Газ утилизация 2019: «Роснефть» запустила уникальный проект по утилизации попутного нефтяного газа

Содержание

Переработка и утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ)

Необходимость перехода от сжигания попутных нефтяных газов (ПНГ) к их переработке и утилизации вызвана экономической целесообразностью и требованиями экологических организаций. Утилизация ПНГ целесообразна с экономической точки зрения, поскольку попутные газы несут в себе значительный запас ценных компонентов и энергии, которую можно направить на обеспечение нужд коммунального хозяйства, производства, автотракторной техники, для выработки электроэнергии. Одновременно это позволяет отказаться от дорогостоящего привозного топлива. Избыток ПНГ вместе с остатками переработки можно закачивать обратно в пласт для повышения его нефтеотдачи.

Особенность ПНГ — повышенное содержание в нем «жирных» углеводородов, что накладывает отпечаток на технологические особенности его переработки. В зависимости от месторождения попутные нефтяные газы могут значительно различаться по составу и содержанию многих ценных компонентов, таких как этан, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), гелий и другие газы.

НПО «ГЕЛИЙМАШ» предлагает решения по утилизации ПНГ на базе криогенных установок со смешанными холодильными агентами или с использованием детандерного цикла. Например, для базовой установки по переработке 2,4 млрд. нм3 ПНГ в год наши решения позволяют получать:

  • ШФЛУ – до 200 тыс. т в год;
  • сжиженный природный газ – до 200 тыс. т./год;
  • гелий (жидкий и газообразный) – до 4,5 млн. нм3/год в газовом эквиваленте (при наличии гелия в ПНГ).

Использование криогенных технологий позволяет применить более экономичный вариант при закачке газов в нефтяной пласт (закачные компрессорные агрегаты заменяются на криогенные насосы).

Предлагаемые способы криогенной переработки ПНГ позволяют:

  • отказаться от компрессоров высокого давления с ограниченным ресурсом эксплуатации для закачки ПНГ в пласт;
  • организовать сайклинг-процесс с меньшими затратами энергии;
  • выделить гелий из ПНГ, другие редкие газы при их наличии;
  • получить дополнительные объемы товарных продуктов: этана, пропан-бутана, ШФЛУ;
  • минимизировать массо-габаритные характеристики оборудования и установок для переработки газа и снизить затраты на строительно-монтажные работы и транспорт в труднодоступных регионах разработки и освоения месторождений;
  • получить сжиженный природный газ как топливно-энергетический продукт для транспорта, энергетики и коммунального хозяйства;
  • получить мультипликативный эффект от внедрения криогенной технологии и соответственно удешевить добычу нефти.

Анализ эффективности способов утилизации попутного нефтяного газа на Иреляхском нефтегазоконденсатном месторождении (Республика Саха(Якутия))


Please use this identifier to cite or link to this item:

http://earchive.tpu.ru/handle/11683/53941

Title: Анализ эффективности способов утилизации попутного нефтяного газа на Иреляхском нефтегазоконденсатном месторождении (Республика Саха(Якутия))
Authors: Белов, Валентин Валентинович
metadata.dc.contributor.advisor: Носова, Оксана Владимировна
Keywords: попутные нефтяные газы; нефти; природные газы; газотурбинные установки; газокомпрессорные станции; associated petroleum gas; oil; natural gas; turbine unit; gas compressor station
Issue Date: 2019
Citation: Белов В. В. Анализ эффективности способов утилизации попутного нефтяного газа на Иреляхском нефтегазоконденсатном месторождении (Республика Саха(Якутия)) : бакалаврская работа / В. В. Белов ; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР), Отделение нефтегазового дела (ОНД) ; науч. рук. О. В. Носова. — Томск, 2019.
Abstract: Объектом исследования посвящена вопросам эффективности процесса утилизации попутного газа на Иреляхском НГКМ Республика Саха (Якутия). Цель работы – анализ методов позволяющие обеспечивать утилизацию попутного нефтяного газа до 95% и выполнять лицензионные требования по недропользованию и охране окружающей среды.
The object of the study is devoted to the efficiency of the process of utilization of associated gas at the «Irelyakhsky NGKM» Republic of Sakha (Yakutia). The purpose of the work is to analyze the methods allowing to ensure the utilization of associated petroleum gas up to 95% and to fulfill the licensing requirements for subsoil use and environmental protection.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/53941
Appears in Collections:Выпускные квалификационные работы (ВКР)

Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.

Есть 95%! Мессояханефтегаз реализовал уникальную схему утилизации попутного нефтяного газа

Решение закачивать ПНГ с одного нефтеносного месторождения в газовые пласты соседнего участка недр является уникальным для нефтедобывающей отрасли

Тазовский, ЯНАО, 27 июл — ИА Neftegaz.RU. Мессояханефтегаз, СП Газпром нефти и Роснефти, ввел в эксплуатацию подземное газовое хранилище на Западно-Мессояхском участке недр.
Об этом Газпром нефть сообщила 27 июля 2020 г.

Газовое хранилище является частью системы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) на Мессояхской группе месторождений.
В неразработанные газовые пласты Западно-Мессояхского участка недр закачивается ПНГ с уже разрабатываемого Восточно-Мессояхского месторождения.


Такая схема утилизации ПНГ является уникальной для отрасли.

Для реализации проекта на двух участках Мессояхской группы месторождений были построены необходимые объекты инфраструктуры:

  • компрессорная станция (КС) на Восточно-Мессояхском месторождении,
  • газопровод, соединяющий Восточную и Западную Мессояху,
  • хранилище ПНГ на Западно-Мессояхском участке недр.
Технология работы:
  • КС на Восточно-Мессояхском месторождении мощностью 1,5 млрд м3/год, обеспечивает подготовку и компримирование газа для дальнейшей транспортировки.
  • после подготовки ПНГ подается в газопровод и транспортируется на Западную Мессояху. Протяженность линейной части газопровода составляет 47 км, включая 900-метровой переход под р. Мессояха.
  • на Западной Мессояхе ПНГ закачивается в ПХГ, инфраструктура которого включает кустовую площадку с 4 горизонтальными скважинами для закачки ПНГ в газовую залежь площадью около 70 тыс.
    м2.
В подземном хранилище ПНГ будет находиться до решения о его дальнейшем полезном использовании.
Реализация проекта позволит Мессояханефтегазу повысить уровень рационального использования ПНГ до 95%

Строительство газовых объектов проекта Мессояха велось с 2018 г.
На автономный нефтепромысел было доставлено около 30 тыс. т материально-технических ресурсов и оборудования отечественного производства.
На новых объектах применены:

  • цифровые решения, позволяющие осуществлять контроль за безопасностью и параметрами процессов, в т.ч. дистанционно в онлайн-режиме из центров управления в гг. Тюмень и Санкт-Петербург.
  • модульный подход при строительстве. Возведение объектов инфраструктуры методом блочно-модульной сборки в максимальной заводской готовности обеспечило высокие темпы строительства газовой инфраструктуры.
Для сохранения чувствительной экосистемы заполярного региона был реализован комплекс природосберегающих решений:
  • проведен системный геотехнический мониторинг,
  • КС и инфраструктура ПХГ построены на термостабилизационных опорах,
  • участок газопровода под руслом реки Мессояха выполнен наклонно-направленным бурением и имеет дополнительную защиту.
Группа Мессояхских месторождений включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки недр, расположенные на п-ве Гыдан Ямало-Ненецкого автономного округа.
Запасы нефти и газового конденсата группы месторождений превышают 470 млн т нефти и 188 млрд м3газа, что делает месторождение уникальным по запасам.
Проект реализуется в условиях ограниченного доступа к транспортной и промышленной инфраструктуре.
Восточно-Мессояхское месторождение введено в эксплуатацию в 2016 г.
В 2019 г. объем добычи на Восточно-Мессояхском месторождении составил 5,6 млн т н.э.
На месторождениях активно внедряются новые технологии.
В 2016 г. по диковинной тогда технологии Fishbone были построены горизонтальные скважины с множественными ответвлениями на Восточно-Мессояхском месторождении.

«Мессояханефтегаз» реализовал уникальную схему утилизации попутного нефтяного газа

«Мессояханефтегаз» (совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти») ввел в эксплуатацию подземное газовое хранилище на Западно-Мессояхском лицензионном участке. Проект реализуется по уникальной схеме: попутный нефтяной газ (ПНГ) закачивается в неразработанные газовые пласты Западно-Мессояхского участка с уже разрабатываемого соседнего месторождения — Восточно-Мессояхского.

Для реализации проекта на двух участках Мессояхской группы месторождений были построены необходимые объекты инфраструктуры. Подготовка и компримирование газа, получаемого в процессе добычи нефти на Восточной Мессояхе, ведется на компрессорной станции мощностью 1,5 млрд м3 в год. После подготовки сырье подается в газопровод протяженностью около 50 км и транспортируется на Западную Мессояху, где закачивается в подземное хранилище площадью 70 тыс. м2. Реализация проекта позволит «Мессояханефтегазу» повысить уровень рационального использования ПНГ до 95%

Строительство газовых объектов велось с 2018 года. На автономный нефтепромысел было доставлено около 30 тыс. тонн материально-технических ресурсов и оборудования отечественного производства. На новых объектах применены цифровые решения, позволяющие осуществлять контроль за безопасностью и параметрами процессов, в том числе дистанционно в онлайн-режиме из центров управления в Тюмени и Санкт-Петербурге.

Для сохранения чувствительной экосистемы заполярного региона был проведен системный геотехнический мониторинг, компрессорная станция и инфраструктура газового хранилища построены на термостабилизационных опорах, участок газопровода под руслом реки Мессояха выполнен наклонно-направленным бурением и имеет дополнительную защиту. Возведение объектов инфраструктуры методом блочно-модульной сборки в максимальной заводской готовности обеспечило высокие темпы строительства.

«Сегодня уровень эффективного использования ПНГ в нашей компании составляет 95%. Благодаря применению инновационных подходов к утилизации попутного газа мы достигнем целевого показателя и на Мессояхской группе месторождений. Это наглядно демонстрирует наши приоритеты в вопросах рационального отношения к природно-ресурсному потенциалу арктического региона».

Вадим Яковлев заместитель генерального директора по разведке и добыче «Газпром нефти»

Справка

Группа Мессояхских месторождений включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки, расположенные на Гыданском полуострове Ямало-Ненецкого АО. По разведанным запасам углеводородов месторождения относят к уникальным. Проект реализуется в условиях ограниченного доступа к транспортной и промышленной инфраструктуре. Лицензии на оба блока принадлежат «Мессояханефтегазу», который паритетно контролируют «Роснефть» и «Газпром нефть» — оператор проекта.

Старт эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения в сентябре 2016 года в режиме телемоста дал президент России Владимир Путин. В 2019-м объем добычи на Восточно-Мессояхском месторождении составил 5,6 млн тонн нефтяного эквивалента.

Утилизация метанола из природного газа на силикагелевом адсорбенте, модифицированном оксидом алюминия | Темердашев

1. Tavakoli H., Khoshkharam A., Baghban A., Baghban M. Modelling of methane hydrate formation pressure in the presence of different inhibitors. Petroleum Science and Technology. 2016. V. 42. № 1. P. 26—37.

2. Saberi A., Alamdari A., Shariati A., Mohammadi A.H. Experimental measurement and thermodynamic modeling of equilibrium condition for natural gas hydrate in MEG aqueous solution. Fluid Phase Equilibria. 2018. № 459. P. 110—118.

3. Hattori H., Ono Y. Catalysts and catalysis for acid-base reactions. In book: J.C. Vedrine. Metal Oxides in Heterogeneous Catalysis. 1st Edition. Elsevier, 2018. Р. 133—209.

4. Чукин Г.Д. Строение оксида алюминия и катализаторов гидрообессеривания. Механизмы реакций. М., Типография Паладин, ООО «Принта», 2010. 288 с.

5. Dębek R., Ribeiro M.F.G., Fernandes A., Motak M. Dehydration of methanol to dimethyl ether over modified vermiculites. Comptes Rendus Chimie. 2015. V. 18. № 11. Р. 1211—1222.

6. Laugel G., Nitsch X., Ocampo F., Louis B. Methanol dehydration into dimethylether over ZSM-5 type zeolites: Raise in the operational temperature range. Applied Catalysis A: General. 2011. V. 402. № 1. Р. 139—145.

7. Migliori M., Aloise A., Giordano G. Methanol to dimethylether on H-MFI catalyst kinetic parameters. Catalysis Today. 2014. № 227. Р. 138—143.

8. Wan Z., Li G. K., Wang C., Yang H., Zhang D. Effect of reaction conditions on methanol to gasoline conversion over nanocrystal ZSM-5 zeolite. Catalysis Today. 2018. № 314. Р. 107—113.

9. Naik S.P., Bui V., Ryu T., Miller J.D., Zmierczak W. Al-MCM-41 as methanol dehydration catalyst. Applied Catalysis A: General. 2010. V. 381. № 1—2. P. 183—190.

10. Tokay K.C., Dogu T., Dogu G. Dimethyl ether synthesis over alumina based catalysts. Chemical Engineering Journal. 2012. V. 184. P. 278—285.

11. Macina D., Piwowarska Z., Tarach K., Góra-Marek K., Ryczkowski J., Chmielarz L. Mesoporous silica materials modified with alumina polycations as catalysts for the synthesis of dimethyl ether from methanol. Materials Research Bulletin. 2016. V. 74. P. 425—435.

12. Rashidi H., Hamoule T., Khosravi Nikou M.R., Shariati A. DME synthesis over MSU-S catalyst through methanol dehydration reaction. Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology. 2013. V. 2. № 4. P. 67—73.

13. Yaripour F., Baghaei F., Schmidt I.B., Perregaard J. Catalytic dehydration of methanol to dimethyl ether (DME) over solid-acid catalysts. Catalysis Communications. 2005. V. 6. № 2. Р. 147—152.

14. Бёккер Ю. Хроматография. Инструментальная аналитика: методы хроматографии и капиллярного электрофореза. М., Техносфера, 2009. 473 с.

15. Мурзакова Л.Р., Хакимова Л.Р., Загитова Я.А., Хамзин Ю.А., Каримова А.Р., Руднев Н.А. Исследование закономерности протекания процесса конверсии метанола в присутствии силикоалюмофосфата SAPO-34. Башкирский химический журнал. 2018. Т. 25. № 2. С. 94—98.

Тарифы на услуги по утилизации (захоронению) твердых бытовых отходов на 2011 год.

№ п/пНаименование организацииНормативный акт, которым утверждены тарифы на 2010год
1.МП «Услуга»Решение Собрания депутатов Бежаницкого района от 26.11.08 г. № 166 «Об утверждении тарифов на услуги организаций коммунального комплекса на горячую воду и на утилизацию (захоронение) ТБО для плтребителей услуг»
2.ООО «Гдовжилкомсервис»Решение Собрания депутатов Гдовского района
от 21.12. 2010 года «Об утверждениии тарифана товарыи услуги организаций коммунального комплекса,оказывающих услуги в сфере водоснабжения,водоотведения и очистки сточных вод, утилизации (захоронению) твердых бытовых отходов на 2011 год»
3.МП «Автотранс»Постановление Администрации Дедовичского района от 21.12.2010 г. N 568 «Об установлении тарифов на услуги по вывозу и утилизации твердых и жидких бытовых отходов для МП «Автотранс».
4.МУП «Тепловые сети» Дновского районаРешение Собрания депутатов от 24.11.2009 «О нормативах и стоимости платных услуг, предоставляемых МУП «Тепловые сети на 2009 год».
5.ООО «Союз»Решение Собрания депутатов Красногородского района от 27.12.2010 № 108 «Об утверждении платы за пользование жилым помещением (плата за найм) и тарифов для организаций на коммунальные услуги».
6.МУП «КоммунСервис»Решение Собрания депутатов Куньинского района № 285 от 24.09.2009 года «об утверждении тарифа на утилизацию (захоронение) ТБО».
7.МУП «Локнянское ЖКХ» муниципального образования «Локнянский район» Псковской областиПостановление Администрации Локнянского района от 27.12.2010 г. N 849-п «Об утверждении тарифов на услуги МУП «Локнянское ЖКХ» на 2011 год»
8.ООО «Коммунхоз» Постановление Администрации Невельского районаот 30.11.2010 № 1512  «Об утверждении тарифов на услуги организаций коммунального комплекса в сфере водоснабжения, водоотведения и очистки сточных вод, утилизации (захоронению) твердых бытовых отходов»
9.МП Новоржевского района «Жилищно-коммунальное объединение»Решение Собрания депутатов от 21.12.2010г. №6 «Об утверждении тарифов на жилищно-коммунальные услуги,   оказываемые МП Новоржевского района
«Жилищно-коммунальное объединение» населению района и прочим потребителям на 2011 год».
10.МУП ЖКХПостановление Администрации Новосокольнического района от 30.11 2010 г. N 503-н «Об утверждении тарифов жилищно-коммунальные услуги, оказываемые
предприятиямикоммунальной сферы,и платы за
пользование жилым помещением (платы за наем).»
11.МУП «Коммунсервис»Администрация Опочецкого района Постановление от 13 декабря 2010 г. N 956 «Об индексации тарифа на услуги по утилизации (захоронению) твердых бытовых отходов на 2011 год».
12.ОАО «Островспецавтопарк»Администрация Островского района Постановление от 30.12.2010 г. № 1386 «Об установлении тарифов на товары и услуги организаций коммунального комплекса»
13.ООО «Экорос»Решение Собрания депутатов Палкинского района от 25.11.2009 г. N 127 «Об утверждении тарифов на жилищно-коммунальные услуги для организаций и населения на 2010 год»
14.МП «Благоустройство»Постановление Администрации Печорского района от   26.01.2011 г № 01-н » Об утверждении тарифа на   утилизацию (захоронение) твердых бытовых отходов для МП «Благоустройство»
15.МП «Жилкоммунсервис» Плюсского районаРешение Собрания депутатов Плюсского района от 25.02.2010 г. № 3 » Об утверждении тарифов на жилищно- коммунальные услуги» 
16.Порховское ММП ЖКХРешение Собрания депутатов Порховского района №51 от 23.08.2007 «Об утверждении тарифа пользование городской свалкой для вывозящих твердые бытовые отходы организаций г.Порхова»
17.МУП «Горкомхоз»Постановление от 3 декабря 2010 г. N 167 «Об утверждении тарифа на услуги по утилизации захоронению) твердых бытовых
отходов, оказываемые МУП «Горкомхоз»
18.МП ЖКХ Пушкиногорского районаПостановление от 10 декабря 2010 г. N 778 «Об утверждении тарифов на коммунальные услуги населению и прочим потребителям на 2011 год».
19.Муниципальное предприятие «Горкомхоз»Решение Собрания депутатов Пыталовского района от 30 ноября 2010 г. N 271 «Об утверждении тарифов на услуги жилищно-коммунального комплекса для населения и прочих потребителей на 2011 год, оказываемые муниципальными предприятиями Пыталовского района»

 

20.МУП «Райводоканал»Решение Собрания депутатов Себежского района от 28.12.2010 № 21  «Об утверждении тарифа на услуги по утилизации (захоронению) твердых бытовых отходов, предоставляемые муниципальным унитарным предприятием «Райводоканал»
21.МП ЖКХ п.Струги КрасныеРешение Собрания Депутатов Струго-Красненского района № 224 от 27.05.2010 г. «Об изменении тарифа на захоронение твердых бытовых отходов»
22.МУП Усвятского района «Коммунхоз» Псковской областиРешение Собрания депутатов Усвятского районаот 21.12.2010 №258 «Об утверждении тарифов на
утилизацию (захоронение) твёрдых бытовых отходов на полигоне ТБО, водоснабжения и водоотведения в Усвягском районе на 2011 год».
23.ООО «Спецавтохозяйство»Постановление Администрации города Великие Луки от 30.11.2010 г. N 504 Об установлении тарифа на утилизацию (захоронение)ТБО ООО «Спецавтохозяйство» на 2011 год»
24.ООО » Жилкоммунсервис»Постановление Администрации города Великие Луки от 30.11.2010 г. N 505 «Об установлении тарифов на утилизацию (захоронение)ТБО ООО «Жилкомсервис» на 2011 год».
25.ОАО «АСПО»Постановление Администрации города Пскова от 30.11.2010 г. N 2488 «Об утверждении тарифа на утилизацию (захоронение) твердых бытовых отходов»

«Мессояханефтегаз» реализовал уникальную схему утилизации попутного нефтяного газа

«Мессояханефтегаз» (совместное предприятие «Роснефти» и «Газпром нефти») ввел в эксплуатацию подземное газовое хранилище на Западно-Мессояхском лицензионном участке. Проект реализуется по уникальной схеме: попутный нефтяной газ (ПНГ) закачивается в неразработанные газовые пласты Западно-Мессояхского участка с  уже разрабатываемого соседнего месторождения — Восточно-Мессояхского.

Для реализации проекта на двух участках Мессояхской группы месторождений были построены необходимые объекты инфраструктуры. Подготовка и компримирование газа, получаемого в процессе добычи нефти на Восточной Мессояхе, ведется на компрессорной станции мощностью 1,5 млрд м3 в год. После подготовки сырье подается в газопровод протяженностью около 50 км и транспортируется на Западную Мессояху, где закачивается в подземное хранилище площадью 70 тыс. м2.  Реализация проекта позволит «Мессояханефтегазу» повысить уровень рационального использования ПНГ до 95%.

Строительство газовых объектов велось с 2018 года. На автономный нефтепромысел было доставлено около 30 тыс. тонн материально-технических ресурсов и оборудования отечественного производства. На новых объектах применены цифровые решения, позволяющие осуществлять контроль за безопасностью и параметрами процессов, в том числе дистанционно в онлайн-режиме из центров управления в Тюмени и Санкт-Петербурге.

Для сохранения чувствительной экосистемы заполярного региона был проведен системный геотехнический мониторинг, компрессорная станция и инфраструктура газового хранилища построены на термостабилизационных опорах, участок газопровода под руслом реки Мессояха выполнен наклонно-направленным бурением и имеет дополнительную защиту. Возведение объектов инфраструктуры методом блочно-модульной сборки в максимальной заводской готовности обеспечило высокие темпы строительства.

Справка:

Группа Мессояхских месторождений включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки, расположенные на Гыданском полуострове Ямало-Ненецкого АО. По разведанным запасам углеводородов месторождения относят к уникальным. Проект реализуется в условиях ограниченного доступа к транспортной и промышленной инфраструктуре. Лицензии на оба блока принадлежат «Мессояханефтегазу», который паритетно контролируют «Роснефть» и «Газпром нефть» — оператор проекта.

Старт эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения в сентябре 2016 года в режиме телемоста дал президент России Владимир Путин. В 2019-м объем добычи на Восточно-Мессояхском месторождении составил 5,6 млн тонн нефтяного эквивалента.

Департамент информации и рекламы
ПАО «НК «Роснефть»
27 июля 2020 г.

Основная информация о свалочном газе

На этой странице:

Свалочный газ (свалочный газ) — это естественный побочный продукт разложения органических материалов на свалках. Свалочный газ состоит примерно на 50 процентов из метана (основной компонент природного газа), на 50 процентов из двуокиси углерода (CO 2 ) и небольшого количества неметановых органических соединений. Согласно последнему отчету Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) (AR5), метан является мощным парниковым газом, который в 28–36 раз более эффективен, чем CO 2 , улавливая тепло в атмосфере в течение 100-летнего периода.

Узнайте больше о выбросах метана в США.

Выбросы метана со свалок

Примечание. Все оценки выбросов из Реестра выбросов и стоков парниковых газов США: 1990–2019 гг.

Изображение большего размера для сохранения или печати

Свалки твердых бытовых отходов (ТБО) являются третьим по величине источником антропогенных выбросов метана в Соединенных Штатах, на них приходится примерно 15,1% этих выбросов в 2019 году.Выбросы метана со свалок ТБО в 2019 году были примерно эквивалентны выбросам парниковых газов (ПГ) от более 21,6 миллиона легковых автомобилей, эксплуатируемых в течение одного года, или выбросам CO 2 от энергопотребления почти 12,0 миллионов домов в течение одного года. В то же время выбросы метана со свалок ТБО представляют собой упущенную возможность улавливать и использовать значительный энергетический ресурс.

Когда ТБО впервые размещаются на свалке, они проходят стадию аэробного (с кислородом) разложения, когда образуется мало метана.Затем, обычно менее чем за 1 год, устанавливаются анаэробные условия, и производящие метан бактерии начинают разлагать отходы и вырабатывать метан.

На следующей диаграмме показаны изменения в типичном составе свалочного газа после размещения отходов. Бактерии разлагают свалочные отходы в четыре этапа. Состав газа меняется с каждой фазой, и отходы на полигоне могут подвергаться разложению сразу в несколько фаз. Масштаб времени после размещения (общее время и продолжительность фазы) зависит от условий захоронения.

Рисунок адаптирован из ATSDR 2008. Глава 2: Основные сведения о свалочном газе. In Landfill Gas Primer — Обзор для специалистов по охране окружающей среды. Рисунок 2-1, стр. 5-6. https://www.atsdr.cdc.gov/HAC/landfill/PDFs/Landfill_2001_ch3mod.pdf (PDF) (12 стр., 2 МБ)

Дополнительные сведения см. В главе 1. «Основы энергии из свалочного газа» в Руководстве LMOP по разработке энергетических проектов по производству свалочного газа.

В октябре 2009 года EPA выпустило правило (40 CFR Part 98), которое требует отчетности о выбросах (ПГ) от крупных источников и поставщиков в США и предназначено для сбора точных и своевременных данных о выбросах для информирования будущих политических решений.

Ежегодно Агентство по охране окружающей среды выпускает отчет об инвентаризации, чтобы представить оценки правительства США по выбросам и поглощению парниковых газов в США за каждый год с 1990 года. Выбросы из сектора отходов, а также из других секторов представлены в этом инвентаре.

Сбор и очистка свалочного газа

Вместо того, чтобы улетучиваться в воздух, свалочный газ можно улавливать, преобразовывать и использовать в качестве возобновляемого источника энергии. Использование свалочного газа помогает уменьшить запахи и другие опасности, связанные с выбросами свалочного газа, а также предотвращает миграцию метана в атмосферу и внесение вклада в местный смог и глобальное изменение климата.Кроме того, проекты по производству свалочного газа приносят доход и создают рабочие места в сообществе и за его пределами. Узнайте больше о преимуществах использования LFG.

На графике показан сбор и переработка свалочного газа для производства метана для различных целей. Во-первых, свалочный газ собирается по вертикальным и горизонтальным трубам, закапываемым на полигоне ТБО. Затем LFG обрабатывается и обрабатывается для использования. На графике показаны потенциальные конечные области использования свалочного газа, включая промышленное / институциональное использование, декоративно-прикладное искусство, трубопроводный газ и автомобильное топливо. На этом графике показаны три этапа обработки свалочного газа. Первичная обработка удаляет влагу, когда газ проходит через выталкивающую емкость, фильтр и воздуходувку. Вторичная обработка включает использование доохладителя или другого дополнительного удаления влаги (при необходимости) с последующим удалением силоксана / серы и сжатием (при необходимости). После удаления примесей на стадии вторичной очистки свалочный газ можно использовать для выработки электроэнергии или в качестве топлива со средним БТЕ для декоративно-прикладного искусства или котлов. Усовершенствованная обработка удаляет дополнительные примеси (CO2, N2, O2 и ЛОС) и сжимает свалочный газ в газ с высоким содержанием британских тепловых единиц, который можно использовать в качестве автомобильного топлива или закачивать в газопровод. Отходящий / остаточный газ направляется на факел или в установку термического окисления.

Блок-схема базовой системы сбора и обработки свалочного газа

Свалочный газ извлекается со свалок с помощью ряда скважин и системы нагнетания / факела (или вакуума). Эта система направляет собранный газ в центральную точку, где он может обрабатываться и обрабатываться в зависимости от конечного использования газа. С этого момента газ можно сжигать на факеле или выгодно использовать в проекте по производству свалочного газа. Нажмите на блок-схему, чтобы просмотреть более подробную информацию, включая фотографии систем сбора и обработки свалочного газа.

— Нажмите на блок-схему, чтобы просмотреть подробности —

Типы энергетических проектов на свалочном газе

Существует множество вариантов преобразования свалочного газа в энергию. Различные типы энергетических проектов с использованием свалочного газа сгруппированы ниже по трем широким категориям — производство электроэнергии, прямое использование газа средней БТЕ и возобновляемые источники природного газа. Описание технологий проекта включено в каждый тип проекта. Для получения дополнительной информации о вариантах технологии энергетических проектов на свалке, а также о преимуществах и недостатках каждого из них, см. Главу 3.Варианты проектных технологий в Справочнике по разработке энергетических проектов LMOP.

Производство электроэнергии

Около 70 процентов действующих в настоящее время проектов по производству свалочного газа в США вырабатывают электроэнергию. Различные технологии, включая поршневые двигатели внутреннего сгорания, турбины, микротурбины и топливные элементы, могут использоваться для выработки электроэнергии для использования на месте и / или продажи в сеть. Поршневой двигатель является наиболее часто используемой технологией преобразования для электроснабжения свалочного газа из-за его относительно низкой стоимости, высокого КПД и диапазонов размеров, которые дополняют выход газа на многих полигонах.Газовые турбины обычно используются в более крупных проектах по производству свалочного газа, в то время как микротурбины обычно используются для небольших объемов свалочного газа и в нишевых приложениях.

Когенерация, также известная как комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), использует свалочный газ для выработки как электроэнергии, так и тепловой энергии, обычно в форме пара или горячей воды. Несколько проектов когенерации с использованием двигателей или турбин были реализованы на промышленных, коммерческих и институциональных предприятиях с использованием двигателей или турбин. Повышение эффективности использования тепловой энергии в дополнение к производству электроэнергии может сделать этот тип проекта очень привлекательным.

Прямое использование газа средней БТЕ

Непосредственное использование свалочного газа для компенсации использования другого топлива (например, природного газа, угля или мазута) встречается примерно в 17 процентах действующих в настоящее время проектов. Свалочный газ можно использовать непосредственно в бойлере, сушилке, печи, теплице или другом тепловом оборудовании. В этих проектах газ направляется непосредственно ближайшему клиенту для использования в оборудовании для сжигания в качестве замены или дополнительного топлива. Требуется лишь ограниченное удаление конденсата и фильтрация, хотя могут потребоваться некоторые модификации существующего оборудования для сжигания.

LFG также можно использовать непосредственно для испарения фильтрата. Испарение фильтрата с использованием свалочного газа является хорошим вариантом для свалок, где удаление фильтрата на предприятии по восстановлению водных ресурсов недоступно или дорого. Свалочный газ используется для испарения фильтрата в более концентрированный и более легко удаляемый объем стоков.

Инновационное прямое использование газа со средним БТЕ, включая обжиг керамических изделий и стеклодувные печи; питание и обогрев теплиц; и испарение отработанной краски. Текущие отрасли, использующие свалочный газ, включают автомобилестроение, химическое производство, производство продуктов питания и напитков, фармацевтику, производство цемента и кирпича, очистку сточных вод, бытовую электронику и продукты, производство бумаги и стали, а также тюрьмы и больницы.

Возобновляемый природный газ

LFG может быть улучшен до возобновляемого природного газа (RNG), газа с высоким содержанием британских тепловых единиц, с помощью процессов обработки путем увеличения содержания в нем метана и, наоборот, снижения содержания CO 2 , азота и кислорода. RNG может использоваться вместо ископаемого природного газа в качестве газа трубопроводного качества, сжатого природного газа (CNG) или сжиженного природного газа (LNG). Около 13 процентов действующих в настоящее время энергетических проектов с использованием свалочного газа создают ГСЧ.

Варианты использования ГСЧ включают тепловые приложения, для выработки электроэнергии или в качестве топлива для транспортных средств.ГСЧ можно использовать на месте добычи газа или закачивать в трубопроводы для транспортировки или распределения природного газа для доставки в другое место.

Свалка твердых бытовых отходов (ТБО) — это отдельный участок земли или земляных выработок, куда поступают бытовые отходы, а также другие типы неопасных отходов. Сбор свалочного газа обычно начинается после того, как часть свалки, известная как «ячейка», закрывается для размещения отходов.

Компактирование отходов на действующем полигоне Мусоровозы на действующем полигоне Закрытая ячейка действующего полигона Закрытая свалка Системы сбора свалочного газа

могут быть сконфигурированы как вертикальные колодцы или горизонтальные траншеи.Наиболее распространенный метод — это бурение вертикальных скважин в массе отходов и подключение устьев скважин к боковым трубам, по которым газ транспортируется в сборный коллектор с помощью нагнетателя или вакуумно-индукционной системы. Горизонтальные траншейные системы полезны в зонах активной засыпки. Некоторые свалки используют комбинацию вертикальных колодцев и горизонтальных коллекторов. Операторы системы сбора «настраивают» или регулируют скважинное поле для улучшения сбора.

Бурение вертикальной скважины
(Фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc. ) Создание траншеи для установки горизонтального коллектора
Боковая линия от удаленного вертикального устья скважины
(фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Установка соединительной трубы к главному коллектору
(Фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Устьевой и регулирующий клапан
на вертикальном колодце Группа вертикальных устьев
на участке поля Мембрана над крышкой скважины
(фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Проведение испытания под давлением трубы
для свалочного газа (фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.)

Базовая установка для обработки свалочного газа включает в себя выталкивающий барабан для удаления влаги, воздуходувки для создания вакуума для «вытягивания» газа и давления для транспортировки газа и факел. Системные операторы контролируют параметры, чтобы максимизировать эффективность системы.

Блок базовой обработки с отводом конденсата, воздуходувками и факелом для свечей Блок базовой обработки с отводом конденсата, воздуходувками и теплообменником Закрытый факел LFG
Панели управления, устанавливаемые на салазках, контролируют такие параметры свалочного газа, как вакуум, температура и расход Выход интерфейса для измерения расхода свалочного газа и качества газа (фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc) Система SCADA для измерения потока свалочного газа в нагнетательные, факельные и генераторные установки (фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc)

Использование свалочного газа в системе рекуперации энергии обычно требует некоторой обработки газа для удаления избыточной влаги, твердых частиц и других примесей. Тип и степень очистки зависят от характеристик свалочного газа и типа системы рекуперации энергии. Некоторые конечные применения, такие как инжекция трубопроводов или проекты автомобильного топлива, требуют дополнительной очистки и сжатия свалочного газа.

Фильтры могут удалять химические соединения, такие как силоксаны или сероводород. Пример компрессора мощностью 600 лошадиных сил для проекта закачки свалочного газа в трубопровод Башни очистки на проекте закачки свалочного газа в трубопровод для удаления CO2, воды, сероводорода, силоксанов и других примесей с помощью процесса с физическим растворителем

Хорошие новости, плохие новости: 4 тенденции в использовании энергии в США

В 2018 году Соединенные Штаты установили новый рекорд энергопотребления: 101 квадриллион британских тепловых единиц (БТЕ) ​​энергии.Из этой суммы 81 квадриллион БТЕ (или 80%) приходятся на ископаемое топливо: нефть, природный газ и уголь.

Что означает этот рост потребления для изменения климата, и могут ли Соединенные Штаты по-прежнему встать на путь сокращения выбросов необходимыми темпами?

Мы просмотрели публикацию Ежемесячного обзора энергетики США (EIA) за июнь 2019 года, опубликованную Управлением по энергетической информации США, чтобы получить данные о потреблении энергии. Наш анализ показывает, что стакан наполовину полон и наполовину пуст.Хорошая новость заключается в том, что количество чистых источников энергии, таких как солнце и ветер, растет и помогает замедлить рост выбросов углерода. Плохая новость заключается в том, что отказ от ископаемого топлива происходит недостаточно быстро.

Вот четыре основных вывода из данных EIA о потреблении энергии:

1. Уголь постепенно выводится из употребления в США.

Потребление угля в 2018 году составило 687 миллионов коротких тонн (млн.ст.), что является самым низким уровнем с начала 1980-х годов. Пик потребления угля пришелся на 2005 год и с тех пор снизился на 42%.EIA прогнозирует снижение потребления угля до 567 миллионов тонн в 2020 году.

Все признаки указывают на мрачные перспективы угля. И это несмотря на периодические попытки администрации Трампа возродить рушащуюся промышленность, продвигая инициативы по сохранению работоспособности угольных электростанций и смягчению правил загрязнения для угольной энергетики.

Электроэнергетический сектор США потребляет более 90% угля страны. Однако растущая доступность дешевого природного газа и возобновляемых источников энергии в сочетании с неизменным спросом на электроэнергию привела к неуклонному снижению доли U.S. электроэнергия, произведенная из угля — с 51,7% в 2000 году до 27,4% в 2018 году. Переход от угля к природному газу и возобновляемым источникам энергии привел к значительному снижению выбросов углерода в энергетическом секторе за последнее десятилетие, что является плюсом для окружающей среды. .

Восстановление внутреннего спроса на уголь в США маловероятно. Недавние исследования показывают, что Соединенные Штаты достигли точки перехода стоимости угля, когда 74% угольных электростанций страны находятся «в опасности». Строительство новых ветряных и солнечных электростанций на местном уровне, в пределах 35 миль от каждой угольной электростанции, дешевле, чем комбинированные затраты на топливо, техническое обслуживание и другие будущие затраты на эксплуатацию этих электростанций. К 2025 году 86% существующего парка угольных генераторов окажется под угрозой.

2. В потреблении ископаемого топлива преобладает нефть, в основном в транспортном секторе, что подчеркивает предстоящую проблему декарбонизации.

В 2018 году потребление нефти в США увеличилось до 20,5 миллионов баррелей в день (или 37 квадриллионов БТЕ), самого высокого уровня с 2007 года. Нефть была крупнейшим источником энергопотребления в стране с 1950 года, когда она превзошла уголь. Нефтепродукты включают транспортное топливо , жидкое топливо для отопления и производства электроэнергии, а также сырье для производства химикатов, пластмасс и синтетических материалов.

Наибольший рост спроса на нефть пришелся на промышленный сектор: рост на 6% в 2018 году по сравнению с ростом на 1% в транспортном секторе. Вероятно, это связано с увеличением производства и нефтехимии.

Однако на транспортный сектор по-прежнему приходится большая часть спроса на нефть. С 2000 года доля транспортного сектора в общем потреблении нефти составляла от 66% до 71%. Транспортный сектор, включающий автомобили, грузовики, самолеты, поезда и судоходство, также стал крупнейшим источником выбросов углерода в Соединенных Штатах.В 2017 году он заменил электроэнергетический сектор в качестве основного источника выбросов CO2.

Для того, чтобы средняя температура в мире оставалась ниже уровня повышения средней температуры на 2 градуса Цельсия (3,6 градуса F), транспортный сектор должен быть быстро декарбонизирован. Однако сокращение выбросов углерода в транспортном секторе стало огромной проблемой. Даже с учетом улучшения средней экономии топлива для новых транспортных средств и роста количества электромобилей, подавляющее большинство транспортных средств на дорогах используют ископаемые виды топлива.В 2018 году автомобильный бензин составлял около 63% от общего объема нефти, потребляемой транспортным сектором США, и 44% от общего объема потребляемой нефти во всех секторах. Спрос на автомобильный бензин увеличился с 2000 года, что вызывает серьезную озабоченность по поводу темпов перехода на более чистые виды топлива и транспортных средств.

Два других продукта составляют большую часть от общего объема нефти, потребляемой транспортным сектором: дистиллятный мазут, который включает дизельное топливо, используемое в грузовых автомобилях, и реактивное топливо, используемое в авиационном секторе.Рост спроса на грузовые перевозки и авиаперевозки привел к увеличению спроса на дистиллятный мазут и авиакеросин в 2018 году — на 5% и 1,7% соответственно. С 2000 года спрос на дистиллятный мазут подскочил на 29%, в то время как спрос на авиакеросин снизился менее чем на 1%. Все это подчеркивает проблему обезуглероживания в секторах грузовых перевозок и авиации, с которыми «трудно бороться».

Несмотря на то, что данные указывают на необходимость декарбонизации транспортного сектора, администрация Трампа пытается отказаться от правил, которые установили бы более жесткие стандарты выбросов для легковых и грузовых автомобилей.Недавно четыре крупнейших автопроизводителя в мире достигли соглашения с Калифорнией об установлении к 2026 году нормы около 51 мили на галлон. Эта сделка является обнадеживающим шагом в сдерживании мер по борьбе с изменением климата в транспортном секторе.

3. Потребление природного газа в электроэнергетике стабильно растет.

Потребление природного газа в США также установило новый рекорд в 2018 году: 82,1 миллиарда кубических футов в сутки. Спрос на природный газ увеличился во всех секторах, в основном из-за погодных потребностей в отоплении и охлаждении.Потребление природного газа увеличилось в жилищном, коммерческом и промышленном секторах на 13%, 10% и 7% соответственно по сравнению с 2017 годом. Однако наибольший рост наблюдался в электроэнергетическом секторе: на 15% по сравнению с 2017 годом.

Скачок отражает зловещую тенденцию. По мере того, как все больше и больше электростанций, работающих на природном газе, вводятся в эксплуатацию, потребление природного газа в электроэнергетике с 2005 года увеличилось на колоссальные 82%. По сравнению с этим спрос на природный газ в промышленном, коммерческом и жилом секторах увеличивался сравнительно меньше. (32%, 17% и 4% соответственно).

Переход с угля на газ привел к значительному сокращению выбросов в энергетическом секторе США за последние несколько лет. Но растет беспокойство по поводу того, что слишком большая зависимость от природного газа нарушает углеродный бюджет и подрывает усилия по переходу страны от ископаемого топлива (см. Здесь, здесь и здесь). Выбросы углерода электростанциями США выросли на 0,6% в 2018 году после трех лет подряд снижения, поскольку коммунальные предприятия перешли на природный газ для удовлетворения рекордного спроса на электроэнергию.

4. Потребление возобновляемой энергии растет, но по-прежнему составляет небольшую часть энергобаланса США.

Доля возобновляемых источников энергии в потреблении энергии в Соединенных Штатах составила 11,4% в 2018 году, достигнув рекордного уровня в 11,5 квадриллионов БТЕ. По сравнению с этим доля возобновляемых источников энергии в 2005 году составляла 6%. Наибольший рост продемонстрировали солнечная и ветровая энергия, в основном за счет увеличения мощностей.

Это огромный прогресс, но возобновляемые источники энергии (особенно ветряные и солнечные) по-прежнему составляют небольшую долю в общем энергобалансе.В Ежегодном прогнозе развития энергетики (AEO) EIA на 2019 год излагаются предстоящие задачи. В нем прогнозируется будущее США, зависящее от ископаемого топлива (78% от общего потребления энергии), даже в 2050 году. Возобновляемые источники энергии будут составлять растущую долю производства электроэнергии до 2050 года, но электричество — это лишь один кусок пирога. AEO 2019 прогнозирует, что ветровая и солнечная энергия будут обеспечивать 7% общих потребностей в первичной энергии в 2050 году (по сравнению с 3% сегодня), несмотря на обеспечение 23% выработки электроэнергии в 2050 году. Ожидается, что все возобновляемые источники энергии (солнечная, ветровая, гидроэлектрическая, геотермальная и биомасса) будут встречаются всего 14% U.S. потребности в энергии, при этом на их долю будет приходиться 31% производства к 2050 году.

Потенциал возобновляемых источников энергии в других секторах остается в значительной степени неиспользованным. Увеличение использования возобновляемой электроэнергии на транспорте и для отопления домов и промышленности, которые составляют значительную часть потребления энергии в США, может иметь большое значение для сокращения выбросов и достижения долгосрочных климатических целей.

Массовая декарбонизация экономики США

Ископаемые виды топлива — нефть, природный газ и уголь — продолжают доминировать в энергетике U.С. расход. Возобновляемая энергия растет, но слишком медленно для достижения климатических целей в Соединенных Штатах и ​​во всем мире. Между тем климатологи предупреждают, что у нас не хватает времени на сокращение выбросов парниковых газов. У мира есть всего 11 лет, чтобы сократить выбросы на 45%, и к 2050 году он должен достичь углеродной нейтральности, чтобы предотвратить повышение температуры более чем на 1,5 ° C (2,7 ° C). Это требует немедленных действий и беспрецедентной по масштабам программы декарбонизации экономики.

Добыча и потребление природного газа достигли рекордного уровня в 2019 году

U. По данным Управления энергетической информации США (EIA), добыча, потребление и валовой экспорт природного газа в 2019 году выросли до рекордных уровней.

Данные, недавно опубликованные в Ежегодном отчете EIA Natural Gas Annual, показывают, что добыча сухого природного газа выросла на 10% до рекордно высокого среднего значения в 93,1 миллиарда кубических футов в день в 2019 году. Потребление природного газа в США увеличилось на 3%, и этот рост можно объяснить более широкое использование природного газа в электроэнергетике. Валовой экспорт природного газа вырос на 29% до 12.8 миллиардов кубических футов в день.

В 2019 году электроэнергетика потребила на 7% больше природного газа, чем в 2018 году. Потребление в электроэнергетике увеличилось из-за благоприятных цен на природный газ и продолжающегося вывода из эксплуатации угольных электростанций. Потребление природного газа во всех остальных секторах оставалось неизменным.

Объем экспорта природного газа по трубопроводам и в виде сжиженного природного газа (СПГ) увеличивался пятый год подряд в среднем до 12,8 миллиарда кубических футов в день в 2019 году. Экспорт СПГ из США составил большую часть прироста.

Соединенные Штаты экспортировали больше природного газа, чем импортировали в 2019 году, а чистый экспорт природного газа составлял в среднем 5,2 миллиарда кубических футов в день. В 2019 году Соединенные Штаты также экспортировали по трубопроводам больше природного газа, чем импортировали, впервые с 1985 года, и это можно объяснить увеличением пропускной способности трубопроводов для отправки природного газа в Канаду и Мексику.

В 2019 году добыча сухого природного газа выросла на 10%, или на 8,7 миллиарда кубических футов в день, до рекордных 93.1 миллиард кубических футов в день. Это увеличение было вторым по величине увеличением объема, по крайней мере, с 1930 года и вторым после увеличения в 2018 году.

Техас и Пенсильвания производят больше всего природного газа в Соединенных Штатах, и у них был самый большой рост добычи природного газа в 2019 году. В Техасе добыча сухого природного газа выросла на 15%, с 19,3 миллиарда кубических футов в день в 2018 году до 22,2 миллиарда. кубических футов в день в 2019 году. В Пенсильвании производство выросло на 10% с 16,9 миллиарда кубических футов в день в 2018 году до 18.6 миллиардов кубических футов в день в 2019 году. В Вайоминге добыча природного газа снизилась на 11%, с 4,3 миллиарда кубических футов в день в 2018 году до 3,9 миллиарда кубических футов в день в 2019 году. любое состояние в прошлом году.

Зависимость Германии от импорта ископаемого топлива

В 2019 году на газ приходилось около четверти потребления первичной энергии в Германии, что сделало его вторым по значимости источником энергии в стране. По данным BGR, Германия является одним из крупнейших импортеров природного газа в мире, и около 94 процентов ее потребления газа покрывается за счет импорта.В 2018 году в стране было добыто 7 миллиардов кубометров природного газа, но, по мнению геологов, месторождения близки к истощению. Внутренняя добыча природного газа снижается с 2004 года и, вероятно, полностью прекратится в течение 2020-х годов. Строгие правила в настоящее время делают маловероятным существенное использование гидроразрыва пласта.

Германия импортировала 5419 петаджоулей (ПДж) природного газа в 2019 году, по данным Федерального управления экономики и экспортного контроля (BAFA). Это на 22 процента больше, чем в предыдущем году.В 2019 году страна экспортировала 2821 ПДж. Из-за положений о конфиденциальности данных BAFA прекратила публиковать объемы импорта по странам в 2016 году. Однако министерство экономики сообщает, что Россия, Норвегия и Нидерланды продолжают поставлять «большие объемы». В 2015 году 35 процентов импорта газа приходилось на Россию, 34 процента — из Норвегии и 29 процентов — из Нидерландов. В июле 2018 года представитель министерства экономики оценил долю России в импорте природного газа из Германии «около 40 процентов».

Газ импортируется в Германию исключительно по трубопроводам.Строительство спорного российско-германского газопровода «Северный поток-2» по проекту «Газпром» по Балтийскому морю продолжается, но столкнулось с серьезным сопротивлением со стороны европейских партнеров Германии и США. Санкции приостановили прогресс на несколько месяцев, но к середине 2020 года строительство было на завершающем этапе [Также прочтите информационный бюллетень Газопровод «Северный поток-2» связывает Германию с Россией, но разделяет Европу]

В настоящее время в Германии нет инфраструктуры для прямого импорта сжиженного природного газа (СПГ).Однако страна планирует создать инфраструктуру СПГ и в настоящее время может поставляться через терминалы в соседних странах, где жидкость регазифицируется и подается в инфраструктуру трубопроводов природного газа.

Какое влияние окажет Energiewende на импорт газа?

В настоящее время большая часть газа используется в промышленном секторе (например, для электроснабжения и теплоснабжения или в химических процессах), за ним следуют частные домохозяйства (в основном для отопления), коммунальное энергоснабжение и теплоснабжение, производство и торговля.Потребление природного газа на транспорте незначительное. Львиная доля газа сжигается для производства тепла, и лишь небольшая часть используется для производства электроэнергии.

Многие эксперты рассматривают природный газ как мост к низкоуглеродной экономике, поскольку при сжигании он производит гораздо меньше выбросов CO₂, чем уголь или нефть. Однако неорганизованные выбросы, такие как утечка метана во время производства и транспортировки, необходимо принимать во внимание для оценки общих выбросов парниковых газов в течение жизненного цикла. Газ достаточно хорошо дополняет колеблющееся энергоснабжение от возобновляемых источников энергии, потому что современные газовые электростанции (в отличие от угля) могут при необходимости переключаться с холостого хода на полную в течение нескольких минут.

Правительство Германии заявило, что запланированный отказ от атомной и угольной генерации означает, что спрос на газ в среднесрочной перспективе увеличится. Однако многие аналитики сомневаются в том, что общий спрос на природный газ вырастет во время перехода к энергетике по мере повышения эффективности и возобновляемых источников энергии, хранения и, в конечном итоге, газов на основе возобновляемых источников (таких как зеленый водород), которые будут покрывать все больше и больше потребностей в энергии по всей Европе. Прогнозы будущего спроса на газ в ЕС и Германии сильно разнятся, многие прогнозируют его снижение.

Преобразование энергии в газ как способ преобразования электрической энергии в метан или водород для непосредственного использования или длительного хранения возобновляемой энергии было испытано только в пилотных проектах и ​​еще предстоит использовать в более крупных масштабах. Федеральное правительство делает ставку на экологически чистый водород в своем стремлении к климатической нейтральности и заявляет, что большую часть его придется импортировать. В анализе 2018 года аналитические центры Agora Energiewende и Agora Verkehrswende также заявили, что Германии потребуется целенаправленное использование энергетического синтетического топлива, в том числе газа, в связи с поэтапным отказом от традиционной нефти и природного газа для достижения длительного срока службы. -срочные климатические цели.Аналитические центры согласны с тем, что необходимо импортировать большие объемы.

Мировой бум спроса на природный газ скоро замедлится, сообщает МЭА.

Танкер для сжиженного природного газа (СПГ) прибывает на станцию ​​хранения газа.

STR | AFP | Getty Images

Спрос на природный газ в мире рос самыми быстрыми темпами с 2010 года в прошлом году, но, по данным Международного энергетического агентства, этот рост замедляется.

Мировой спрос на природный газ вырос в 4 раза.6% в 2018 году, что обусловлено сильным экономическим ростом, отказом от угольной электроэнергии и спросом, связанным с погодными условиями. По данным МЭА, на газ приходится почти половина мирового роста спроса на энергию, при этом большая часть более высокого потребления приходится на Китай и США.

«В 2018 году природный газ сыграл важную роль в знаменательном году для энергетики. Мировое потребление энергии росло самыми быстрыми темпами в этом десятилетии, при этом на природный газ приходилось 45% прироста», — сказал исполнительный директор МЭА Фатих Бирол в своем заявлении. годовой отчет агентства по природному газу.

Тем не менее, парижский советник стран-импортеров энергоресурсов говорит, что исключительные темпы роста неустойчивы. В течение следующих пяти лет МЭА ожидает, что спрос на газ будет увеличиваться в среднем на 1,6% в год, что означает возврат к уровням, наблюдавшимся до 2017 года, когда рост внезапно ускорился.

МЭА связывает замедление темпов роста с прогнозами более слабого экономического роста, возвращением к средним погодным условиям и уменьшением возможностей перехода с угля на газ на электростанциях.

Использование природного газа является самым большим фактором неуклонного сокращения угольных электростанций в структуре энергетики США. Китай, вторая по величине экономика мира, идет по тому же пути, поскольку Пекин стремится быстро улучшить качество воздуха в стране.

По прогнозам МЭА, в ближайшие пять лет на долю Китая будет приходиться 40% роста мирового спроса на газ. Тем не менее, в Поднебесной будет заметен спад. После роста на 14,5% в 2017 году и 18,1% в 2018 году потребление газа в Китае, по прогнозам, будет расти всего на 8% в год до 2024 года, в основном из-за замедления экономического роста.

Другие части мира, которые будут поддерживать будущий рост, включают США, Ближний Восток и Северную Африку — все они производят дешевые и в изобилии, которые могут быть потреблены промышленностью и электростанциями дома.

Большая часть нового предложения, необходимого для удовлетворения растущего спроса, будет поступать из США, где рост добычи на сланцевых месторождениях страны заставил бурильщиков искать новые рынки. По данным МЭА, добыча газа в США в 2018 году выросла на 11,5%, что стало самым быстрым ростом с 1951 года.

Эти поставки будут все больше поступать на зарубежные рынки в виде сжиженного природного газа, вида топлива, охлажденного до жидкой формы, в основном для транспортировки по морю. МЭА заявляет, что США могут превзойти Катар и Австралию в качестве крупнейших мировых экспортеров СПГ к 2024 году.

МЭА ожидает, что новые мощности СПГ из США, Австралии и России составят 90% роста экспорта. Агентство отмечает, что Катар объявил о планах по расширению мощностей по производству СПГ, но не подтвердил инвестиции.

В то время как инвестиции в многомиллиардные предприятия по переработке СПГ растут после многих лет спада, МЭА заявляет, что разработчики все еще рискуют отстать от графика.

«Потребуются дополнительные инвестиции в сжижение, поскольку в противном случае после 2020 года запасы мощностей сократятся, что может привести к сужению рынка», — заявило МЭА.

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 электричеством 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 американской энергетики.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., смеси водорода), 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 будет заключаться в том, чтобы отучить промышленность и конечных пользователей 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 США.

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 по обеспечению и облегчению 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.

В Разделе 1 обсуждаются текущие сценарии использования природного газа и будущие сценарии спроса на природный газ, как с УХУ, 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 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 директивным органам рекомендации по действиям, которые могли бы уменьшить воздействие существующих трубопроводов на окружающую среду и гарантировать, что эта сеть может поддерживать безопасный, быстрый и доступный переход к экономике с нулевым балансом. Рекомендации сосредоточены на действиях, которые могли бы снизить выбросы в существующей трубопроводной сети, насколько это возможно, за счет нормативных изменений в отношении обнаружения и ремонта 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 нулевых выбросов 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 сыграть в декарбонизации и электрификации экономики. 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

На природный газ в настоящее время приходится около трети производства электроэнергии, треть потребления энергии в промышленности, 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, добытого 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 была рассмотрена в предыдущем исследовании. [7]

Из-за широко распространенного секторального использования природного газа в США и растущего спроса за пределами США, разумно ожидать, что будет сложнее отказаться от природного газа в экономике США, чем 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, такого как коксохимические заводы.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 уходит 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 питаются молекулами газа, это может обеспечить очень важный компонент надежности, обеспечивая резерв 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 определенным уровнем 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. Более того, сравнивая текущие и прошлые прогнозы, можно увидеть, как изменились исходные допущения и что это может означать для будущих сценариев.

Эти наблюдения основаны на анализе 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 на уровне базового сценария в течение следующих трех десятилетий, даже с учетом стандарта безуглеродного производства электроэнергии, низкой цены на нефть и сценариев с низкими затратами на возобновляемые источники энергии.

Сценарии, которые включают 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, в которых спрос на природный газ будет ниже в 2050 году по сравнению с текущими уровнями потребления, — это сценарии, которые предполагают 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 в сутки) в 2031 году (в структуре тарифов на коммунальные услуги и сценарии с низким уровнем поставок нефти и газа), прежде чем он возрастет до 28 кубических 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 к 2040 году увеличится лишь незначительно, 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 значительного снижения по сравнению с прогнозом СДС 2019 года 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 выработки электроэнергии, 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 что важно, 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 сегодня во всем мире: 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 с 2019 года, 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 от 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 альтернативными вариантами топлива с нулевым выбросом углерода. 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 установки 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 сокращение ветровой выработки. 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 развития

В декабре прошлого года в принстонском 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 с высокой степенью электрификации (E +) до 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 от 50 до 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.Исследование Princeton 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 существенно 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 хранения аккумуляторов либо из-за их редкости, либо 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 факельного 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 энергетической системы 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 показывают, 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 или более процентов, 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 электроэнергетики США. Кроме того, некоторые новые системы [31] производят потоки чистого СО2, готовые к использованию или постоянному геологическому захоронению, что эффективно приведет к 100% 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 внедрить 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 низкие концентрации 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 в результате 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 улучшения 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. Исследование GPI выявило 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 +, с уровнем секвестрации 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 поддержать и ускорить переход к энергетическому сектору с нулевым выбросом углерода, а подтверждение приверженности страны Парижскому соглашению и декарбонизация экономики дают 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 рыночный выбор 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 собирающих линий [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.

Передающая сеть 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 существенно 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 ​​соляных кавернах. 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 пиковый спрос во время зимнего отопительного сезона, который 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 рамки были включены в федеральную нормативно-правовую 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 половины триллиона 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 приходится 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 продолжала расти, и SoCalGas добавила около 34000 новых клиентов в 2019 году.[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 трубопровода (из-за плотности населения и повышенного контроля надзорных органов), которые были разработаны для доставки газа из бассейнов Марцеллуса и Ютики.

Тем не менее, четырехкратное увеличение затрат было компенсировано другими факторами, такими как увеличение доходов от чистого объема газа, который сейчас транспортируется, что составляет примерно 34 TCF (или 34 триллиона Btu) в год.[59] Даже 30,5 млрд долларов, потраченные 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 базовой цены на сырье, 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 в течение последнего десятилетия оставалась относительно стабильной 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 сократилось на 48 700 в результате перемещения промышленных предприятий за границу для производства [63]. С 2010 года коммунальные предприятия, обслуживающие природный газ, добавляли более полумиллиона потребителей каждый год [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 сети природного газа 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 существует 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 сократить 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 все же сможет удовлетворить 14 процентов от 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.

Нефтегазовая промышленность могла бы 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 старших специалистов нефтегазовой отрасли, каждый пятый (21 процент) сказал, 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 и Генеральное управление климата и энергетики Нидерландов при Министерстве экономики и климатической политики опубликовали заявление о намерениях по сотрудничеству. Благодаря этим усилиям будут собраны реальные данные о водородных приложениях, которые будут служить руководством 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 ячеек для транспорта 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 просвещения и информирования общественности, чтобы смягчить некоторые представления об опасности, связанной с воспламеняемостью водорода и другими характеристиками.

Технические аспекты транспортировки водорода с использованием сетей трубопроводов природного газа

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 много времени и инвестиций, даже если будет использоваться только существующая система трубопроводов природного газа.

Самый экономичный способ транспортировки водорода — по трубопроводу. Лишь 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 являются слишком дорогостоящими и опасными, 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 таким образом, 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 перевода газовой сети 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 (армированных стекловолокном пластика [FRP]) трубопроводов для распределения водорода. Затраты на установку трубопроводов из стеклопластика примерно на 20 процентов ниже, 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), поиск способов использования существующих газовая система может ускорить более широкое внедрение водорода.

В рамках ряда пилотных проектов проверяется, как водород взаимодействует с существующими материалами 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) кажутся возможными 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 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 проверка совместимости с водородом может быть постепенной. 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 нужно 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 магистральные трубопроводы, и, как уже упоминалось, построены из нескольких видов материалов, включая 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 — гораздо меньшая молекула, чем метан, поэтому скорость его утечки через стенки и стыки труб примерно в три раза выше, чем у природного газа. Водород является чрезвычайно легковоспламеняющимся веществом, что делает его опасным для воспламенения даже в небольших концентрациях, хотя утечки будут быстрее распространяться в воздухе из-за его низкой плотности и высокой степени 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] Дисперсионное поведение 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 «повышения качества» 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 (ГСН) 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 технологическую 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, преимущественно 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 ресурсы отходов 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

Возможность получения биометана в результате газификации, а не анэробного сбраживания, значительно увеличит потенциальные поставки. 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, полученного при сбраживании, производство биометана путем газификации позволяет преобразовывать в биометан более широкий спектр видов топлива из биомассы, таких как древесина.[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 (т.е. 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 необходимы 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 политические рекомендации 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 для 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. Измените 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, которые составляют 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 сетях 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.

Ускорьте темпы 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 чугунных магистралей» включает 428 миль магистральных и 8625 коммуникационных линий. и был расширен за счет включения 66 миль чугуна большого диаметра. При оценочной 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 поставленная стоимость 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.

Мандат на замену трубопровода устаревания

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 точке ускоренного 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, касающихся политик и процедур, ведения документации, обучения, опытного обученного персонала, обнаружения утечек, ремонта утечек и предотвращения утечек
  3. Двухгодичный план соблюдения требований, 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 передового опыта (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

Безопасность трубопроводной сети контролируется Управлением по безопасности транспортных 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, обычно 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 районов необходимо обследовать 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 обязательный немедленный ремонт 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 немедленно устранены. 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 получение точного представления 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.

Более 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 должны 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, оценивали и включали утечки из систем сбора газа. (Система сбора обычно состоит из нескольких трубопроводов, проложенных на одной территории, которые предназначены для «сбора» продукта, добываемого 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 использовали его редко.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, и 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 наилучшим образом 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 государства могли бы начать с проведения 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 безопасна, штатам следует рассмотреть возможность добавления 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 политических рекомендаций, подробно описанных 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 кварталов 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 безвыходному будущему.

Примечания

[1] Поскольку теплотворная способность водорода составляет примерно одну треть теплотворной способности природного газа в объемном выражении, 20 процентов энергии, приходящейся на водород, 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 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, Интернет-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 трубопроводов в местных системах распределения 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.

Растущий рынок портфелей чистой энергии + перспективы газопроводов в эпоху чистой энергии

Скачать двухстраничную сводку отчетов

За последние 20 лет Соединенные Штаты резко расширили использование природного газа для производства электроэнергии. В условиях стабильно низких цен на газ отрасль продолжает проектировать новую газовую инфраструктуру, включая как новые электростанции, так и новые трубопроводы.

Но даже по мере того, как использование газа расширилось, технологии ветра, солнца и хранения энергии улучшились и резко упали в цене.Исследования RMI показывают, что «портфели чистой энергии» (CEP), состоящие из этих технологий, теперь конкурентоспособны по стоимости с новыми электростанциями, работающими на природном газе, при одновременном предоставлении таких же услуг по обеспечению надежности сети. Рисунок 1: Исторические и прогнозируемые изменения стоимости портфеля чистой энергии

Даже несмотря на то, что затраты на чистую энергию продолжают снижаться, коммунальные предприятия и другие инвесторы объявили о планах на строительство новой газовой электростанции на сумму более 70 миллиардов долларов до 2025 года. Исследования RMI показывают, что 90% этой предлагаемой мощности дороже, чем эквивалентные CEP и, если эти станции все равно будут построены, их эксплуатация в 2035 году будет экономически невыгодной, что значительно раньше истечения запланированного срока их эксплуатации.Дальнейшие инвестиции в эти электростанции будут представлять риск неокупаемых затрат для клиентов, акционеров и общества, при одновременном блокировании 100 миллионов тонн выбросов CO 2 каждый год. Рисунок 2: Процент предлагаемых электростанций с комбинированным циклом, подверженных риску неокупаемых затрат, 2020–2040

Частично мотивированная увеличением использования природного газа для производства электроэнергии, отрасль объявила о планах инвестировать дополнительно 30 миллиардов долларов в новые межгосударственные трубопроводы до 2024 года. на электростанциях их использование резко упадет.По мере снижения использования трубопроводов средняя стоимость поставляемого газа вырастет на 30–140% от ожидаемого уровня, что приведет к значительным расходам для потребителей и инвесторов. Рисунок 3: Вероятное увеличение затрат на новые газопроводы из-за конкуренции со стороны экологически чистой энергии

В исследовании

RMI подчеркиваются последствия инвестиций в газовую инфраструктуру в контексте снижения затрат на чистую энергию, а в отчетах даются рекомендации регулирующим органам, инвесторам и коммунальным предприятиям, чтобы воспользоваться имеющейся возможностью, избегая рисков неокупаемых затрат, связанных с продолжением инвестиций в газ энергетический сектор.

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *