупки сжиженного природного газа (СПГ). Это увеличило его стоимость для стран Азии, а после подняло цены на газ в США, импортёре СПГ».

(Из новости о рекордных ценах на газ, которые могут стать помехой для глобального восстановления экономики.)

Нюансы

В последние годы СПГ наращивает популярность в Европе, его потребление в странах Евросоюза растёт. Рынок СПГ развился настолько, что морские суда-газовозы способны конкурировать с газопроводами. Из-за экспансии СПГ в Европу до пандемии у «Газпрома» в этом направлении падали объёмы продаж и цены. Однако Россия тоже осваивает рынок СПГ, и ключевой отечественный игрок на нём — компания НОВАТЭК.

Ключевая особенность рынка СПГ — циклическое развитие. Стоимость СПГ может серьёзно меняться за короткие промежутки времени. Она зависит в том числе от ввода в эксплуатацию крупных заводов СПГ. По оценкам аналитиков, в последние годы рынок СПГ всё больше напоминает нефтяной, которому тоже свойственны волатильность и цикличность.

История

Превращать природный газ в жидкость начали пробовать ещё в начале XX века. Первый СПГ получили в США в 1917 году. Однако совершенствовать технологию стали гораздо позже. Только с середины 1960-х годов в мире началось промышленное производство СПГ.

В России первый СПГ-завод «Сахалин-2» начали строить по соглашению о разделе продукции при участии «Газпрома» в 2006 году. Он заработал в 2009-м. Вначале его мощность составляла 9,6 млн т в год, но к 2020 году увеличилась до 11 млн. На 2024–2026 годы запланирован запуск третьей линии, мощность которой составит 5,4 млн т. Вторым проектом стал построенный в 2017–2018 годах НОВАТЭКом «Ямал СПГ».

В России в настоящее время строят сразу два грандиозных по масштабу завода СПГ.

Балтийский газохимический кластер в Ленинградской области, который будет одним из крупнейших в мире комплексов по переработке углеводородов. Он включает в себя три объекта, в частности завод по производству сжиженного природного газа.
«Арктик СПГ 2» в Ямало-Ненецком автономном округе. По проекту, его ежегодная производственная мощность составит 19,8 млн т СПГ.

Статью проверил:

ПАО НОВАТЭК Бизнес : Проект «Арктик СПГ 2»

«Арктик СПГ 2» – очередной проект «НОВАТЭКа», связанный с производством сжиженного природного газа

Проект предусматривает строительство трех технологических линий по производству сжиженного природного газа мощностью 6,6 млн т в год каждая. Общая мощность трех линий составит 19,8 млн т СПГ и до 1,6 млн т стабильного газового конденсата в год. Проект основан на инновационной концепции строительства с использованием оснований гравитационного типа (ОГТ). Оператором проекта и владельцем всех активов является ООО «Арктик СПГ 2».

Ресурсной базой проекта «Арктик СПГ 2» является Утреннее месторождение, расположенное на полуострове Гыдан в ЯНАО, примерно в 70 км от проекта «Ямал СПГ» через Обскую губу.

В 2018 году были завершены основные технические решения и проектная документация (FEED), начато выполнение инженерной подготовки территории, строительство первоочередных объектов энергоснабжения и бурение эксплуатационных скважин, строительство причальной набережной.

Участники «Арктик СПГ 2» приняли окончательное инвестиционное решение по проекту в сентябре 2019 года. Капитальные вложения для запуска проекта на полную мощность оцениваются в эквиваленте $21,3 млрд.

Применение технологической концепции строительства на ОГТ, а также обширная локализация производства оборудования и материалов в России позволят существенно снизить капитальные затраты на тонну производимого СПГ в рамках данного проекта. Это обеспечит низкую себестоимость производимой продукции и максимальную конкурентоспособность на всех рынках СПГ.

Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений

Для обеспечения изготовления ОГТ, сборки и установки модулей верхних строений недалеко от Мурманска вблизи п. Белокаменка строится Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений. Центр включает два сухих дока для строительства ОГТ и мощности для изготовления модулей верхних строений. Он создаёт современную техническую базу СПГ-технологий в России, новые рабочие места в области инженерных разработок и производства, а также внесет вклад в экономическое развитие региона.

Конкурентные преимущества

Снижение удельных капитальных затрат за счет использования ОГТ
Традиционные запасы, расположенные на суше
Низкий уровень затрат на разработку и добычу
Доступ к рынкам АТР и Атлантического бассейна

Статус реализации проекта

Базовый проект (FEED) подготовлен в октябре 2018 года
Окончательное инвестиционное решение (FID) принято в сентябре 2019 года
Подписан EPC контракт с TechnipFMC
Законтрактовано более 90% оборудования для проекта
Заключены 20-летние договоры купли-продажи на весь объем производства СПГ со всеми участниками проекта
Кредитные договоры с консорциумом международных и российских банков обеспечивают необходимый Проекту объем внешнего финансирования. Максимальный совокупный объем финансирования из средств, привлекаемых от российских и международных банков, составляет 9,5 млрд евро, сроком до 15 лет
На конец 3 квартала 2021 года готовность проекта оценивалась в 52%, готовность первой линии – в 69%
На 30 сентября 2021 года, было профинансировано около 52% капитальных затрат проекта.

Пресс-релизы ООО «Арктик СПГ 2»

Секретный Проект «Газпрома» Что такое СПГ и зачем он российским газовикам: Ресурсы: Экономика: Lenta.ru

Мировое 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.

«Газпром» и конкуренция

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.

Цена на сжиженный газ – стоимость сжиженного газа за тонну. Котировки цен на сжиженный газ на бирже

График цен на сжиженный газ EXW

Дата	Товар	Базис	Объём, ед. изм.	Цена, грн с НДС	Отклонение, грн.	Цена, USD с НДС	Цена, EUR с НДС	Отклонение, %
20.01.2022	Газ нефтяной сжиженный	EXW	532,00 т	27 994,00	-285,80	985,57	869,53	-1,01%

Стоимость сжиженного газа определяется по результатам торгов в режиме онлайн и отображается в долларах и гривне с учетом НДС в международном формате EXW. По базису поставки все риски и расходы, связанные с перемещением груза с территории продавца, таможенным оформлением, морской перевозкой в порты Украины и доставкой до места назначения несет покупатель. Для определения стоимости одной тонны сжиженного газа используют котировки международного агентства Argus. При этом учитываются физические объемы поставок и общая сумма контрактов, что обеспечивает прозрачность рынка.

Основанием для формирования цены на Украинской энергетической бирже является североморский индекс ANSI, определяемый по итогам продаж крупных партий товара за последние 5 биржевых дней.

Аукционы по сжиженным углеводородным газам проводятся на бирже в разные дни по постановлениям аукционного комитета. Как показывает график, цена на сжиженный газ подтверждает непрогнозируемость рынка и имеет устойчивую тенденцию к росту. В середине июня 2018 года стоимость одной тонны сжиженного газа составляла 830,70 USD, однако ближе к концу месяца цена упала до 788,62 долларов. После незначительных колебаний в летний период тренд на рост сохранился, и сегодня она достигла верхней точки и составляет 887,26 USD. Это объясняется ростом мировых котировок на нефть, поскольку цена сопутствующего нефтяного газа (СНГ) опосредованно связана с ее стоимостью.

Цены, сложившиеся в результате торгов на УЭБ, считаются объективными и используются для определения актуальных рыночных расценок для природного газа и прочих энергетических ресурсов. Котировки сжиженного газа и других энергоносителей регулярно публикуются всемирно известными агентствами Reuters и Bloomberg, что неоспоримо доказывает их полную прозрачность.

Газ нефтяной сжиженный – EXW Тимофеевская УУВУ ГПУ “Полтавагаздобыча”

Дата	Товар	Базис	Объём, ед. изм.	Цена, грн с НДС	Отклонение, грн.	Цена, USD с НДС	Цена, EUR с НДС	Отклонение, %
20. 01.2022	Газ нефтяной сжиженный	EXW	95,00 т	28 332,78	+33,19	997,50	880,06	+0,12%

Газ нефтяной сжиженный – EXW Юльевский ЦПДГК ГПУ “Шебелинкагаздобыча”

Дата	Товар	Базис	Объём, ед. изм.	Цена, грн с НДС	Отклонение, грн.	Цена, USD с НДС	Цена, EUR с НДС	Отклонение, %
20.01.2022	Газ нефтяной сжиженный	EXW	38,00 т	28 546,33	+258,81	1 005,02	886,69	+0,91%

Газ нефтяной сжиженный – EXW Яблоновское ОПГ Управление по переработке газа и газового конденсата

Дата	Товар	Базис	Объём, ед. изм.	Цена, грн с НДС	Отклонение, грн.	Цена, USD с НДС	Цена, EUR с НДС	Отклонение, %
20.01.2022	Газ нефтяной сжиженный	EXW	38,00 т	27 571,86	-718,56	970,71	856,42	-2,54%

Газ нефтяной сжиженный – EXW ТЦСК “Базилевщина” Управление по переработке газа и газового конденсата

Дата	Товар	Базис	Объём, ед. изм.	Цена, грн с НДС	Отклонение, грн.	Цена, USD с НДС	Цена, EUR с НДС	Отклонение, %
20.01.2022	Газ нефтяной сжиженный	EXW	266,00 т	28 004,36	-313,43	985,94	869,85	-1,11%

Газ нефтяной сжиженный – EXW Шебелинское ОПГКН Управление по переработке газа и газового конденсата

Дата	Товар	Базис	Объём, ед. изм.	Цена, грн с НДС	Отклонение, грн.	Цена, USD с НДС	Цена, EUR с НДС	Отклонение, %
20.01.2022	Газ нефтяной сжиженный	EXW	95,00 т	27 574,12	-251,94	970,79	856,49	-0,91%

Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия – РТС-тендер

ГОСТ Р 56021-2014

ОКС 75.060

Дата введения 2016-01-01

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ” (ООО “Газпром ВНИИГАЗ”)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 “Природный и сжиженные газы”

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 мая 2014 г. N 432-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2019 г.

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ “О стандартизации в Российской Федерации”. Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе “Национальные стандарты”, а официальный текст изменений и поправок – в ежемесячном информационном указателе “Национальные стандарты”. В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя “Национальные стандарты”. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

Настоящий стандарт распространяется на сжиженный природный горючий газ (СПГ), используемый в качестве моторного топлива для двигателей внутреннего сгорания, а также топлива для энергетических установок промышленного и коммунально-бытового назначения, и устанавливает показатели качества поставляемого потребителям СПГ следующих марок:

– марка А – сжиженный природный горючий газ высокой чистоты, обладающий постоянной теплотой сгорания, используемый в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок с узкими пределами регулирования;

– марка Б – сжиженный природный горючий газ, используемый в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания;

– марка В – сжиженный природный горючий газ, используемый в качестве топлива для энергетических установок.

При поставках СПГ с массовой концентрацией общей серы не более 0,010 г/м к обозначению марки СПГ добавляют индекс “0”.

Пример условного обозначения продукции при заказе и в технической документации:

Газ горючий природный сжиженный, марка А0, ГОСТ Р

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12. 1.044 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 5542 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 22387.2 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 22387.5 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха

ГОСТ 22782.0 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 26374 Газ горючий природный. Определение общей серы

ГОСТ 27577 Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия

ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31371.1 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до с использованием двух насадочных колонок

ГОСТ 31371.4 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов и в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ 31371. 5 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов и в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок

ГОСТ 31371.6 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов с использованием трех капиллярных колонок

ГОС 31371.7* Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

________________

* Текст документа соответствует оригиналу. – Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 30852.0 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ 30852. 1 (МЭК 60079-1:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида “взрывонепроницаемая оболочка”

ГОСТ 30852.5 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ 30852.10 (МЭК 60079-11:1999) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь i

ГОСТ 30852.19 (МЭК 60079-20:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ Р 53367 Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методом

ГОСТ Р 53521 Переработка природного газа. Термины и определения

ГОСТ Р 58577 Правила установления нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ проектируемыми и действующими хозяйствующими субъектами и методы определения этих нормативов

Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю “Национальные стандарты”, который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя “Национальные стандарты” за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 31369, ГОСТ 31370, ГОСТ Р 53521, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1

сжиженный природный газ; СПГ: Природный газ, сжиженный после переработки с целью хранения или транспортирования.

[ГОСТ Р 53521-2009, статья 5]

3.2

природный газ: Газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов.

Примечания

1 Метан является основным компонентом природного газа.

2 Природный газ обычно содержит также следовые количества других компонентов.

[ГОСТ Р 53521-2009, статья 2]

3.3

число Воббе: Значение высшей объемной теплоты сгорания при определенных стандартных условиях, деленное на квадратный корень относительной плотности при тех же стандартных условиях измерений.

[ГОСТ 31369-2008, пункт 2.5]

3.4

низшая теплота сгорания: Количество теплоты, которое может выделиться при полном сгорании в воздухе определенного количества газа таким образом, что давление , при котором протекает реакция, остается постоянным, все продукты сгорания принимают ту же температуру , что и температура реагентов. При этом все продукты находятся в газообразном состоянии.

Рассчитанное на основе единиц молярной доли, массовой доли и объемной доли компонентов значение низшей теплоты сгорания обозначают, соответственно, как

, и , .

[ГОСТ 31369-2008, пункт 2.2]

3.5

относительная плотность: Плотность газа, деленная на плотность сухого воздуха при одинаковых заданных значениях давления и температуры.

[ГОСТ 31369-2008, пункт 2.4]

3.6 регазифицикация СПГ: Процесс преобразования СПГ из жидкого состояния в газообразное.

4.1 Сжиженный природный горючий газ должен изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта по технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.

4.2 Регазифицированный СПГ марки Б должен удовлетворять требованиям ГОСТ 27577.

4.3 Регазифицированный СПГ марки В должен удовлетворять требованиям ГОСТ 5542, за исключением требования к интенсивности запаха.

По физико-химическим показателям СПГ должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 – Показатели качества


Наименование показателя	Значение для марки					Метод анализа или измерения *
	А		Б		В
1 Компонентный состав, молярная доля, %	Определение обязательно					По ГОСТ 31371. 1 – ГОСТ 31371.7
2 Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/м	От 47,2 до 49,2		Не нормируется		От 41,2 до 54,5	По ГОСТ 31369
3 Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/м	Не нормируется		От 31,8 до 36,8		Не менее 31,8	По ГОСТ 31369
4 Молярная доля метана, %, не менее	99,0		80,0		75,0	По ГОСТ 31371. 1 – ГОСТ 31371.7
5 Молярная доля азота, %, не более	Не нормируется		5,0		5,0	По ГОСТ 31371.1 – ГОСТ 31371.7
6 Молярная доля диоксида углерода, %, не более	0,005		0,015		0,030
7 Молярная доля кислорода, %, не более	0,020
8 Массовая концентрация сероводорода, г/м, не более	0,020					По 8.4
9 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м, не более	0,036					По 8. 4
10 Расчетное октановое число (по моторному методу), не менее	Не нормируется	105		Не нормируется		По ГОСТ 27577
* Стандартные условия для проведения измерений и расчетов показателей 2, 3 – в соответствии с ГОСТ 31369 (таблица Р.1). Примечания 1 При расчетах показателей 2 и 3 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж. 2 По требованию потребителя СПГ может поставляться с массовой концентрацией общей серы, определяемой по 8.5, не более 0,010 г/м. 3 Регазифицированный СПГ поставляют для коммунально-бытового назначения с интенсивностью запаха не менее трех баллов при объемной доле 1% в воздухе (определяют по ГОСТ 22387. 5).

6.1 СПГ является криогенной жидкостью без цвета и запаха, имеющей при атмосферном давлении температуру от 100 К до 115 К (от минус 173°C до минус 158°C), при попадании на незащищенные участки тела человека СПГ испаряется и вызывает обморожение кожи.

Сжиженный природный газ нетоксичен и не агрессивен.

6.2 По степени воздействия на организм человека пары СПГ относят к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

6.3 Накопление паров СПГ вызывает кислородную недостаточность и удушье. Содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19% об.

6.4 Пары СПГ образуют с воздухом взрывоопасные смеси. Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей для смеси паров СПГ с воздухом – IIА и Т1 по ГОСТ 30852.5, концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом в объемных процентах: нижний – 4,4, верхний – 17,0 по ГОСТ 30852.19, температура самовоспламенения (по метану) – 537°С по ГОСТ 30852. 19. Показатели пожаровзрывоопасности компонентов природного газа приведены в таблице г.1 (приложение Г). Для СПГ конкретного состава показатели пожаровзрывоопасности определяют по ГОСТ 12.1.044.

6.5 При отборе и транспортировании проб, а также проведении лабораторных испытаний СПГ должны соблюдаться требования ГОСТ 12.1.019 и правил по охране труда [1].

6.6 Персонал, работающий с СПГ, должен быть обучен правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

6.7 Санитарно-гигиенические требования к показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

6.8 Все средства измерений, используемые во взрывоопасных зонах, должны соответствовать требованиям взрывобезопасности и иметь соответствующие виды взрывозащиты по ГОСТ 22782.0, ГОСТ 30852.0, ГОСТ 30852.1, ГОСТ 30852.10, правилам безопасности [2]-[6].

6.9 При производстве, хранении, транспортировании и использовании СПГ необходимо соблюдать требования Федерального закона [7], правил безопасности [8], [2], [6].

6.10 При пожарах, связанных с горением СПГ, первоочередными мероприятиями являются:

– прекращение подачи СПГ в аварийный участок;

– локализация горения СПГ;

– создание безопасных условий для выгорания СПГ.

Тушение пламени допускается после обеспечения мер безопасности, исключающих образование зон пожароопасных концентраций паров продукта с воздухом и повторное воспламенение, а также при создании критической обстановки или необходимости обеспечения доступа к отключающей арматуре.

Для тушения локальных пожаров открытых разливов СПГ рекомендуется применение ручных и передвижных порошковых огнетушителей.

Использование воды допускается для водяного орошения и создания водяных завес с целью защиты окружающих объектов от теплового воздействия пламени.

6.11 Требования охраны окружающей среды при производстве СПГ должны соответствовать правилам безопасности [8].

6.12 При производстве, транспортировании, хранении и использовании СПГ охрану окружающей среды от вредных воздействий СПГ обеспечивают путем использования герметичного оборудования в технологических процессах и операциях, а также соблюдения технологического режима.

6.13 При производстве, транспортировании, хранении и применении СПГ необходимо предусмотреть меры, исключающие попадание его в системы бытовой и ливневой канализации, а также открытые водоемы и другие подземные сооружения.

6.14 Допустимые выбросы СПГ в атмосферу не должны превышать нормы, установленные ГОСТ Р 58577 и санитарными правилами и нормами [9].

7.1 СПГ принимают партиями. Партией считают любое количество продукта, полученного в ходе непрерывного технологического процесса из однородного по компонентному составу исходного сырья и помещенного в транспортный криогенный резервуар.

7.2 Испытания СПГ проводят по показателям, указанным в таблице 1.

7.3 Каждая партия СПГ должна сопровождаться документом о качестве, содержащим:

– наименование предприятия-изготовителя и его товарный знак;

– наименование и марку продукта;

– номер партии;

– дату изготовления;

– массу СПГ в килограммах;

– минимальное давление для хранения и использования СПГ;

– результаты проведенных анализов или подтверждение о соответствии продукта требованиям настоящего стандарта.

Примечания

1 Рекомендуемая форма документа о качестве (паспорта качества) СПГ приведена в приложении А.

2 Допускается прилагать к документу о качестве (паспорту качества) протоколы испытаний по отдельным показателям, оформленные в произвольном порядке.

7.4 При получении неудовлетворительных результатов анализа СПГ хотя бы по одному из показателей следует проводить повторную проверку на удвоенной выборке или удвоенном объеме проб от той же партии.

Результаты повторных анализов распространяют на всю партию.

8.1 Отбор проб

Для проверки изготовителем качества СПГ отбор проб СПГ следует проводить непосредственно из потока СПГ в течение:

– работы установки по сжижению природного газа и заполнения стационарного криогенного резервуара хранения или транспортного криогенного резервуара СПГ;

– отгрузки СПГ потребителям на выходе из стационарного криогенного резервуара хранения СПГ.

Процедуру отбора проб устанавливают для конкретного производства в соответствии с требованиями стандарта [10]*.

________________

* Поз. [10] см. раздел Библиография, здесь и далее по тексту. – Примечание изготовителя базы данных.

8.2 Регазификацию пробы осуществляют путем полного испарения отобранного СПГ при нагреве до температуры не менее 65°C. Отбор газообразной пробы проводят по ГОСТ 31370.

8.3 Методы анализа и измерений – в соответствии с таблицей 1.

8.4 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы

8.4.1 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы проводят по ГОСТ Р 53367 или ГОСТ 22387.2.

8.4.2 При возникновении разногласий по значениям данных показателей арбитражным является метод по ГОСТ Р 53367.

8.5 Определение концентрации общей серы

8.5.1 Определение концентрации общей серы проводят по ГОСТ 26374 или ГОСТ Р 53367.

8.5.2 При возникновении разногласий по значениям данных показателей арбитражным является метод по ГОСТ Р 53367.

Примечание – При определении показателей качества СПГ допускается применять другие аттестованные в установленном порядке методики выполнения измерений, не уступающие по своим характеристикам методикам, указанным в настоящем разделе.

9.1 СПГ транспортируют всеми видами транспорта в криогенных резервуарах в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на данном виде транспорта.

9.2 Хранение СПГ у потребителя может осуществляться в стационарных криогенных резервуарах, предназначенных для хранения СПГ, транспортных криогенных цистернах (контейнерах) и криогенных баках транспортных средств.

10.1 Криогенный резервуар, находящийся под рабочим давлением, заполняют не более чем на 90% об.

10.2 СПГ следует хранить и использовать при давлении, превышающем давление, соответствующее температуре растворимости в жидком метане диоксида углерода, концентрация которого определена при испытании партии, при этом во всех случаях избыточное давление в резервуаре не должно быть ниже 0,01 МПа. Растворимость диоксида углерода в жидком метане может быть определена по графику, приведенному на рисунке Б.1 (приложение Б), значения давления насыщенных паров метана приведены в таблице В. 1 (приложение В) в соответствии с [11].

Поставщик гарантирует соответствие качества поставляемого потребителю СПГ требованиям настоящего стандарта.

Приложение А

(рекомендуемое)

Наименование общества или организации, выдавшей паспорт

ПАСПОРТ КАЧЕСТВА N_____

Сжиженный природный горючий газ – топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок, марка______

ГОСТ Р -201_

Код ОКП 02 7100

Изготовитель

Юридический адрес

Партия N

Криогенный резервуар N

Масса нетто

Дата проведения испытаний

Результаты испытаний сжиженного природного горючего газа

Наименование показателя

Метод испытаний

Норма

Фактическое значение

Минимальное давление для хранения и использования

Заключение

о соответствии требованиям настоящего стандарта

Ответственный за проведение испытаний

/Расшифровка подписи/

Дата

“

201

г.

М.П.

Приложение Б

(справочное)

Зависимость растворимости диоксида углерода в жидком метане от температуры приведена на рисунке Б.1.

Рисунок Б.1 – Растворимость диоксида углерода в жидком метане

Приложение В

(справочное)

Значения давления насыщенных паров метана от 110 К до 190,55 К (критическая температура чистого метана) приведены в таблице В.1.

Таблица В.1 – Давление насыщенных паров метана


T, K	Давление p, МПа	T, K	Давление p, МПа	T, K	Давление p, МПа	T, K	Давление p, МПа
110	0,0879	135	0,4895	160	1,588	185	3,854
115	0,1324	140	0,6375	165	1,938	190	4,552
120	0,1920	145	0,8136	170	2,338	–	–
125	0,2691	150	1,033	175	2,788	–	–
130	0,3671	155	1,288	180	3,288	–	–

Приложение Г

(справочное)

Показатели пожаровзрывоопасности компонентов природного газа приведены в таблице Г. 1.

Таблица Г.1 – Показатели пожаровзрывоопасности компонентов природного газа


Параметр	Компонент
	Метан	Этан	Пропан	н-Бутан
Химическая формула
Концентрационные пределы распространения пламени, % об.	От 5,28 до 14,1	От 2,9 до 15,0	От 2,3 до 9,4	От 1,8 до 9,1
Стехиометрическая концентрация, % об.	9,48	5,70	4,03	3,13
Нормальная скорость распространения пламени, м/с	0,338	0,476	0,390	0,450
Минимальная энергия зажигания, мДж	0,28	0,24	0,25	0,25
Температура самовоспламенения, °C	537	515	470	405
Низшая теплота сгорания, МДж/кг	49,90	47,42	46,80	47,33
Низшая теплота сгорания жидкой фазы, ГДж/кг	21,9	22,6	24,8	28,1
Минимальное взрывоопасное содержание кислорода, % об. :
разбавитель	11,0	13,8	14,9	14,9
разбавитель	11,0	11,3	12,0	12,0
Минимальная флегматизирующая концентрация, % об.:
	24	–	–	–
	37	34	32	29
(пар)	29	46	45	41
Минимальный безопасный экспериментальный зазор, мм	2,1	0,91	2,8	–
Максимальное давление взрыва, кПа	706	675	843	843
Максимальная скорость нарастания давления при взрыве, МПа/с	18	17,2	24,8	–
Температура пламени, °C	2045	–	2110	–
Доля тепловой энергии излучения	От 0,2 до 0,5	–	От 0,2 до 0,5	–
Концентрационные пределы детонации в смеси с воздухом, % об.	От 6,3 до 14,0	От 2,9 до 12,2	От 2,6 до 7,4	От 2,0 до 6,2
Минимальная критическая масса взрывчатого вещества (ВВ) для инициирования детонации тринитротолуола (ТНТ) , кг	Не менее 22	0,04	0,155	–
Критический размер облака для перехода от дефлаграции к детонации в свободном пространстве , м	5000	–	3500	–


УДК 665. 725:006.354	ОКС 75.060

Ключевые слова: сжиженный природный горючий газ, топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок, технические условия

Что такое LNG (СПГ)

Из всех углеводородных источников энергии природный газ чище практически всех видов топлива, что немаловажно при сложившейся экологической обстановке в мире. Если сравнивать его с углем, то при получении одной единицы энергии из угля в атмосферу выделяется на 67% больше CO2, чем при сжигании эквивалентного количества природного газа.

Отсутствует образование золы и сажи, поэтому, к примеру, в отличие от угольной генерации, перед электростанциями на природном газе не стоит проблема утилизации отходов, оставшихся после сжигания топлива.

В продуктах сгорания регазифицированного LNG содержится меньше окиси углерода и окиси азота, чем в природном газе. Это происходит из-за лучшей очистки при производстве. Так, в сжиженном природном газе отсутствует сера (она удаляется перед процедурой сжижения), что также является важнейшим позитивным фактором при оценке экологических свойств LNG. Низкое содержание вредных веществ в продуктах сгорания позволяет резко снизить вред, наносимый окружающей среде.

По мнению экспертов мирового энергетического гиганта Shell доля экологическ и чистых источников энергии в обеспечении глобального спроса на энергоносители будет только расти, в частности и потому, что будет крепнуть и расширяться движение за принятие мер против изменений климата. Специалисты компании уверены, что к середине нынешнего века до 30% потребляемой в мире энергии может производиться за счет возобновляемых источников — ветра, солнца, т.д. (на сегодня это лишь 12%).

В абсолютных значениях это означает, что производство энергии из возобновляемых источников вырастет более чем на 300%. Однако и тогда на долю ископаемых видов топлива будет приходиться примерно две трети потребляемой в мире энергии.

Природный газ будет играть важную роль в решении проблем энергообеспечения в будущем, так как является экологически чистым и доступным потребителю топливом, а запасы его в мире поистине огромные.

Особое место в решении проблем растущего глобального спроса на энергоносители отводится именно сжиженному природному газу.

Расшифровка малотоннажных контрактов на поставку СПГ

Трубопроводный природный газ и сжиженный природный газ (СПГ) были легко доступны на некоторых географических рынках. Благодаря диверсификации СПГ теперь может стать легкодоступным во всем мире. Читать дальше.

Трубопроводный природный газ и сжиженный природный газ (СПГ) легко доступны на некоторых географических рынках. Благодаря диверсификации СПГ теперь может стать легкодоступным во всем мире.Читать дальше.

С новым топливом возникает вопрос: сколько разумно платить за него? Сырая нефть торгуется по всему миру в масштабах, которые обеспечивают полностью ликвидный рынок с прозрачным ценообразованием. Заключить контракт на тяжелое жидкое топливо (HFO) или легкое жидкое топливо (LFO) несложно, поскольку есть эталоны и несколько доступных поставщиков. Также возможна транспортировка этих видов топлива на довольно большие расстояния. Картина совсем иная для малотоннажного СПГ. Во многих частях мира есть только один поставщик или, в лучшем случае, несколько.Кроме того, цены, публикуемые для обычных, крупномасштабных поставок СПГ, малопригодны для тех, кто заинтересован в заключении контрактов на меньшие объемы.

Когда покупатель не имеет опыта или имеет небольшой опыт, продавец имеет право вести переговоры. Поэтому эта статья призвана дать несколько советов, чтобы уравнять правила игры. Для того чтобы понять контракты на мелкотоннажный СПГ, нужно иметь некоторые знания о том, как заключаются контракты на крупнотоннажный СПГ.

В отличие от рынка сырой нефти рынок газа нельзя считать единым международным рынком, так как регионы не связаны между собой, а торговля по-прежнему довольно редка. Поэтому механизмы ценообразования развивались по-разному в разных частях мира. Таким образом, в то время как цены на СПГ в основном были привязаны к сырой нефти или корзине нефтепродуктов в Азии, первоначально они были привязаны к нефти марки Brent в Европе, но в настоящее время все больше приближаются к центральным ценам после увеличения ликвидности NBP (Соединенное Королевство) и Газовые узлы TTF (Нидерланды).

В Северной Америке газовые рынки основаны на хабах, наиболее известным из которых является Генри-Хаб. Когда цены расходятся между регионами, создаются арбитражные возможности.Это означает, что избыточный крупнотоннажный СПГ пойдет в регион, который готов заплатить самую высокую цену. В настоящее время и в ближайшие несколько лет наблюдается избыток предложения СПГ, что улучшило позиции покупателей на переговорах. Это приводит к большему изменению ценовой индексации, большему объему спотовой торговли, более коротким контрактам (ранее были распространены 25-летние контракты) и гибкости пункта назначения: доставка на условиях франшизы (FOB) вместо доставки с борта судна (DES).

Крупные покупатели хеджируют свои цены на СПГ, имея портфель контрактов с различными поставщиками и механизмы ценообразования.Это роскошь, которой нет у мелких покупателей. Если у мелкого покупателя есть только один контракт на поставку, шансов на ошибку меньше. Поэтому в договоре купли-продажи СПГ есть пункты, на которые мелким покупателям следует обратить особое внимание.

Дата начала

Поскольку альтернативных покупателей и продавцов малотоннажного СПГ не так много, поставка СПГ в соответствии с графиком контракта имеет решающее значение для обеих сторон. Но в это время, если покупатель или продавец СПГ строит новый объект, это может представлять большой риск.Поскольку договоры о продаже СПГ должны быть согласованы и подписаны до начала строительства объекта, крайне важно определить реалистичную дату начала. Должна быть воронка, в которой дата начала действия контракта указывается во все более сужающемся временном диапазоне по мере приближения объекта к вводу в эксплуатацию. Срыв графика может иметь серьезные финансовые последствия.

Логистика

В крупнотоннажном СПГ наблюдается тенденция к большей гибкости пунктов назначения. Покупатели хотят контракты FOB вместо DES, чтобы они могли направить грузы спотовым покупателям, если они им не нужны.Это не совсем применимо к мелкотоннажному рынку, поскольку СПГ не может быть рентабельно транспортирован на большие расстояния на мелкотоннажных перевозчиках, а альтернативных потребителей немного. Однако наличие компонента доставки в своих руках может сэкономить некоторую сумму денег для покупателя, но контракты FOB также требуют, чтобы покупатель брал на себя ответственность за фрахт судов, страхование, выпарной газ и портовые расходы. В некоторых случаях контракты DES выгодны, если поставщик может использовать одно и то же судно для других клиентов и разделить расходы.Новичкам на рынке будет лучше с контрактом DES. Но чтобы сократить некоторые скрытые расходы, FOB может быть хорошим вариантом.

Расшифровка влияния пересмотренных цен на газ

Экономический рост Индии взаимосвязан с ее спросом на энергию. Ожидается, что к 2035 году спрос на энергию в стране, третьем по величине потребителе энергии в мире, достигнет 1516 млн т н.э. с 753,7 млн т н.э. в 2017 году. и экологически чистые.В Индии природный газ используется в производстве удобрений, пластмасс и различных органических химикатов. Кроме того, он используется в качестве топлива для производства электроэнергии в различных промышленных установках, в качестве трубопроводного природного газа (PNG) для приготовления пищи и в качестве сжатого природного газа (CNG) для автомобилей.

Наличие добываемого в Индии природного газа не позволяет удовлетворить растущий спрос на этот альтернативный источник энергии. Следовательно, страна делает ставку на импорт газа в виде СПГ (сжиженный природный газ).Поскольку импортировать природный газ сложно и дорого, его переводят в жидкую форму, импортируют, а затем регазифицируют. По сравнению с газообразной формой жидкая форма занимает 1/600 объема.

В то время как отечественный газ составляет всего 52 процента от общего объема газа, потребляемого в Индии, остальная часть приходится на импортируемый СПГ. В Индии добычей газа занимаются добывающие компании, такие как ONGC и Oil India. Цены на газ, произведенный внутри страны, регулируются правительством Индии с помощью процесса, называемого Механизмом регулируемого ценообразования (APM).Основываясь на четырех международных контрольных показателях, APM пересматривается каждые шесть месяцев.

Последнее изменение цен на газ вступило в силу с 1 октября 2020 года, при этом цена была изменена с 2,39 долларов США до 1,79 миллиона метрических британских тепловых единиц (мм БТЕ). Этот пересмотр повлияет на цены на газ, произведенный внутри страны. Однако цена RLNG (регазифицированного СПГ) останется неизменной, поскольку она в основном основана на (один к одному) долгосрочных контрактах. В настоящее время по сравнению с ценой на внутренний газ цена RLNG выше примерно на 8-9 долларов за млн БТЕ. Это связано с тем, что долгосрочные контракты были подписаны несколько лет назад, когда цена была выше.

Ключевые бенефициары
После последнего пересмотра цен ценовой разрыв между газом, произведенным внутри страны, и газом, произведенным на природном газе, еще больше увеличился, и отечественный газ стал намного дешевле. Согласно распоряжению правительства, приоритетным секторам, КПГ и ПНГ, будет отдан приоритет для поставок более дешевого бытового газа. Таким образом, пользователи CNG и PNG, а также компании по сбыту газа, такие как IGL, Mahanagar Gas, Gujarat Gas и Gail Gas, получат выгоду от пересмотренных цен.С другой стороны, компании по производству удобрений, которые получают около 40 процентов от общего объема поставок газа из внутренних источников, получат частичную экономию. Кроме того, выгодоприобретателями от пересмотра цен станут и энергетические компании, которые получают около двух третей поставок газа из внутренних источников. Однако только 6,7% энергетических компаний используют газ в качестве источника электроэнергии. Что касается других отраслей промышленности, то газ отечественного производства обеспечивает треть их потребностей. Следовательно, их сбережения после пересмотра цен будут очень ограниченными.

GAIL и GSPL, которые транспортируют газ по своим трубопроводам, могут увидеть небольшое улучшение в использовании своих мощностей, поскольку потребители используют больше газа. GAIL, которая также продает большую часть газа в Индии, может передавать цены покупателям, сохраняя при этом свою маржу в торговле. Однако, поскольку у него есть доля в компаниях по сбыту газа, таких как IGL, Mahanagar Gas и GAIL Gas, он получит выгоду на консолидированном уровне.

Практически нейтральный
Petronet LNG, Shell и IndianOil, занимающиеся импортом СПГ и его регазификацией, не ощутят никакого влияния на свою прибыльность, поскольку у них есть долгосрочные контракты, и они получают деньги от платы за регазификацию.Однако большой разрыв между спотовыми ценами и долгосрочными контрактами будет служить сдерживающим фактором для любых новых контрактов или продлений. Лидер рынка, Petronet, ведет переговоры с крупными поставщиками, такими как RasGas в Катаре, о пересмотре этих долгосрочных договорных цен. Если это будет сделано, это еще больше увеличит количество клиентов, использующих источники RLNG.

Негативно затронутые
Компании разведки и добычи (которые добывают газ), такие как ONGC и Oil India, которые боролись со старыми ценами, еще больше уйдут в минус, поскольку их реализация от продажи природного газа снизится на 25 процентов с последний пересмотр цен.

Подводя итоги
Снижение внутренних цен на газ, достигнутое за счет компаний, занимающихся разведкой и добычей, должно помочь в построении сильного рынка для экономики, в большей степени основанной на газе. Индия рассчитывает увеличить свою долю энергии за счет газа до 15 процентов с примерно 7 процентов в следующем десятилетии. Кроме того, этот шаг также соответствует экологическим обязательствам, взятым на себя страной в Парижском соглашении по климату. Однако важным аспектом в этом отношении является пересмотр долгосрочных контрактов на импорт СПГ, поскольку его вклад продолжает расти в условиях ограниченных внутренних поставок.

Расшифровка цен на природный газ в Индии

Вопрос ценообразования на газ между правительством Индии и Reliance Industries, вынесенный на публичные дебаты Арвиндом Кеджривалом, бывшим главным министром Дели, показывает, насколько сложно разработать архитектуру справедливого ценообразования для жизненно важных энергоресурсов, таких как газ.

В основе проблемы лежит давно известная дилемма для политиков: привязывать ли цены на газ к «расчетной» цене, определенной нашим правительством или частными индийскими участниками, или привязывать ее к международной рыночной цене.

Индия в настоящее время использует 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. цена.

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 том, чтобы привязать цены на природный газ в Индии к международному рынку, в частности, к эталонным показателям США.S., Великобритания, Япония и такие страны, как Катар и Австралия. Контрольные точки США и Великобритании — Henry Hub и National Balance Point соответственно — определяются их местными газовыми биржами, цены на которые 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.

Несмотря на то, что это 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. А если цены будут номинированы в долларах, ослабление рупии нанесет индийскому потребителю убытки. [2]

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 RIL в размере 4,2 доллара за мбте, и в конечном итоге она была принята Нью-Дели в 2007 году. [5]

С тех пор Индия перешла на модель ценообразования на газ с привязкой к международному рынку, которая привязана к средним ценам на газ на рынках США, Великобритании и т. д. для наших участников 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 вступят 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 )г. Газ Panna-Mukta Tapti для GAIL ) Участие в прибылях : 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 : Привязанное к мировым ценам на сырую нефть (например, газ RIL для RNRL или газ, импортируемый из Катара) Распределение прибыли : Роялти + налог + часть прибыли (после возмещения затрат производителем)
Комитет Рангараджан	Заключительный отчет за 2012 г.	Расчетная цена: < Снято с производства> Рыночные цены : Привязаны к международным биржевым ценам в США, Великобритании, Японии и импортным ценам из Катара, Нигерии и т. д. Участие в прибылях : часть доходов (с самого начала)
Комитет Келкар	Предварительный отчет за 2013 г.	Расчетное ценообразование: <Вероятно, производство будет прекращено> Ценообразование, привязанное к рынку : Рекомендации, подлежащие увязке с рынком Распределение прибыли : Роялти + налог + часть прибыли (после возмещения затрат производителем)

*NELP – Национальная политика разведки и лицензирования

Так совпало, что контракт RIL KG-D6 также подлежит досрочному пересмотру в том же месяце — апреле 2014 года.[8] Если нормы будут использоваться, Reliance тоже выиграет и будет продавать свой газ примерно по $8,4/млн БТЕ. [9]

Именно против повышения цен выступили Постоянный финансовый комитет и партия Аам Аадми. Оба требуют убедить RIL добывать газ и продавать газ по заранее пересмотренной цене. [10]

Комитет Рангараджана также рекомендовал внести поправки в контракты о разделении 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 г. под руководством Виджая Келкара, уже отклонил выводы Комитета Рангараджан о распределении прибыли и, вероятно, отменит рекомендации, когда представит свой окончательный отчет позднее в 2014 г. [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.

Таким образом, 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 это сделано 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 совместно 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 энергоресурсов, 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 распространиться на других крупных импортеров, таких как Корея и Китай, которые борются с теми же проблемами.

А пока 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] .

Ссылки и примечание:

1. Не все формулы ценообразования, используемые в этих соглашениях, являются общедоступными, но ценообразование должно осуществляться на «вытянутой руке», то есть без сговора или влияния

2.Равичандран, К. (2013). Повышение цен на газ: анализ последствий. Повышение цен на газ: анализ воздействия , 02. Получено с http://www.icra.in/Files/ticker/Gas Price Hike Impact Analysis.pdf

3. МЕТИС Энерджи Консалтинг. (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. Рангараджан, К. 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. Араман Г. Министерство нефти и природного газа (2014 г.). Руководство по ценообразованию на природный газ на внутреннем рынке (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). Доклад комитета по механизму соглашений о разделе продукции в нефтяной промышленности, 101 . Получено с 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 nter.hks.harvar d.edu/files/CES -pub-GeoGasIndi a-102513-3.pdf

10. Синха Ю. Министерство 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 цены на природный газ.pdf

11. Правительство Индии, Министерство нефти и природного газа. (2013). Доклад комитета по дорожной карте снижения 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). 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 о переходе на более чистую систему электроснабжения с использованием традиционных источников в качестве мостовых технологий – системное исследование , 57.

15. Кейт В., Варро Л. и Корбо А. Международное энергетическое агентство, (2013 г. ). 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 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 Limited, RIL KG-D6

Цепочка создания стоимости нефти и газа

— Дев Аравинд — Hindustan Oil Exploration Company Ltd.

Эта статья написана с целью дать читателям представление о различных видах деятельности, начиная от выявления и оценки запасов нефти и газа и заканчивая добычей углеводородов и, в конечном итоге, продажей продуктов нефтепереработки потребителям.

Три аспекта цепочки создания стоимости:

Разведка и добыча – Разведка и добыча

Мидстрим – Транспортировка и хранение

Даунстрим – Переработка и розничные рынки

Компании в секторе разведки и добычи также называются «Компаниями по разведке и добыче (E&P)». Эти компании в основном занимаются выявлением и оценкой потенциальных нефтегазодобывающих блоков, бурением разведочных скважин, разработкой планов разработки месторождений (ППР) и развитием инфраструктуры на экономически рентабельных нефтяных месторождениях для добычи коммерческих объемов углеводородов.

Компании среднего и среднего звена обычно занимаются транспортировкой углеводородов. Различные виды транспорта включают трубопроводный, морской, железнодорожный и автомобильный транспорт, в зависимости от типа транспортируемого продукта.

Компании в секторе переработки и сбыта участвуют в процессах переработки, маркетинга и продаж. Эти компании перерабатывают и перерабатывают сырую нефть в различные производные продукты, такие как сжиженный нефтяной газ, бензин, топливо для реактивных двигателей, дизельное топливо, другое жидкое топливо и т. д., которые, в свою очередь, продаются разным конечным пользователям.

Краткий снимок цепочки создания стоимости в нефтегазовой отрасли показан на рисунке ниже.

Разведка и добыча

Сектор разведки и добычи является сектором с высоким риском и высоким вознаграждением, где компании используют в основном заранее определенную структуру для выявления, оценки и продвижения к добыче углеводородов. Это связано с тем, что успех компании, занимающейся разведкой и добычей, зависит от сочетания (i) соблюдения основных принципов нефтяной геологии, разработки месторождений и физики, используемых в процессе бурения, и (ii) применения упомянутых выше принципов для работы на суше или на море. окружающая обстановка.

Эти компании обычно проводят сейсморазведку для оценки месторождений на предмет потенциального наличия запасов углеводородов. Вскоре после того, как они установили наличие углеводородов в конкретном блоке, они разрабатывают подходящий FDP. На основе FDP затем бурятся скважины для добычи нефти и газа, при этом добытые углеводороды продаются компаниям, расположенным ниже по течению, которые перерабатывают и продают полученные продукты клиентам.

Этот производственный процесс в целом включает рабочий процесс, показанный ниже.

Кроме того, эти добывающие компании либо сами, либо с помощью нефтесервисных компаний начинают кампании по добыче «первой нефти» и в конечном итоге начинают добычу нефти и газа.

Несколько ключевых проблем в секторе разведки и добычи нефти и газа

* строго регулируется государственными органами

* Открытие новых разведочных месторождений требует больших первоначальных инвестиций

* Несмотря на то, что программы бурения учитывают предполагаемое подземное или подводное давление, возможные колебания пластового давления могут привести к увеличению капитальных затрат

* Неопределенность сейсмических и геологических данных, которые не могут быть преобразованы в коммерчески жизнеспособный FDP, может привести к финансовым потерям для компании, занимающейся разведкой и добычей. Компании, занимающиеся разведкой и добычей, могут частично или полностью возместить инвестиции

* Поддержание пластового давления для поддержания стабильной добычи требует очень точного анализа и повторяющихся исследований для тщательного мониторинга уровней давления

* Использование человеческих ресурсов имеет решающее значение для компании, занимающейся разведкой и добычей. Включает компании, в штате которых есть работники, работающие по контракту с внешними подрядчиками в пиковые периоды работы, такие как буровые кампании и т. д.

Компании разведки и добычи тщательно планируют использование своих ресурсов для обеспечения максимальной прибыльности с помощью различных средств, перечисленных ниже:

* Использование передовых технологий и концепций

* Внедрение лучших практик

* Использование талантливых человеческих ресурсов.Оптимальный баланс между внутренней и внешней работой

Чтобы активизировать усилия компаний, занимающихся разведкой и добычей, по реализации вышеупомянутого, нефтесервисные компании позволяют компаниям, занимающимся разведкой и добычей, достигать своих целей, предоставляя различные интегрированные услуги и различные предложения программного обеспечения. Эти компании помогают в строительстве, обслуживании и мониторинге инфраструктуры на проверенных нефтяных месторождениях.

Компании по обслуживанию скважин

Учитывая высокий риск и инвестиции, связанные с разведкой и добычей, потребность в узкоспециализированном оборудовании и услугах имеет первостепенное значение.

Это породило новый набор компаний, предоставляющих нефтесервисные услуги. Эти компании входят в схему вещей, как только компания, занимающаяся разведкой и добычей, определилась со стратегией добычи и разработала ПРР для разработки конкретного нефтяного месторождения. Затем компании, занимающиеся разведкой и добычей, приступают к поиску различных нефтесервисных компаний, которые могут удовлетворить предлагаемые ими инфраструктурные требования. Нефтесервисные услуги могут включать в себя отдельные услуги, такие как обслуживание скважин (оборудование для строительства и заканчивания скважин), поставку бурового раствора, химикатов и т. д.или комплексные услуги (сочетание отдельных услуг), которые могут потребоваться компаниям, занимающимся разведкой и добычей.

Нефтесервисные компании выполняют множество услуг на уровне месторождения, начиная от характеризации, бурения, заканчивания и заканчивая любыми вмешательствами, которые могут потребоваться. Каждая из этих широких услуг дополнительно классифицируется, и краткий снимок показан ниже.

Несколько ключевых проблем, с которыми сталкиваются нефтесервисные компании

* Внедрение новейших технологий, оборудования и других ресурсов

* Значительные капиталовложения, необходимые для того, чтобы идти в ногу с последними тенденциями в области технологий и проектирования оборудования

* Обычно оборудование и другие активы находятся в ведении сервисных компаний, пока не будут доставлены назначенному клиенту

* К внешним факторам относятся: правила конкретной страны, сроки операций в порту/регионе, другие внешние зависимости

Перерабатывающий сектор: хранение и транспортировка

Компании сектора транспортировки и переработки транспортируют добытые углеводороды от компаний, занимающихся разведкой и добычей, к компаниям, занимающимся переработкой, которые, в свою очередь, перерабатывают и продают полученные продукты конечным потребителям.

Деятельность перерабатывающей промышленности включает транспортировку, переработку и хранение углеводородов, таких как природный газ, нефть и сжиженный природный газ (ШФЛУ). Каждый из этих энергетических товаров имеет свой собственный связанный набор активов в средней части потока, предназначенных для максимизации стоимости каждого барреля, добытого из-под земли.

Сектор транспортировки и транспортировки включает следующие виды деятельности:

Сбор и обработка
Транспорт
Хранение (в некоторых исключительных случаях) и логистика

Перерабатывающие компании собирают нефть и газ отдельно после некоторой обработки на уровне месторождения.

Сбор нефти: В случае оффшорной добычи нефть накапливается в сети полевых трубопроводов меньшего размера, которая затем перемещается вдоль побережья или по рекам на небольших баржах и транспортируется по всему миру танкерами или судами. В случае наземной добычи наземный транспорт состоит из комплектов трубопроводов, автомобилей и железнодорожного транспорта.

Сбор природного газа: Природный газ обычно течет под гораздо более высоким давлением, чем сырая нефть.Следовательно, он транспортируется по трубопроводам большого диаметра с высоким давлением, называемым линиями электропередач.

Хранение сырой нефти: Это происходит через наливные терминалы, нефтеперерабатывающие резервуары, сборные резервуары и т. д., чтобы гарантировать, что материалы готовы к отправке для отправки на судне.

Эта деятельность компаний, занимающихся переработкой и переработкой, позволит перерабатывающим компаниям использовать легкодоступные углеводороды для переработки и продажи конечным потребителям.

Несколько ключевых проблем в секторе транспортировки и транспортировки нефти и газа

* Компании среднего и среднего звена в значительной степени зависят от операций добывающих компаний

При высокой внешней зависимости компаниям среднего уровня сложно масштабировать/сокращать инфраструктуру (преимущественно постоянную), которая потребляет большое количество ресурсов

* Для технического обслуживания трубопроводов и другой логистики требуются квалифицированные человеческие ресурсы, что ложится тяжким бременем на финансы компаний среднего звена

Сектор переработки и сбыта: переработка углеводородов и розничная торговля

Компании сектора даунстрим получают добытые углеводороды из сектора разведки и добычи через инфраструктуру, предоставляемую компаниями мидстрим, и перерабатывают их в производные продукты. Затем эти компании расширяют свою деятельность по маркетингу производных продуктов.

На нефтеперерабатывающем заводе сырая нефть перерабатывается в товарное топливо и другие нефтепродукты. Затем все продукты продаются по каналам «бизнес для бизнеса» (B2B) и «бизнес для потребителя» (B2C) нижестоящими компаниями.

Переработка относится к тем процессам, которые превращают сырую нефть и другие сырые жидкие углеводороды в нефтепродукты, такие как бензин, дизельное топливо или сжиженные нефтяные газы (СНГ), пригодные для конечного потребления.

Дистилляция относится к процессу разделения, при котором компоненты сырой нефти разделяются на несколько производных нефти по их температурам кипения. Обычно это осуществляется в дистилляционных колоннах.

Конверсия относится к процессам крекинга, посредством которых низкоценные углеводороды превращаются в более легкие и более ценные продукты.

Несколько ключевых проблем в секторе переработки и сбыта нефти и газа

* Перерабатывающие компании, являющиеся последними в цепочке создания стоимости, должны будут платить надбавку за свое сырье

* Хотя цены на нефть и другие внешние факторы определяют цены на различные виды топлива и нефтепродуктов

* Конечные потребители склонны связывать колебания цен на нефтепродукты с ценовой политикой перерабатывающих компаний. Перерабатывающие компании сталкиваются с проблемами спроса и предложения на собственном опыте с клиентами

Автор: Дев Аравинд

Автор — Дев Аравинд — бизнес-аналитик компании Hindustan Oil Exploration Company Limited. Присоединившись к компании не так давно, в августе 2019 года, он быстро зарекомендовал себя как адаптируемый и быстро обучающийся человек. На своей нынешней должности он отвечает за консолидированное управление ежедневными производственными отчетами всех производственных блоков HOEC, а также за изучение и оценку потенциальных возможностей для улучшения бизнес-процессов компании.Вне работы Дева можно застать за просмотром хорошего фильма или сериала или за последними новинками в области музыки и передовых технологий.

Каталожные номера:

https://www.api.org/~/media/Files/Policy/Safety/API-Natural-Gas-Supply-Chain.pdf

https://blogs. sap.com/2008/03/31/know-the-value-chain-in-oil-industry/

https://moga.saoga.org.za/resources/oil-gas-value-chains

https://www.total.com/en/media/video/oil-and-gas-value-chain#Read%20the%20стенограмма

http://сайтресурсы.worldbank.org/INTOGMC/Resources/noc_chapter_1.pdf

https://www.investopedia.com/ask/answers/060215/what-difference-between-Upstream-and-Downstream-oil-and-gas-operations.asp

https://www2.deloitte.com/us/en/insights/industry/oil-and-gas/decoding-oil-gas-downturn/exploration-production-Upstream.html

https://www.gecf.org/gas-data/gas-value-chain.aspx

https://www.slb.com/business-solutions/asset-consulting-services

Цепочка создания стоимости в нефтегазовой отрасли — Дев Аравинд2019-12-102019-12-12/wp-content/uploads/2019/05/hoec-logo.pngHindustan Oil Exploration Company Ltdhttps://www.hoec.com/wp-content/uploads/2019/12/value-chain-image-1.jpg200px200px

Excelerate Energy заключает предварительную сделку по перевозке СПГ с аргентинской компанией YPF

Сжиженный лес Компания по добыче природного газа Excelerate Energy заключила предварительную сделку по перевозке СПГ с аргентинской компанией YPF — новейшим в мире экспортером переохлажденного топлива.

Ожидается, что окончательное соглашение будет заключено в ближайшие дни, но в соответствии с предварительным соглашением YPF будет использовать танкер СПГ, принадлежащий Excelerate, для доставки сжиженного природного газа клиентам по всему миру, начиная с сентября.

В мае бельгийский судоходный гигант Exmar завершил и ввел в эксплуатацию морской завод YPF Tango Floating Liquefied Natural Gas, или FLNG, в аргентинском штате Баия-Бланка. Морской завод СПГ с использованием подводного трубопровода был построен для получения природного газа из сланцевого месторождения Вака-Муэрта, его сжижения и транспортировки танкерами по всему миру.

Деловые амбиции: Аргентина использует сланцевый бассейн Вака Муэрта, чтобы стать экспортером СПГ

«Мы продолжаем продвигаться вперед, стремясь повысить стоимость аргентинского природного газа и экспортировать излишки в те месяцы низкого местного потребления, чтобы полностью раскрыть потенциал производителя и экспортера аргентинского природного газа», — заявил исполнительный вице-президент YPF Маркос Браун. заявление.

В соответствии с соглашением с YPF, танкер Excelerate Excalibur станет одним из двух судов, используемых для доставки сжиженного природного газа из Tango FLNG, что позволило южноамериканской стране стать новейшим в мире экспортером СПГ.

«Для нас партнерство с YPF в этой деятельности является важной вехой, поскольку мы вкладываем все наши отраслевые ноу-хау в транспортировку аргентинского природного газа по всему миру», — сказала Габриэла Агилар, генеральный менеджер Excelerate в Аргентине.

Fuel Fix: Получайте ежедневные заголовки новостей об энергетике на свой почтовый ящик

Основанная в 2003 году при поддержке миллиардера из Оклахомы Джорджа Б. Кайзера, частная компания Excelerate сейчас насчитывает около 100 сотрудников и контролирует активы на сумму более 3 миллиардов долларов по всему миру.

Excelerate владеет одной третью текущего мирового флота плавучих судов для хранения и регазификации, которые могут использоваться в качестве терминалов для импорта СПГ.

Хотя они не могут импортировать столько природного газа по объему, FSRU рассматриваются как более гибкий и рентабельный вариант, чем строительство береговых объектов.

Читайте последние новости нефтегазовой отрасли на HoustonChronicle.com

Что делает трубопроводный газ для приготовления пищи таким удобным?

Индия стремится стать экономикой, основанной на газе. В то время как текущая доля газа в энергетическом балансе Индии составляет 6%, центральное правительство поставило амбициозную цель увеличить ее до 15% к 2030 году. Поскольку природный газ также используется в домашних хозяйствах в качестве трубопроводного природного газа (PNG), увеличение потребления база для этого топлива для приготовления пищи является одним из способов эффективного продвижения к нашим целям в области природного газа.Точно так же растущее использование автомобилей, работающих на КПГ, также может способствовать переходу Индии на газ.

(СПГ или сжатый природный газ — это топливо с низким уровнем выбросов, используемое для двигателей автомобилей.) Только в 2018–2019 годах в двух городах Мумбаи и Дели было установлено 11,25 млн подключений для СПГ и PNG.

В то время как цели и амбиции правительства побудили энергетические компании поставлять природный газ на более широкую базу, каковы преимущества, которые побуждают людей делать выбор в пользу трубопроводных газопроводов? Мы поговорили с 5 людьми из разных слоев общества, которых объединяет одно — все они используют PNG.Вот что они сказали о переходе с газовых баллонов на газопроводы:

Самин Сайеда, писатель, житель Дели

Использование PNG в течение 3 лет
ET Прожектор
Последние 4 года я живу одна. Когда-то готовить было муторно, потому что приходилось следить за датой заправки баллона, правильно ли он подсоединен и тому подобное. Однако недавно я перешел на газопровод, и это очень облегчило мне жизнь.

Я могу обуздать свои полуночные приступы голода с помощью нескольких быстрых рецептов, не беспокоясь о том, что у меня кончится бензин. Удобство трубопроводных газовых линий – вот что делает их моим предпочтительным выбором. Счета можно легко хранить в режиме автоматической оплаты, а постоянные напоминания в сообщениях также полезны.

Ранджана Ниджхаван, домохозяйка, жительница Гуруграма
Использование PNG в течение 4 лет

ET Прожектор
Я пользуюсь газопроводом с тех пор, как мы перешли на Гуруграм 4 года назад.После длительного использования газовых баллонов переход на трубопроводную газовую магистраль был комфортным. PNG лучше во всех отношениях. Он очень удобен в использовании, экономичен и, самое главное, не занимает много места. Всегда хорошо иметь дополнительное место для хранения на кухне. В прошлом бывали ситуации, когда гости приходили без предупреждения, и у нас заканчивался бензин на полпути. Борьба за поиск запасного баллона в таких ситуациях была настоящей.

Однако с PNG эта проблема осталась в прошлом.Принимая во внимание все обстоятельства, я всегда предпочел бы использовать газопровод, поскольку он очень выгоден с практической точки зрения.

Эрик Лобо, специалист по СМИ, житель Мумбаи
Использование PNG в течение 5 лет

ET Прожектор
Я использовал PNG последние 5 лет, и он очень прост в использовании. У меня дома 3-летний ребенок, и я никогда не мог представить, чтобы он играл с газовыми баллонами. Но я недавно переехал, и последние два месяца мне приходилось полагаться на газовые баллоны.За это время у нас уже закончился бензин, и мы выживали на доставке еды 2 дня, пока ждали замену. Иметь озорного малыша, который продолжает играть с ручками печки, — одна из самых ужасных вещей. Теперь я понимаю, какой комфорт и безопасность дала мне PNG. Благодаря двухкнопочной системе безопасности я всегда уверен, что мой ребенок в безопасности. Мне не приходится сталкиваться с постоянным страхом, который сопровождает использование газовых баллонов.

Кроме того, дополнительное удобство, заключающееся в том, что никогда не хватает газа или никогда не нужно дважды проверять, правильно ли установлен регулятор или действительно ли он выключен, делает PNG моим наиболее предпочтительным вариантом.Мое новое место получит соединение PNG к концу этого месяца, и я не могу дождаться, чтобы вернуться к этому надежному источнику.

Сиддхарт Шридхар, специалист по рекламе, житель Мумбаи
Использование PNG в течение 6+ лет

ET Прожектор
Я выбрал соединение PNG, как только оно было представлено, и это действительно было благом для работающих профессионалов, таких как я. Раньше были случаи, когда мне приходилось уходить с работы пораньше, чтобы собрать газовые баллоны, так как невозможно было найти подходящее время, чтобы доставить запасные баллоны домой.Благодаря простоте использования PNG, цилиндры для готовки стали для меня делом прошлого. Безопасность и комфорт, которые обеспечивает PNG, сделали мою жизнь намного проще.

Р. Сакунтала, учитель на пенсии, житель Мумбаи
Использование PNG в течение 2 лет

ET Прожектор
Я использовал газовые баллоны на протяжении десятилетий, но недавно перешел на PNG. Одна большая проблема, с которой мне больше не приходится сталкиваться, — это замена цилиндров. Я боялся поднимать и транспортировать тяжелые газовые баллоны.С трубопроводной газовой линией не требуется никаких тяжелых работ, и мне не нужно полагаться ни на что и ни на кого для непрерывной и своевременной подачи газа. В прошлом бывали случаи, когда нам приходилось брать баллоны у соседей или заказывать их, потому что у нас кончился бензин. Теперь я могу легко наслаждаться приготовлением пищи, не беспокоясь, благодаря постоянной подаче газа. Счета также легко оплачиваются онлайн, что делает мою жизнь проще.

Все эти истории убедительно доказывают, что PNG является наиболее предпочтительной формой газа для приготовления пищи.Еще одним большим преимуществом использования PNG является то, что природный газ оказывает меньшее воздействие на окружающую среду по сравнению с обычными видами топлива. Но необходимо задать вопрос: что потребуется для более широкого перехода на этот безопасный, надежный и надежный вид топлива? Индия наращивает инвестиции в городской газовый сектор, чтобы значительно расширить сферу применения КПГ и ПНГ. И его потребность в природном газе, кажется, утоляется благодаря лидерам энергетики, таким как ExxonMobil, которые ищут инновационные способы расширения доступа Индии к природному газу.

Ранее в этом году ExxonMobil объявила о сотрудничестве с ведущим поставщиком газа в Индии GAIL и местной энергетической компанией Indian Oil. ExxonMobil, ведущий новатор в области экологически чистых энергетических решений, вот уже два десятилетия помогает Индии расширить доступ к газовой энергии. Увеличение потребления PNG станет важным шагом, среди прочего, к увеличению доли природного газа на энергетическом рынке Индии и снижению выбросов углерода в стране.

С такими энергетическими игроками, как ExxonMobil, стремящимися увеличить производство этого экологически чистого топлива, ожидается рост PNG. А учитывая, насколько люди довольны этим источником, кажется, что это беспроигрышный вариант для всех. Как показывают отзывы пользователей, выбор PNG вместо газовых баллонов не только повышает удобство, снижает затраты и повышает безопасность, но также предоставляет пользователям выбор в пользу окружающей среды, который необходимо делать в более широком масштабе.

Exxon Mobil Corporation имеет многочисленные филиалы; для удобства и простоты в этой статье термин «ЭксонМобил» используется как сокращенное обозначение одной или нескольких из этих дочерних компаний или аффилированных лиц.

Нефть и газ 101: Водород

Может ли Канада стать горячей точкой с голубым водородом?

Поскольку мир движется к решению проблемы изменения климата, водород может стать более важным фактором сокращения выбросов углерода. При сгорании водород производит тепло или электричество по мере необходимости, без выбросов углекислого газа или других парниковых газов (ПГ). Единственным побочным продуктом является вода. Однако во время производства и транспортировки могут образовываться некоторые выбросы, в зависимости от метода и того, как он используется.

Водород — энергоемкое топливо, которое можно использовать по-разному: от промышленных применений до отопления домов, производства электроэнергии в крупномасштабных долговременных хранилищах энергии (аккумуляторах) и в топливных элементах, питающих транспортные средства. В то время как технология топливных элементов развивается, многие из этих других приложений далеки от коммерческого развертывания.

В то время как разработка легковых автомобилей с низким уровнем выбросов была сосредоточена на технологиях электрических батарей, высокая плотность энергии водорода делает его хорошим кандидатом для большегрузных транспортных средств, таких как автобусы и грузовики, а также для новых технологий, таких как аэротакси.

Однако в ближайшей перспективе водород можно будет смешивать с потоками природного газа для потребительских целей, таких как производство электроэнергии, отопление жилых помещений и приготовление пищи, что позволит снизить общие выбросы от сжигания природного газа (который уже является топливом с относительно низким уровнем выбросов). Например, компания Heritage Gas в Новой Шотландии изучает возможность смешивания топлива. В Альберте компания ATCO Ltd. недавно объявила о проекте по смешиванию водорода с частью существующей сети природного газа, который будет использоваться в основном для отопления зданий.

Самые большие проблемы: производство водорода обходится дорого, а некоторые методы производства приводят к значительным выбросам. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), серый водород в настоящее время является самой дешевой формой, что обусловлено ценой на природный газ, из которого он получен. МЭА прогнозирует увеличение мирового спроса на природный газ, что, как ожидается, приведет к росту цен. Это, в свою очередь, может сделать другие формы водорода относительно более экономичными. Кроме того, выбросы парниковых газов, связанные с серым водородом, часто облагаются налогами на выбросы углерода и другими расходами, которые растут по мере того, как правительства стремятся сократить выбросы.

Серый, синий, зеленый? Расшифровка типов водорода

Серый водород — это распространенный продукт, получаемый из природного газа в процессе, называемом паровым риформингом метана (SMR). SMR смешивает природный газ с очень горячим паром в присутствии катализатора. Химическая реакция создает водород и угарный газ. Добавляется больше воды, превращая монооксид углерода в диоксид углерода и создавая больше водорода из добавленной воды. Углекислый газ выбрасывается в атмосферу. Около 95% всего водорода, производимого сегодня в мире, — это серый водород.

Синий водород

создается с использованием того же процесса SMR, но вот ключевое отличие: произведенный углекислый газ улавливается с использованием технологии улавливания и хранения углерода (CCS), которая обычно нагнетает углекислый газ в глубокие породы или соляные породы для постоянного хранения. Результат: производство почти чистого водорода со значительным снижением выбросов парниковых газов – до 90 % ниже, чем у серого водорода. Затраты на производство голубого водорода определяются стоимостью природного газа, а также стоимостью разработки и эксплуатации систем CCS.

Зеленый водород не включает природный газ или нефть. Вместо этого в процессе, называемом электролизом, молекулы воды расщепляются, образуя водород и кислород. Если для производства электроэнергии, необходимой для процесса, используются возобновляемые источники энергии, производство зеленого водорода может иметь очень низкий уровень выбросов. Однако количество требуемой электроэнергии делает этот процесс дорогостоящим по сравнению с созданием голубого водорода.

Движущийся водород

После производства существует несколько вариантов транспортировки водорода, в том числе по трубопроводам, для которых требуется сжатие водорода (аналогично природному газу), или автомобильным или железнодорожным транспортом, что опять же требует сжатия или сжижения, аналогичного сжиженному природному газу (СПГ).Морской транспорт может доставлять водород на глобальные рынки либо в сжиженном виде (требующем очень низких температур, опять же аналогично СПГ), либо путем преобразования водорода в более стабильное соединение, такое как аммиак. Водород можно смешивать с природным газом (до 20% от общего объема) и транспортировать по существующим газопроводам, в то время как чистый водород требует специальных трубопроводов и инфраструктуры.

Растущие мировые рынки

По данным МЭА, глобальная водородная революция уже идет полным ходом, подкрепленная желанием сократить выбросы парниковых газов.Многие правительства в Европе, а также в Южной Корее, Японии и Австралии разрабатывают политику и стимулы, которые поддерживают производство голубого водорода. По оценкам Hydrogen Council, глобального консультативного совета руководителей корпораций, к 2050 году производство водорода может приносить 2,5 триллиона долларов США в год.

В частности, для Канады голубой водород может иметь ключевое значение для будущего производства, в котором используются многие из существующих в стране источников энергии, технологий, навыков и геологических преимуществ для CCS.

Преимущество Канады в области голубого водорода

Западная Канада идеально подходит для производства голубого водорода: обильные запасы недорогого природного газа; многочисленные глубокие скальные образования, подходящие для CCS; и сильная культура инноваций. Немногие другие страны-производители в мире обладают этим важным сочетанием, а это означает, что Канада — и особенно Альберта — сможет извлечь выгоду из этих преимуществ в ближайшие десятилетия. Благодаря развитию крупномасштабной инфраструктуры транспортных трубопроводов Канада может стать мировым лидером в области производства высококачественного водородного топлива для развивающихся международных рынков.

Согласно недавнему отчету базирующегося в Альберте аналитического центра Transition Accelerator, промышленный центр провинции Альберта к северу от Эдмонтона может стать первым крупным центром производства голубого водорода в Канаде. Использование существующей инфраструктуры, технологий и опыта означает, что эта область имеет стратегическое положение для того, чтобы взять на себя лидирующую роль. Фактически, у Альберты есть потенциал для производства одного из самых дешевых в мире голубого водорода.

Alberta уже имеет важнейшую инфраструктуру CCS.Углеродный магистраль Альберты (ACTL) — крупнейший в мире углеродный трубопровод — транспортирует углекислый газ, вырабатываемый рядом различных объектов в регионе Хартленд, в хранилище в подземных резервуарах в центральной части Альберты. В настоящее время в этом трубопроводе существует избыточная мощность, которая может быть заполнена углекислым газом, образующимся при производстве голубого водорода. А проект Quest CCS, связанный с установкой для модернизации Shell Scotford недалеко от Эдмонтона, имеет превосходный резервуар глубокого хранения со значительной емкостью для закачки углекислого газа.

Пять объектов в коридоре Хартленд производят водород, в том числе нефтеперерабатывающий комплекс Shell Canada в Скотфорде, нефтеперерабатывающий завод NorthWest и завод по производству удобрений Agrium. В настоящее время Альберта производит около 2250 тонн водорода в день, из которых около 930 тонн в день можно считать голубым водородом.

Правительство Альберты недавно опубликовало свою концепцию и стратегию в области природного газа, которая включает положения о технологии голубого водорода, а в декабре 2020 года федеральное правительство опубликовало свою национальную водородную стратегию.

Несмотря на наличие возможностей для развития водородных технологий в будущем, внутренние и мировые рынки только постепенно формируются.

Сжиженный природный газ (СПГ), технологии сжижения

Перевод 1 тонны СПГ в кубометры (м

Процесс сжижения газа

Оборудование СПГ-завода

Основные производители СПГ по данным 2009 г:

Производство СПГ в России

Что такое СПГ. Объясняем простыми словами — Секрет фирмы

Пример употребления на «Секрете»

Нюансы

История

Статью проверил:

ПАО НОВАТЭК Бизнес : Проект «Арктик СПГ 2»

«Арктик СПГ 2» – очередной проект «НОВАТЭКа», связанный с производством сжиженного природного газа

Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений

Конкурентные преимущества

Статус реализации проекта

Пресс-релизы ООО «Арктик СПГ 2»

Секретный Проект «Газпрома» Что такое СПГ и зачем он российским газовикам: Ресурсы: Экономика: Lenta.ru

«Газпром» и конкуренция

Цена на сжиженный газ – стоимость сжиженного газа за тонну. Котировки цен на сжиженный газ на бирже

График цен на сжиженный газ EXW

Газ нефтяной сжиженный – EXW Тимофеевская УУВУ ГПУ “Полтавагаздобыча”

Газ нефтяной сжиженный – EXW Юльевский ЦПДГК ГПУ “Шебелинкагаздобыча”

Газ нефтяной сжиженный – EXW Яблоновское ОПГ Управление по переработке газа и газового конденсата

Газ нефтяной сжиженный – EXW ТЦСК “Базилевщина” Управление по переработке газа и газового конденсата

Газ нефтяной сжиженный – EXW Шебелинское ОПГКН Управление по переработке газа и газового конденсата

Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия – РТС-тендер

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Что такое LNG (СПГ)

Расшифровка малотоннажных контрактов на поставку СПГ

Дата начала

Логистика

Расшифровка влияния пересмотренных цен на газ

Расшифровка цен на природный газ в Индии

— Дев Аравинд — Hindustan Oil Exploration Company Ltd.

Excelerate Energy заключает предварительную сделку по перевозке СПГ с аргентинской компанией YPF

Что делает трубопроводный газ для приготовления пищи таким удобным?

Нефть и газ 101: Водород

Добавить комментарий Отменить ответ