Основные регионы потребления газа: Потребление сжиженных газов в России и мире

Потребление сжиженных газов в России и мире

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) используются в мире вот уже 20 лет подряд, и за это время их потребление выросло минимум в полтора раза, причем, согласно прогнозам экспертов, к 2020 г. мировое потребление сжиженных газов сможет достичь 300 млн. т ежегодно.

Активнее всего применение СУГ растет за счет государств Азиатско-Тихоокеанского региона, а в Западной Европе и Америке его показатель всегда оставался стабильным. Фактически уровень использования сжиженных газов имел спад только в Восточной Европе и странах бывшего СССР, однако к концу 90-х и там тоже начался рост потребления. Более того, сегодня Россия самостоятельно производит около 8 млн.т. СУГ ежегодно, и львиная доля этой продукции используется внутри страны.

Потребление СУГ: структура

Рынок поставок СУГ настолько стабилен, что на этот вид топлива переходят сегодня все больше отраслей, однако чаще всего сжиженные газы применяются в таких секторах, как:

• 
  коммунальный,
• 
  промышленный,
• 
  нефтехимический,
• 
  транспортный.

Основными достоинствами СУГ является высокий показатель теплотворной способности, удобство хранения и перевозки, чистота сгорания, а также возможность последующей химической переработки.

Промышленность

В промышленности используется пропан-бутан — топливо, позволяющее отапливать промышленные предприятия и давать тепло для технологических процессов. Конкуренты пропан-бутана — дизельное топливо, природный газ и мазут, которые имеют более низкие цены, однако именно СУГ обладает целым рядом преимуществ, включая экологичность, энергоэффективность и удобство при хранении. Учитывая это, около 12,5% потребления СУГ принадлежит именно пропан-бутану, и интерес к нему продолжает расти.

Нефтехимический сектор

Эта отрасль (особенно в индустриально развитых регионах) потребляет около 22% СУГ, а в России этот показатель доходит и до 50%. При этом в объемах потребления сжиженных газов наблюдается определенный прирост, однако нехватка инвестиций вполне может его приостановить.

Транспортный сектор

В транспортной сфере СУГ используется в рамках программы перехода на альтернативные разновидности моторного топлива. Из широкого перечня сжиженных газов используется преимущественно пропан или пропан-бутановые смеси, а также сжиженный природный газ. Всего транспортная сфера потребляет около 9% СУГ (до 20 млн. т). При этом в России этот вид топлива особенно актуален, потому что:

• 
  в стране наблюдается огромный прирост количества транспортных средств, которые невозможно полностью обеспечить нефтяным топливом,
• 
  автомобильный парк на львиную долю состоит из машин с плохими экохарактеристиками моторов,
• 
  потребителей не устраивают предлагаемые на рынке низкокачественные бензины, однако высококачественная продукция требует серьезных затрат на разработку технологий,
• 
  российская экология требует срочного вмешательства.

При этом именно в России имеется отличная сырьевая база для их производства (запасы нефти составляют около 1,5 трлн. куб. м, причем ресурсы используются не в полной мере).

Коммунальный сектор

В бытовом использовании СУГ обслуживают такие сферы, как автономная газификация и теплоснабжение объектов. При этом спрос на них зависит от климатических особенностей регионов и величины площадей, которые не имеют магистральных газопроводов, однако в целом его показатель постепенно растет.

Учитывая это, внутрироссийское потребление СУГ будет с годами только расти, а использование новейших технологий, предполагающих применение пропан-бутановых смесей, позволит расширить спектр их распространения во много раз. Уже сегодня в стране существуют технологические задачи, которые можно решать только при помощи СУГ (например, резервное теплоснабжение), и в будущем перечень этих задач будет только расширяться, открывая новые горизонты для использования сжиженных газов.

Смотрите также:

Обзор нефтегазовой отрасли – Обзор рынка и конкурентная среда – Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» 2019 г.

Годовой отчет 2019 English Скачать PDF

• Постранично Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» 2019 г.
• Разворотами Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» 2019 г.

Скачать PDF

• Постранично Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» 2019 г.
• Разворотами Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» 2019 г.

English

• О Компании
  • Обращение председателя Совета Директоров
  • Обращение Главного исполнительного директора, Председателя Правления
  • Активы и регионы деятельности
  • Миссия и ценности Компании
  • Бизнес-модель
  • Структура Компании
• Стратегия
  • Стратегия «Роснефть-2022»
  • Устойчивое развитие
  • Цифровизация и технологии
  • Стратегические цели и приоритеты
  • Долгосрочная программа развития
  • Структура системы показателей эффективности
  • Реализация инвестиционной программы
• Результаты деятельности
  • Ключевые производственные и финансовые показатели
  • Геологоразведка и восполнение запасов
    • Геологоразведочные работы на суше РФ
    • Независимый международный аудит запасов
    • Восполнение запасов по регионам
  • Добыча жидких углеводородов
  • Обзор производства по регионам деятельности
    • Западная Сибирь
    • Восточная Сибирь и Дальний Восток
    • Урало-Поволжье
    • Юг России
    • Тимано-Печорская провинция
    • Разработка трудноизвлекаемых запасов
    • Повышение рационального использования ПНГ
  • Разработка новых месторождений
    • Эргинский кластер
    • Ванкорский кластер
    • Кластер на базе Северо-Даниловского месторождения
  • Внутренний сервис
  • Шельфовые проекты
  • Добыча нефти и газа
  • Газовый бизнес
  • Развитие зарубежных проектов
  • Переработка, коммерция и логистика
    • Основные итоги по нефтепереработке
    • Нефтепереработка
    • Направления работы
    • Информация по заводам РФ
    • Контроль качества нефтепродуктов
    • Международные перспективные проекты в области нефтепереработки
    • Нефтепереработка в Германии
    • Нефтехимия
    • Газопереработка
    • Производство катализаторов
  • Коммерция и логистика
    • Реализация нефтепродуктов
    • Реализация газа
    • Розничная реализация
    • B2B
    • Производственное планирование и логистика
    • Информация по собственным морским терминалам
• Обзор рынка и конкурентная среда
  • Макроэкономическая ситуация
  • Обзор нефтегазовой отрасли
  • Конкурентный анализ
    • Конкурентный анализ
    • Переработка и коммерция
    • Операционная и финансовая эффективность
    • Климатическая повестка и углеродный менеджмент
  • Обзор основных изменений налогообложения РФ
• Устойчивое развитие
  • Экологическая и промышленная безопасность. Охрана труда.
  • Персонал и социальные программы
  • Социально-экономическое развитие регионов
  • Спонсорская деятельность Компании
  • Повышение энергоэффективности и энергосбережение
  • Локализация и развитие промышленных кластеров
  • Взаимоотношения с поставщиками и подрядчиками
  • Наука, проектирование, инновации
  • Цифровизация
• Система корпоративного управления
  • Обращение Председателя Совета директоров
  • Принципы системы корпоративного управления
  • Общее собрание акционеров
  • Совет директоров
    • Деятельность Совета директоров

Сжиженный природный газ как основа теплоснабжения отдаленных регионов — Энергетика

Использование сжиженного природного газа (СПГ) в качестве топлива удаленных от магистральных трубопроводов уголков России сейчас наиболее актуально.

Использование сжиженного природного газа (СПГ) в качестве топлива удаленных от магистральных трубопроводов уголков России сейчас наиболее актуально.

Из всего добываемого в мире природного газа более 26 % сжижается и транспортируется в жидком виде в специальных танкерах из стран добычи в страны потребителей газа.

По мнению отечественных специалистов, развитие малой энергетики в ближайшие годы будет связано с более широким использованием сжиженного природного газа.

В настоящее время мировой рынок торговли СПГ стал наиболее динамично развивающимся рынком углеводородов. В среднем его прирост составляет около 7% в год.

Ведущими странами мира он признан как один из самых перспективных видов энергоносителей на обозримое будущее.

По прогнозам, объем мировой торговли сжиженным природным газом может возрасти к 2010 году до 150 млрд. м3 и более.

Уже сейчас в США и странах Западной Европы доля СПГ в общем газопотреблении составляет более 20%. Япония импортирует до 85% (45 млрд. м3) природного газа в сжиженном состоянии.

На этом фоне достижения России в области использования СПГ выглядят очень скромно, хотя запасы природного газа в России составляют около 40% от мировых (доказанные запасы составляют, по разным оценкам, от 48 до 64 трлн. м3, при этом известны 20 крупных месторождений с запасами более 500 млрд. м3). Себестоимость газа существенно ниже нефтепродуктов, а его цена на российском рынке почти в три раза ниже, чем на западноевропейском.

Первые шаги по использованию сжиженного природного газа для энергосбережения в промышленности и коммунальном хозяйстве были осуществлены в Санкт-Петербурге и Ленинградской области.

Здесь были введены в действие две опытно-промышленные установки по производству СПГ, кроме того, несколько удаленных котельных в области работают на привозном сжиженном природном газе.

При этом были использованы все преимущества СПГ как топлива. Что это за преимущества?

Преимущества СПГ как вида топлива

Во первых, сжижение природного газа увеличивает его плотность в 600 раз, что повышает эффективность и удобство хранения, а также транспортировки и потребления энергоносителя (в том числе и как моторного топлива для транспортных средств).

Во вторых, СПГ — криогенная жидкость, которая хранится под небольшим избыточным давлением при температуре около 112 К (-161 °C) в емкости с теплоизоляцией, и нетоксична.

В третьих, СПГ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на значительные расстояния, что, помимо всего прочего, например, позволяет также вовлекать в сельскохозяйственный оборот глубинные (удаленные) территории.

В ОАО «Газпром» разработана программа работ по решению актуальных задач газификации населенных пунктов, отдаленных от газопроводов. По оценкам специалистов ВНИИпромгаза, около 50% населенных пунктов, нуждающихся в газификации, экономически целесообразно обеспечивать газовым топливом в виде привозного СПГ.

Другой причиной необходимости ускорения работ по использованию СПГ является то, что все крупнейшие месторождения природного газа в России находятся в удаленных районах, неблагоприятных для строительства транспортных газопроводов, и наиболее целесообразным здесь представляется транспортировка газа в жидком состоянии.

Основные российские газовые месторождения будут располагаться именно в таких районах (Баренцево море, шельф Карского моря, остров Сахалин и т. д.). Это обуславливает необходимость строительства крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений.

Рассмотрим преимущества использования СПГ на конкретном примере.

Для отопления одного из коттеджных поселков Московской области предполагается установить котельную установку мощностью 2 МВт, обеспечивающую теплом жилую площадь 20 тыс. м3. Отопительный сезон составляет 5 760 ч.

Имеется два варианта решения проблемы по обеспечению котельной топливом: проложить газопровод протяженностью 8 км и диаметром 160 200 мм или обеспечить котельную установку привозным топливом. В качестве привозного котельного топлива при этом целесообразно рассматривать: СПГ, сжиженный углеводородный газ (пропан-бутан), дизельное топливо.

Ориентировочный расчет капитальных вложений, эксплуатационных расходов и себестоимости 1 Гкал тепла, полученного при использовании трубопроводного природного газа и привозных энергоносителей, показывает, что наибольшие капиталовложения для организации автономного теплоснабжения приходятся на природный газ и связаны с необходимостью прокладки газопровода (длиной 8 км).

Несмотря на то, что объем капитальных вложений при организации работы котельной на дизельном топливе на порядок меньше, себестоимость 1 Гкал выработанной тепловой энергии на 65% больше отпускной цены.

При использовании в качестве котельного топлива сжиженного углеводородного газа (пропан-бутана) себестоимость 1 Гкал также больше отпускной цены на 44%, поэтому применение дизельного топлива и сжиженного углеводородного газа в качестве котельного топлива для потребителя будет не выгодно.

Себестоимость 1 Гкал при использовании сжиженного природного газа на 80% больше, чем с использованием трубопроводного природного газа, но и капитальные вложения для обеспечения работы котельной на природном газе по проложенному газопроводу на 424% больше, чем это необходимо для перевода котельной на СПГ.

Таким образом, расчетный срок окупаемости капитальных вложений при работе котельной на СПГ в 1,5 раза меньше, чем на природном газе, что и может оказаться определяющим фактором при выборе энергоносителя.

Как снизить стоимость СПГ

В настоящее время Московским газоперерабатывающим заводом смонтирована установка для сжижения природного газа производительностью 24 тонны СПГ в сутки.

Установка базируется на автомобильной газозаправочной компрессорной станции (АГНКС-500), мощности которой по своему функциональному назначению практически используются только на 10-15%.

Такое решение имеет ряд преимуществ в части снижения капитальных вложений на оборудование, т.к. на АГНКС создана необходимая инженерная инфраструктура, включающая компрессорные установки, блок осушки сжатого газа, необходимое электросиловое и вспомогательное, а также обеспечивающее противопожарную безопасность оборудование и т. п.

Удельные затраты на производство 1 тонны СПГ на АГНКС распределяются следующим образом:

амортизация — 23%;

электроэнергия — 19%;

зарплата работников АГНКС — 12%;

сырье (природный газ и вспомогательные материалы) — 17%;

зарплата работников по обслуживанию и управлению установкой по получению СПГ — 18%;

единый социальный налог — 11%.

Из приведенных данных видно, что 54% от затрат на производство СПГ приходится на амортизацию, электроэнергию и зарплату работников АГНКС, обслуживающих компрессорное и электросиловое оборудование.

Очевидно, что себестоимость СПГ главным образом зависит от принятой технологии комплексной очистки природного газа и его сжижения.

Сжижение природного газа производится на уровне температур -140… -160 °C, и поэтому для оптимизации процесса имеются проверенные аналоги в области сжижения газов, его хранения, транспортирования и регазификации.

Известно, что при использовании перепада давления на городских или заводских газораспределительных станциях (ГРС) или газоредуцирующих пунктах (ГРП) можно значительно снизить себестоимость производимого сжиженного природного газа за счет уменьшения затрат на электроэнергию, на обслуживание компрессоров и электросилового оборудования, а также амортизационных отчислений.

Установка сжижения природного газа

По заказу ООО «Лентрансгаз» в ОАО «Криогенмаш» на базе накопленного опыта по внедрению детандер-компрессорных агрегатов была разработана технология сжижения природного газа с использованием энергии перепада давления газа на ГРС.

На рис. 1 приведена принципиальная схема установки сжижения ПГ, разработанной применительно к ГРС «Никольская» (Ленинградская область) с расходом природного газа 8000 нм3/ч, с расчетным давлением на входе в ГРС, равным 3,3 МПа, и на выходе — 0,28-0,6 МПа. Расчетная производительность установки по СПГ равна 24 тоннам в сутки.

Установка сжижения природного газа состоит из блока теплообменников вымораживателей, системы охлаждения компримированного газа, блока сжижения, двухступенчатого турбодетандер-компрессорного агрегата, автоматизированной системы контроля и управления работой установки (АСКУ), арматуры, в том числе управляемой, и КИП.

Как правило, в последнее время для комплексной очистки газа от влаги, углекислого газа и тяжелых углеводородов используют адсорбционный способ глубокой очистки газа на молекулярных ситах.

Для регенерации используется очищенный нагретый газ, что связано с дополнительными затратами энергии и часто — отвлечением части очищенного газа на нагрев и охлаждение адсорбента.

При этом производительность блока адсорбционной очистки снижается из-за количества газа, направляемого на регенерацию. Это количество иногда может составлять более 20% от расхода газа, подаваемого на блок очистки.

Стоимость блока комплексной очистки природного газа в зависимости от состава газа и от количества очищаемых компонентов может составлять до 30-40% от стоимости установки.

В разработанной ОАО «Криогенмаш» установке по сжижению природного газа в связи с достаточно высокой чистотой природного газа (содержание СО2 не более 400 ррm) предусматривается только осушка газа, которую с целью снижения стоимости оборудования предусмотрено проводить способом вымораживания влаги.

Принцип работы установки

Принцип работы установки заключается в следующем.

Природный газ с расходом 8000 нм3/ч и давлением 3,3 МПа поступает на турбокомпрессоры К1 и К2, работающие на одном валу с турбодетандерами Д1 и Д2.

В 2-х ступенчатом турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждается в теплообменниках Т3-2 и Т3-1 и поступает в вымораживатель, состоящий из 3-х теплообменников Т11-1, Т11-2 и Т11-3 (или Т12-1, Т12-2 и Т12-3), где за счет использования холода обратного потока газа из теплообменника Т2-1 происходит вымораживание влаги. Очищенный газ после фильтра Ф1-2 разбивается на два потока.

Один поток (большую часть) направляют в вымораживатель для рекуперации холода, а на выходе из вымораживателя через фильтр подают последовательно на турбодетандеры Д1 и Д2, а после них направляют в обратный поток на выходе из сепаратора С2-1.

Второй поток направляют в теплообменник Т2-1, где после охлаждения дросселируют через дроссель ДР в сепаратор С2-1, в котором производят отделение жидкой фазы от его паров. Жидкую фазу (сжиженный природный газ) направляют в накопитель и потребителю, а паровую фазу подают последовательно в теплообменник Т2-1, вымораживатель Т11 или Т12 и теплообменник Т3-2, а после него в магистраль низкого давления, расположенную после газораспределительной станции.

Через определенное время работающий вымораживатель Т11 переводят на отогрев и продувку газом низкого давления из магистрали, а на рабочий режим переводят вымораживатель Т12.

Окупаемость — за три года

Себестоимость сжиженного природного газа, полученного по разработанной технологии, на 30-40% ниже себестоимости СПГ, полученного на АГНКС.

Соответственно, себестоимость 1 Гкал тепла, для рассмотренного выше случая с использованием сжиженного природного газа, полученного на ГРС по предлагаемой технологии, будет на 45-50% ниже, и будет отличаться от себестоимости 1 Гкал, полученной на трубопроводном природном газе после его прокладки, всего на 20 25%, но в этом случае срок окупаемости капитальных вложений с использованием СПГ составит около 3 лет, против ранее полученных 6 лет.

Для сравнения: при трубопроводном природном газе эта окупаемость составляет около девяти лет.

В стране имеется значительное количество ГРС, где редуцируемый газ бесполезно теряет свое давление, а в отдельных случаях в зимний период приходится подводить еще энергию для подогрева газа перед его дросселированием.

В то же время, используя практически бесплатную энергию перепада давления газа, можно получить общественно полезный, удобный и экологически безопасный энергоноситель — сжиженный природный газ, с помощью которого можно газифицировать промышленные, социальные объекты и населенные пункты, не имеющие трубопроводного газоснабжения.

На ГРС, с учетом фактического расхода газа и его давления на входе и на выходе из ГРС, можно создать мини-заводы производительностью от 12 до 120 тонн сжиженного природного газа в сутки. Полученный СПГ может храниться в системах хранения на базе криогенных резервуаров типа БСХП.

Транспортирование сжиженного природного газа осуществляется с помощью автомобильного транспорта.

Особый интерес представляют цистерны-контейнеры, которые позволяют транспортировать СПГ авто-, железнодорожным и речным транспортом.

СПГ также может быть использован в качестве моторного топлива, например в дизель-генераторах. На дизель-генераторах может быть получена электрическая энергия значительно ниже по стоимости, чем централизованно получаемая от крупных ТЭЦ и ГРЭС.

При этом в результате утилизации тепла выхлопных газов можно одновременно получить высокопотенциальное тепло для отопления и горячего водоснабжения.

Например, при установке дизель-генератора, работающего на газе, мощностью 1 500 кВт можно ежегодно получать более 13 000 МВт·ч электроэнергии и около 10 000 Гкал тепловой энергии для отопления и горячего водоснабжения. Срок окупаемости капитальных вложений на приобретение дизель-генератора составляет 3-3,5 года.

Из вышеизложенного следует: автономное энергоснабжение небольших промышленных, социальных предприятий и населенных пунктов на базе мини-энергетики с использованием СПГ является привлекательной сферой для инвестиций объектов энергетики со сравнительно коротким сроком окупаемости капитальных вложений.

Автономные объекты мини-энергетики с применением сжиженного природного газа не только помогут ликвидировать проблему энергообеспечения отдаленных регионов, но и являются альтернативой для прекращения зависимости потребителей от крупных поставщиков электрической и тепловой энергии.

Производство и потребление газа на Украине. Досье — Биографии и справки

ТАСС-ДОСЬЕ /Антон Уриновский/ После объявления независимости Украины объемы добываемого газа на территории страны практически не изменились: в 1992 г. Украина добыла 20,9 млрд куб.м, в 2013 — 21 млрд куб.м. При этом после распада СССР потребление газа сократилось на Украине более чем в два раза: со 114,1 млрд куб.м в 1992 г. до 50,4 млрд куб.м в 2013 г., главной причиной сокращения стал упадок промышленного производства.

Общие разведанные запасы газа на Украине в 2011 г. оценивались «Нафтогазом» в 1,9 трлн куб.м., при этом в 2011 г. премьер-министр страны Николай Азаров утверждал, что перспективные запасы природного газа в стране составляют 11-20 трлн куб.м (в цифру были включены возможные запасы сланцевого газа).

Основные месторождения

Основные месторождения газа на территории Украины сосредоточены в Полтавской, Сумской и Харьковской областях, а также и в районе Карпат (Ивано-Франковская и Львовская области). Кроме того, в 2013 г. около 1,6 млрд куб.м были добыты на черноморском шельфе крымским предприятием «Черноморнефтегаз».

Запасы сланцевого газа на Украине сосредоточены на территории Юзовского (Харьковская и Донецкая области) и Олесского (Львовская и Ивано-Франковская области) участков. На Юзовском участке право поиска сланцевого газа получила корпорация Shell, на Олесском — Chevron. В 2012 г. близкие к «Газпрому» источники заявляли, что добиться экономической эффективности данных участков невозможно. Скептики отмечали, что широко разрекламированный поиск сланцевого газа в соседней Польше ничего не дал, несмотря на изучение более 50 пробуренных скважин. Против добычи сланцевого газа выступали местные жители, которые опасались негативных последствий для экологии: заражения грунтовых вод, проседания земли и возможной сейсмической активности.

Первый сланцевый газ на Украине был добыт по технологии гидроразрыва пласта 1 апреля 2014 г. близ села Веселое Первомайского района Харьковской области, однако характеристики скважины не раскрывались. Shell приостановила все буровые работы на Юзовском месторождении в июне 2014 г. из-за вооруженного конфликта в регионе. Ожидалось, что коммерческая добыча сланцевого газа на Украине начнется не ранее 2018-2019 гг.

Другие источники газа

Еще одним источником газа для Украины является реверс из Европы. По оценкам украинских экспертов, из Словакии страна может получать до 20 миллиардов куб.м газа ежегодно, однако в подписанном 16 июня 2014 г. украинско-словацком меморандуме предусматривалась поставка только 8 миллиардов куб.м.

В 2013 г. «Газпром» продал Украине 25,8 млрд куб.м газа. В январе-мае 2014 г. общий объем поставленного «Газпромом» газа на Украину составил около 12,1 млрд куб.м, однако с апреля 2014 г. весь российский газ закачивался в подземные хранилища (ПХГ). В июне 2014 г. в «Нафтогазе Украины» заявляли, что в апреле-мае увеличили запасы в ПХГ в 1,9 раза: по состоянию на 11 июня 2014 г. там было накоплено почти 13,5 млрд куб. м газа.

Объемы потреблениния

В 2013 г. из 50,4 млрд куб.м газа, потребленных Украины, 20 млрд куб.м пришлось на предприятия, 16,2 млрд куб.м — на долю населения и бюджетной сферы, на отопление было потрачено 10,2 млрд куб.м, остальной газ был израсходован на производственно-технологические нужды.

Летом Украина потребляет около 2 млрд куб.м в месяц, в зимние месяцы потребление газа может увеличиваться до 6-8 млрд куб.м, в пиковые холода в день может сжигаться до 140 млн куб.м газа.

Ожидается, что в 2014 г. Украина потребит от 44 до 55 млрд куб.м газа. При сохранении темпов добычи, с учетом реверсных поставок и запасов в подземных хранилищах газа (ПХГ) дефицит газа в 2014 г. при полном прекращении поставок из России может составить до 7 млрд куб.м. Глава «Нафтогаза» Андрей Коболев в июне 2014 г. заявлял, что за счет накопленных запасов в ПХГ Украина сможет себя чувствовать «комфортно» до октября 2014 г., после чего, по словам Коболева, может быть введен режим экономии.

Уровень газификации в России вырастет за 15 лет с 69 до 83 процентов — Российская газета

«Газпром» рассчитывает к 2035 году сохранить лидирующие позиции на европейском рынке, нарастить присутствие в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), а также увеличить уровень газификации российских регионов. Об этом компания заявила в презентации к ежегодному «Дню инвестора «Газпрома».

В документе говорится, что общая добыча газа в России вырастет до 821 млрд кубометров в 2024 году, а в 2035 году достигнет 924 млрд кубометров. Для сравнения: в 2018 году добыто 728 млрд кубометров природного газа. Собственную добычу газа «Газпром» планирует нарастить на 21% от показателей прошлого года. В результате она должна составить к 2030 году 605 млрд кубометров.

Компания намерена сохранить доминирующее положение на внутреннем рынке. По ее прогнозу, потребление газа в нашей стране вырастет, хоть и не особо сильно. К 2035 году на 26 млрд кубометров от показателей 2018 года (494 млрд кубометров) до 520 млрд кубометров. Большая часть этого роста потребления будет связана с проектами по сжижению газа и запуском новых нефтехимических производств. Другая часть — с запланированным увеличением уровня газификации регионов.

Запуск трубопровода в Китай «Сила Сибири» в конце прошлого года позволит более активно приступить к газификации юго-восточных регионов страны. Кроме того, дальнейшее развитие проектов в Восточной Сибири и на шельфе Сахалина также должно благотворно сказаться на газификации близлежащих регионов. К 2019 году средний уровень газификации в стране составлял 68,6% (в городах — 71,9%, в сельской местности — 59,4%). В 2035 году компания рассчитывает достичь 83%. Не самые высокие темпы (в среднем — менее одного процента в год) связаны с большой удаленностью друг от друга населенных пунктов на востоке России и весьма низкой плотностью населения в Амурской и Иркутской областях, а также в Хабаровском крае и Якутии.

В сфере внешней торговли к 2030 году «Газпром» планирует увеличить экспорт трубопроводного газа в страны дальнего зарубежья на 34%. В прошлом году туда было отправлено 199 млрд кубометров. Соответственно, к 2030 году этот показатель должен составить около 261 млрд кубометров. Вероятнее всего, такой прирост будет возможен благодаря намерению компании значительно диверсифицировать экспорт газа, увеличив долю поставок в восточном направлении до 30%. В 2019 году она составляла всего 5%. В страны АТР отправлялся лишь сжиженный природный газ (СПГ) с проекта «Сахалин-2» и первые объемы голубого топлива, прокачанного по трубопроводу «Сила Сибири».

Вопреки многочисленным прогнозам в «Газпроме» считают, что трубопроводные поставки останутся основным способом транспортировки газа. К 2030 году в мире на них придется 84%, а на долю СПГ — 16%. В экспорте компании к 2030 году трубопроводные поставки составят 90%, а мощности СПГ — 10%.

Добыча газа в России в 2024 году вырастет до 821 млрд куб. м, а в 2035 году — до 924 млрд куб. м

В отношении новых и перспективных проектов в презентации отмечено, что «Северный поток — 2» должен заработать в 2020 году, а в качестве двух новых перспективных трубопроводов указаны «Сила Сибири — 2» в Китай и «Дальневосточный маршрут» через Приморье в страны АТР. В сфере производства СПГ в 2020 году «Газпром» планирует запустить завод «Портовая СПГ» мощностью 1,5 млн тонн, а в 2023-2024 годах — «Балтийский СПГ» в Усть-Луге мощностью 13 млн тонн. Последний относится к газоперерабатывающему заводу (ГПЗ) в Усть-Луге, который будет производить 4 млн тонн этана и 2,2 млн тонн сжиженных углеводородных газов. Кроме того, ожидается до 2030 года ввод в строй третьей линии сжижения газа на проекте «Сахалин-2» мощностью 5,4 млн тонн, но точная дата пуска пока неизвестна.

Значение и место природного газа в мировом хозяйстве — КиберПедия

CO₂ и выбросы парниковых газов

Наши статьи и визуализации данных основаны на работе множества разных людей и организаций. При цитировании этой записи просьба также указать основные источники данных. Эту запись можно цитировать:

Введение в сезонность природного газа

Когда дело доходит до цен на природный газ, трейдеры видят регулярные колебания цен в течение года. Эти закономерности отражают сезонные изменения погоды.

Сезонность играет важную роль при анализе спроса и предложения на природный газ.Это помогает производителям газа, хранилищам и энергокомпаниям управлять своими физическими объемами, а также финансовыми ценовыми рисками на рынке. Предвидя сезонность, они могут корректировать свои операции и стремиться снизить свои финансовые риски. Предложение, спрос и хранение — три основных фактора, используемых при анализе сезонности природного газа. Добыча газа относительно стабильна, но могут возникать непредвиденные сбои, такие как внеплановое обслуживание трубопроводов, взрывы или экстремальные погодные условия.

В Соединенных Штатах валовая добыча природного газа неуклонно росла в течение последних пяти лет.

В каждый из этих лет сезонность играет небольшую роль в изменениях уровня производства. Сезонные закономерности проявляются регулярно в объемах хранения и потребления, где имеется относительно высокая эластичность по цене. Это означает, что объемы хранения и потребление газа быстро реагируют на изменения рыночных цен.

Вы можете увидеть сезонность на этой диаграмме ежемесячных подземных хранилищ природного газа в США.Уровни хранения обычно самые высокие в период с конца октября по середину ноября, в период подготовки к зиме, и самые низкие в конце зимы после сезона высокого потребления.

Если посмотреть на потребление, спрос на отопление и охлаждение являются основными движущими силами циклической модели. Зимой увеличение отопления помещений как для жилых, так и для коммерческих целей приводит к резкому увеличению спроса на природный газ. Летом потребление природного газа намного ниже из-за летнего охлаждения за счет кондиционирования воздуха.Другие факторы могут влиять на спрос на природный газ, включая изменение климата и цены на конкурирующие источники топлива для выработки электроэнергии, такие как уголь и мазут. Мы видим, что сезонная кривая хранения соответствует кривой потребления. Один из самых ликвидных фьючерсных контрактов, фьючерс на природный газ Henry Hub, демонстрирует отчетливую сезонную структуру. Циклическое изменение производства, хранения и потребления отражается на цене этого производного контракта.

Общее понимание сезонности на рынках природного газа и потенциального воздействия на цены на газ важно для любого, кто планирует стратегию торговли природным газом.

расход газа — это … Что такое расход газа?

Модернизация ТЭС в Узбекистане для снижения потребления газа в стране

Меню

• Дом
• Самый последний
• Армяно-азербайджанские военные действия

• Азербайджан
• Политика
• Экономика
• Нагорно-карабахский конфликт
• Общество
• Другие новости

• Экономика
• Нефтяной газ
• ИКТ
• Финансы
• Бизнес

% PDF-1.6
%
1718 0 obj>
endobj

xref
1718 199
0000000016 00000 н.
0000006707 00000 н.
0000006811 00000 н.
0000007990 00000 н.
0000008546 00000 н.
0000009249 00000 н.
0000010025 00000 п.
0000010742 00000 п.
0000011296 00000 п.
0000011894 00000 п.
0000012155 00000 п.
0000012193 00000 п.
0000012221 00000 п.
0000012259 00000 п.
0000012297 00000 п.
0000012957 00000 п.
0000013220 00000 п.
0000013487 00000 п.
0000013758 00000 п.
0000014342 00000 п.
0000014454 00000 п.
0000014568 00000 п.
0000016963 00000 п.
0000017353 00000 п.
0000017746 00000 п.
0000018022 00000 п.
0000018136 00000 п.
0000018416 00000 п.
0000018763 00000 п.
0000021531 00000 п.
0000024272 00000 п.
0000027020 00000 п.
0000029829 00000 п.
0000029946 00000 н.
0000032787 00000 п.
0000033228 00000 п.
0000034861 00000 п.
0000036570 00000 п.
0000427943 00000 н.
0000427981 00000 н.
0000819354 00000 н.
0000841479 00000 п.
0000847011 00000 н.
0000847173 00000 н.
0000853001 00000 п.
0000867474 00000 н.
0000883051 00000 н.
0000883164 00000 н.
0000916716 00000 н.
0000916754 00000 н.
0000917011 00000 н.
0000917092 00000 н.
0000917148 00000 н.
0000917223 00000 н.
0000917281 00000 н.
0000917374 00000 н.
0000917472 00000 н.
0000917620 00000 н.
0000935003 00000 н.
0000937653 00000 п.
0000937701 00000 п.
0000937777 00000 п.
0000938418 00000 п.
0000938718 00000 п.
0000939175 00000 н.
0000939251 00000 н.
0000939845 00000 н.
0000940147 00000 н.
0000940607 00000 н.
0000940683 00000 н.
0000941277 00000 н.
0000941587 00000 н.
0000942045 00000 н.
0000942121 00000 п.
0000942713 00000 н.
0000943020 00000 н.
0000943476 00000 н.
0000943552 00000 н.
0000944150 00000 н.
0000944443 00000 н.
0000944902 00000 н.
0000944978 00000 п.
0000945579 00000 н.
0000945881 00000 н.
0000946342 00000 п.
0000946418 00000 н.
0000947009 00000 н.
0000947310 00000 п.
0000947767 00000 н.
0000949809 00000 н.
0000957898 00000 п.
0000960549 00000 н.
0000990819 00000 н.
0000994286 00000 н.
0000996145 00000 н.
0000999116 00000 н.
0001006821 00000 п.
0001006897 00000 п.
0001006973 00000 п.
0001007324 00000 п.
0001007667 00000 п.
0001007968 00000 п.
0001008044 00000 п.
0001011319 00000 п.
0001011675 00000 п.
0001011710 00000 п.
0001011778 00000 п.
0001011895 00000 п.
0001012494 00000 п.
0001012569 00000 п.
0001012645 00000 п.
0001013038 00000 п.
0001013114 00000 п.
0001013488 00000 п.
0001013843 00000 п.
0001013918 00000 п.
0001013994 00000 п.
0001014389 00000 п.
0001014465 00000 п.
0001014840 00000 п.
0001015194 00000 п.
0001015270 00000 п.
0001015615 00000 п.
0001015691 00000 п.
0001016035 00000 п.
0001016111 00000 п.
0001017621 00000 п.
0001017679 00000 п.
0001017727 00000 п.
0001018524 ​​00000 п.
0001018983 00000 п.
0001019059 00000 п.
0001019454 00000 п.
0001019530 00000 п.
0001019953 00000 п.
0001020029 00000 н.
0001020769 00000 п.
0001020845 00000 п.
0001021453 00000 п.
0001021755 00000 п.
0001022211 00000 п.
0001022590 00000 п.
0001029855 00000 п.
0001030140 00000 п.
0001033190 00000 п.
0001040711 00000 п.
0001041581 00000 п.
0001042451 00000 п.
0001045198 00000 п.
0001062834 00000 п.
0001062958 00000 п.
0001063034 00000 п.
0001069516 00000 п.
0001069870 00000 п.
0001069905 00000 п.
0001069973 00000 п.
0001070090 00000 н.
0001070166 00000 п.
0001074362 00000 п.
0001074721 00000 п.
0001074756 00000 п.
0001074824 00000 п.
0001074941 00000 п.
0001075056 00000 п.
0001075085 00000 п.
0001075161 00000 п.
0001075237 00000 п.
0001075312 00000 п.
0001075777 00000 п.
0001076202 00000 п.
0001076532 00000 п.
0001076645 00000 п.
0001076934 00000 п.
0001076957 00000 п.
0001077025 00000 п.
0001077145 00000 п.
0001077221 00000 п.
0001077297 00000 п.
0001077372 00000 п.
0001077837 00000 п.
0001078264 00000 п.
0001078594 00000 п.
0001078883 00000 п.
0001078906 00000 п.
0001078974 00000 п.
0001079094 00000 п.
0001079170 00000 п.
0001079246 00000 п.
0001079321 00000 п.
0001079838 00000 п.
0001080298 00000 п.
0001080636 00000 п.
0001080925 00000 п.
0001080948 00000 п.
0001081016 00000 п.
0001081136 00000 п.
0001081251 00000 п.
0001081365 00000 п.
0000004276 00000 н.
трейлер
] >>
startxref
0
%% EOF

1916 0 obj> поток
x ڜ V {Tg31PPCx
b «» «F * -g @ A | B = 5UN0XTnQnV9j

t9 # {73

3 Энергия для транспорта | Скрытые затраты на энергию: последствия производства и использования энергии без установленной цены

Каждая фаза нефтяного цикла включает использование электроэнергии.Поскольку в главе 2 обсуждаются эффекты жизненного цикла, связанные с производством электроэнергии, они здесь не включены.

Добыча сырой нефти

Условные запасы нефти Основные нефтедобывающие районы в США находятся в районе Мексиканского залива (на суше и на море), в Калифорнии и на Аляске. По состоянию на 2007 год в США насчитывалось около 500 000 действующих нефтяных скважин (на суше и на море) (EIA 2008a, стр. 127, таблица 5.2). Большая часть добычи полезных ископаемых в США осуществляется вблизи уязвимых прибрежных и устьевых районов.

При обнаружении потенциального нефтяного коллектора проводится разведочное бурение для подтверждения наличия нефти. Для наземного бурения земля расчищается и выравнивается для строительства буровой платформы и установки вспомогательного оборудования. В зависимости от местоположения также могут быть построены дороги, взлетно-посадочные полосы и здания. Морские плавучие баржи, полупогружные суда или специально разработанные плавучие нефтяные вышки используются для поддержки разведочного бурения (API 2009).Бурение и транспортировка внутренних водоемов и водно-болотных угодий могут иметь значительные последствия для водно-болотных угодий и устьевых мест обитания, требуя дополнительных методов для уменьшения нарушения этих экологических мест обитания.

Земля выкапывается для формирования резервной ямы, куда складываются отходы бурения. Отходы бурения от морских операций могут вызвать быстрое накопление слоя мусора на дне океана, что может привести к деградации бентосных сообществ. Отходы бурения могут содержать следовые количества ртути, кадмия, мышьяка и углеводородов.

При бурении также образуются выбросы, связанные со сгоранием, такие как выхлоп дизельных двигателей и турбин, приводящих в действие буровое оборудование. Может выделяться сероводород.

После подтверждения наличия нефти строятся нефтяные скважины для добычи сырой нефти. Первоначально нефть может подниматься за счет «естественного подъема». Со временем необходимы механические насосы или методы нагнетания, например, с использованием пара, чтобы вывести нефть на поверхность. Строятся резервуары для хранения, трубопроводы и перерабатывающие предприятия.

Нефть подготовлена ​​к отгрузке на склады, а затем на НПЗ. Природный газ может быть отделен от нефти на буровой площадке и переработан для продажи, или газ можно сжигать в факелах как отходы (обычно при береговых операциях), выделяя CO, NO _x и, возможно, диоксид серы (SO ₂ ) если газ кислый.