Проектирование газоснабжения в Самаре и Тольятти, стоимость проекта газификации частного дома, промышленного предприятия

Без газа невозможно представить комфортную жизнь современного человека. Системы газоснабжения успешно функционируют как в частном секторе городов, так и в поселках с подключенными газовыми магистралями. В число газифицируемых объектов входят жилые дома, а также промышленные, коммерческие и производственные площади.

По своей популярности среди энергоносителей газ занимает второе место сразу после электричества. Однако в отличие от электропроводки монтаж системы газоснабжения представляет собой гораздо более сложный и трудоемкий технологический процесс.

Важно! Осуществлять газификацию должны только квалифицированные специалисты со всеми необходимыми допусками. В противном случае вы не сможете утвердить исполнительно-техническую документацию в разрешающих инстанциях, даже если проект газификации будет составлен без ошибок и нарушений правил.

Проектирование систем газоснабжения

Компания SUPER ГАЗ осуществляет профессиональное проектирование систем газоснабжения. Также при необходимости мы можем провести прокладку газопровода по готовому проекту. Газификацией занимаются квалифицированные специалисты с большим опытом монтажных работ.

Мы работаем как с крупными заказчиками (промышленные предприятия, строительные компании), так и с частными лицами, которым, как правило, требуется индивидуальный проект газификации частного дома. География деятельности SUPER ГАЗ практически не ограничена. Мы можем провести газоснабжение многоквартирного дома в черте города и осуществить полную газификацию поселка. Наиболее масштабными проектами в нашей работе является газоснабжение промышленных предприятий. Проектирование газоснабжения промышленных предприятий — достаточно сложная работа и требует от специалиста особой внимательности.

Проект газоснабжения частного дома

Специалисты компании SUPER ГАЗ создают проекты газоснабжения различной степени сложности. Одна из наиболее востребованных услуг — проектирование газоснабжения для частного дома. Процесс газификации дома можно разделить на проектные и монтажные работы, после выполнения которых происходит сдача в эксплуатацию готового объекта. Все этапы газоснабжения дома в сумме по времени могут занимать от нескольких недель до нескольких месяцев, что во многом зависит от решения горгаза.

Этапы газификации:

• консультация специалиста;
• определение возможности подвода газа к объекту;
• определение потребностей заказчика в газовом оборудовании;
• получение технических условий;
• разработка проекта газификации;
• монтаж газопровода на объекте;
• составление исполнительно-технической документации;
• подача пакета документов в проверяющие инстанции.

Важно! Монтаж систем отопления, обвязки котельных и другого оборудования не входят в услугу проектирования газификации. Однако при необходимости специалисты компании SUPER ГАЗ могут провести полный объём требуемых монтажных работ и подобрать заказчику необходимое оборудование: плиту, котел, сигнализатор загазованности, бойлер, газовый счетчик и др.

Чем выгодна газификация?

Уже много лет газ является не просто химическим сырьем, а одним из наиболее эффективных источников для получения энергии особенно на промышленных объектах. По сравнению с другими энергоносителями он имеет ряд важных преимуществ. Благодаря высокой температуре горения повышается эффективность использования этого топлива в энергетических и технологических целях.

Удельная теплота сгорания делает природный газ максимально экономичным топливом. К тому же расценки на газ в пересчете на единицу вырабатываемой тепловой энергии оказываются гораздо ниже по сравнению с другими энергоносителями.

Газификация промышленного объекта – это сложный процесс, требующий обязательного комплекта технической и разрешительной документации. Правильно проведенные работы по газоснабжению обеспечат пользователя бесперебойной и безопасной работой всей системы. Мы гарантируем высокое качество монтажа для дальнейшей безопасной эксплуатации. По желанию заказчика наши специалисты могут осуществлять дальнейшее сервисное обслуживание системы газоснабжения дома или любого другого объекта.

Проектирование систем газоснабжения промышленных объектов

Система газоснабжения промышленного предприятия характеризуется повышенной сложностью, а также ответственностью в плане безопасности эксплуатации и обслуживания. Она должна учитывать особенности работы самого объекта, удовлетворять его текущим требованиям и быть готова к модернизации, например, в случае необходимости наращивания объемов производства или изменения его специфики. Поэтому проектирование систем газоснабжения промышленных объектов — задача, решение которой следует доверять только специалистам с соответствующим опытом и знаниями.

Промышленная система газоснабжения включает в себя следующие объекты:

• ввод на территорию объекта
• межцеховые газопроводы;
• газопроводы, проходящие внутри цехов и других помещений;
• газорегуляторные пункты, газораспределительные установки;
• узлы учета расхода газа;
• обвязочные газопроводы устройств, потребляющих газ.

На территорию объекта газ поступает из городской магистрали через специальный ввод. В большинстве случаев такой ввод один. Однако тепло- и гидроэлектростанции могут иметь два и более вводов, так как их газоснабжение должно быть бесперерывным. Ввод в обязательном порядке оснащается главным отключающим устройством (ГОУ), которое позволяет перекрывать подачу газа, в случае возникновения необходимости. Ответственность за техническое состояние ГОУ несут городские службы, а потому важно обеспечить к нему свободный доступ в любое время. Оптимальный вариант — расположить отключающее устройство за пределами территории предприятия.

При разработке проекта газоснабжения необходимо учитывать широкий спектр факторов, включая давление газа в городской распределительной сети, производительность системы, давление газа, подаваемого на установки и т.д.

Преимущества сотрудничества с компанией SUPER ГАЗ:

• профессионализм и многолетний опыт работы;
• высокий уровень квалификации наших сотрудников;
• применение только качественных материалов и оборудования;
• индивидуальный подход к каждому клиенту для решения поставленных задач;
• наличие допусков и разрешительной документации к выполнению работ повышенной опасности;
• доступная стоимость услуг и гибкая ценовая политика.

Стоимость проекта газификации

Каждого заказчика интересует вопрос цены газификации частного дома или другого объекта. Сколько стоит сделать проект газоснабжения промышленного предприятия или дома? Наши специалисты выполняют проектирование систем газоснабжения для объектов разной степени сложности. В каждом отдельном случае общая стоимость может отличаться из-за наличия тех или иных нюансов. Приблизительный объем расходов до начала создания проекта газификации можно узнать у нашего менеджера по телефону на этой странице.

Разработка проекта газификации частного дома в Санкт-Петербурге и Л.О.

Для организации газового отопления в доме, необходимо разработать проект газификации дома.

Первый шаг в создании проекта газоснабжения — это получение технических условий на подключение к газу. О технических условиях можно прочитать здесь.

С заказчиком согласовывается трассировка газопровода по участку.
Чтобы разработать проект подключения газа, нужно произвести ниже перечисленный комплекс работ и учесть ряд критериев.

1. Требования к помещению для установки газового оборудования:

• — Объем помещения не менее 15 м³.
• — Высота потолка не менее 220 см.
• — Площадь остекления 0,03 от объема помещения.
• — Наличие естественной приточно-вытяжной вентиляции.

Важно! В случае расположения объекта котельной в цокольном или подвальном помещении необходима установка автоматики безопасности на газопроводе (монтаж электромагнитного клапана с датчиками загазованности).

2. Сбор исходных данных для проектирования:

• — Технические условия.
• — Топографическая съемка для проектирования М 1:500.
• — Паспорта на техническое оборудование (плита, котел и т.д.).
• — Выбор трассы прокладки газопровода (способы прокладки наружного газопровода – наземный или подземный).

3. Разработка проектной документации (ГСН, ГСВ).

Проект газоснабжения дома должен состоять из двух разделов, проект наружного газопровода (ГСН) и проект внутреннего газопровода (ГСВ).

4. Согласование проектной документации с заказчиком и газораспределительной организации.

Проектно-сметный отдел компании «СЕВЕРГАЗ» подготовит проект газоснабжения в строгом соответствии с установленными требованиями и нормами, договоренностями.
После утверждения данного проекта разрешается осуществлять строительство системы газопровода.

Проектирование систем газоснабжения, стоимость проекта газоснабжения в Москве и МО

Созданный согласно нормативам проект газоснабжения регламентирует параметры подключения к магистральному газопроводу, а также специфику разводки внутренней сети. Без него невозможна газификация промышленного и коммерческого объекта.

Особенности и необходимость проекта газоснабжения

Потребность в услугах по проектированию систем газоснабжения востребована в рамках предприятий, подключаемых к газовой сети. Документация обеспечивает беспроблемные переговоры с поставщиком ресурса, способствует эффективной разводке линии газоснабжения по целевой территории и помещениям.

Ключевая особенность проектов, связанных с газоснабжением, — обязательное прохождение экспертизы. Ввиду опасности транспортируемой среды эксперты предъявляют повышенные требования к документации.

Поручать проектирование газоснабжения рекомендуется аккредитованным организациям с большим опытом. Это гарантирует получение требуемых разрешений и слаженный монтаж газовой линии.

Исходные данные и документы для проектирования

Для эффективного проектирования системы газоснабжения необходимо проведение определенных работ:

• топографическая съемка;
• инженерно-геологические изыскания с последующим изъятием образцов и формированием разрезов;
• расчет лимитов газа, потребляемых предприятием;
• изучение условий сотрудничества с ключевыми поставщиками.

Заказчику также потребуется ТУ от организации, осуществляющей газоснабжение.

Требуется консультация по проектированию систем газоснабжения?

Позвоните нам по телефону или заполните онлайн-форму. Наш специалист подробно ответит на вопросы, уточнит нюансы и предложит оптимальный вариант взаимовыгодного сотрудничества.

Этапы разработки проекта газоснабжения

Операции по проектированию системы газового снабжения представлены комплексной процедурой, содержащей несколько этапов.

1. Анализ участка. На объект прибывают специалисты, ответственные за подготовку проекта. Они определяют ключевые параметры площадки, проводят изыскания. При необходимости привлекается дополнительная техника.
2. Получение согласований. Инженеры связываются с контролирующими органами и поставщиками газа. Уточняют требования к газопроводу, запорной арматуре и смежному оборудованию, согласовывают параметры подключения объекта к общей магистрали.
3. Проектирование. На основании полученных данных специалисты разрабатывают проект системы подачи газа для целевого объекта.
4. Прохождение экспертизы. Проект передается экспертам для всесторонней проверки. По завершении работ оформляется положительное заключение, подтверждающее корректность инженерных решений, предложенных проектировщиками.

Окончательный этап — оформление разрешения в органах местного самоуправления. Процедура регламентирована, должна идти в установленные сроки и соответственно штатному порядку.

Типовой проект сети газоснабжения имеет следующий состав:

• пояснительная записка;
• расчетная часть;
• технологические схемы и чертежи;
• генплан;
• план прокладки магистрали, расположения потребителей и смежного оборудования;
• сметная документация;
• ПОС;
• пожарная безопасность;
• охрана окружающей среды.

Возможно наличие дополнительных разделов, отражающих параметры интеграции нетипового оборудования в газопровод и его эксплуатации.

Стоимость проектирования газоснабжения

При расчете стоимости проекта газоснабжения учитываются следующие нюансы:

• конфигурация газопровода, прокладываемого в рамках объекта;
• разработка дополнительных инженерных решений, необходимых для подключения к магистрали на условиях поставщика ресурсов;
• протяженность сети;
• потребность в дополнительных согласованиях;
• стоимость изысканий;
• особые пожелания заказчика.

Окончательная цена работ фиксируется в сметной документации и договоре.

Преимущества компании IR Proekt

Компания IR Proekt оказывает услуги по проектированию газовых сетей в Москве и Московской области. Мы предлагаем выгодные условия сотрудничества для коммерческих предприятий и промышленных организаций.

• Профессиональный подход. Компания располагает укомплектованным штатом квалифицированных инженеров. Специалисты обладают богатым опытом, подготавливают эффективные решения для систем любой сложности.
• Отсутствие посредников. IR Proekt выполняет работы за счет собственных сил. Это исключает привлечение сторонних организаций, гарантирует своевременную подготовку документации и полную ответственность исполнителя.
• Сбалансированные цены. Стоимость услуг по проектированию определена согласно реальным затратам, прописана в тарифной сетке, не изменяется на протяжении периода сотрудничества.
• Обширная техническая база. Организация располагает всем необходимым для проведения работ. Штатные инженеры используют прогрессивные системы автоматического проектирования и высокоточные измерительные приборы.

Ознакомиться с действующими расценками на проектирование и условиями сотрудничества позволит соответствующий раздел сайта.

Как заказать проект газоснабжения?

Оформить заявку на подготовку проектной документации помогут штатные консультанты. Они расскажут о специфике работ и требованиях к документации, окажут содействие в подготовке ТЗ и сборе необходимых данных.

Для общения с сотрудниками IR Proekt воспользуйтесь телефоном, формой обратной связи или электронной почтой.

Наши работы

Посмотрите на работы компании IR-Proekt

Заявка на консультацию по проектированию газоснабжения

Оставьте свои данные и мы свяжемся с Вами в ближайшее время!

Проект газификации, разработка и согласование газоснабжения дома

Проект газификации дома — это разработанная на основании действующих требований и пожеланий схема ввода энергооборудования на объект.

В проект входят: Различные показатели и расчеты энергоэффективности объекта,спецификация на материал, питающее оборудование, а также обоснование тех или иных решений для строительства надземного или подземного газопровода, сметные и локальные СМР (сметно монтажные работы).

Вы когда-нибудь пробовали остаться сухим, идя под проливным дождем и прикрываясь газетой?

Бесполезное занятие, верно?

 

Разработка проекта газификации частного дома очень похожа с прогулкой под ливнем. Трудно остаться «сухим», блуждая по коридорам государственных учреждений в надежде сегодня получить нужную справку.

 

Тем более что проектирование газоснабжения – задание непростое. И дело даже не в количестве инстанций, которые необходимо пройти.
Суть в самом документе.

 

нюансы:

Что  такое проект газификации частного дома? Это не просто согласование марок и моделей газовых приборов и их размещение. Это документ, в котором отражены сотни нюансов по газификации частного дома.

 

—  Можно ли врезаться в магистральный газопровод и что для этого нужно?
—  Почему выбран именно такой маршрут газопровода (обоснование) ?
—  Какая труба будет использоваться?
—  Какие теплообменник и вытяжка?
—  Особенности устройства дымохода (внутренний, наружный, с естественной вентиляцией?).

 

Проектирование газоснабжения должно завершиться официальным документом, в котором будут ответы на ВСЕ вопросы. Плюс учитываем и другие особенности. Например, помещение, в котором находится газовый котел, должно быть равно или больше 4 м2, высота потолков – 2,5 м и больше.

 

И т.п. Говоря о сотне нюансов, мы не преувеличили.

 

Решили подключить газ? Но не знаете с чего начать? Начните со Звонка

+ 7 (495) 989-18-49

 

Плюс документы, которые необходимы для проектирования газоснабжения: топографическая съемка участка (масштаб 1:500), сделанная не более 2-х лет назад, план земельного участка и архитектурные чертежи, акты о техническом состоянии вентиляции и дымоходов, и пр.

 

В итоге выглядит всё это как запугивание. Мол, смотрите, как сложно сделать газификацию частного дома собственными силами.

 

На самом деле это и правда непросто. И вы сами это знаете, раз читаете сейчас эти строки.

 

Что мы предлагаем? Мы предлагаем вам защиту от проливного дождя – широкий зонт.

 

Согласование газификации

 

Возьмите в руки широкий зонт и спокойно идите под ливнем, оставаясь при этом абсолютно сухим. Потому что все падающие с неба капли мы возьмем на себя.

 

Вспомните всё, что вы прочитали выше и читали ранее о проекте газификации частного дома. Документы, посещение Мособлгаза, БТИ, Москомархитектуры, ЕИРЦ и других госучреждений в Московской области, защита проекта, его реализация… Вместо вас всё это делают специалисты ЭЛЕЗАРГАЗ.

 

На компанию выписывается доверенность от вашего имени, на основании которой наши сотрудники проходят ВСЕ этапы получения разрешений, разработки и защиты что бы  проект успешно прошёл согласование .

 

Мы не будем говорить о многоопытных работниках и «личных связях».

 

Просто знайте, что после обращения в ЭЛЕЗАРГАЗ вторая наша встреча – это полноценный одобренный всеми инстанциями проект.

 

Как вы понимаете, цена на проект газификации частного дома в Москве и Московской области не может быть названа здесь и сейчас. Она зависит от многих факторов, которые нужно проанализировать.

 

В Интернете часто пишут, что в ГорГазе вам порекомендуют проектную организацию, к ней и обращайтесь. Мы с вами взрослые люди. И прекрасно понимаем «бескорыстность» таких рекомендаций.

 

Поэтому выбирайте проектную организацию самостоятельно. Основываясь на личной встрече и гарантиях.

 

Позвоните нам по тел. + 7 (495) 782-40-61 и убедитесь, что слова с делом не расходятся.

 

 

Наши допуски

 

Другие интересные пакеты:

 

Пакет газоснобжение «Частный малый» до 15 куб. м
Пакет газоснобжение «Бизнес. Оптима» 5-300 куб. м
Пакет газоснобжение «Бизнес. Максима» более 300 куб. м

Проектирование и монтаж газоснабжения под ключ в Самаре: стоимость работ

Компания «Эко-Терм» оказывает услуги по подаче и распределению газового топлива для дома или промышленного здания по внутренним и наружным сетям.

Наши специалисты готовы предложить вам как надземные, так и подземные наружные трубопроводные системы транспорта газа. Прокладка подземных газопроводов осуществляется посредством использования полиэтиленовых труб, обладающих уникальным комплексом свойств. Полиэтиленовые трубы долговечны, легки в обслуживании, обладают высокой коррозийной и химической стойкостью.

Мы рады предложить вам следующие услуги:

• Консультация по вопросам системы газоснабжения,
• Проектирование систем газоснабжения:
  • Предпроектные работы (получение технических условий на газификацию объекта, выполнение расчета годового расхода топлива, определение технической возможности по газификации объекта с обязательным выездом специалиста на объект),
  • Проектные работы (проектирование системы наружного и внутреннего газоснабжения, проектирование ГРП, ЩГРП, прохождение экспертизы на соответствие проектной документации требованиям промышленной безопасности);
• Комплектация оборудованием системы газоснабжения,
• Монтаж системы газоснабжения и сдача в эксплуатацию:
  монтаж газопровода и газоиспользующего оборудования, оформление и сдача приемо-сдаточной документации со всеми согласованиями, пуско-наладка и режимная наладка оборудования с оформлением соответствующих актов, заключительная сдача объекта в эксплуатацию с оформлением режимных карт работы газоиспользующего оборудования;
• Обслуживание системы газоснабжения.

Обладание большим опытом работы, наличие высококвалифицированного персонала, использование современных компьютерных программ позволяют нам предложить наилучшие инженерные решения для вашего дома.

Посмотреть фотографии объекта, где нами были проведены работы по комплектации и монтажу системы наружного газоснабжения можно в разделе «Проекты» (коттеджный поселок «Мастрюки»).

Отзывы наших партнеров представлены в разделе «О компании»

За более подробной информацией обращайтесь по телефону: (846) 271-93-33

Сколько стоит проект на газ?

Автономная газификация

Сегодня не существует проблем с обеспечением теплом объектов, расположенных даже на значительной удаленности от централизованных газовых магистралей. Современные технологии позволили создать мобильную автономную котельную, которая способна максимально выгодно решить задачу автономной газификации частных домом или загородных коттеджей и удовлетворить запросы потребителей, связанные с организацией горячего водоснабжения и системы отопления.

На сегодняшний день существует два варианта автономной котельной:

• стационарная;
• состоящая из отдельных модулей.

Модульная котельная не только удобна для эксплуатации в частном доме, но и легко транспортируется в нужный регион в виде готовых блоков, собираемых в заводских условиях. Мобильный газовый объект полностью автоматизирован и не требует постоянного контроля, а при возникновении внештатной ситуации сработает сигнализация.

Компактная конструкция содержит все необходимое оборудование. Для ввода в эксплуатацию функционал котельной необходимо подключить к контуру системы обогрева (коммуникации, инженерные сети), имеющемуся в здании. Работа модульной котельной регулируется датчиками, обеспечивающими точный контроль за температурными показателями, которые выставляются с пульта ДУ. Однако несмотря на массу достоинств, следует отметить, что стационарная постройка более надежна и экономична, так как при ее строительстве учитываются все особенности отапливаемого объекта.

Сколько стоит проект газификации дома?

Процесс газификации дома — это довольно хлопотное занятие, которое по силам людям, способным в полной мере оценить будущие перспективы. Данное мероприятие предполагает преодоление волокиты с получением разрешительных документов и довольно затратно с точки зрения закупки и монтажа технического оснащения. Основное преимущество котельной, работающей на сжиженном углеводородном газе, заключается в минимизации проблем за счет отсутствия необходимости в подключении к централизованному газовому трубопроводу.

Проектирование теплогенерирующего комплекса начинается с оценки всех этапов предстоящего строительства. Прежде всего, определяется мощность объекта и его функционал. Проектировщик должен предусмотреть:

• безопасное место размещения резервуаров с СУГ;
• наличие средств пожарной безопасности;
• предупреждающие знаки на конструкциях, ограждающих емкости для хранения топлива;
• обеспечение помещений котельной мощной вентиляционной системой.

Несогласованность отдельных моментов может впоследствии потребовать дополнительных расходов и времени. Весь комплекс предстоящих мероприятий должен быть подробно описан еще на стадии проектирования, до начала монтажных работ. Модульные котельные могут собираться из готовых блоков по уже созданному проекту либо иметь индивидуальную комплектацию. При отсутствии необходимости в капитальном строительстве стоимость реализации проекта по отоплению дома протан-бутановым газом обойдется дешевле. Узнать, сколько стоит разработка газового проекта по созданию автономной котельной на сжиженном газе, можно на сайте ukravtonomgaz.ua.

Выгодное сотрудничество с компанией «УКРАВТОНОМГАЗ»

Котельные, работающие на СУГ, выгодны с точки зрения экономии и энергоэффективности. Автономный модульный или стационарный объект имеет целый ряд достоинств:

• позволяет создавать комфортный микроклимат в помещениях при определенных параметрах температуры воздуха внешней среды;
• имеет высокий КПД;
• избавляет от тарифной зависимости;
• универсален благодаря возможности менять вид теплоносителя (СУГ, природный газ) посредством замены модели горелки;
• экологичен;
• доступная цена топлива — сжиженного газа;
• быстро окупается.

ПОЧЕМУ ВСЕ БОЛЬШЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ПЕРЕХОДИТ НА ПРОПАН-БУТАН? СМОТРИТЕ ВИДЕО ООО «УКРАВТОНОМГАЗ»!

ООО «УКРАВТОНОМГАЗ» предоставляет услуги проектирования, согласовывая все нюансы с заказчиком и предлагая выгодные условия сотрудничества. Наличие штата профессиональных инженеров, мастеров и большого ассортимента товаров от лучших отечественных и зарубежных производителей, предназначенных для газификации жилых и нежилых строений, позволяет минимизировать расходы клиента, предложив ему наиболее оптимальный вариант котельной. Цена проекта по газификации частного дома обойдется дешевле, если заключить контракт на определенных условиях поставок сжиженного газа.

За десятилетие работы компанией «УКРАВТОНОМГАЗ» разработано и реализовано порядка 300 проектов, созданных по заказу таких известных корпораций, как фабрики «Рошен», «Свиточ», торговая сеть «Эпицентр». С нами легко стать полностью энергонезависимым, эффективно используя доступные в ценовом выражении энергоресурсы.

Стоимость проекта газификации частного дома

Газификация частного дома — это огромная проблема. Нерешаемых проблем не бывает, но газификация всегда вызывала ужас у застройщика, и даже не так с точки зрения стоимости оборудования и коммуникаций, как с огромной волокитой и тоннами бумаг, которые нужно заполнить, разнести по инстанциям, утвердить, причем неоднократно. Все же, одной из основных статей расхода на проведение газификации являются проектные работы. О некоторых нюансах, связанных с этой проблемой, мы и поговорим сегодня.

Содержание:

1. Сколько стоит проект газификации
2. Документальная часть и технические условия
3. Проектные работы по газификации
4. Строительно-монтажные работы

Сколько стоит проект газификации

В общих чертах проект газификации, если рассматривать его в идеальных эталонных условиях, стоит недорого. Вот примерная стоимость проекта газификации частного дома по центральному региону от частных компаний. Цены могут быть несколько отличными, в зависимости от уровня предоставляемых услуг, но об этом мы поговорим позже.

Это то, что касается проекта, а если говорить о ценах на физическую газификацию, то картина представляется несколько другой. Очень много факторов влияют на цену, но из таблицы с картинками, приведенной ниже, некоторые моменты начинают проясняться.
Как видим, цена на полную газификацию очень сильно зависит от объема помещения, его планировки, количества потребителей и еще нескольких факторов. Теперь попробуем разобраться более подробно.

Документальная часть и технические условия

Установка и подключение газового оборудования, это только самый последний и самый приятный из этапов газификации дома. Государство, как известно, имеет монопольные права на природные ресурсы и энергоносителями, поэтому может делать все, что захочет. На поставках газа в частные дома кормится несметный легион дармоедов, которых не кормить мы просто не можем, иначе останемся без газа. Все начинается с того, что на газификацию нужно получить технические условия.

В принципе, ТУ выдаются бесплатно (по закону) и в течение 10 дней. Но зная некоторые особенности, расслабляться нам не дадут даже на этой «бесплатной» фазе газификации. Технические условия представляют собой документ, который дает право на подключение к близлежащему магистральному газопроводу. Выдавая ТУ, организация по умолчанию подтверждает свои обязанности обеспечивать бесперебойное газоснабжение, поддерживая необходимое давление в системе. Перед тем, как приступать к получению ТУ, стоит определиться с газовым оборудованием, которое будет в доме.

Проектные работы по газификации

Работа над проектом газификации проводится только в том случае, если получены ТУ. Компания, которая проводит проектные работы, в обязательном порядке должна иметь лицензию на проектные и сметные работы, а владелец должен предоставить все необходимые документы. Перечислять их смысла не имеет, поскольку в каждом из регионов могут быть свои особенности, но документы должны быть практически все.

В процессе проектировочных работ будет предпринят неоднократный выезд на объект для согласования деталей и для уточнения марок газового оборудования и его характеристик. Если будет такая необходимость, будут проведены дополнительные замеры непосредственно на участке и в присутствии домовладельца.

Строительно-монтажные работы

Перед тем, как приступить к строительно-монтажным работам, потребитель, как правило, уже оставляет в инстанциях около 30% бюджета на газификацию, имея на руках только бумаги. Вот они:

1.  Технические условия.
2. Разработанный проект.
3. Утверждение проекта и допуски.
4. Массу согласительных бумаг.

Практика показывает, что все бумажные вопросы занимают не менее 4-7 месяцев, и только после этого можно приступать к монтажным работам. Для этих работ тоже есть определенные допуски, определенные организации, которые их имеют, и как правило, особенного выбора потребителю не оставляют. Систематизировать расходы на этом этапе очень сложно, поскольку в каждом из регионов есть свои особенности, но из бюджета на полную газификацию придется отдать на оформление не менее 30%.

Что касается стоимости оборудования на газификацию дома, то здесь ситуация более гибкая, и в этом случае мы можем выбирать такое оборудование, которое устроит нас и условия определенного дома. В среднем, для отопления частного дома от 200 до 300 м² можно подобрать газовый котел для отопления и горячего водоснабжения до 800 евро.

Это средняя цена, хотя можно найти модели, цена которых переваливает и за тысячу. Здесь самое главное — не спешить и побольше консультироваться не только у продавцов, но и у пользователей.

Практика показывает, что при самых благоприятных условиях и при наличии определенных средств, весь процесс, от начала составления документации до сдачи объекта в эксплуатацию может пройти как за 3-5 месяцев, так затянуться и на год. Поэтому мы искренне желаем всем газифицироваться поскорее, подешевле и как можно качественнее.

Еженедельный обзор природного газа

---

В новостях:

Япония выдвигает на первый план водородную энергетику на Олимпийских играх в Токио в 2020 году и продолжает диверсифицировать источники топлива

Япония подчеркивает важность использования водорода во время летних Олимпийских игр в Токио в этом году. Когда Япония впервые принимала Олимпийские игры в 1964 году, Япония использовала пропан в олимпийском котле. Для Олимпийских игр этого года котел работает на смеси водорода и пропана.Кроме того, водород используется в 500 автомобилях на топливных элементах для перевозки должностных лиц и в 100 автобусах на топливных элементах для перевозки спортсменов. Водород из топливных элементов также питает часть Олимпийской деревни, флаг Харуми. Водород, используемый на Олимпийских играх в Токио-2020, производится с использованием солнечной энергии, вырабатываемой в префектуре Фукусима, где находится простаивающая АЭС Фукусима-дайити.

В соответствии с обязательствами Японии по Парижскому соглашению, Япония обязалась сократить свои выбросы парниковых газов (ПГ) на 46% к 2030 году по сравнению с уровнями выбросов 2013 года.В дополнение к этим целям Министерство экономики, торговли и промышленности Японии (METI) работает над достижением нулевого уровня выбросов к 2050 году и разработало водородную стратегию, которая поможет достичь этой цели. Водород в качестве энергоносителя не выделяет выбросов парниковых газов (ПГ) при потреблении, и его можно производить с помощью современных технологий как из невозобновляемых, так и из возобновляемых источников.

Япония хочет сделать водород таким же конкурентоспособным по стоимости, как производство электроэнергии на СПГ. Частью планов Японии является снижение затрат на создание, транспортировку и хранение водорода с использованием аммиака.Аммиак намного дешевле транспортировать, поскольку его можно сжижать и транспортировать в тех же условиях, что и пропан. Затем аммиак можно использовать непосредственно в качестве топлива, например, в силовых турбинах. В мае японская энергетическая компания JERA начала использовать аммиак в качестве топлива на крупномасштабной коммерческой угольной электростанции в рамках четырехлетнего испытательного проекта. В качестве альтернативы аммиак можно снова превратить в водород. Голубой аммиак, который производится из природного газа с использованием улавливания и связывания углерода во избежание выбросов парниковых газов, уже импортируется Японией из Саудовской Аравии.В конечном итоге Япония планирует импортировать зеленый аммиак, который будет производиться из водорода, полученного путем электролиза воды с использованием возобновляемой электроэнергии.

Япония — крупный импортер энергии с небольшими традиционными ресурсами. В 2018 году Япония импортировала около 88% своей потребности в энергии. Импорт Японии вырос после землетрясения 2011 года и сопровождавшего его цунами, которое привело к аварии на АЭС «Фукусима-дайити». Эта авария временно или навсегда остановила большую часть парка ядерных реакторов Японии.После аварии доля ядерной энергетики в общем объеме производства электроэнергии увеличилась только до 4% в 2020 году с 25% в 2010 году до аварии. Увеличение производства электроэнергии из угля, природного газа и возобновляемых источников энергии компенсирует сокращение производства электроэнергии на АЭС. Доля общего производства электроэнергии из этих видов топлива увеличилась на 3%, 7% и 9% соответственно с 2010 по 2020 год.

Обзор:

(для недели, закончившейся в среду, 28 июля 2021 г.)

• Динамика спотовых цен на природный газ на этой отчетной неделе была разнонаправленной (со среды, 21 июля по среду, 28 июля).Спотовая цена Henry Hub выросла с 3,91 доллара за миллион британских тепловых единиц (MMBtu) в прошлую среду до 4,05 доллара за MMBtu вчера.
• Августовский 2021 контракт на NYMEX истек вчера на уровне 4,044 доллара за миллион БТЕ, что на 8 центов за миллион БТЕ по сравнению с прошлой средой, и превысил 4 доллара за миллион БТЕ в четвертый раз в этом месяце. Цена контракта на NYMEX в сентябре 2021 года увеличилась до 3,967 доллара за миллион БТЕ, что на 3 цента за миллион БТЕ с прошлой среды по вчерашний день. Цена 12-месячной полосы фьючерсных контрактов в среднем с сентября 2021 по август 2022 года поднялась на 6 центов за миллион БТЕ до 3 долларов.685 / MMBtu.
• Чистые закачки в рабочий газ за неделю, закончившуюся 23 июля, составили 36 миллиардов кубических футов (Bcf). Рабочие запасы природного газа составили 2714 Bcf, что на 16% ниже уровня прошлого года и на 6% ниже, чем за пять лет. (2016–2020 гг.) В среднем за эту неделю.
• За неделю, закончившуюся 28 июля, цена на сжиженные углеводороды на заводе по производству природного газа в Мон-Бельвье, штат Техас, выросла на 21 центов за миллион БТЕ, составив в среднем 9,44 доллара за миллион БТЕ. Хьюстонский судоходный канал, сужающий премию по этану к природному газу на 9% по паритету теплотворной способности.Цены на пропан остались относительно неизменными, поскольку высокий уровень производства уравновешивался увеличением экспорта. Обычные цены на бутан выросли на 4%, а цены на изобутан и природный бензин выросли на 3% после повышения цен на сырую нефть марки Brent на 3%.
• По данным Baker Hughes, за неделю, закончившуюся вторник, 20 июля, количество буровых установок на природном газе осталось неизменным и составило 104. Количество нефтесервисных буровых установок выросло на 7 до 387, увеличив на 7 общее количество буровых установок, которое сейчас составляет 491.

дополнительные сводные данные

Цены / предложение / спрос:

На этой неделе цены на побережье Мексиканского залива снова увеличиваются вместе с увеличением потребления на юго-востоке. На этой отчетной неделе (среда, 21 июля — среда, 28 июля) спотовая цена Henry Hub выросла на 14 центов с 3,91 доллара за миллион БТЕ в прошлую среду до 4,05 доллара за миллион БТЕ вчера. По данным IHS Markit, потребление природного газа на Юго-Востоке увеличилось на 4,7% за счет роста в электроэнергетике на 7,3%.

Тепло сохраняется на Западе, повышая цены. Цена на PG&E Citygate в Северной Калифорнии выросла на 19 центов по сравнению с 5,36 доллара за миллион БТЕ в прошлую среду до 5,55 доллара за миллион БТЕ вчера.Цена в SoCal Citygate в Южной Калифорнии выросла на 79 центов с 7,52 доллара за миллион БТЕ в прошлую среду до 8,31 доллара за миллион БТЕ вчера. На этой неделе на Западе сохранилась потребность в высоких температурах и охлаждении. Согласно данным IHS Markit, потребление природного газа в электроэнергетическом секторе на Западе увеличилось на 3,5%, а независимый системный оператор Калифорнии (CAISO) выпустил предупреждение Flex Alert от 28 июля в связи с ожиданиями увеличения спроса на электроэнергию в Северной Калифорнии из-за высокие температуры.

На этой неделе цены на Среднем Западе снова растут. На Chicago Citygate цена выросла на 10 центов с 3,76 доллара за миллион БТЕ в прошлую среду до 3,86 доллара за миллион БТЕ вчера, вслед за ценой Henry Hub, которая выросла на 14 центов за тот же период.

Мягкие температуры и меньшее потребление природного газа в электроэнергетике оказали понижательное давление на цены на Северо-Востоке. В торговом центре Algonquin Citygate, который обслуживает потребителей в районе Бостона, цена упала на 23 цента с 3,27 доллара за миллион БТЕ в прошлую среду до 3,04 доллара за миллион БТЕ вчера. В торговой точке Трансконтинентальной Трубопроводной Зоны 6 в Нью-Йорке цена снизилась на 15 центов с 3 долларов.27 / MMBtu в прошлую среду до 3,12 $ / MMBtu вчера. На этой неделе на северо-востоке страны были умеренными температурами, в среднем от 72 ° F в четверг, 22 июля, до 82 ° F в понедельник, 26 июля, в Бостоне. По данным IHS Markit, потребление природного газа в электроэнергетике на северо-востоке на этой неделе снизилось на 3,0%.

Трубопровод сдерживает снижение цен в бассейне Аппалачей. Спотовая цена Marcellus в Зоне 4 в Теннесси снизилась на 18 центов с 2,90 долларов за миллион БТЕ в прошлую среду до 2 долларов.72 / MMBtu вчера. Цена на Eastern Gas South на юго-западе Пенсильвании упала на 21 цент с 3,04 доллара за миллион БТЕ в прошлую среду до 2,83 доллара за миллион БТЕ вчера. Техническое обслуживание газопровода Теннесси на станциях 110 и 204 запланировано на эту неделю и, как ожидается, повлияет на южные потоки природного газа через Кентукки.

Цены в Пермском бассейне растут по мере ослабления трубопроводных ограничений. Средняя цена на Waha Hub в Западном Техасе, расположенном недалеко от производственной деятельности в Пермском бассейне, составляла 3 доллара.74 / MMBtu в прошлую среду, что на 17 ¢ / MMBtu ниже цены Henry Hub. Вчера цена в Waha Hub выросла на 18 центов до 3,92 доллара США за миллион БТЕ, что на 13 центов за миллион БТЕ ниже цены Henry Hub. Форс-мажор, объявленный в четверг, 15 июля, в связи с компрессорной станцией Waha на трубопроводе Эль-Пасо, был отменен в четверг, 22 июля, сняв ограничения на потоки природного газа к западу от Пермского бассейна.

Общие поставки природного газа в США на этой неделе немного выросли. По данным IHS Markit, средний общий объем поставок природного газа вырос на 0.2% по сравнению с предыдущей отчетной неделей. Добыча сухого природного газа снизилась на 0,4% по сравнению с предыдущей отчетной неделей и составила в среднем 92,6 миллиарда кубических футов в день (Bcf / d). Средний чистый импорт из Канады увеличился на 11,1%, или 1,0 млрд куб. Футов в сутки по сравнению с прошлой неделей.

Потребление природного газа в США увеличивается за счет электроэнергетики. Согласно данным IHS Markit, общее потребление природного газа в США выросло на 3,6% по сравнению с увеличением на 1,5% за предыдущую отчетную неделю.Потребление природного газа для производства электроэнергии за неделю выросло на 5,8%, или 2,2 млрд куб. Футов в сутки, что почти соответствует увеличению потребления в жилом и коммерческом секторах на 5,7%, или 0,4 млрд куб. Футов в сутки. Максимальные температуры в США по-прежнему были выше, чем обычно, в некоторых частях западной и северной части Соединенных Штатов. Потребление в промышленном секторе — единственный сектор, который снизился за последнюю неделю на 1,3%. Экспорт природного газа в Мексику остался таким же, как на прошлой неделе, в среднем 6,3 млрд куб. Футов в сутки. Поставки природного газа в У.S. Стоимость экспортных мощностей сжиженного природного газа (СПГ) (поступления от трубопроводов СПГ) составила в среднем 10,7 млрд куб. Футов в сутки, что на 0,31 млрд куб. Футов в сутки выше, чем на прошлой неделе.

Экспорт СПГ из США снижается каждую неделю. Девятнадцать судов сжиженного природного газа (семь из Сабин Пасс, четыре из Корпус-Кристи, по три из Камерона и Фрипорта и два из Коув Пойнт) общей вместимостью 70 млрд куб. Футов сжиженного природного газа покинули Соединенные Штаты в период с 22 по 28 июля 2021 г. , согласно данным отгрузки, предоставленным Bloomberg Finance, L.С.

Хранение:

Чистые закачки в хранилища составили 36 миллиардов кубических футов за неделю, закончившуюся 23 июля, по сравнению со средними чистыми вливаниями за пять лет (2016–2020) в 28 миллиардов кубических футов и чистыми вливаниями в прошлом году в 27 миллиардов кубических футов за ту же неделю. Текущие запасы природного газа составили 2 714 млрд куб. Футов, что на 168 млрд куб. Футов ниже среднего пятилетнего показателя и на 523 млрд куб. Футов ниже, чем в прошлом году в настоящее время.

Согласно опросу аналитиков по природному газу The Desk , оценки еженедельного чистого изменения рабочих запасов природного газа варьировались от чистых закачек в 36 млрд куб. Футов до 52 млрд куб. Футов при средней оценке 40 млрд куб. Футов.

Средняя скорость закачки в хранилище на 13% ниже, чем в среднем за пять лет в сезон пополнения запасов (с апреля по октябрь). Если бы скорость закачки в хранилище соответствовала пятилетнему среднему значению 8,4 млрд куб. Футов в день до конца сезона пополнения запасов, общий объем запасов составил бы 3551 млрд куб. Футов на 31 октября, что на 168 млрд куб. Bcf для этого времени года.

Дополнительные данные о хранении и анализ можно найти на информационной панели по хранению природного газа и в еженедельном отчете по хранению природного газа .

См. Также:

Колумбия | Центр глобальной энергетической политики SIPA

Такие опасения понятны, учитывая вклад ископаемого топлива в глобальный климатический кризис. Однако модернизация или иное улучшение существующей системы трубопроводов — это не выбор между природным газом и электрификацией или между ископаемым топливом и топливом с нулевым содержанием углерода. Скорее, эти инвестиции в существующую инфраструктуру могут поддержать путь к более широкому хранению и доставке более чистых и все более безуглеродных газов при одновременном снижении общей стоимости перехода и обеспечении надежности всей энергетической системы.Точно так же, как электрическая сеть позволяет транспортировать все более низкоуглеродные электроны, сеть природного газа должна рассматриваться как способ, позволяющий транспортировать все более низкоуглеродные молекулы.

Неспособность инвестировать в сеть газопроводов США игнорирует некоторые важные реалии энергетики США. В настоящее время природный газ дает огромный объем энергии, который можно хранить в течение длительного времени. Из-за отсутствия легкодоступных заменителей топлива с нулевым выбросом углерода страна, вероятно, будет нуждаться в природном газе в своем энергетическом балансе на десятилетия вперед, даже если абсолютное количество снизится по мере того, как технологии решают эти проблемы и ускоряют переход к газам с нулевым выбросом углерода. .Достижение нулевых выбросов в этой ситуации с ограниченным количеством топлива потребует широкого использования улавливания и связывания углерода (CCS) в производстве электроэнергии и промышленности.

При переходе к энергетическим системам с нулевым выбросом углерода одним из видов топлива, которое, как разумно ожидается, заменит природный газ, является водород, который также необходимо будет транспортировать по трубопроводам, чтобы снизить затраты. Расширяющийся характер нынешней сети природного газа гарантирует, что низкоуглеродные и безуглеродные виды топлива, такие как водород, биометан и синтетический метан, могут достичь всех секторов экономики через существующую инфраструктуру, включая те сектора, которые в целом считаются «труднопроходимыми». уменьшить », например, в промышленных процессах (производство цемента, стали), производстве удобрений и большегрузном транспорте, где электрификация в настоящее время не является жизнеспособным путем к нулевым выбросам.

Тот факт, что водород имеет более низкую плотность энергии по сравнению с природным газом, означает, что необходимо доставить примерно в три раза больше водорода, чтобы обеспечить эквивалентное теплосодержание по сравнению с природным газом. Даже 20-процентная смесь водорода в нашей нынешней газовой системе фактически использовала бы примерно на 40 процентов [1] больше мощности, чем в настоящее время доступна в трубопроводной сети США для обеспечения эквивалентной энергии. В этом и подобных случаях потребуется построить дополнительные трубопроводы для транспортировки водорода, особенно если производство водорода не расположено рядом с существующими газопроводами.Существующую газовую сеть и дополнительные мощности, предназначенные для использования топлива с нулевым выбросом углерода, следует рассматривать как дополнительные инструменты в достижении чистого нулевого будущего.

В ближайшей перспективе замена старых трубопроводов и распределительных магистралей в существующей газопроводной сети, а также постановления об утечках и ремонте метана могут рентабельно снизить совокупные выбросы парниковых газов. В течение следующих одного-двух десятилетий существующая система может быть модернизирована для обеспечения совместимости с видами топлива с низким и нулевым содержанием углерода (например,g., водородные смеси), в то время как значительные возможности по улавливанию и связыванию углерода могут быть добавлены к существующим электростанциям и предприятиям, работающим на природном газе. Имея цель на середину века, равную нулю, у США есть время для тестирования и адаптации системы природного газа для увеличения смешивания водорода и разработки способов достижения предполагаемого 20-процентного порога смешивания водорода с существующей сетью, а также для поиска способов увеличения этот порог. К середине века газовая сеть могла бы в конечном итоге транспортировать 100% безуглеродное топливо за счет комбинации природного газа с CCS, биометана и водорода с нулевым содержанием углерода.

Однако задача состоит в том, чтобы отучить промышленность и конечных потребителей от природного газа и перейти к этим видам топлива с нулевым или низким содержанием углерода, несмотря на доступность дешевого природного газа. Поэтому ожидается, что для того, чтобы конечные пользователи сделали выбор в пользу топлива с нулевым выбросом углерода, потребуется значительная политическая поддержка. Точно так же, как стандарты портфеля возобновляемых источников энергии стимулировали развитие возобновляемых источников энергии, цель с нулевым выбросом углерода может стимулировать более широкое использование газообразного топлива с нулевым выбросом углерода (например, природного газа с CCS и улавливанием, использованием и хранением углерода [CCUS]; биометана; и нулевого выброса углерода). углеродный водород) и инвестиции в существующую инфраструктуру в Соединенных Штатах.

Модернизация и адаптация газопроводной сети США потребует согласованных усилий и значительных краткосрочных инвестиций, но использование уже существующей инфраструктуры может предложить лучший путь для ускорения и рентабельности внесения значительных изменений, необходимых для полного декарбонизация энергетического сектора, а также обеспечение справедливого перехода для сообществ, которые инвестировали в эти системы и полагаются на них. Такие инвестиции будут поступать из частного сектора, но государственный сектор играет важную роль в привлечении инвестиций и обеспечении их экономической эффективности.При отсутствии действий в государственном секторе очень маловероятно, что США достигнут своей цели по достижению нулевого уровня к 2050 году.

В этом документе исследуется потенциальная роль существующей инфраструктуры газопроводов США в реализации энергии с нулевым выбросом углерода в будущем и обсуждаются возможные действия политиков для обеспечения и облегчения инвестиций для достижения этой цели. Он рекомендует использовать два основных пути для поддержки прогресса в достижении целей с нулевым уровнем выбросов: предотвращение утечек в существующем трубопроводе и системе распределения и модернизация существующей системы для транспортировки возрастающих уровней газов с нулевым выбросом углерода.

Раздел 1 обсуждает текущее использование природного газа и сценарии будущего спроса на природный газ, как с CCS, так и без него, а также будущий спрос на другое газообразное топливо с нулевым содержанием углерода, чтобы контекстуализировать полезность трубопроводной сети для ускорения декарбонизации экономики в целом. В разделе 2 представлен обзор существующей сети трубопроводов США, включая обсуждение ее размаха и недавних тенденций в области затрат. В Разделе 3 исследуется, какие газы с низким и нулевым содержанием углерода можно использовать в существующей трубопроводной системе для поддержки перехода к энергии, и содержится обзор технических соображений, поскольку в систему подмешиваются более высокие уровни газов с нулевым содержанием углерода.

Раздел 4 предлагает рекомендации для политиков в отношении действий, которые могут уменьшить воздействие существующих трубопроводов на окружающую среду и гарантировать, что эта сеть может поддерживать безопасный, быстрый и доступный переход к экономике с нулевым балансом. В рекомендациях основное внимание уделяется действиям, которые могут снизить выбросы в существующей трубопроводной сети, насколько это возможно, путем внесения изменений в нормативные акты по обнаружению и ремонту утечек метана. Они также обсуждают, как расширить регулирующие полномочия, чтобы можно было модернизировать систему передачи и распределения для большего использования водорода в трубопроводной сети, а также необходимость увеличения финансирования НИОКР для проверки целостности трубопроводной системы с более высокими уровнями водорода и других продуктов с нулевым выбросом углерода. топливо.

Раздел 1. Текущее потребление природного газа и будущие сценарии

Рассмотрение текущего использования природного газа и будущих прогнозов как для природного газа, так и для газообразного топлива с нулевым содержанием углерода, транспортируемого по трубопроводам, помогает контекстуализировать роль, которую существующая трубопроводная инфраструктура может играть в декарбонизирующей и электрифицированной экономике. Это также подчеркивает важную роль, которую CCS будет играть в сценариях достижения нулевого уровня в США. Этот раздел начинается с обзора текущего потребления природного газа и последних тенденций, а за ним следует обзор прогнозируемого будущего потребления по множеству сценариев, смоделированных во внешних исследованиях, с признанием ключевых чувствительных факторов в этих сценариях.

Текущее потребление природного газа

В настоящее время на природный газ приходится около трети производства электроэнергии, треть промышленного потребления энергии, четверть потребления энергии в жилищном секторе, 20 процентов всего коммерческого потребления энергии и 3 процента потребления транспортного сектора в США. [2]

В производстве электроэнергии низкие цены на природный газ привели к увеличению использования природного газа как на существующих, так и на новых электростанциях, вытеснив угольные электростанции.В промышленности природный газ используется для технологического отопления, в системах комбинированного производства тепла и электроэнергии, а также в качестве сырья для производства химикатов, удобрений и водорода. В коммерческих и жилых зданиях природный газ используется для различных целей, включая отопление помещений и воды, работу холодильного и охлаждающего оборудования, приготовление пищи и сушку одежды. Около 48 процентов домов в США (179 миллионов человек) в настоящее время используют природный газ для одной или нескольких из этих целей [3]. На транспорте в настоящее время в качестве автомобильного топлива используется природный газ в виде сжатого природного газа и сжиженного природного газа (СПГ).[4]

Три основных вида использования природного газа в США — это производство электроэнергии, промышленное отопление и бытовое и коммерческое потребление, а общее потребление природного газа выросло на 25 процентов за последнее десятилетие (диаграмма 1).

Помимо внутреннего производства и потребления, США также импортируют и экспортируют природный газ и являются нетто-экспортером природного газа с 2017 года. В 2019 году США импортировали в общей сложности 7,5 млрд куб. Футов в день по трубопроводу из Канады, а также импорт СПГ.В 2019 году США экспортировали в общей сложности 12,8 млрд куб. Футов в сутки [5]. Экспорт трубопроводного газа в Мексику составил 5,1 млрд куб. Футов в сутки, а экспорт трубопроводного газа в Канаду — 2,7 млрд куб. Футов в сутки. Экспорт СПГ составил 5 млрд куб. Футов в сутки. Разумно ожидается, что экспорт станет важным источником будущего спроса для производителей природного газа в США. Расширение экспорта США может подорвать цели декарбонизации и стимулировать инвестиции в инфраструктуру природного газа, не ориентированную на транспортировку топлива с нулевым выбросом углерода. Поэтому Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC) и другим регулирующим органам необходимо будет гарантировать, что экспорт природного газа из США также находится на пути к декарбонизации будущего.Такой же акцент необходимо сделать на нулевых чистых выбросах для объемов экспорта, как и на объемах, потребляемых внутри страны. Американским экспортерам необходимо будет начать позиционировать себя как экспортеров сжиженного природного газа с нулевым выбросом углерода за счет компенсаций и снижения выбросов в цепочке создания стоимости.

Из 91,2 млрд куб. Футов / сутки природного газа, произведенного в США в 2019 году, чистый экспорт составил 5,8% (5,3 млрд куб. Футов / сутки). [6] Прогнозируется, что в ближайшие годы эта доля вырастет за счет экспортных мощностей США по СПГ и строительства трубопроводов в Мексику.Степень, в которой экспортные возможности США продолжат расширяться в ближайшие годы после воздействия COVID-19 на инвестиции в СПГ, выходит за рамки данной статьи, но рассматривалась в предыдущем исследовании. [7]

В связи с широким отраслевым использованием природного газа в США и растущим спросом за пределами США, разумно ожидать, что отказаться от природного газа в экономике США будет сложнее, чем отказаться от угля. . На уголь приходится 11 процентов от общего потребления энергии в США, но 92 процента всего угля потребляется в энергетическом секторе, а остальная часть составляет небольшую долю промышленного использования, например, для коксовых заводов.И наоборот, как обсуждалось ранее, природный газ используется во всем энергетическом секторе.

Сценарии будущего потребления природного газа

Множество организаций разработали сценарии, которые исследуют потенциальный будущий спрос на различные технологии и виды топлива со стороны предложения, включая природный газ и другие газообразные виды топлива (например, безуглеродный водород, биотопливо) [8]. На высоком уровне основной вывод из этих сценариев заключается в том, что США продолжают использовать природный газ даже в сценариях, когда США достигают нулевых целевых показателей к середине столетия.Более того, даже в сценариях, когда экономика отказывается от использования природного газа, газообразное топливо (например, безуглеродный водород, биогаз) по-прежнему играет важную роль в обеспечении надежности и делает переход на энергоносители более доступным. Если некоторые системы, такие как промышленное и жилое отопление, останутся неэлектрифицированными, а вместо этого будут питаться молекулами газа, это может обеспечить очень важный компонент надежности, обеспечивая резервное копирование в случае выхода из строя электрических систем.

В целом, эти сценарии последовательно демонстрируют продолжение использования природного газа в течение следующих 30 лет.Даже в сценариях глубокой декарбонизации анализ показывает, что природный газ продолжает играть значительную роль в энергетической системе, особенно в производстве электроэнергии (при условии, что технологии CCS могут быть развернуты) и в промышленности (например, в качестве сырья). Во многих сценариях потребление природного газа растет для удовлетворения спроса на энергию в ключевых секторах в качестве альтернативы другим видам топлива с более высоким содержанием углерода.

В то время как будущее природного газа ни в коем случае не ограничено на определенном уровне в диапазоне возможных сценариев, понимание причин, по которым эти моделирование продолжает прогнозировать будущее потребление газа — стоимость, межотраслевое потребление и устойчивое энергопотребление с низким уровнем выбросов углерода. емкость — имеет смысл при разработке политики для достижения этих целей по глубокой декарбонизации.Кроме того, сравнивая текущие и прошлые прогнозы, можно увидеть, как изменились исходные допущения и что это может означать для будущих сценариев.

Эти наблюдения основаны на изучении множества исследований, включая 23 сценария, подготовленных Управлением энергетической информации США (EIA) для его Annual Energy Outlook. Поскольку некоторые считают EIA оптимистичным для спроса на природный газ, и поскольку EIA не дает сценария с нулевым показателем в своем Ежегодном энергетическом прогнозе, авторы впоследствии рассматривают в этом разделе ряд сценариев, подготовленных другими организациями, такими как International Энергетическое агентство (IEA), BP и Принстонский университет, которые рассматривают пути глубокой декарбонизации.[9] Авторы также обсуждают недавнее исследование Калифорнийского университета в Беркли, в котором особое внимание уделяется декарбонизации энергетического сектора в соответствии с предложенной администрацией Байдена-Харриса цели по устранению выбросов в энергетическом секторе США к 2035 году.

Управление энергетической информации США

В базовом сценарии EIA 2020 спрос на природный газ в США останется относительно неизменным до 2030 года из-за сочетания снижения потребления в энергетическом секторе и умеренного роста спроса в промышленном секторе.Однако после 2030 года в этом сценарии прогнозируется рост потребления в среднем почти на 1 процент в год по мере роста спроса на газ в промышленном секторе и секторе энергетики. По прогнозам EIA, к 2050 году потребление в США вырастет до 100 млрд куб. Футов в сутки по сравнению с 85 млрд куб. Футов в сутки в 2019 г. [10] Разделение базового сценария ОВОС 2020 по секторам обсуждается в Приложении A.

Долгосрочные прогнозы EIA по потреблению природного газа значительно выросли за последние несколько лет. В эталонном сценарии ОВОС от 2013 года [11] прогнозировалось, что потребление газа увеличится с 25.От 6 триллионов кубических футов (70 млрд куб. Футов / сутки) до 29,5 млрд куб. Футов (80,9 млрд куб. Футов / сутки) к 2040 году. Однако шесть лет спустя (то есть в 2019 году) потребление природного газа в США уже превзошло прогноз EIA на 2040 год.

Изучение сценариев ОВОС за пределами базового сценария ОВОС показывает, что потребление природного газа остается в соответствии с исходным сценарием в течение следующих трех десятилетий, даже при соблюдении стандарта безуглеродного производства электроэнергии, низких цен на нефть и сценариев с низкими затратами на возобновляемые источники энергии.

Сценарии, включающие стандарт безуглеродного производства электроэнергии и цену на выбросы CO2 в размере 15 долларов за тонну, приводят к более высокому потреблению природного газа.Этот результат обусловлен значительным переходом с угля на газ. Несмотря на недавний вывод из эксплуатации угольных электростанций, в США все еще имеется 229 ГВт угольных мощностей [12]. Эти станции обеспечили 19,3% потребности США в электроэнергии в 2020 году [13]. В этих сценариях большая часть этих мощностей заменяется природным газом с меньшим углеродным следом. Единственные сценарии, при которых спрос на природный газ в 2050 году будет ниже по сравнению с текущими уровнями потребления, — это сценарии, предполагающие низкие поставки нефти и газа или когда цена углерода составляет 25 долларов США за тонну или 35 долларов США за тонну.

Согласно этим сценариям, самый низкий уровень, до которого падает потребление газа, составляет 26,6 трлн куб. Футов (73 млрд куб. Футов / сутки) в 2031 году (в структуре тарифов на коммунальные услуги и сценарии с низким уровнем поставок нефти и газа), а затем он возрастет до 28 тыс. Куб. Футов (76,7 млрд куб. Футов / сутки) на 2050. [14]

Международное энергетическое агентство

Как упоминалось ранее, прогнозы EIA на 2020 год более оптимистичны в отношении долгосрочного потребления природного газа, чем сценарии МЭА на 2020 год. [15] С 2019 года МЭА внесло существенные коррективы в свои долгосрочные прогнозы по газу в сторону понижения (диаграмма 3).Согласно официальной политике МЭА (STEPS), потребление природного газа в США возрастет лишь незначительно к 2040 году до 31,8 триллионов кубических футов (87 миллиардов кубических футов в сутки).

Сценарий устойчивого развития (SDS) МЭА соответствует целям устойчивого развития ООН и целям Парижского соглашения (в настоящее время ОВОС не использует согласованный с Парижем сценарий, что, вероятно, изменится при новой администрации Байдена-Харриса). Этот сценарий приводит к значительному падению потребления природного газа после 2025 года — до 17 тыс. Куб. Футов (46.6 млрд куб. Футов в сутки) в 2040 году, что значительно ниже любого из сценариев ОВОС и является значительным снижением по сравнению с прогнозами СДС на 2019 год в размере 22,8 кубических футов в сутки.

При сравнении сценария SDS МЭА 2020 года с предыдущими прогнозами на 2019 год около 80 процентов сокращения спроса на газ между этими сценариями происходит из-за снижения потребления в энергетическом секторе. МЭА прогнозирует, что восстановление после COVID-19 будет происходить в соответствии с его сценарием восстановления устойчивого развития. [16] Производство солнечной энергии заметно выше, чем в сценарии 2019 года (из-за предположения о продолжении низкозатратного финансирования солнечной энергии), что сокращает долю генерации, работающей на газе.В результате выработка электроэнергии на газе достигнет пика примерно в 2025 году, а затем снизится.

По мере изменения топливного состава производства электроэнергии, вполне вероятно, что в этом сценарии использование выработки газа сместится с базовой нагрузки на балансирующее топливо для возобновляемых источников энергии. Однако в этих условиях трубопроводы все равно понадобятся. Следует отметить, что общие мощности по газу в 2040 году не пересматривались в сторону уменьшения в паспорте безопасности на 2020 год по сравнению с паспортом безопасности на 2019 год, поскольку газовые заводы по-прежнему являются важным источником гибкости.Однако их коэффициенты мощности (и, следовательно, количество потребляемого газа) намного ниже, чем в сценарии МЭА на 2019 год.

SDS основан на амбициозной трансформации энергетического сектора со значительным расширением солнечных фотоэлектрических мощностей, а также аккумуляторов. Это также предполагает, что на атомных станциях будет продлен срок службы для поддержания работоспособности. Улавливание, использование и хранение углерода (CCUS) также значительно увеличится к 2030 году, что приведет к усилению роли природного газа в этом сценарии будущего с нулевым нулевым показателем.

Но важно то, что почти четверть инвестиций в SDS при поставке газообразного топлива к 2040 году будет направлена ​​на биометан и низкоуглеродистый водород по сравнению с примерно 1 процентом во всем мире сегодня: эти источники могут использовать инфраструктуру трубопроводов, которая в настоящее время используется для природного газа.

БП

В энергетической отрасли BP подготовила три сценария на 2020 год: сценарий «Бизнес как обычно» (BAU), сценарий быстрого перехода и новый сценарий с нулевым показателем. В BP Outlook сценарий BAU прогнозирует увеличение спроса на газ до 33 кубических футов к 2050 году (рисунок 4).[17]

Однако, как и МЭА, сценарий быстрого перехода BP также был существенно пересмотрен в сторону понижения по сравнению с 2019 годом, когда спрос на газ упадет до 17,5 трлн куб. Футов в 2050 году, через десять лет после прогнозов МЭА в их аналогичном сценарии. Новый нулевой сценарий BP предполагает гораздо более резкое снижение спроса на природный газ до 11 TCF (30 Bcf / d) к 2050 году (рисунок 5).

В совокупности эти сценарии EIA, IEA и BP дают долгосрочные уровни спроса на природный газ в диапазоне от 11 до 43 TCF в 2050 году.Стоит отметить, что даже в самых агрессивных прогнозах, даже через 20 лет, в 2040 году, по трубопроводной системе США по-прежнему будет проходить от 13 до 17 кубических футов природного газа, что составляет 50 процентов текущих объемов. Кроме того, сценарии с нулевым показателем включают быстрый рост потребления биогаза и водорода, что все указывает на продолжающееся высокое использование существующей системы трубопроводов природного газа в США.

Как упоминалось ранее, с течением времени и в ожидании значительного снижения затрат природный газ потенциально может быть заменен альтернативными видами топлива с нулевым выбросом углерода (например,г., зеленый водород, биометан). В сочетании с результатами ранее обсужденных сценариев, разумно ожидать, что существует необходимость продолжения инвестиций для поддержания этой инфраструктуры в краткосрочной перспективе, а также обеспечения ее совместимости как с природным газом, так и с альтернативами безуглеродного топлива в будущее.

Отчет Калифорнийского университета в Беркли за 2035 год

Другие сценарии, в которых основное внимание уделяется значительному сокращению выбросов в энергетическом секторе, также продемонстрировали продолжение использования природного газа.Например, в сентябре 2020 года в отчете Калифорнийского университета в Беркли за 2035 год, который нацелен на 90-процентную «чистую» энергетику к 2035 году в Соединенных Штатах, было обнаружено, что существующие газовые электростанции по-прежнему играли решающую роль в обеспечении надежной работы сети в том году. [ 18] В этом сценарии электростанции, работающие на природном газе, особенно критичны в июле и августе из-за увеличения нагрузки на кондиционирование воздуха в то время, когда в стране наблюдается снижение выработки ветра. В последующем техническом документе этих авторов был исследован ряд вариантов устранения оставшихся 10 процентов выбросов в энергетическом секторе, включая модернизацию существующих газовых заводов с использованием CCS и различных экологически чистых водородных технологий, которые в настоящее время являются «по своей сути спекулятивными».[19] Решения, которые основываются на модернизации существующих электростанций, расположенных по всей территории Соединенных Штатов, в конечном итоге полагаются на постоянное использование трубопроводной системы для подачи необходимого сырья, даже если оно играет меньшую, пиковую роль.

Princeton Net-Zero America потенциальные пути

В декабре прошлого года в Princeton Net-Zero America было смоделировано пять путей с нулевым исходом:

Исследование потенциальных путей, инфраструктуры и воздействия с учетом компромиссов стоимости, технологий и осуществимости, которые обычно предполагаются при высокой степени электрификации и глубокой декарбонизации.[20] По пяти сценариям этого исследования, которые варьировались от сценария только с высокой степенью электрификации (E +) до сценария 100% возобновляемых источников энергии и отказа от ископаемого топлива к 2050 году (E +, RE +), четыре из пяти сценариев продолжают потреблять ископаемое топливо после 2050 года. . В то время как общий спрос на электроэнергию увеличивается во всех пяти сценариях (от 115+ до 300+ процентов по сравнению с 2020 годом), потребление природного газа к 2050 году сократится на 50-100 процентов.

Вывод из эксплуатации и добавление мощностей по выработке электроэнергии на природном газе варьируется в зависимости от пяти сценариев, при этом все сценарии требуют увеличения мощности до 2040 года, включая вышеупомянутый сценарий 100% возобновляемых источников энергии без потребления ископаемого топлива после 2050 года.Принстонское исследование также интересно тем, что трубопроводный газ полностью декарбонизируется только в сценариях RE + (100% первичной энергии из возобновляемых источников). Это связано с тем, что природный газ является самым дешевым ископаемым топливом с самым низким содержанием углерода и, следовательно, является одной из последних смесей, подвергающихся декарбонизации.

Примечательно, что в каждом из пяти сценариев значительная мощность газа без улавливания углерода остается в системе (т. Е. Мощность ПГУ и ГН значительно не снижается по сравнению с эталонным сценарием).Как отмечается в исследовании Princeton, это связано с тем, что эти газовые электростанции играют критическую роль в сценариях сильной ветровой и солнечной энергии, обеспечивая ограниченный объем устойчивой пиковой мощности, часто сезонной, для поддержания надежности системы.

Эти типы событий надежности крайне неэкономичны для аккумуляторов из-за их редкости или из-за большого количества часов подряд с дефицитом энергии. Газовые электростанции без улавливания углерода имеют очень высокие переменные затраты с учетом предельных затрат на выбросы углерода.Но они остаются экономичными в этих сценариях из-за нечастости отправки.

Прогнозы, безусловно, могут измениться, о чем свидетельствуют прогнозы МЭА и BP в 2020 году по сравнению с 2019 годом. Но, несмотря на эти изменения, сценарные прогнозы показывают неизменно сильную роль природного газа и других газообразных видов топлива (например, водорода с нулевым содержанием углерода, биометана) в энергетическая система США в нескольких секторах. Движущие силы этих результатов многочисленны и включают взаимодополняющий характер этих газовых ресурсов и возобновляемых источников энергии, а также их способность храниться в течение длительных периодов времени.Использование надежных и управляемых ресурсов, включая электростанции на природном газе с CCUS, для обеспечения надежности и доступности системы, последовательно снижает стоимость глубокой декарбонизации. [21]

Важно отметить, однако, что сценарии глубокой декарбонизации обычно предполагают наличие технологий улавливания и хранения углерода с использованием и без использования (CCS и CCUS) для дальнейшего сокращения углеродного следа использования природного газа с целью достижения нулевых чистых выбросов. . Они также предполагают, что отрасль может значительно снизить факельное сжигание и утечку газа при добыче и по всем трубопроводным системам, что в настоящее время не выполняется (см. Вставку 1).

Без CCS и CCUS, а также целенаправленных усилий по сокращению сжигания и утечки, дальнейшее использование природного газа будет зависеть от соответствующих компенсаций (например, прямой улавливание воздуха, природные решения), многие из которых открыты для критики. Остаются вопросы о двойном подсчете, отсутствии независимой проверки и постоянстве взаимозачета, все это вызывает опасения, что они могут быть формой «зеленого промаха». [27]

Улавливание и хранение углерода

Ценность трубопроводной инфраструктуры в контексте этого анализа заключается в ее способности поддерживать глубокую декарбонизацию энергосистемы за счет эффективного и надежного перемещения топлива, как природного газа, так и газообразного топлива с нулевым выбросом углерода.В свою очередь, очень важно понимать применение улавливания и хранения углерода как с использованием, так и без использования (CCS и CCUS). Ряд исследований показывает, что применение CCS в энергетике, использующей природный газ, может привести к существенной и быстрой декарбонизации, отчасти из-за его способности использовать существующую инфраструктуру, а отчасти потому, что это более дешевый вариант, чем полагаться только на возобновляемые источники энергии или повышение эффективности в ключевые рынки и приложения. [28]

Системы улавливания углерода концентрируют CO2 до чистоты 95 процентов или выше, который затем транспортируется либо в соответствующие геологические системы хранения (например,g., истощенные залежи нефти и газа, глубокие соляные образования, угольные пласты, которые нельзя добывать, и сланцевые бассейны) или используемые для производства товаров.

Возможности CCS существуют на крупных предприятиях, работающих на угле и природном газе, в крупных промышленных источниках, таких как цементные заводы и заводы по производству синтетического топлива, а также на предприятиях по производству водорода из ископаемого топлива. Во многих случаях системы улавливания углерода можно было бы модернизировать на существующих объектах, а голубой водород (водород, полученный с помощью систем природного газа, у которых есть улавливание углерода) можно было бы производить на месте и подавать на новые и существующие электростанции, работающие на природном газе.[29] Этот подход имеет особое преимущество в использовании существующих трубопроводов и заводов с минимальными изменениями.

Существующая технология CCS может улавливать примерно 80-90 процентов CO2, образующегося при производстве электроэнергии. [30] В результате CCS был определен как ключевой компонент декарбонизации энергетического сектора США. Кроме того, некоторые новые системы [31] производят потоки чистого СО2, готовые к использованию или постоянному геологическому захоронению, что эффективно приведет к 100-процентному улавливанию СО2.

Но применение CCS в газовых энергосистемах сталкивается с несколькими ключевыми проблемами:

• Географические ограничения : CCS требует выделенных участков хранения CO2, а природные ресурсы хранения CO2 ограничены географически и неоднородно распределены.
• Ограничения инфраструктуры: Географические ограничения хранения углерода могут быть решены с помощью трубопроводных сетей CO2. Однако многие существующие заводы не расположены вблизи трубопроводов, и многие из существующих трубопроводов загружены на полную мощность.
• Финансирование: Даже если все технические ограничения будут преодолены, финансирование проектов CCS в энергетическом секторе затруднено и потребует поддерживающей политики. Поскольку CCS не создает новую генерацию (сокращает выбросы и фактически снижает количество электроэнергии, производимой на единицу сжигаемого топлива), финансирование традиционных проектов в области энергетики не поддерживает модернизацию CCS, учитывая, что стоимость оценивается в дополнительные 400 долларов США / кВт для модернизация или 25 долл. США / МВтч [32]. Потребуются инновационные методы финансирования.

Последние изменения в политике позволяют развернуть CCS в США, включая налоговый кредит 45Q, который обеспечивает существенный стимул для применения CCS, и новые государственные стандарты чистой энергии, которые теоретически допускают финансирование CCS с помощью механизмов восстановления ставок. Налоговый кредит 45Q был продлен на два года до конца 2025 года в соответствии с Законом об энергетике 2020 года, принятым в декабре в рамках комплексного закона о стимулах и расходах [33].

Поскольку электростанции, работающие на природном газе, имеют низкую концентрацию CO2 в дымовых газах (3–7 процентов) и высокое содержание энергии в топливе, они находятся в невыгодном положении из-за политики, предусматривающей оплату в тоннах, и получают преимущество из-за политики, предусматривающей оплату в мегаватт-часах.Стоимость кредита 45Q рассчитывается из расчета на тонну улавливаемого СО2.

Таким образом, для поддержки финансируемых проектов CCS на природный газ необходимо будет внести поправки в текущую налоговую льготу за 45 квартал. Согласно недавнему документу Центра глобальной энергетической политики, общая кредитная стоимость должна составлять от 60 до 110 долларов за метрическую тонну улавливаемого СО2. [34] Законопроект, внесенный в Сенат 25 марта 2021 года, предоставит именно такую ​​поддержку. Поправки к Закону о налоговых льготах за использование и хранение углерода увеличат налоговый кредит 45Q еще на пять лет до 2030 года, а для установок прямого улавливания воздуха, которые улавливают и надежно хранят СО2 в соляных геологических формациях, увеличивают стоимость кредита 45Q с 50 до 120 долларов за штуку. метрическая тонна для геологического хранения.Стоимость кредита увеличится с 35 до 75 долларов за метрическую тонну для увеличения нефтеотдачи (МУН) или для использования в качестве топлива, химикатов и полезных продуктов [35].

Недавнее исследование Института Великих равнин (GPI) [36] предложило еще более низкий порог для примерно 3 процентов мощностей США, работающих на природном газе. В исследовании GPI было выявлено 60 объектов, которые соответствуют критериям краткосрочного и среднесрочного улавливания до 70 миллионов тонн CO2 в год при средней стоимости 57 долларов за тонну. Это снизит общие выбросы CO2 от парка транспортных средств, работающих на природном газе, на 12 процентов без существенной модернизации.Кроме того, исследование выявило 20 газоперерабатывающих предприятий, способных улавливать 4,5 миллиона тонн CO2 в год в краткосрочной и среднесрочной перспективе при средней стоимости 14 долларов за тонну [37].

Расширение CCS также не потребует значительных инвестиций в новую трубопроводную инфраструктуру по сравнению с тем, что в настоящее время тратят США. Для транспортировки и улавливания всего CO2 в краткосрочном сценарии GPI потребуется строительство 29 700 миль трубопроводов для CO2 с инвестициями в размере 16 долларов США.3 миллиарда для всех идентифицированных секторов. Это не слишком дорого по сравнению с 30,5 миллиардами долларов, которые газовая промышленность США потратила на инвестиции в транспортировку и распределение только в 2019 году (обсуждается в разделе 2).

В исследовании Princeton Net-Zero America CCUS широко применяется во всех сценариях, кроме RE +, со скоростью улавливания от 1 до 1,7 миллиарда тонн CO2 в год (что в 2,4 раза превышает объем текущей добычи нефти в США), обслуживая более 1000 к 2050 году по всей стране, при этом большая часть геологических секвестров будет на побережье Техасского залива.Это исследование требует 69 000 миль новых трубопроводов для CO2 стоимостью от 170 до 230 миллиардов долларов. В исследовании также указывается, что удельные затраты на транспортировку и хранение СО2 к 2050 году упадут до 17–23 долларов за тонну [38].

Раздел 2. Обзор газопроводной сети США

В континентальной части США есть три основные системы распределения энергии: электрическая сеть, система трубопроводов сжиженных нефтепродуктов и сеть трубопроводов природного газа. Существующая в США инфраструктура трубопроводов природного газа может быть в состоянии поддержать и ускорить переход к энергетическому сектору с нулевым выбросом углерода, а подтверждение приверженности страны Парижскому соглашению и декарбонизация своей экономики дает дополнительные основания для рассмотрения этой возможности.

Оценка потенциального будущего использования трубопроводной сети как для природного газа, так и для газообразного топлива с нулевым выбросом углерода требует изучения текущих факторов, таких как существующая мощность системы, уровень инвестиций на сегодняшний день, тенденции затрат, тенденции цен и тенденции потребителей. (Эти факторы также подчеркивают, почему потребуется сильная политика, чтобы сделать выбор рынка в пользу низкоуглеродных альтернатив.)

Существующая емкость сети

В настоящее время внутренняя сеть газопроводов США включает около двух.5 миллионов миль трубопроводной инфраструктуры, что делает ее почти в 6,5 раз длиннее, чем межгосударственная система автомагистралей страны [39]. Сеть включает около 300 000 миль транспортных трубопроводов, по которым природный газ перемещается между различными перерабатывающими предприятиями и хранилищами. Он также включает 17 500 миль газопроводов [40], по которым газ транспортируется от производственного объекта, такого как устье скважины, к линии электропередачи. Кроме того, система включает 2,2 миллиона миль распределительных сетей, из которых 923 000 миль — это линии обслуживания клиентов.[41] См. Рисунок 6. Большая часть трубопроводной системы находится под землей и, таким образом, в значительной степени защищена от погодных условий.

Сеть передачи охватывает всю континентальную часть США, а также связана с Канадой и Мексикой (рисунок 7). Существующие трубопроводы в настоящее время транспортируют молекулы природного газа вокруг Соединенных Штатов примерно к 70 миллионам домашних хозяйств, 5,5 миллионам коммерческих потребителей, 182 000 заводов и производственных предприятий и 1 800 электростанциям.[43]

Поскольку потребление природного газа значительно меняется в зависимости от сезона, в США имеется 4,2 куб. Фут. Подземных хранилищ на 385 действующих объектах [44], состоящих из истощенных резервуаров на месторождениях нефти и / или природного газа, водоносных горизонтах и ​​образованиях соляных каверн. Он предназначен для хранения молекул в непиковые периоды (летом) для доставки в пиковые периоды (зимой), обеспечивая в настоящее время возможность хранения в течение восьми недель. Эта сложная и надежная система объединяет наземные и подземные хранилища и обеспечивает высокую степень доставки для конечных пользователей.[45] Это позволяет трубопроводной системе удовлетворять пиковую потребность во время зимнего отопительного сезона, которая может превышать 110 миллиардов кубических футов в день (по сравнению с 70 миллиардов кубических футов в день во внепиковый период), [46] и система трубопроводов рассчитана на этот пиковый спрос. . Доказано, что водород можно безопасно хранить в соляных кавернах, и в настоящее время он проходит испытания на истощенных нефтяных и газовых месторождениях. [47]

Газовая сеть может обеспечивать большую мощность для удовлетворения переменного спроса — в день пиковой нагрузки сеть природного газа поставляет в четыре раза больше энергии, чем электрическая сеть в день пиковой нагрузки.[48] ​​Иногда в последние зимы природный газ превосходил нефть и становился наиболее потребляемым основным топливом в Соединенных Штатах с точки зрения содержания энергии. [49] Огромный размер пика природного газа является проблемой для полной электрификации, особенно для отопления в зданиях, и будет по-прежнему приводить к большой разнице между пиковым и внепиковым спросом на природный газ. Чистое воздействие на электрическую нагрузку в результате электрификации отопления является важной темой текущих исследований, но выходит за рамки данной статьи.

В дополнение к межсезонному хранению и доставке, эта система спроектирована так, чтобы обеспечить доставку клиентам через физические активы и коммерческие соглашения. Эти аспекты проектирования и коммерческие структуры были включены в федеральную нормативную базу, установленную FERC, которая предусматривала сети передачи с открытым доступом, вторичные рынки мощности и рыночные ставки для подземных хранилищ, и это лишь несколько ключевых аспектов.

Инвестиции на дату

Около половины существующей газотранспортной сети и большая часть местной распределительной сети были проложены в 1950-х и 1960-х годах в период, когда потребительский спрос более чем удвоился после Второй мировой войны.Но сильные инвестиции продолжаются и после этого периода. С 1972 года в инфраструктуру газопроводов США по всей стране было инвестировано более полумиллиона долларов [50]. Только за последнее десятилетие было инвестировано более 200 миллиардов долларов [51], и было построено 170 000 миль новых трубопроводов [52], чтобы удовлетворить быстрый рост добычи природного газа в США и соответствующий растущий спрос на дешевый природный газ, как для внутреннего использования, так и на экспорт как СПГ.

Например, в 2019 году в систему было включено более 46 проектов магистральных трубопроводов с пропускной способностью 16 млрд куб. Футов в сутки для обеспечения дополнительных мощностей по отбору из сланцевых бассейнов, в основном из Пермского бассейна.[53] Эти инвестиции увеличили общую пропускную способность, добавленную в США с 2000 г., примерно до 273 млрд куб. Футов в сутки. [54] В базе данных EIA в настоящее время перечислены еще 129 проектов трубопроводов, разрабатываемых в США [55], с общей пропускной способностью 90 млрд куб. Футов в сутки.

В то время как политическая и общественная оппозиция трубопроводам природного газа усилилась, общие расходы на инфраструктуру природного газа не снизились в последние годы — в основном потому, что инвестиции обусловлены продолжающимся ростом числа конечных пользователей.В то время как большая часть регулирования и негативной реакции была сосредоточена на крупных проектах межгосударственных газопроводов, что привело, например, к отмене трубопроводов Атлантического побережья, Конституции и доступа к северо-востоку, на распределение приходилась наибольшая доля инвестиций в газовую инфраструктуру (более 60 процентов от общего количества в 2019 году), как показано на рисунке 8.

Эти инвестиции в распределительную инфраструктуру были обусловлены тремя ключевыми направлениями:

1. Обязательные расходы, такие как замена труб, подверженных утечкам, и программы обеспечения целостности трубопроводов
2. Расходы на надежность, такие как клапаны дистанционного управления и модернизация оборудования
3. Новые связи с клиентами

Что касается новых подключений клиентов, следует отметить, что даже в Калифорнии, где города запрещают подключение новых жилых домов к природному газу [56], общая клиентская база продолжает расти, и в 2019 году SoCalGas добавила около 34 000 новых клиентов.[57]

Динамика затрат

Стоимость отдельного проекта трубопровода может сильно варьироваться в зависимости от размера и местоположения проекта. Например, проект в Новой Англии обычно будет стоить более чем в три раза дороже аналогичного проекта в Пенсильвании из-за более высокой плотности населения и более строгих нормативных требований.

Диаметр трубопровода также является значительным фактором в стоимости проекта (т.е. трубопровод диаметром 48 дюймов значительно дороже, чем трубопровод диаметром 6 дюймов, учитывая необходимость в дополнительной стали).Следовательно, чтобы получить среднюю стоимость на милю трубопровода, затраты обычно сначала рассчитываются на дюйм диаметра.

Средняя реальная стоимость трубопровода на дюйм-милю увеличилась почти на 400 процентов (совокупный годовой темп роста 6,9 процента) в США за последние два десятилетия по сравнению с общей инфляцией в 48 процентов (среднегодовой темп роста 2,0 процента) за тот же период. Для линии электропередачи диаметром 30 дюймов с поправкой на инфляцию стоимость мили составляла 1,97 миллиона долларов в 2000 году и 7 долларов.5 миллионов в 2019 году в результате увеличения числа юридических оспариваний федеральных разрешений со стороны экологических групп и задержек с выдачей разрешений на уровне штата [58]. В 2016 году значительный скачок затрат стал результатом более дорогостоящих проектов Северо-Восточного газопровода (из-за плотности населения и повышенного контроля надзорных органов), которые были разработаны для доставки газа из бассейнов Марцеллуса и Ютики.

Однако четырехкратное увеличение затрат было компенсировано другими факторами, такими как увеличение доходов от чистого объема газа, который в настоящее время транспортируется, что составляет примерно 34 TCF (или 34 триллиона Btu) в год.[59] Даже 30,5 миллиардов долларов, потраченных на инфраструктуру магистральных трубопроводов и распределительных линий в 2019 году, составляют менее 1 доллара на один миллион британских тепловых единиц (MMBtu). В результате транспортные расходы остались примерно на том же уровне в течение этого 20-летнего периода и составили примерно 1,73 доллара США за миллион БТЕ, или 16 процентов от общей стоимости поставленного газа.

Динамика цен на природный газ

Цена на природный газ значительно снизилась в результате бума добычи сланцевого газа и попутного газа.Трудно представить себе, что цена Henry Hub в 2005 году превысила 19 долларов за миллион БТЕ, учитывая, что текущие зимние цены ниже 3 долларов за миллион БТЕ. Падение цен на природный газ привело к резкому увеличению спроса на природный газ США в экономике США, а в последние годы и из-за рубежа.

За последнее десятилетие спрос на природный газ в США вырос на 22 млрд куб. Футов в сутки (35 процентов). [60] В 2019 году природный газ обеспечивал 35 процентов всей энергии, потребляемой в Соединенных Штатах. [61]

В то время как цена на природный газ снизилась, а расходы на транспортировку остались неизменными, стоимость распределения природного газа — плата, которую местная газовая коммунальная компания (также называемая местной распределительной компанией [LDC]) взимает за доставку газа потребителям, — не изменилась. стабильно росла в течение года.В результате разница между оптовыми и розничными затратами в США увеличилась, несмотря на то, что товарная стоимость природного газа упала. Например, разброс в юго-западном и центральном регионе (Техас, Оклахома, Арканзас, Луизиана) [62] вырос в среднем с 4 до 9 долларов с 2000 года, как показано на рисунке 11.

По этим причинам домашние пользователи не увидели снижения цен из-за снижения цен на базовые товары, а, скорее, облегчили газовым коммунальным предприятиям перенос затрат на модернизацию и расширение своих систем, при этом клиенты не заметили увеличения поставленная цена газа.Стоимость поставленного природного газа оставалась относительно стабильной на протяжении последнего десятилетия и составляла 10–11 долларов США за миллион БТЕ.

Поскольку цены на сырьевые товары упали, плата за распределение теперь составляет 60 процентов от стоимости газа, поставляемого потребителем (рисунок 12). Огромный объем природного газа, который проходит через нашу систему, в дополнение к более низкой стоимости товара указывает на то, что коммунальные предприятия могут ускорить замену старых и более протекающих распределительных линий без необходимости заметно увеличивать затраты для своих клиентов.

Тенденции клиентов

Общее число пользователей газа с 2000 года неуклонно увеличивалось на 11,4 миллиона, из которых почти 11 миллионов приходятся на новых конечных потребителей. Количество коммерческих пользователей увеличилось на 425 000, в то время как количество промышленных пользователей фактически сократилось на 48 700 в результате перемещения промышленных предприятий за границу для производства [63]. С 2010 года коммунальные предприятия, занимающиеся природным газом, ежегодно добавляли более полумиллиона потребителей [64], как показано на рисунке 13, что свидетельствует о том, что ограниченное количество муниципалитетов, запрещающих использование природного газа в новых зданиях, не свидетельствует о более широкой тенденции в остальной части Соединенные штаты.[65] Здесь следует отметить, что электростанции включены в категорию промышленных на этом рисунке. Хотя в последние годы появилось большое количество новых газовых электростанций, они по-прежнему составляют небольшую часть базы промышленных потребителей. В целом в США насчитывается 1800 электростанций, работающих на природном газе, из 183 200 промышленных пользователей.

Эти тенденции предполагают, что быстрый переход к поставкам с нулевым выбросом углерода, вероятно, потребует серьезных изменений в политике, чтобы сделать рыночный выбор в пользу низкоуглеродных альтернатив (например,g., водород с низким или нулевым содержанием углерода или электрический нагрев). Этот вывод и его последствия обсуждаются более подробно в разделе 4 настоящего отчета.

Раздел 3: Возможное будущее использование сети трубопроводов США для источников энергии с нулевым выбросом углерода

Расширяющийся характер нынешней газовой сети может поддерживать поставку топлива с низким и нулевым содержанием углерода (например, водорода, биогаза и синтетического метана) во все секторы экономики через существующую инфраструктуру, включая те сектора, которые широко рассматриваются «Трудно уменьшить» (для которого электрификация в настоящее время не является жизнеспособным путем к нулевым выбросам), например, в промышленных процессах, таких как производство цемента и стали, производство удобрений и большегрузный транспорт.Во многих случаях существующую инфраструктуру трубопроводов необходимо будет модернизировать, чтобы поддерживать растущие уровни безуглеродного топлива.

Водород

Водород все чаще рассматривается как естественное дополнение, партнер или заменитель природного газа. Как и природный газ, сжигание водорода обеспечивает получение высококачественного тепла по запросу. Однако при сгорании водорода не образуются парниковые газы, хотя водород может производить высокие уровни NOx при высоких температурах пламени, если не используется специально технология с низким уровнем выбросов NOx.[66] Таким образом, водород имеет краткосрочное значение, если его можно производить без выбросов парниковых газов и по разумной цене. Сегодня существуют три основных пути получения водорода:

1. Серый водород получают путем газификации угля или парометанового риформинга, производственного процесса, в котором высокотемпературный пар используется для производства водорода, чаще всего из природного газа. Серый водород создает интенсивные выбросы CO₂. Одним из потенциально богатых и конкурентоспособных по стоимости источника серого водорода, который подвергается дальнейшим исследованиям, является высокосернистый газ.[67]
2. Голубой водород производится из ископаемого топлива с помощью процесса CCS. Единственное отличие от серого водорода состоит в том, что CO₂, выделяющийся при производстве голубого водорода, улавливается посредством CCS. Крупномасштабное производство голубого водорода позволяет сегодня снизить выбросы CO₂ для широкомасштабных применений водорода путем простой модернизации установок для серого водорода с помощью CCS. Сегодня во всем мире работает восемь предприятий, производящих голубой водород в больших масштабах. [68]
3. Зеленый водород (включая возобновляемый водород) производится путем электролиза воды с использованием безуглеродных источников электроэнергии, таких как солнечная энергия, гидроэнергетика, атомная энергия и ветер.Водород получают путем расщепления воды (H₂O) на водород (H₂) и кислород (O₂), и это делает водород, который фактически не содержит углерода. Если используется сетевое электричество, выбросы будут значительными, поэтому требуется электричество с нулевым выбросом углерода. Газификация биомассы — еще один путь к производству возобновляемого водорода. В настоящее время нет установок, которые производят зеленый водород в больших масштабах, хотя действуют два демонстрационных проекта [69].

В настоящее время в Соединенных Штатах ежегодно производится десять миллионов метрических тонн водорода (95 процентов из которых составляет серый водород от паровой конверсии природного газа в метан).Это равно 3 842 млрд куб. Футов водорода или 10,5 млрд куб. Футов в сутки. В настоящее время водород в основном используется в нефтеперерабатывающей и аммиачной промышленности [70].

Чтобы достичь паритета затрат с природным газом, водород должен производиться по цене примерно 0,3 доллара за килограмм. В США затраты на производство серого водорода из 3,50 долларов США за миллион БТЕ газа составляют от 1,0 до 1,5 долларов США за килограмм. Сегодня синий водород можно производить по цене 1,40–2,10 доллара за кг при 60-90 процентах улавливания СО2, в то время как зеленый водород стоит от 4,50 до 8,50 долларов за кг для производства электроэнергии с нулевым выбросом углерода.Углеродный след и несубсидированные затраты на водород представлены на рисунке 14.

В настоящее время синий водород до 80 процентов дороже серого водорода, а зеленый водород до 600 процентов дороже серого водорода.

При цене электролизера 1000 долл. США / кВт затраты на электролизер очень высоки, но эти затраты снижаются примерно на 20 процентов в год [71]. Однако даже если стоимость электролизера упадет на 50 процентов, стоимость зеленого водорода упадет только на 15 процентов.Другими словами, основным фактором стоимости зеленого водорода является стоимость энергии, используемой для его производства.

Избыточное производство возобновляемой энергии от ветряных и солнечных электростанций может быть отправлено в электролизер для производства зеленого водорода. Однако существует значительная конкуренция за эти избыточные электроны, и они, как правило, имеют факторы низкой емкости, что приводит к высоким затратам на производство зеленого водорода. [72] Договоры о покупке электроэнергии для солнечной энергии могут составлять всего 0,025 долл. США / кВтч, но они часто имеют коэффициент мощности 25 процентов.Чтобы производить зеленый водород по доступной цене, необходимы гораздо более высокие коэффициенты мощности. Основное снижение затрат будет обеспечено за счет очень недорогой и очень доступной возобновляемой энергии. Расширение и расширение существующих инвестиционных и производственных налоговых льгот для солнечной и ветровой энергии поможет облегчить производство зеленого водорода.

Хотя многие ожидают быстрого снижения затрат на зеленый водород из-за снижения как энергии с нулевым выбросом углерода, так и затрат на электролизеры, эти подходы не будут широко конкурировать с серым или голубым водородом до 2030 года.[73]

В сценариях, представленных в исследовании Princeton Net-Zero America, водородные системы начинают существенно расширяться, начиная с середины 2030-х годов, достигнув общих объемов водорода в 2050 году в 60 миллионов тонн, или в шесть раз больше производства водорода в США сегодня, что значительно ниже что потребуется для перехода США к экономике, полностью основанной на водороде, но при этом сможет удовлетворить 14 процентов общего спроса на энергию в США. [74]

Ассоциация топливных элементов и водородной энергетики имеет аналогичный амбициозный сценарий, согласно которому производство водорода с нулевым выбросом углерода достигнет 63 миллионов тонн к 2050 году, что приведет к сокращению выбросов парниковых газов (ПГ) в США на 16 процентов и выбросов NOx на 36 процентов.[75]

По этим и другим связанным причинам степень, в которой США смогут увеличить производство водорода до 2040 года, будет зависеть от того, будут ли приняты меры для его поддержки. Такая политика была изложена во всеобъемлющем климатическом плане, выпущенном Специальным комитетом Палаты представителей по климатическому кризису 30 июня 2020 г. [76], и включает:

• Увеличение финансирования со стороны Конгресса Министерства энергетики (DOE) на усиление и расширение исследований водорода.
• Налоговые льготы Конгресса для промышленного использования водорода и производства водорода с низким уровнем выбросов (e.g., технологически нейтральный налоговый кредит на производство водорода с низким уровнем выбросов на основе вытесненных выбросов). Следует отметить, что налоговой льготы на производство в размере 0,70 долл. США / кг для голубого водорода и 1,00–1,50 долл. США / кг для зеленого водорода будет достаточно для стимулирования коммерческого использования и запуска большего числа проектов. [77]

• Инвестиционный налоговый кредит для конечного использования промышленного водорода, например, для модернизации оборудования на объектах, которые переходят с нагрева или процессов с интенсивным выбросом загрязняющих веществ на использование водорода.

Еще один способ, которым правительство США могло бы помочь в создании рынка водорода, — это зеленые закупки. Министерство обороны США закупает 4 процента всего топлива в Соединенных Штатах и ​​может начать закупку водородного топлива с нулевым содержанием углерода в дополнение к стали и химическим веществам, производимым с использованием водорода с нулевым содержанием углерода.

Нефтяная и газовая отрасли могут помочь стимулировать производство водорода в рамках долгосрочной стратегии диверсификации и способа повысить свою социальную лицензию на деятельность.В опросе, проведенном в 2020 году более 1000 высокопоставленных специалистов нефтегазовой отрасли, каждый пятый (21 процент) заявил, что их организация уже активно выходит на рынок водорода, а 42 процента заявили, что их организация намерена инвестировать в водород в 2020 году (по сравнению с 20 процентов в 2019 г.) [78]

В 2019 году администрация Трампа запустила [адрес электронной почты] [79] программу по изучению потенциала для широкомасштабного производства и использования водорода в Соединенных Штатах. Программу возглавляет Национальная лаборатория возобновляемых источников энергии с выделением 100 миллионов долларов на пять лет.20 июля 2020 года Министерство энергетики объявило о выделении примерно 64 миллионов долларов в 2020 финансовом году для 18 проектов, которые будут поддерживать видение [защищенной электронной почтой] по доступному производству, хранению, распределению и использованию водорода.

В октябре 2020 года Управление энергоэффективности и возобновляемых источников энергии Министерства энергетики США и Генеральный директорат по климату и энергетике Министерства экономики Нидерландов и климатической политики выступили с заявлением о намерениях в отношении сотрудничества. Благодаря этим усилиям будут собраны реальные данные о водородных приложениях, которые будут служить ориентиром для будущих исследований и демонстрационных разработок в области водорода обеими организациями.[80]

Эти проекты и внимание Министерства энергетики США к более широкому внедрению водорода помимо водородных элементов для транспортировки являются хорошей отправной точкой для развития передовых водородных технологий, но их будет недостаточно для создания водородной экономики в США. США необходимо принять подход, аналогичный подходу ЕС, который планировал потратить 820 миллиардов евро к 2050 году на производство и внедрение водорода [81]. Президент Байден назвал возобновляемый водород одним из приоритетов инноваций в своем Плане по изменению климата.[82] Помимо финансирования технологий, вероятно, потребуется значительный план государственного просвещения и коммуникации, чтобы смягчить некоторые представления об опасности, связанной с воспламеняемостью водорода и другими характеристиками.

Технические аспекты транспортировки водорода по газопроводным сетям

В тех отраслях экономики, где электрификация не может заменить природный газ, таких как производство стали и другие теплоемкие промышленные процессы, водород может играть ключевую роль.Но для того, чтобы добраться до этой точки, потребуется немало времени и инвестиций, даже если будет использоваться только существующая система трубопроводов природного газа.

Самый экономичный способ транспортировки водорода — по трубопроводу. Только ограниченное количество водорода можно транспортировать автомобильным или железнодорожным транспортом, и, поскольку водород имеет относительно низкую объемную плотность энергии, его транспортировка, хранение и окончательная доставка к месту использования сопряжены со значительными затратами и делают железнодорожный или автомобильный транспорт неэкономичным по сравнению с трубопровод, который позволяет транспортировать значительно большие объемы.[83] В настоящее время в США протяженность водородных трубопроводов составляет 1 600 миль (по сравнению с 2,5 миллионами миль трубопроводов природного газа или 0,064 процента газовой сети). Эти трубопроводы в основном расположены в районе побережья Мексиканского залива, где сосредоточены крупные заводы по переработке водорода и химические заводы [84].

Потенциальное введение водорода в существующую сеть трубопроводов природного газа в настоящее время ограничено техническими проблемами, которые зависят от состояния и роли трубопровода (например, передача или передача газа).распределение), состав, давление и настройка. Эти проблемы включают утечку, безопасность и работу. Хотя водород можно до определенной степени подмешивать в существующие системы природного газа с минимальным риском, переход на более крупные фракции (то есть более 20 процентов) создает серьезные проблемы. Но сейчас изучаются решения этих проблем, чтобы определить, как увеличить это соотношение смешивания, продолжая использовать существующую сеть. [85]

Материалы трубопровода

Примерно 96 процентов наземных и морских трубопроводов природного газа в США изготовлены из стали.[86] Линии передачи редко имеют проблемы с утечками, потому что, учитывая объем и давление газа, протекающего по ним, утечки слишком дороги и опасны, чтобы их не ремонтировать. Основная проблема при перемещении водорода по существующим линиям электропередачи будет связана с эффектом водородного охрупчивания (когда водород заставляет металл начать трескаться и ломаться) с течением времени. Высокопрочные стали, которые спроектированы так, чтобы выдерживать большее напряжение (измеряемое в килограммах на квадратный дюйм или тыс. Фунтов на квадратный дюйм), более восприимчивы к водородной хрупкости, поэтому использование более толстых, низкопрочных сталей, таких как низкоуглеродистые. сварная труба или труба из нержавеющей стали — рекомендуется для водородных трубопроводов.[87]

В то время как чугунные трубопроводы (все еще встречаются на северо-востоке США) полностью несовместимы с водородом, пластиковые трубопроводы не сталкиваются с проблемами охрупчивания, которые возникают в стальных трубопроводах с водородом. Считалось, что водород утекает из пластиковых трубопроводов быстрее, чем природный газ, но недавние исследования показали, что эти скорости утечки аналогичны природному газу. [88] Было показано, что применение эпоксидной смолы на основе меди для тонкого покрытия трубы успешно удерживает все газовые смеси, а резьбовые фитинги предотвращают утечку водорода.[89]

Полиэтилен (PE) — наиболее распространенный пластик, используемый сегодня, — трубы, как было показано, совместимы с водородом и используются для преобразования сети природного газа в Лидсе, Англия, на 100% водород к 2028–2035 гг. [90] Одно исследование подсчитало, что ежегодные потери водорода из-за утечки через полиэтиленовые трубопроводы составляют примерно 0,0005–0,001 процента от общего транспортируемого объема. Другие исследования показали, что полиэтилен высокой плотности совместим с высоким содержанием водорода.[91]

Другие возможные решения включают использование композитных (армированного стекловолокном пластика [FRP]) трубопроводов для распределения водорода. Затраты на установку трубопроводов из стеклопластика примерно на 20 процентов меньше, чем у стальных трубопроводов, поскольку стеклопластик может быть получен на участках, которые намного длиннее стали (до 0,5 мили), что сводит к минимуму требования к сварке. [92] По мере появления все большего количества данных о том, какие типы пластиковых трубопроводов лучше всего подходят для транспортировки водорода, коммунальные предприятия могут быть поощрены использовать эти трубы в своих программах замены магистральных сетей.

Поскольку затраты на строительство крупномасштабной специализированной системы водородных трубопроводов будут значительными, а завершение строительства общенациональной сети может занять десятилетия (и столкнуться со многими проблемами разрешений, с которыми сегодня сталкиваются трубопроводы природного газа), необходимо найти способы использования существующих природных газопроводов. газовая система может ускорить более широкое внедрение водорода.

В рамках ряда пилотных проектов проверяется, как водород взаимодействует с материалами существующих трубопроводов, и в США на данный момент успешно протестированы концентрации водорода до 5 процентов (95 процентов природного газа).[93] Текущие испытания также рассматривают, какие концентрации можно использовать в обычных стальных трубопроводах, не вызывая проблем с охрупчиванием.

Относительно низкие концентрации водорода (5-20 процентов по объему), по-видимому, возможны с очень небольшими модификациями существующих трубопроводных систем или устройств конечного использования. [94] (Требования к конечному использованию, как правило, являются наиболее ограничивающими условиями для увеличения уровней смеси водорода в природном газе. Текущие конечные устройства [например, двигатели, промышленные горелки, турбины, бытовые и коммерческие приборы] оптимизированы для использования с чистым природным газом.Изменение состава подаваемого газа может привести к таким изменениям, как теплотворная способность, стабильность пламени, пределы продувки и обратная вспышка. [95] Как в США, так и в Европе проводится ряд исследований для проверки совместимости смесей водорода с приборами. [96]) По мере увеличения концентрации водорода в существующих трубопроводах потребуются изменения, такие как замена более старых и высокопрочных сталей. трубопроводы, предварительное покрытие стальных трубопроводов более низкой прочности, добавление новых компрессорных станций и оборудование для регулирования давления, которые могут привести к тому, что объемы водорода значительно превысят этот 20-процентный порог без ущерба для безопасности или целостности трубопроводной системы.[97]

Но не всю трубопроводную систему США нужно сразу переводить на водород. Несмотря на то, что система обширна, она также может быть изолирована, так что тестирование совместимости с водородом может быть постепенным. Например, конкретные варианты использования (например, для конкретного коммунального предприятия или промышленной зоны или жилого района с замкнутым контуром) могут быть протестированы в качестве пилотных проектов, и ряд коммунальных предприятий США начали это делать. [98] Более того, многие промышленные пользователи могут выбрать производство водорода на месте, как это происходит сегодня [99], или могут сначала сосредоточить свои усилия на таких регионах, как побережье Мексиканского залива.
Поэтапный подход, при котором смешивание водорода изолировано в определенных областях, может быть полезным для директивных органов, позволяя им определить наиболее подходящие участки системы для водорода, которые необходимо сначала ввести, а затем установить политические стимулы, поскольку лучше известно, какие материалы и конечные пользователи наиболее совместимы для дальнейшего расширения водорода.

Проблемы безопасности

Распределительные трубопроводные системы обычно меньше по диаметру, чем передающие трубопроводы, и, как уже упоминалось, построены из нескольких видов материалов, в том числе значительный процент пластиковых труб.Отказы распределительных трубопроводов почти всегда связаны с утечками, а не с повреждениями, поскольку внутреннее давление газа намного ниже, чем в линиях электропередачи. Водород — молекула гораздо меньшего размера, чем метан, поэтому скорость его утечки через стенки и стыки труб примерно в три раза выше, чем у природного газа. Водород чрезвычайно легковоспламеняющийся, что делает его опасным для возгорания даже в небольших концентрациях, хотя утечки будут быстрее распространяться в воздухе из-за его низкой плотности и высокой скорости молекулярной диффузии.Воспламеняемость остается серьезной проблемой для распределительных трубопроводов в жилых районах. [100]

Поскольку большинство систем обнаружения утечек настроено на обнаружение метана, их также необходимо модернизировать. [101] Характер дисперсии водорода отличается от других газов, учитывая небольшой размер атомов водорода, и он бесцветен, не имеет вкуса и запаха, поэтому для его обнаружения потребуются специальные датчики или одоризация. Некоторые предложения также включают окрашивание водорода.

Еще одно соображение — состав природного газа в трубопроводе.Водород имеет одну треть теплотворной способности природного газа на кубический фут, поэтому в системе трубопроводов потребуются значительно более высокие физические объемы водорода, поскольку он замещается природным газом. Поскольку компрессоры работают на основе объема, а не содержания энергии, для перемещения сопоставимого количества энергии потребуется значительно более высокая мощность сжатия, по сравнению с потребляемой мощностью природного газа. Это также потребует изменения измерений как на городских воротах, так и на жилом уровне.

Операторы трубопроводов сосредоточены на надежности и безопасности, поэтому проверка повышенных концентраций водорода в системе будет медленным и стабильным процессом. В то время как коммунальные предприятия США обращают внимание на Европу, то, что работает в европейских трубопроводных системах, может быть не так легко применимо в США. Региональные различия в системе США с точки зрения используемых материалов трубопроводов, скорости потока и давления будут определять, сколько водорода может попасть в систему в каждом конкретном случае; Один размер не подходит для всех.

Есть много неизвестных о совместимости водорода с американской системой и о том, какие концентрации могут быть безопасно добавлены без ущерба для нашей существующей инфраструктуры или повышенного риска возгорания. В то время как Министерство энергетики США исторически фокусировало инвестиции в исследования водорода в топливные элементы, недавние призывы к Соглашению о совместных исследованиях и разработках показывают, что Министерство энергетики применяет более целостный подход к разработке водорода, чтобы стимулировать развитие во всех секторах. [102] В сочетании с исследованиями и разработками, проводимыми в Европе, Австралии и Японии, а также с повышенным интересом нефтегазовых компаний к инвестированию в водород, многие из этих неизвестных могут стать известны в ближайшие пять лет.

Биометан

Биометан (также известный как возобновляемый природный газ) представляет собой почти чистый источник метана, производимый либо путем «улучшения» биогаза, либо путем газификации твердой биомассы с последующим метанированием.

Биогаз

Газообразное топливо (биогаз), полученное из биомассы, отличается от природного газа тем, что оно производится естественным путем при разложении органических отходов и, таким образом, является возобновляемым источником энергии. Биогазы включают ряд газовых составов, но обычно на 50–70 процентов состоят из метана, причем большую часть баланса составляет CO2 вместе с небольшими количествами азота, кислорода и сероводорода.Биогазы со значительной энергетической ценностью могут образовываться в результате преднамеренного или непреднамеренного аэробного (с кислородом) или анаэробного (без кислорода) переваривания или ферментации биоразлагаемых органических веществ. [103]

Биогаз также можно превратить в биометан или возобновляемый природный газ (ГСЧ) путем удаления CO2 и других загрязняющих веществ, а затем закачивания в трубопроводы природного газа или использования в качестве автомобильного топлива. Биогаз превращается в чистый метан за счет удаления воды, двуокиси углерода, сероводорода и других микроэлементов.Этот улучшенный биогаз сопоставим с обычным природным газом и, таким образом, может закачиваться в трубопроводную сеть взаимозаменяемо с природным газом или использоваться в качестве транспортного топлива в сжатом или сжиженном виде.

Поскольку большинство источников биогаза, таких как свалочный газ, очистители навоза домашнего скота или очистные сооружения, меньше по размеру и более географически разбросаны по сравнению с нынешними площадками газовых скважин, их необходимо объединить в централизованную систему для обработки, чтобы сделать экономически выгодным. смысл.Здесь следует отметить, что газ с высоким содержанием CO2 не представляет проблемы для пластиковых трубопроводов, поэтому для подачи биогаза на центральную перерабатывающую установку не требуются специальные материалы.

Поскольку биогаз считается возобновляемым источником энергии, многие штаты предлагают стимулы для производства биогаза или сжигания биогаза, или того и другого. [104] Другие стимулы, которые могут способствовать использованию биогаза, включают налоговые льготы на производство, прямые гранты и финансирование под низкие проценты. Биогаз можно использовать для производства тепла и электричества для использования в двигателях, микротурбинах и топливных элементах.Сырье для получения биогаза также можно использовать совместно с ископаемым топливом на электростанциях.

Использование одних видов биогазового сырья в существующей газопроводной сети обходится дороже, чем других. Например, биогазовые установки, которые используют сырье, в основном находящееся в сельской местности (например, навоз и энергетические культуры), вероятно, будут дальше от существующих линий и, следовательно, будут иметь более высокие транспортные расходы. В таких случаях использование биогаза для производства электроэнергии может быть более прибыльным, чем превращение его в биометан и подачу его в трубопровод.Обратное, вероятно, будет верным для очистных сооружений и, в некоторой степени, для свалочного газа, которые обычно расположены ближе к существующим линиям. [105]

В настоящее время в Соединенных Штатах имеется 2200 действующих биогазовых систем во всех 50 штатах, и есть потенциал для добавления более 13 500 новых систем. [106] Согласно последнему анализу потенциала ГСЧ Национальной лаборатории возобновляемых источников энергии, опубликованному в 2014 году, потенциальные годовые поставки составляют 16 миллионов тонн метана, или более 756 миллиардов кубических футов (Bcf), или 2 Bcf / d из биогенного сырья).[107]

Ключевым пределом для биогаза является поставка, за которой следует стоимость. Даже при значительном увеличении производства производство биогаза могло бы обеспечить к 2040 году лишь от 3 до 5 процентов всего внутреннего рынка природного газа по цене 5–6 долларов США за миллион БТЕ [108]. Хотя этот ресурсный потенциал кажется небольшим, и его легко упустить из виду, эти отходы используются недостаточно и предоставляют возможность для снижения выбросов парниковых газов и производства возобновляемого топлива. [109]

В исследовании Princeton Net-Zero America биогаз в основном используется для производства водорода с улавливанием углерода.Он используется в энергосистеме, когда пути к отрицательным выбросам жизненно важны (задержка электрификации), возобновляемые источники энергии ограничены, а запасы биомассы высоки.

Биометан из синтетического газа

Потенциал биометана, полученного в результате газификации, а не анэробного сбраживания, может значительно увеличить потенциальное предложение. Биометан из синтетического газа производится с использованием древесной биомассы, которая сначала разрушается при высокой температуре (от 700 до 800 ° C) и высоком давлении в среде с низким содержанием кислорода.В этих условиях биомасса превращается в смесь газов, в основном оксида углерода, водорода и метана (синтез-газ). Этот синтез-газ можно преобразовать в метан высокого качества путем метанирования. [110]

Затем в процессе метанирования используется катализатор для ускорения реакции между водородом и монооксидом углерода или CO2 с образованием метана. Любой оставшийся CO2 или вода удаляются в конце этого процесса.

В отличие от биометана при сбраживании, производство биометана путем газификации позволяет преобразовывать в биометан более широкий спектр видов топлива из биомассы, например древесину.[111] В настоящее время осуществляется несколько демонстрационных проектов по термической газификации древесной биомассы (например, проект GoBiGas мощностью 20 МВт в Гетеборге, Швеция). [112]

Синтетический метан

Синтетический метан, также известный как замещающий природный газ (SNG), или синтетический природный газ, представляет собой топливный газ, который можно производить из ископаемого топлива или с использованием возобновляемой электроэнергии в системах преобразования энергии в газ. В результате синтетический метан, как и зеленый водород, может поддерживать электрические системы с высоким уровнем возобновляемой электроэнергии, предлагая вариант долгосрочного хранения избыточной солнечной и ветровой генерации.Это позволяет использовать возобновляемые источники энергии для производства квазиископаемого топлива (т. Е. Преобразования энергии в газ).

В процессе метанирования используется CO2, например, из производства биогаза, и он в сочетании с водородом (h3) из избыточной возобновляемой электроэнергии производит метан (то есть превращение энергии в метан [PtM]), который можно не только просто и экономично распределять в сеть природного газа, но также могут храниться в течение более длительных периодов времени.

Использование SNG в сети выгодно, так как он идентичен природному газу и совместим со всеми сетевыми устройствами.В отличие от водорода, использование SNG в сети не имеет ограничений, и приборы, работающие на природном газе, могут работать на SNG. Также в газовой сети может храниться большое количество СНГ, что исключает необходимость строительства дополнительных хранилищ.

Оценки стоимости синтетического метана значительно различаются, но остаются значительно выше, чем только биометан или водород: на 2030 год около 23–110 долларов США / ММБТЕ, а на 2050 год — около 15-60 долларов США / ММБТЕ. [113] Различные предположения относительно стоимости возобновляемой электроэнергии и нагрузки электролизера являются основными причинами такого большого диапазона.[114] PtM нужны низкие затраты на электроэнергию, значительно более низкие капитальные затраты (в настоящее время до 1800 долларов на установленный кВт) и большое количество рабочих часов (более 3000), чтобы достичь цены, аналогичной природному газу. [115]

Процессы цепочки PtM широко развиты. Однако на сегодняшний день накоплен небольшой опыт работы со всей системой PtM, и существует лишь несколько проектов по всему миру — большинство из них в Германии, крупнейшим из которых является завод Audi e-Gas мощностью 6 МВт в Вертле. [116] PtM может сыграть важную роль в будущем энергетическом секторе, но необходимо разработать дальнейшие проекты и значительно снизить затраты.Однако, если синтетический метан действительно будет развиваться по этим направлениям, его сходство с природным газом сделает его особенно подходящим для использования в существующей трубопроводной сети США.

Раздел 4: Рекомендации для политиков

Как обсуждалось в этом отчете, проведенный на сегодняшний день анализ показывает, что природный газ будет продолжать использоваться по крайней мере в течение следующих трех десятилетий, а также увеличится использование газообразного топлива с низким и нулевым содержанием углерода. Эти прогнозы приводят к ключевому вопросу: как можно лучше ограничить текущие выбросы парниковых газов в газопроводную сеть США и приспособить ее для транспортировки все более низкоуглеродного топлива?

Две конкретные рекомендации по политике направлены на решение этого важного вопроса:

1. Изменить правила обнаружения и ремонта утечек метана, чтобы снизить выбросы в существующую трубопроводную сеть.
2. Расширить существующие регулирующие полномочия, чтобы разрешить модернизацию системы передачи и распределения для большего использования водорода в трубопроводной сети, и увеличить финансирование НИОКР для проверки целостности трубопроводной системы с более высокими уровнями водорода и других видов топлива с нулевым выбросом углерода.

Первая рекомендация обсуждается больше, чем вторая в этом разделе. Имеется достаточно данных о существующей трубопроводной сети, чтобы дать подробные рекомендации по политике относительно того, как сделать нашу нынешнюю систему максимально низкими выбросами.Но еще многое предстоит узнать о том, как сделать нынешнюю систему совместимой с повышенным использованием водорода и других видов топлива с нулевым содержанием углерода, и какие материалы лучше всего подходят для этого. Конкретные политические предложения по второй рекомендации станут более ясными в ближайшие несколько лет после того, как начнется работа ряда пилотных проектов, частно-государственные партнерства расширят исследования и разработки по увеличению использования водорода, а правительство направит больше средств на решение этой проблемы в экономике. -широкий масштаб.

Рекомендация

1. Изменить правила обнаружения и ремонта утечек метана, чтобы сделать существующую трубопроводную сеть с максимально низким уровнем выбросов.

Утечки метана являются основным воздействием трубопроводной инфраструктуры на климат. При транспортировке и распределении природного газа метан может выделяться из множества источников, включая неисправные трубопроводы и клапаны, пневматические контроллеры и несгоревший метан в выхлопных газах работающих компрессорных станций. [117] Если в США будет достигнут значительный прогресс в отслеживании и сокращении общесистемных выбросов метана, углеродоемкость природного газа может быть улучшена.

Распределительные линии, составляющие большую часть миль газовой инфраструктуры, также являются причиной значительного количества утечек. В исследовании, опубликованном в июле 2020 года, было подсчитано, что выбросы метана из распределительных трубопроводов США примерно в пять раз превышают оценки EPA с более чем 630 000 утечек в распределительных магистралях США, что приводит к выбросам метана в размере 0,69 миллиона тонн в год, или 7,6 процента от общих выбросов метана в США. [118]

Выбросы метана на разведке (например, сжигание) представляют собой еще одну возможность для уменьшения воздействия на окружающую среду существующей системы трубопроводов природного газа.[119] Эти выбросы выходят за рамки данного отчета.

Ускорение темпов замены оставшихся чугунных трубопроводов

По состоянию на конец 2019 года примерно 97 процентов распределительных трубопроводов природного газа в США были сделаны из пластика или стали. Остальные 3 процента — это в основном железные трубы.

Стальные трубопроводы без покрытия известны как стальные трубопроводы без покрытия, и хотя многие из этих трубопроводов были выведены из эксплуатации, некоторые из них все еще работают. Из-за возраста и отсутствия защитного покрытия, как правило, стальные трубопроводы без покрытия подвергаются более высокому риску утечек или разрывов по сравнению с некоторыми другими трубопроводами и кандидатами на программы ускоренной замены.[120] Несмотря на свою небольшую долю в общей сети, чугунные трубы ответственны за 10 процентов всех утечек в распределительных сетях США. [121] Это означает, что относительно небольшие объемы замены могут привести к значительному сокращению выбросов.

Количество используемых трубопроводов из чугуна и кованого железа значительно сократилось в последние годы из-за усиления государственных и федеральных инициатив по безопасности. В 22 штатах полностью ликвидированы линии распределения природного газа из чугуна или кованого железа в пределах своих границ.[122] Большинство оставшихся железных распределительных трубопроводов расположены в восточных штатах, и программы замены продвигаются медленно.

Например, в округе Колумбия последнее решение Комиссии по коммунальным услугам по пересмотренному плану ускоренной замены труб Washington Gas and Light было принято в 2014 году. Программа «Замена основных чугунных труб» включает 428 миль магистральных и 8625 коммуникационных линий. и был расширен за счет включения 66 миль чугуна большого диаметра. При сметной стоимости в 800 миллионов долларов [123] проект предусматривал надбавку в размере 49 долларов в год, или 4 доллара.08 в месяц, для среднего потребителя отопления жилых домов в 2019 году. [124] В том же году, через пять лет после принятия плана, все еще оставалось заменить 405 миль чугунных магистралей, а программа была завершена через 40 лет. [125]

Учитывая, что стоимость поставленного природного газа оставалась неизменной в течение последнего десятилетия, а фьючерсы на природный газ в США торгуются ниже $ 3,00 / млн БТЕ до 2030+, [126] штаты должны подтолкнуть коммунальные предприятия к установлению более жестких сроков замены чугунных трубопроводов. , так что к 2030 году вся система США будет свободна от чугуна, и конечным пользователям не придется постоянно платить, что может быть огромной надбавкой.

Обязательная замена устаревшего трубопровода

Возраст трубопроводов и магистралей имеет значение. Примерно 35 процентов распределительной системы США старше 50 лет [127], и государственная политика должна предусматривать замену этой инфраструктуры, учитывая сильную корреляцию между возрастом трубопроводной инфраструктуры более 50 лет и утечками (рисунок 15).

Государства упростили для НРС передачу потребителям затрат на техническое обслуживание и замену распределительных линий.В 42 штатах, в том числе в округе Колумбия, действуют особые механизмы тарифов, которые способствуют ускоренной замене трубопроводов, но программы все еще могут быть завершены в течение периода времени от 20 до 40 лет, что в некоторой степени противоречит критерию ускоренной замены трубопроводов. программа замены. [129] Эти правила должны быть распространены на все 50 штатов, а крайние сроки замены должны быть установлены на 2030 год.

Принятие целевых показателей по сокращению выбросов метана на государственном уровне для предприятий газоснабжения

Государства могут повысить экологические показатели трубопроводной системы, приняв целевые показатели по сокращению выбросов метана для коммунальных предприятий или предписаний.[130] В настоящее время Калифорния — единственный штат, который установил цель по сокращению выбросов метана для газовых коммунальных предприятий. Штат также привязал свои коммунальные тарифы к сокращению выбросов метана при использовании природного газа.

Решение Комиссии по коммунальным предприятиям Калифорнии реализовало следующие директивы:

1. Годовая отчетность для отслеживания выбросов метана
2. Двадцать шесть обязательных передовых практик по минимизации выбросов метана, относящиеся к политикам и процедурам, ведению документации, обучению, обучению опытного персонала, обнаружению утечек, ремонту утечек и предотвращению утечек
3. Двухлетний план соответствия, включенный в годовые планы респондентов по безопасности газа, начиная с марта 2018 г .; и выбросы учтены все утечки и сброшенные выбросы природного газа
4. Процесс возмещения затрат для облегчения рассмотрения Комиссией и утверждения дополнительных расходов для внедрения передовой практики (BP), пилотных программ и исследований и разработок

Калифорния поставила перед своими коммунальными предприятиями агрессивные цели по сокращению выбросов.Снижение уровня 2015 года на 40 процентов к 2030 году не обязательно должно быть национальным стандартом, но если коммунальные предприятия должны быть стимулированы к ускорению улучшений своих газовых сетей, общесистемный целевой показатель сокращения выбросов метана и привязка тарифов коммунальных услуг к этим сокращениям может стать действенный инструмент.

Обновление федеральных трубопроводных стандартов

За безопасностью трубопроводной сети наблюдает Министерство транспорта и безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA), в то время как Управление транспортной безопасности является ведущим федеральным агентством по безопасности трубопроводов.

PHMSA в настоящее время устанавливает минимальные стандарты трубопроводов для США, которые государства могут использовать. На сегодняшний день правила PHMSA были в первую очередь сосредоточены на безопасности трубопроводной системы с очень небольшим учетом воздействия на окружающую среду.

Закон о консолидированных ассигнованиях от 2021 года, раздел R, вступивший в силу 27 декабря 2020 года, возложил на PHMSA ответственность за обнаружение утечек и ремонт трубопроводов «в целях обеспечения безопасности газопровода… и защиты окружающей среды.[131] Закон о защите нашей инфраструктуры трубопроводов и повышении безопасности требует принятия новых нормативных актов в течение года с целью установления минимальных стандартов производительности для новой трубопроводной инфраструктуры по обнаружению и ремонту утечек метана. Некоторые предлагаемые нормативные изменения, которые PHMSA может внести, следующие:

Требовать ежегодных проверок

Согласно действующим правилам, операторы трубопроводов должны проводить периодическое патрулирование утечек, во время которого трубопроводная система визуально проверяется на наличие признаков утечки газа, таких как изменение растительности и сильная активность насекомых, которые могут указывать на присутствие природного газа.Эти визуальные проверки дополняются проверками утечек, в которых используются пламенно-ионизационные устройства или другое оборудование для обнаружения газа в воздухе.

Частота, с которой необходимо проводить патрулирование и обследования, зависит от характера трубопроводной системы (например, от различных типов труб и их расположения), и эти факторы определяют риск для общественной безопасности. Транспортные трубопроводы, по которым природный газ транспортируется с мест добычи и переработки к крупным потребителям и местным коммунальным предприятиям, как правило, считаются представляющими наибольший риск, поскольку по ним транспортируются большие объемы газа под высоким давлением.Таким образом, правила PHMSA требуют, чтобы магистральные трубопроводы проверялись чаще, чем более мелкие распределительные трубопроводы с более низким давлением, по которым газ доставляется конечным потребителям. [132]

Правила PHMSA требуют, чтобы и передающие, и распределительные трубопроводы в населенных пунктах проверялись чаще, чем в менее населенных. Распределительные трубопроводы, расположенные в деловых районах, должны обследоваться ежегодно, в то время как распределительные трубопроводы в большинстве других регионов должны обследоваться только каждые пять лет.

Требование ежегодного обследования всех линий электропередачи и распределения — особенно с помощью новых и менее затратных технологий, таких как наблюдение с помощью беспилотных летательных аппаратов или вертолетов, — и обязательное незамедлительное устранение обнаруженных утечек значительно улучшат экологическую целостность трубопроводной сети США.

В соответствии с Законом о безопасности трубопроводов природного газа [133] штаты могут налагать дополнительные или более строгие требования, чем PHMSA, к определенным операторам трубопроводов, но только в отношении трубопроводов внутри штата.Что касается обнаружения утечек, только в 18 штатах и ​​округе Колумбия есть правила, регулирующие частоту патрулирования и обследований трубопроводов (по состоянию на 2015 год) [134]. Изменить правила на федеральном уровне было бы гораздо эффективнее, чем ждать, пока все 50 штатов примут эти стандарты. Кроме того, они будут применяться к внутригосударственным и межгосударственным трубопроводам.

SoCalGas, например, потратит 5,9 миллиона долларов в 2021 году на аэрофотосъемку 19 377 миль трубопроводов и распределительных линий, включая стоимость анализа данных и реагирования на утечки.[135] Для очень грубого приближения это составляет 304 доллара за милю (и это верхний предел отраслевых оценок, не считая более низкой стоимости использования дронов). Если бы все 2,5 миллиона миль трубопроводной инфраструктуры США были обследованы за год, это составило бы около 760 миллионов долларов, или 2 процента от того, что отрасль потратила на инфраструктуру в 2019 году. к объему газа в трубопроводной системе (34 триллиона кубических футов) это добавит не более 0,02 доллара США за миллион БТЕ.

Изменение критериев устранения утечек

Согласно действующим правилам PHMSA, утечки в трубопроводной системе классифицируются как опасные или неопасные. Классификация утечки как опасной или неопасной обычно основывается на ее близости к людям и имуществу, а не на ее размере; утечки в населенных пунктах считаются более опасными, чем утечки в удаленных местах. Таким образом, утечки в изолированных зонах могут быть классифицированы как неопасные и не устраняться, даже если они выделяют значительное количество природного газа.[136]

PHMSA классифицирует утечки на три категории в соответствии с этими директивами: Утечки 1-го уровня являются опасными и должны быть устранены немедленно. Утечки степени 2 потенциально опасны и должны быть устранены в течение одного года в соответствии с требованиями Министерства транспорта. Утечки степени 3 не опасны и должны ежегодно устраняться или контролироваться. [137]

Всего пять штатов — Флорида, Канзас, Мэн, Миссури и Техас — приняли свои собственные правила техники безопасности, устанавливающие временные рамки для устранения неопасных утечек.Во всех других штатах операторы трубопроводов могут и часто оставляют такие утечки не устраненными в течение месяцев или даже лет, независимо от их воздействия на окружающую среду, поскольку государственные коммунальные комиссии не имеют полномочий регулировать экологические последствия. Поэтому PHMSA необходимо классифицировать утечки в соответствии с воздействием на окружающую среду, а не только воздействием на безопасность.

Не только коммунальные предприятия не обязаны по закону устранять неопасные утечки, но и после постановления Верховного суда от 1935 года (газ Западного Огайо против Комиссии по коммунальным предприятиям) коммунальные предприятия могут возмещать затраты на утечку газа, передавая их потребителям через их тарифная база.Операторы трубопроводов могут возмещать стоимость газа, измеряемую как разницу между потоками газа в трубопроводную систему и из нее. Очень мало внимания уделяется тому, действительно ли заявленные потери газа неизбежны. Если утечку можно устранить экономически, ее нельзя считать неизбежной, и, таким образом, трубопроводная компания не должна иметь возможность возместить стоимость потерянного газа.

Требовать уведомления обо всех утечках

Хотя операторы трубопроводов обязаны сообщать PHMSA о количестве утечек, устраняемых каждый год, они, как правило, не обязаны сообщать ни количество неисправленных утечек, ни объем газа, потерянного в результате таких утечек.Это делает невозможным точное представление о том, сколько газа теряется в системе США из-за неотремонтированных утечек. Первым шагом будет обязательное измерение всех неисправленных утечек и сообщение о них в PHMSA.

Кроме того, операторы не определяют количество газа, потерянного в результате таких утечек. Это затрудняет для регулирующих органов и других лиц оценку степени утечки газа. Чтобы облегчить такую ​​оценку, операторы должны быть обязаны точно измерять объем газа, потерянного в результате утечек.О результатах этих измерений следует сообщить в PHMSA. PHMSA должен сделать сообщенные измерения доступными для других заинтересованных сторон.

PHMSA также должно требовать, чтобы компании, занимающиеся разведкой и добычей, количественно определяли и включали утечки из систем сбора газа. (Система сбора обычно состоит из нескольких трубопроводов, проложенных на одной территории, которые предназначены для «сбора» продукции, добываемой из нескольких скважин, в центральную точку, например, компрессорную станцию, хранилище или более крупный трубопровод.Система сбора может состоять из сотен миль трубопроводов, собирающих газ из сотен скважин в районе, или это может быть всего лишь несколько небольших трубопроводов, собирающих продукт из нескольких скважин. Одно исследование, посвященное деятельности нефтегазовых компаний, показало, что выбросы метана от сбора значительно выше, чем предполагает текущая инвентаризация парниковых газов Агентства по охране окружающей среды, и что они эквивалентны 30 процентам общих выбросов метана в инвентаризации парниковых газов систем природного газа.[138]

PHMSA обновляла правила безопасности в прошлом. Спровоцированная инцидентом в каньоне Алисо в 2015 году — массивной утечкой газа из подземного хранилища недалеко от Лос-Анджелеса, в результате которой было высвобождено около 100 000 тонн метана [139], компания PHMSA завершила разработку нового правила для хранилищ природного газа в январе 2020 года. вопросы безопасности, связанные с внутрискважинным оборудованием, включая целостность скважины, НКТ и обсадные трубы. [140]

Для 300 000 миль линий электропередачи в США уже существует политический инструмент для включения многих из этих изменений, хотя до настоящего времени трубопроводные компании редко использовали его.В апреле 2015 года Федеральная комиссия по регулированию энергетики выпустила Заявление о политике в отношении механизмов возмещения затрат на модернизацию объектов природного газа, вступающее в силу с октября 2015 года [141]. Заявление о политике разрешает межгосударственным газопроводам добиваться введения надбавок или средств отслеживания затрат, предназначенных для возмещения затрат на модернизацию их объектов в ответ на PHMSA, Агентство по охране окружающей среды США и другие правительственные инициативы по безопасности и охране окружающей среды. Заявление о политике возмещения затрат может быть использовано для внедрения нормативных изменений PHMSA.

Рекомендация

2. Расширить существующие регулирующие органы, чтобы разрешить модернизацию системы передачи и распределения для большего использования водорода в трубопроводной сети, а также увеличить финансирование НИОКР для проверки целостности трубопроводной системы с повышенным содержанием водорода и других видов топлива с нулевым содержанием углерода. .

Если существующая трубопроводная инфраструктура будет приведена в соответствие с высокими стандартами, изложенными выше, это значительно снизит общий вклад природного газа в изменение климата.Однако уже сейчас можно ввести политику, которая также будет способствовать совместимости с низкоуглеродным и нулевым углеродным топливом. Поскольку в ближайшие несколько лет будут даны ответы на многие технические вопросы, касающиеся того, как лучше всего смешать водород и другое топливо с нулевым содержанием углерода в нашей существующей газовой системе, будут изложены более подробные предложения по политике в отношении модернизации, которые станут предметом последующей работы авторы.

Но штаты могли бы начать с инвентаризации своей трубопроводной инфраструктуры и того, из какой металлургии она состоит, чтобы определить, какие части могут стать более совместимыми с увеличением использования водорода.

Коммунальные предприятия и комиссии также могут определить, какие участки трубопроводной сети и конечных пользователей можно изначально модифицировать для смешивания водорода, используя поэтапный подход к модификации газовой сети вместо одновременного обеспечения совместимости всей системы со смешиванием водорода. .

По мере того, как пилотные проекты в течение следующих пяти лет [142] начинают определять совместимость определенных материалов с водородом и до какого процента смесь водорода является безопасной, штатам следует рассмотреть вопрос о добавлении специальных надбавок, позволяющих вносить изменения для адаптации к водороду. если эти изменения могут быть внесены без чрезмерного бремени для налогоплательщиков, особенно для групп с низкими доходами.Государства также могут начать требовать, чтобы в программах замены сети использовались пластиковые трубы, совместимые с водородом.

В дополнение к двум конкретным категориям рекомендаций по политике, подробно описанным в этом разделе, могут быть приняты более широкие подходы к политике декарбонизации, такие как стандарт безуглеродного газа для стимулирования разработки водорода. Другие подходы, выходящие за рамки данной статьи, включают:

а. Увеличенный налоговый кредит за 45 квартал для поддержки разработки CCUS на электростанциях, работающих на природном газе [143]

г.Согласование государственной и местной политики в области коммунальных услуг с системой без выбросов углерода [144]

г. Финансовые стимулы для декарбонизации использования энергии в домах и на предприятиях [145]

Обезуглероживание молекул, протекающих через газовую сеть, потребует значительной политической поддержки, точно так же, как стандарты портфеля возобновляемых источников энергии стимулировали развитие солнечной и ветровой мощности. Количество газа с CCUS, водородом, биогазом и синтетическим метаном, которые находятся в системе трубопроводов, будет зависеть от государственной политики по увеличению производства этого топлива с низким и нулевым содержанием углерода.Расширенные государственные налоговые льготы и другие производственные стимулы — это варианты, которые могут быть приняты.

Взгляд в будущее также включает в себя создание шагов для достижения цели. Ремонт и модернизация газопроводной сети США потребуют согласованных усилий и значительных краткосрочных инвестиций, но использование уже существующей инфраструктуры может предложить лучший путь для ускорения и рентабельности внесения значительных изменений, необходимых для обезуглероживания энергии. сектор. Поскольку в настоящее время по трубопроводной системе ежегодно проходит 34 триллиона кубических футов природного газа, и ожидается, что этот объем сохранится на протяжении большей части следующего десятилетия, многие из этих ремонтов и модернизаций могут быть выполнены без огромных затрат для конечных пользователей.Следующее десятилетие дает уникальную возможность использовать спрос на природный газ в нашей экономике, чтобы облегчить переход к нулевому будущему.

Сноски

[1] Поскольку теплотворная способность водорода составляет примерно одну треть теплотворной способности природного газа на основе объема, 20 процентов энергии, которая проходит в виде водорода, потребляют примерно в три раза больше объема природного газа, который он заменяет, что приводит к увеличению громкости в 1,4 раза (0,8 + 3 * 0,2). Электронная переписка с профессором Джеком Брауэром, Калифорнийский университет в Ирвине.

[8] Этот раздел включает обсуждение ряда таких сценариев, разработанных Управлением энергетической информации, Международным энергетическим агентством, BP, проектом «Пути глубокой декарбонизации» и американским исследованием Net-Zero Принстонского университета.

[14] Число 2019 года отличается в зависимости от сценария, потому что 2019 год еще не определен, когда будет опубликован AEO 2020. УЭО показывает, что даже меньше чем через год EIA недооценивает потребление газа.

[19] А. Фадке и др., Иллюстративные пути к 100-процентной нулевой углеродной энергии к 2035 году без увеличения затрат клиентов, Энергетические инновации, сентябрь 2020 г., https://energyinnovation.org/wp-content/uploads/2020/09/ Пути к 100-нулевой углеродной энергии к 2035 году без увеличения затрат на потребителя. Pdf. Следует отметить, что даже при сценарии высокой степени электрификации в отчете до 2035 года и соответствующем техническом документе рассматриваются лишь небольшие увеличения потребления электроэнергии, которые начнутся в 2030 году, всего за пять лет до окончания периода анализа.В свою очередь, он не может проанализировать влияние глубокой электрификации на спрос на природный газ, которое наблюдается в других сценариях глубокой декарбонизации с более длинными временными горизонтами (например, DDPP, IEA, BP).

[21] Например: С. Дас, Э. Хиттингер и Э. Уильямс, «Одного обучения недостаточно: уменьшение маржинальных доходов и увеличение затрат на борьбу с выбросами ветра и солнца», Возобновляемая энергия 156 (2020): 634–44; Н. Сепульведа, Дж. Д. Дженкинс, Р. Лестер и Ф. де Систерн, «Роль устойчивых низкоуглеродных ресурсов электроэнергии в глубокой декарбонизации производства электроэнергии», Джоуль 2, № 2, с.11 (2018), DOI: 10.1016 / j.joule.2018.08.006.

[28] Межправительственная группа экспертов по изменению климата, улавливанию и хранению диоксида углерода, 2005 г., https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/03/srccs_wholereport-1.pdf; Национальный нефтяной совет, Решение двойной задачи: дорожная карта масштабного развертывания улавливания, использования и хранения углерода, 2019 г., https://dualchallenge.npc.org/downloads.php; Инициатива Energy Futures, Очистка воздуха: Федеральная инициатива в области НИОКР и план управления технологиями удаления двуокиси углерода, сентябрь 2019 г .; МЭА, «Улавливание, использование и хранение углерода», по состоянию на 17 февраля 2021 г., https: // www.iea.org/fuels-and-technologies/carbon-capture-utilisation-and-storage.

[31] М.Э. Диего и др., Превращение Gas ‐ CCS в коммерческую реальность: проблемы масштабирования, Онлайн-библиотека Wiley, 15 мая 2017 г., https://onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/ghg .1695; Л. Ян и др., «Топливный элемент с CO2 / ч3: сокращение выбросов CO2 при производстве электроэнергии», Journal of Materials Chemistry A, 26 марта 2020 г., https://pubs.rsc.org/en/content/articlelanding/2020 / TA / D0TA02855J.

[39] Подкомитет по вопросам энергетики и торговли по вопросам энергетики, «Модернизация Закона о природном газе, чтобы он работал для всех», свидетельство Майкла МакМахона от имени Межгосударственной газовой ассоциации Америки, 5 февраля 2020 г.

[48] Обсуждение с Дональдом Чабазпуром в National Grid.

[57] Обсуждение с командой SoCalGas во главе с Шэрон Томпкинс.

[63] Заметки Пола Пирсона, старшего директора по статистике Американской газовой ассоциации.

[89] Там же. Сначала трубу подготавливают для внутреннего покрытия путем предварительного нагрева, сушки на воздухе и предварительной пескоструйной обработки. Заключительный этап восстановления ePIPE включает в себя поток под давлением частицы медной эпоксидной смолы, которая оставляет после себя тонкий слой, покрывающий трубу.

[91] М.-Х. Клопфер, П. Берн и Э. Эспуш, “Разработка инновационных материалов для распределения смесей водорода и природного газа. Исследование барьерных свойств и долговечности полимерных труб. Нефтегазовая наука и технология — Revue d’IFP Energies Nouvelles », Французский институт петроля, 70, вып. 2 (2015): 305–15, ff10.2516 / ogst / 2014008ff. ffhal-01149619; Дж. Вассенаар и П. Мичич, «Труба из ПНД для водорода», апрель 2020 г., https://alkadyne.com.au/wp-content/uploads/2020/05/202-qen-wp-hdpe-pipe-….

[95] Х. Фрис, А. Мохов, Х. Левинский. «Влияние смесей природного газа и водорода на производительность оборудования конечного использования: анализ взаимозаменяемости бытовых приборов», Applied Energy 208 (2017), 10.1016 / j.apenergy.2017.09.049.

[96] Кристин Вили, директор по водородным технологиям, GTI.

[100] Кристин Вили, директор по водородным технологиям, GTI.

[101] Кристин Вили, директор по водородным технологиям, GTI.

[118] Z.Д. Веллер, С. П. Гамбург и Дж. К. фон Фишер, «Национальная оценка утечки метана из трубопроводов в местных распределительных системах природного газа», Наука об окружающей среде и технологии, 10 июня 2020 г., 10.1021 / acs.est.0c00437.

[128] З. Д. Веллер, С. П. Гамбург и Дж. К. фон Фишер, «Национальная оценка утечки метана из магистральных трубопроводов в местных распределительных системах природного газа», Наука об окружающей среде и технологии, 10 июня 2020 г., 10.1021 / acs.est.0c00437 .

[130] В 2017 году Комиссия по коммунальным предприятиям Калифорнии (CPUC) утвердила программу борьбы с утечками природного газа в поддержку цели штата по сокращению выбросов метана от каждого газового предприятия на 40 процентов к 2030 году по сравнению с уровнями 2015 года.

Смета расходов на проект «Внутренняя энергия» оказалась выше, чем предполагалось — «Внутреннее газоснабжение

».

Алан Бейли

Petroleum News

С предполагаемыми затратами выше, чем предполагалось, и концессионным соглашением, истекающим в конце декабря, правление Управления по промышленному развитию и экспорту Аляски столкнулось с некоторыми трудными решениями в отношении будущего проекта внутренней энергетики, проекта, призванного обеспечить доступный Север Спуск природного газа к потребителям в Фэрбенксе.

Проект предусматривает строительство завода по производству сжиженного природного газа на Склоне; грузовые перевозки для перевозки СПГ с завода в Фэрбенкс; Объекты хранения и сжижения СПГ в Фэрбенксе; и коммунальные распределительные трубопроводы для доставки газа потребителям.

Цель состоит в том, чтобы обеспечить потребителей Фэрбенкса газом по цене 15 долларов или меньше за тысячу кубических футов, чтобы избавиться от высокой стоимости мазута, которая подрывает бюджеты домашних хозяйств на отопление и заставляет людей обращаться к дровам, вызывающим загрязнение, в качестве альтернативное средство утепления построек.Электрическая ассоциация Золотой долины, электроэнергетическая компания Фэрбенкса, также хочет использовать природный газ в качестве альтернативы дорогостоящему жидкому топливу для выработки электроэнергии.

Сомнения в жизнеспособности

Во время заседания правления AIDEA 16 декабря стало ясно, что сейчас известно достаточно об экономике проекта, чтобы поставить под сомнение его жизнеспособность. Кроме того, резкое падение цен на нефть в последние месяцы снижает стоимость мазута, делая нефть более конкурентоспособной по сравнению с газом в качестве топлива для внутренних нужд.

Законодательство штата, внесенное губернатором Шоном Парнеллом и принятое в 2013 году, положило начало проекту. AIDEA оказывает финансовую помощь проекту в виде государственных грантов и займов под низкие проценты.

В январе AIDEA поручила инженерной фирме MWH управлять строительством необходимого завода по производству сжиженного природного газа, с концессионным соглашением, требующим доставки документов, необходимых для финансового закрытия проекта до 30 декабря. Эти документы включают контракт на покупку North Склонный газ от БП; соглашение, включая соглашение о стоимости, на проектирование и строительство завода по производству СПГ; договор на эксплуатацию и техническое обслуживание завода; и соглашения о поставках газа с Golden Valley и двумя газовыми коммунальными предприятиями в Фэрбенксе, Fairbanks Natural Gas и Interior Gas Utility.

Стоимость фирмы

Поскольку срок действия концессионного соглашения истекает, хотя в соглашении есть пункт, включающий возможность продления на 90 дней, большая часть документации, необходимой для финансового закрытия, еще не полностью завершена. Но у MWH есть твердые затраты на строительство завода в Kiewit, компания, как ожидается, возьмет на себя этот проект строительства, сообщил совету директоров AIDEA Рик Адкок, вице-президент и управляющий директор MWH Infrastructure Development Inc.Кроме того, MWH заключила контракт с TDX Power на эксплуатацию завода в рамках совместного предложения с Norgasco, газовой компанией North Slope, сказал он.

Однако эта смета, согласованная с Kiewit и проверенная независимыми консультантами, составляет 228 миллионов долларов, что выше, чем предполагавшаяся год назад стоимость в 170-190 миллионов долларов. И хотя первоначальная оценка была основана на заводе по производству сжиженного природного газа мощностью 9 миллиардов кубических футов в год, новая смета расходов относится к установке с уменьшенной мощностью на 6 млрд кубических футов.

Спрос в Фэрбенксе

При первоначальной потребности в 5 млрд куб. Футов в год на Golden Valley будет приходиться большая часть пропускной способности газа, по крайней мере, на начальном этапе. Fairbanks Natural Gas имеет существующую систему распределительных трубопроводов, в настоящее время поставляемую сжиженным природным газом из залива Кука, и обязуется начать с 0,1 млрд куб. Футов газа North Slope, а через 12 лет это обязательство будет увеличено до 1,1 млрд куб. Футов через 12 лет, сказал Адкок. Внутреннему газоснабжающему предприятию еще предстоит построить свою систему распределения, и у него не будет начального фиксированного спроса на газ, но спрос вырастет, возможно, до нуля.«6 млрд куб. Футов через 12 лет», — сказал он.

Эти объемы представляют собой минимальные обязательства, необходимые для финансирования проекта, и могут быть ниже фактического спроса.

В рамках проекта «Внутренняя энергия» будет использоваться существующее соглашение о поставках газа, которое у Golden Valley есть с ВР, хотя в это соглашение необходимо внести некоторые незначительные изменения. Кори Борхесон, президент и главный исполнительный директор Golden Valley, сообщил совету директоров, что цены на газ по этому контракту привязаны к цене на нефть. При сегодняшней цене на нефть цена на газ будет близка к 2 долларам за тысячу кубических футов, увеличившись примерно до 4 долларов.50 при цене на нефть 150 долларов за баррель, сказал он.

Структура затрат

Предполагая цену на нефть в 90 долларов и соответствующую цену на газ в 2,75 доллара по контракту с BP, Адкок объяснил, как различные элементы цепочки поставок газа в Фэрбенкс приведут к стоимости доставки газа для жителей Фэрбенкса в размере от 18 до 20,50 долларов за тысячу кубометров. футов, что значительно превышает целевую отметку в 15 долларов.

С учетом потребности в топливном газе для завода СПГ и административных расходов на поставку газа, истинная стоимость газа для проекта составит 3 доллара.09, сказал Адкок. По его словам, оптимистическая стоимость сжижения газа, которая «может вырасти, если что-то пойдет не так», составит около 5 долларов. Стоимость транспортировки газа в Фэрбенкс составит еще 5 долларов, при хранении СПГ в Фэрбенксе и последующей газификации СПГ — около 1 доллара. По словам Адкока, в зависимости от масштаба финансирования AIDEA для коммунальных предприятий Фэрбенкса стоимость распределения газа в Фэрбенксе может варьироваться от 4 до 6,50 долларов за тысячу кубических футов.

Риск спроса

Самым большим риском в этом сценарии будет неопределенность в отношении спроса на газ в Фэрбенксе, особенно потому, что падение цен на сырую нефть, вероятно, ослабит энтузиазм людей по поводу перевода своих систем отопления с нефти на природный газ.По мере падения спроса удельная стоимость доставки газа будет увеличиваться, что еще больше затруднит использование газа.

Борхесон, комментируя, что Фэрбенкс нуждается в природном газе как в качестве катализатора экономического развития, так и для решения таких проблем, как загрязнение воздуха, сказал, что Golden Valley предложила принять риск спроса на газ, заплатив за часть газа, даже если он не нужен. .

«Если мы пойдем на этот риск, мы по-прежнему считаем, что наши члены получат существенную экономию», — сказал он.

Borgeson прокомментировал, что совет директоров Golden Valley должен утвердить эту договоренность. По его словам, совет директоров поручил ему работать с газовыми коммунальными предприятиями для продолжения реализации проекта.

Служебные просмотры

Боб Шефчик, президент и главный исполнительный директор компании Interior Gas Utility, сказал, что с учетом того, что компетентные люди в проекте сделали все возможное, но пришли к невыполненным результатам и слишком высоким затратам, маловероятно, что дальнейшее продление проекта приведет к дальнейшему продвижению проекта. каким-то образом привести к успеху.По его словам, пора рассмотреть альтернативы.

«Общая картина такова, что я не думаю, что мы находимся там, и я не думаю, что мы добьемся этого», — сказал Шефчик.

Дэн Бриттон, президент и главный исполнительный директор Fairbanks Natural Gas, сказал, что, хотя проект сталкивается с двумя проблемами: высокими капитальными затратами и более низким, чем ожидалось, профилем спроса на СПГ, он не видел альтернативы поставкам газа в Фэрбенксе. Первоначально люди ожидали, что государство профинансирует основную часть стоимости завода по производству СПГ, но, по его словам, с учетом значительного объема частного финансирования, необходимого для проекта, было трудно достичь первоначальной целевой цены в 15 долларов.

«Мы разорваны… Мне трудно найти лучшую альтернативу», — сказал Бриттон. «Я готов потратить еще три месяца, пытаясь что-то выяснить, но не более того».

Cook Впускной газ?

На вопрос об относительных преимуществах доставки СПГ с залива Кука, а не с Северного склона, Бриттон прокомментировал, что на Северном склоне имеется относительно дешевый газ и надежность поставок газа. По его словам, соглашение о поставках газа Golden Valley с BP рассчитано на 15 лет — контрактов на такой срок в заливе Кука уже давно не было.И, вместо того, чтобы индексироваться по цене на нефть, товар, с которым конкурирует газ Фэрбенкса, газ Cook Inlet в настоящее время оценивается в соответствии с соглашением между производителем газа Hilcorp Alaska и штатом Аляска.

Однако, по словам Бриттона, на заливе Кука есть завод по сжижению газа, и транспортировка СПГ из этого региона обойдется дешевле. По его словам, будущая цена на газ Cook Inlet будет зависеть от ряда факторов, связанных с рынком газа Cook Inlet.

Бриттон сообщил, что в настоящее время цена за природный газ в Фэрбенксе составляет 23 доллара.35 за тысячу кубических футов природного газа Cook Inlet, поставляемого бытовым потребителям.

Шефчик выразил обеспокоенность тем, что, возможно, временное падение цен на нефть может сорвать усилия по доставке доступного газа в Фэрбенкс. По его словам, первоначальная цель проекта «Внутренняя энергия» заключалась в том, чтобы коренным образом изменить влияние дизельного топлива за 4 доллара на внутреннюю территорию Аляски.

«Люди будут нервничать из-за того, что они снова получат счет в размере 1000 долларов (отопление)», — сказал он.

Правление AIDEA провело рабочее заседание для обсуждения конфиденциальных аспектов проекта.

Правление рассматривает обширные свидетельские показания, полученные сегодня от MWH и трех коммунальных предприятий о статусе проекта внутренней энергетики, но еще не имеет графика для принятия мер по проекту, как позже сообщил Petroleum News представитель AIDEA Карстен Родвик.

Разъяснение цен на газ

EIA июнь 2019 Данные: https: // www.eia.gov/petroleum/gasdiesel/

Самым крупным компонентом розничных цен на бензин является стоимость сырья, используемого для производства бензина — сырой нефти. В последнее время эта цена колеблется от 50 до 70 долларов за баррель, в зависимости от типа закупаемой сырой нефти. При таких ценах на сырую нефть стандартный баррель объемом 42 галлона составляет от 1,19 до 1,67 доллара за галлон на насосе. Акцизы добавляют еще 49 центов за галлон в среднем по стране.

Есть дополнительные расходы на переработку, транспортировку и продажу бензина в торговых точках.По данным Управления энергетической информации США, по состоянию на январь 2019 года затраты на сырую нефть составляли 53 процента от того, что люди платят за бензоколонку. Акцизы в среднем составляли еще 17 процентов. Остается 30% для нефтепереработчиков, дистрибьюторов и розничных торговцев.

Налоги на бензин: комбинированные местные, государственные и федеральные (центов за галлон).Тарифы действительны на 01.07.2019

Федеральный налог на бензин составляет 18,4 цента за галлон, а государственные сборы и налоги на бензин варьируются от минимальных 14 центов за галлон на Аляске до 61 цента за галлон в Калифорнии и 59 центов за галлон в Пенсильвании. В среднем налоги и сборы в настоящее время составляют примерно 17 процентов от суммы, которую потребитель платит за насос.

Остальные 30 процентов цены — это затраты на переработку, транспортировку и продажу бензина.

Каковы основные составляющие розничной цены на бензин?

• Стоимость сырой нефти
• Затраты на переработку и прибыль
• Расходы на сбыт и маркетинг плюс разумная норма прибыли
• Местные, государственные и федеральные налоги

От чего зависит стоимость сырой нефти?

Стоимость сырой нефти является основным фактором, влияющим на розничную цену на бензин.Стоимость сырой нефти как доля розничной цены на бензин меняется со временем и по регионам страны. Цены на сырую нефть в США определяются глобальными фундаментальными факторами, включая спрос и предложение, запасы, сезонность, соображения и ожидания финансового рынка.

К цене бензина добавляются налоги

Федеральные, государственные и местные налоги также влияют на розничную цену бензина. Федеральный акцизный налог составляет 18,30 цента за галлон, а федеральный сбор за утечку подземного резервуара для хранения составляет 0.1 ¢ за галлон. По состоянию на 1 января 2019 года государственные налоги и сборы на бензин в среднем составляли 28,31 цента за галлон. Налоги с продаж наряду с налогами, взимаемыми местными и муниципальными властями, также могут оказать значительное влияние на цены на бензин в некоторых местах.

Затраты на переработку и прибыль

Затраты на переработку и прибыль варьируются в зависимости от сезона и региона США, отчасти из-за различных составов бензина, необходимых для снижения загрязнения воздуха в разных частях страны.Характеристики производимого бензина зависят от типа используемой сырой нефти и типов технологий переработки, имеющихся на нефтеперерабатывающем заводе, где он производится. На цены на бензин также влияет стоимость других ингредиентов, которые могут быть добавлены в бензин, таких как этанол. Повышенный спрос на бензин летом обычно приводит к повышению цен.

Сбыт и маркетинг

Затраты и прибыль на сбыт, маркетинг и розничную торговлю также включены в розничную цену бензина.Большая часть бензина поставляется с нефтеперерабатывающих заводов по трубопроводу на терминалы рядом с районами потребления, где он может быть смешан с другими продуктами (такими как этанол) в соответствии с требованиями местных органов власти и рынка. Бензин доставляется автоцистернами на отдельные автозаправочные станции.

Некоторые торговые точки принадлежат и управляются нефтеперерабатывающими предприятиями, в то время как другие являются независимыми предприятиями, которые покупают бензин у нефтепереработчиков и продавцов для перепродажи населению. Цена на насосе также отражает местные рыночные условия и факторы, такие как желательность местоположения и маркетинговую стратегию владельца.

Стоимость ведения бизнеса отдельными дилерами может сильно различаться в зависимости от того, где находится дилер. Эти затраты включают заработную плату, льготы, оборудование, аренду или арендные платежи, страхование, накладные расходы, а также государственные и местные сборы. Даже торговые точки рядом друг с другом могут иметь разные схемы движения, арендную плату и источники поставок, которые влияют на их цены. Количество и местонахождение местных конкурентов также может повлиять на цену.

---

Цены на газ на один пейджер (PDF)

Dolphin Gas Project, Ras Laffan

Газовый проект «Дельфин» — один из крупнейших трансграничных энергетических проектов, когда-либо реализованных на Ближнем Востоке.Проект поставляет природный газ из Катара по трубопроводу для удовлетворения растущих энергетических потребностей Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ).

Проект стоимостью 7 миллиардов долларов впервые объединил три страны Совета сотрудничества стран Персидского залива (ССАГПЗ) — ОАЭ, Катар и Оман — в интегрированную региональную энергетическую сеть.

Первый этап включал в себя разработку двух платформ на Северном месторождении Катара, двух многофазных морских морских трубопроводов к перерабатывающим предприятиям и заводов по переработке и сжатию газа в Рас-Лаффане.Второй этап включал строительство подводного трубопровода диаметром 48 дюймов и длиной 260 миль (364 км), по которому газ будет поступать в ОАЭ (стоимость 3,5 миллиарда долларов). Второй этап был завершен в августе 2006 года.

По трубопроводу в 2007 году был подан первый газ, и он может транспортировать до двух миллиардов кубических футов катарского природного газа в день в ОАЭ в течение 25 лет. Он также способен транспортировать до 3,2 миллиарда кубических футов в день, и в результате появляются дополнительные клиенты.

«Газовый проект« Дельфин »введен в эксплуатацию в конце 2006 года.”

Dolphin Energy — строитель и оператор проекта. 51% Dolphin Energy принадлежит Mubadala Development Company от имени правительства Абу-Даби и по 24,5% — Total of France и Occidental Petroleum из США. Проект, который реализуется с 2001 года, был запущен в конце 2006 года.

Строительство завода по переработке дельфинов

В январе 2004 года контракт на проектирование, закупку и строительство (EPC) газоперерабатывающего и компрессорного завода в Рас-Лаффане был присужден компании JGC Middle East FZE, 100-процентной дочерней компании JGC Corporation в Японии.Завод был введен в эксплуатацию в конце 2006 года.

Завод принимает влажный газ с Северного месторождения и удаляет ценные жидкие углеводороды (включая конденсат и продукты ШФЛУ) для обработки, сбыта и продажи на месте. Завод сжимает полученный сухой газ для транспортировки по экспортному трубопроводу в ОАЭ.

Контракт с JGC также включает в себя пуско-наладочные работы и ввод в эксплуатацию, обучение эксплуатационного персонала и техническое обслуживание. Шесть компрессорных линий на объекте приводятся в движение газовыми турбинами мощностью 52 МВт, которые были поставлены и введены в эксплуатацию британской компанией Rolls-Royce Energy Systems.

Завод может сжимать более двух миллиардов кубических футов (57 миллионов кубических метров) метана в день. Пропан, бутан и конденсат продаются на открытом рынке, а этан поставляется Qatar Petroleum.

Системы автоматизации

Проект внедрения приложений и систем автоматизации завода Dolphin (PAA / PAS) был присужден компании Honeywell Middle East и ее основному субподрядчику Trust Technical Services в 2006 году.

Контракт на систему управления трубопроводом 1 (морские линии) был присужден компании Scand Power, контракт на систему управления трубопроводом 2 (экспортные и распределительные трубопроводы) был присужден Energy Solutions вместе с контрактом на систему управления распределением газа.

Скважины Северного месторождения

Контракт на добычу и добычу нефти был присужден компании Foster Wheeler Sofresid. Работы по проектированию и планированию начались в Париже в январе 2002 г. и были завершены в мае 2003 г.

«Трубопровод может транспортировать два миллиарда кубических футов катарского природного газа в день в ОАЭ в течение 25 лет».

Объем работ включал в себя предварительную закупку морских производственных комплексов, две многофазные морские линии, транспортирующие влажный газ на берег, береговые приемные сооружения, оборудование для разделения, обработки газа и сжатия экспортного газа.

Первая оценочная скважина на Северном месторождении Катара, NFD 1, была забурена 5 декабря 2001 года при глубине 40-50 футов воды; скважина была закончена на высоте 11 018 футов в апреле 2002 года.

Успешные испытания давления и расхода были завершены в июле 2002 года.

Вторая оценочная скважина, NFD 2, была пробурена 8 апреля 2002 г. и завершена в июне на глубине 10 331 фут. Успешные испытания были проведены в июле и августе 2002 года. Всего в 2005 и 2006 годах было пробурено 24 скважины для обеспечения необходимого количества сырого газа для удовлетворения требований Dolphin.

Контракты на разведку и добычу

В январе 2004 года EPC-контракт на две морские платформы был присужден J Ray McDermott Middle East и включал изготовление, установку и подключение морских добывающих платформ к морским трубопроводам.

В апреле 2004 года EPC-контракт на поставку морских котлов был заключен с компанией Saipem (Италия), дочерней компанией Eni Group. Контракт включал проектирование и установку двух герметизированных трубопроводов диаметром 36 дюймов с бетонным покрытием, которые транспортируют производственный поток (природный газ, углеводородные жидкости) от устьев скважин на перерабатывающий завод в Рас-Лаффане.

Двойные гидролинии были заложены в начале 2006 года. Они транспортируют необработанный природный газ и жидкие углеводороды с морских платформ на перерабатывающий завод, расположенный в 80 км. Первый газ из скважин Северного месторождения был добыт 25 июня 2007 года.

Экспортный трубопровод

EPC-контракт (проектирование и установка) подводного трубопровода длиной 364 км из Катара в ОАЭ был присужден компании Saipem (Италия) в марте 2004 года. Диаметр трубопровода составляет 48 дюймов, пропускная способность — 3 штуки.2 миллиарда кубических футов природного газа в день.

По трубопроводу идет экспорт природного газа между газоперерабатывающим заводом в Рас-Лаффане и терминалом приемных сооружений в Тавиле в ОАЭ. Линия была проложена весной и в начале лета 2006 года. Японская компания Mitsui $ получила контракт на закупку линейной трубы для проекта в январе 2003 года. Саудовская Аравия высказала несколько возражений по поводу трубопровода из-за продолжающегося пограничного спора. с Катаром.

Контракт предусматривал поставку более 400 000 тонн линейных труб из высококачественной углеродистой стали, которые были изготовлены и поставлены к 2005 году.Компания Fugro Middle East провела необходимые исследования для проекта.

Береговые приемные сооружения ОАЭ

«Дельфин получает влажный газ с Северного месторождения».

В ноябре 2004 года EPC-контракт на приемные сооружения для газа в Тавиле был присужден Technip (Абу-Даби) и консорциуму Al Jaber Energy Services из ОАЭ.

Объекты были построены рядом с электростанцией Тавила.

Они состоят из трех параллельных газоприемных линий и сопутствующего оборудования, средств измерения, контрольных зданий и складов, а также соединительных трубопроводов к электростанциям Тавила и существующему газопроводу Макта-Джебель Али.Строительство объекта было завершено в начале 2006 года. Стоимость контракта превышала 62 миллиона долларов.

Трубопровод Аль-Айн – Фуджейра

Новый 24-дюймовый трубопровод (длина 118 миль) был построен от Аль-Айна до Фуджейры в качестве отдельного проекта и был завершен в декабре 2003 года. Emirates General Petroleum Corporation (Emarat) управляла эксплуатацией и техническим обслуживанием трубопровода с января 2004 года по декабрь 2005 года ( Дельфин взял на себя управление в январе 2006 г.). Трубопровод может транспортировать 20 миллиардов кубометров природного газа в год.

Dolphin Energy начала поставки природного газа из Омана на электростанцию ​​мощностью 656 МВт и опреснительную установку Union Water and Electricity Company (UWEC) на 100 миллионов галлонов в день в Фуджейре в январе 2004 года. трубопровод Аль-Айн – Фуджейра и существующая сеть газопроводов Эмарат. К октябрю 2008 года он был заменен на Dolphin Gas из Катара (200 миллионов кубических футов в день).

Трубопровод Тавила-Фуджейра

Это трубопровод длиной 240 км (149 миль) и длиной 48 дюймов, который пройдет между газоприемной станцией Тавила и Фуджейрой.Новые поставки газа необходимы для электростанции Fujairah F2 и опреснительной установки стоимостью 2,8 миллиарда долларов, которую разрабатывают International Power PLC и Marubeni Corp для Управления водоснабжения и электроснабжения Абу-Даби.

Новая электростанция F2 была спроектирована с мощностью производства 2000 МВт электроэнергии и 130 миллионов галлонов воды в день к последнему кварталу 2010 года.

В конце 2007 года был объявлен тендер на проектирование и строительство нового трубопровода, и девяти компаниям было предложено подать заявки.Эти компании включают: Al Jaber Energy из ОАЭ, Consolidated Contractors Company из Греции, CPECC из Китая; Dodsal of India, Petrojet of Egypt, Snamprogetti of Italy (Сайпем), СТГ России; Techint Саудовской Аравии и Technip Германии.

«Пропускная способность подводного трубопровода составляет 3,2 миллиарда кубических футов природного газа в сутки».

Окончательные предложения должны были быть поданы к концу января 2008 года, после чего был составлен короткий список из пяти компаний (Al Jaber Energy Services, Consolidated Contractors Company International, Dodsal, Стройтрансгаз и Снампроджетти (Сайпем)).Их попросили повторно подать заявки на проектирование и строительство до мая 2008 года.

В июле 2008 года подряд на строительство был присужден ПАО «Стройтрансгаз» Россия. Стоимость контракта составила 418 млн долларов.

Материал трубопровода будет состоять из участков труб с покрытием, которые будут поставлены Salzgitter Mannesmann International (200 000 т трубы по контракту на 200 млн долл. США). Строительство началось в марте 2009 года. Вторая фаза трубопровода была завершена в мае 2010 года, и начались работы на участке длиной 128 км.

Восточная газораспределительная сеть

В мае 2006 года были заключены два EPC-контракта на строительство Восточной газораспределительной системы (EGDS) в ОАЭ.

Первый контракт на восточные и западные объекты был заключен с компанией Consolidated Contractors Company (CCC), которая охватывает проектирование, закупку и строительство гражданских, трубопроводных, механических, SCADA, телекоммуникационных и электрических работ в отношении расширения, модификации и модернизации существующей восточной газораспределительная система; и строительство нового операционного / административного здания Dolphin и расширение здания управления на газовом терминале Аль-Айн.

Punj Lloyd заключил контракт EPC по гражданскому и оптоволоконному кабелю. Проект был завершен в ноябре 2008 года. Модернизация существующей EGDS позволила Dolphin доставлять газ своим клиентам в Абу-Даби, Дубае и Северных Эмиратах.

Стоимость установки газопровода

Обновлено: апрель 2021 г.

Изменяйте коэффициенты затрат, комбинируйте товары homewyse и добавляйте товары, которые вы создаете — в приложении для расчета цены , настроенном для вашего бизнеса .Начните с популярных шаблонов ниже или создайте свой собственный (бесплатно; требуется регистрация учетной записи):

Для базового проекта с почтовым индексом 47474 с 1 участком трубопровода стоимость установки газопровода начинается с 679–841 долларов США за один участок трубопровода. Фактические затраты будут зависеть от размера работы, условий и опций.

Чтобы оценить затраты для вашего проекта:

1. Задайте почтовый индекс проекта Введите почтовый индекс места, где нанимается рабочая сила и закупаются материалы.

2.Укажите размер и параметры проекта Введите количество «элементов», необходимых для проекта.

3. Пересчитать Нажмите кнопку «Обновить».

Удельные затраты: как выгодно цена

В отличие от веб-сайтов, на которых цены на разнородные вакансии смешиваются, Homewyse создает индивидуальные оценки из затрат на единицу продукции . Метод Стоимость единицы основан на деталях конкретного задания и текущих затратах. Подрядные, торговые, проектные и обслуживающие предприятия полагаются на метод себестоимости единицы продукции для обеспечения прозрачности, точности и справедливой прибыли.

Rystad: Американские производители ожидают увеличения затрат на поставки СПГ в Азию

По данным Rystad Energy, в этом году поставки СПГ на растущий азиатский рынок стали для американских производителей более дорогими. Даже в этом случае американские экспортеры вряд ли повторит прошлогодние остановки производства, связанные с затратами, поскольку мировой спрос восстановился. Экспорт СПГ из США в мае достиг рекордного месячного максимума в 6,5 млн тонн и, возможно, продолжит расти до новых пиков, сказал Ристад.

Краткосрочные предельные издержки (SRMC) экспорта американского СПГ на азиатский рынок выросли примерно до 5 долларов.6 / млн. Британских тепловых единиц по состоянию на июнь 2021 года по оценкам Rystad Energy, что на 65% выше, чем в середине 2020 года, когда было 3,4 доллара на млн британских тепловых единиц, и на 30% больше, чем в среднем в 2020 году (4,3 доллара на миллион британских тепловых единиц).

В этом году в мире увеличились SRMC текущих проектов по сжижению газа из-за скачка транспортных расходов на СПГ, вызванного более высокими фрахтовыми ставками и расходами на топливо. Кроме того, расходы в США выросли из-за восстановления внутренних цен на газ.

Несмотря на более низкий показатель SRMC для поставок СПГ в Азию в прошлом году, США по-прежнему оставались самым дорогим поставщиком в мире.Поскольку в середине 2020 года цены на газ TTF в Европе и спотовые цены на СПГ в Азии упали ниже 2 долларов за миллион БТЕ, экспорт США пострадал больше всего, что привело к остановкам, поскольку покупатели отменяли поставки. По оценкам Rystad Energy, в прошлом году из-за краха рынка было закрыто около 12 миллионов тонн (Мт) экспорта СПГ из США.

«Мы не видим никаких признаков закрытия СПГ в 2021 году, но мы видим сдвиг в SRMC глобального СПГ и в кривых стоимости предложения. Вместо этого производство СПГ в США достигнет 72 млн тонн в 2021 году, что является самым высоким годовым уровнем за всю историю наблюдений, при условии отсутствия остановок производства », — сказал Синдре Кнутссон, вице-президент группы Rystad по рынкам газа.

Однако, несмотря на значительное увеличение стоимости, США не самый дорогой поставщик в Азию в этом году. Возвращение египетского СПГ на рынок привело к тому, что эта североафриканская страна взяла на себя роль маржинального поставщика СПГ с SRMC около 6,3 долл. / Млн БТЕ. Тем не менее ожидается, что высокий спрос в 2021 году покроет даже эти затраты, поскольку спотовые цены на СПГ в Азии составляют около 12 долларов за миллион БТЕ.

Между тем, высокие транспортные расходы также сказываются на производителях, расположенных ближе к Азии.Например, средняя стоимость транспортировки катарского СПГ в Токио, Япония, увеличилась до 0,9 доллара за миллион БТЕ в 2021 году с примерно 0,75 доллара за миллион БТЕ в 2020 году. Для сравнения, при доставке американского СПГ в Токио морские расходы выросли примерно до 1,9 доллара. / Млн. Британских тепловых единиц в 2021 году с 1,45 доллара за млн британских тепловых единиц в прошлом году (уже включены в SRMC США).

Однако некоторые проекты СПГ рентабельны даже при нулевых ценах. SRMC проектов по сжижению газа — не единственное важное повышение цен, которое в последнее время повлияло на рынок СПГ.Если учитывать доходы от продажи жидких углеводородов до налогообложения, то многие интегрированные проекты СПГ в 2021 году повысили свою конкурентоспособность благодаря более высоким ценам на нефть. Выручка от добычи жидких углеводородов до налогообложения рассчитывается как доход до налогообложения от нефтедобывающих активов, питающих заводы СПГ, деленный на производство СПГ.

Таким образом, переменная стоимость СПГ может быть компенсирована доходами от добычи нефти. Например, для линии 1 СПГ Qatargas 1 расчетная переменная стоимость производства СПГ составляет 1,6 долл. США / млн БТЕ.Если учесть доходы от добычи нефти до налогообложения, затраты компенсируются доходами от нефти в размере около 2,6 долл. США / млн. БТЕ, что снижает чистые затраты до отрицательных 1 долл. / Млн. БТЕ. Таким образом, такие проекты, как Qatargas 1, линия 1 СПГ, покроют свои расходы, даже если цены на СПГ упадут до нуля.

Тем не менее, нет никаких признаков падения цен до нуля в этом году или даже до уровней, близких к SRMC египетского СПГ на уровне 6,3 доллара за миллион БТЕ. Рынок СПГ выглядит устойчивым в краткосрочной перспективе благодаря восстановлению спроса на СПГ в Азии и Европе, поддерживаемому высоким спросом на пополнение запасов, высокими ценами на CO ₂ и более низким, чем ожидалось, экспортом российского трубопроводного газа в Европу.

«В целом на рынке появляется много недорогих источников СПГ. Из 393 млн тонн СПГ, которые, как мы ожидаем, будут произведены в 2021 году, более 300 млн тонн, или 75%, могут быть поставлены по цене ниже 3 долларов за млн БТЕ, включая доставку в Азию.

Кроме того, 225 Мт могут быть поставлены на рынок по цене ниже 2 долларов за миллион БТЕ. Это показывает разнообразие рынка СПГ по сравнению с другими видами топлива, а также показывает, почему СПГ оказался таким надежным в 2020 году, когда COVID-19 в полную силу поразил рынок », — заключил Кнутссон.

	Описание товара	Кол-во	Низкий	Высокий
	Работы по установке газопровода, базовый Основные работы по установке газопровода при благоприятных условиях на месте.Добавить ответвление к существующей основной линии. Закройте главный газовый кран. Измерьте, смонтируйте и установите новую линию с запорным клапаном ответвления — до 10 м / 30 футов с до 4 фитингов. Испытание на герметичность. Включает в себя планирование, приобретение оборудования и материалов, подготовку и защиту территории, настройку и очистку.	1 участок трубопровода	$ 0,00	$ 0,00
	Рабочие материалы по установке газопровода Стоимость сопутствующих материалов и материалов, обычно требуемых для установки газопровода, включая: фитинги, монтажное оборудование и соединители.	1 участок трубопровода	0,00 долл. США	долл. США трубные ключи. Посуточная аренда. Расходники доп.	1 участок трубопровода	$ 0,00	$ 0,00
	Опция: снятие газовой линии Подача запорного газа.Отсоедините или перережьте и снимите одну газовую линию на расстоянии до 10 м / 30 футов от ближайшего ответвления подачи. Закройте линию и проверьте оставшуюся систему подачи на герметичность. Модификации конструкции здания и любое необходимое восстановление поверхности НЕ включены. Стоимость материалов включает плату за свалку.	1 участок трубопровода	$ 0,00	$ 0,00
	Удаление мусора на газопроводе Затраты на погрузку и вывоз старых материалов, монтажных отходов и связанного с ними мусора.	1 участок трубопровода	11.8125	13,4375
	Неиспользованные минимальные трудозатраты Остаток минимальной платы за труд в размере 2 часов, которую можно использовать для других задач.
Итого — стоимость установки газопровода
			Средняя стоимость одного участка трубопровода