Уровень потребления газа восстановится к 2022 году — Российская газета
Уходящий год оказался не самым лучшим для газового рынка — снижение спроса из-за двух подряд теплых зим усугубилось пандемией, а падение цен оказалось рекордным за много лет. При этом газ продолжают называть наиболее перспективным энергоресурсом будущего — доступным, экологически чистым, а теперь еще и мобильным благодаря развитию торговли сжиженным природным газом (СПГ).
О том, можно ли управлять газовым рынком, как это делает ОПЕК на нефтяном, и означает ли развитие производства СПГ крах для экспортеров трубопроводного газа, в интервью «Российской газете» рассказал глава «Форума стран — экспортеров газа» (ФСЭГ) Юрий Сентюрин.
Произошедший кризис на газовом рынке был следствием пандемии или она стала лишь его катализатором?
Юрий Сентюрин: Уже к концу 2019 года в газовой отрасли предложение устойчиво опережало спрос. Причина в общем замедлении темпов экономического роста и серьезном избытке мощностей по сжижению природного газа. Свою роль также сыграли две подряд теплые зимы в Северном полушарии. Пандемия и связанные с ней карантины лишь усилили уже существующие тенденции, добавив к действующим негативным факторам еще и снижение спроса на газ. При этом, по нашей оценке, последствия COVID-19 для мирового газового рынка будут не такими глобальными, как для нефтяного, в силу неоднородности в структуре потребления природного газа в различных регионах и странах.
Когда можно ожидать восстановления спроса на газ? Насколько он пострадал в сравнении с другими энергоресурсами?
Юрий Сентюрин: Из-за общего экономического спада мировое потребление газа в 2020 году может сократиться от 2,8 до 3,5%. Но пандемия еще не побеждена, поэтому мы рассматриваем и более пессимистический сценарий с пятипроцентным снижением. После высокого прироста на 4,9% в 2018 году в следующем году он увеличился лишь на 1,9%. Тем не менее по итогам 2019 года рост спроса на газ стал вторым после возобновляемых источников энергии (ВИЭ), что привело к увеличению его доли в мировом энергобалансе до исторического максимума в 23%. Даже сейчас по сравнению с другими ископаемыми видами топлив газ демонстрирует большую устойчивость на фоне COVID-19. Падение спотовых цен повысило его конкурентоспособность в сравнении, например, с углем и способствовало замещению последнего. А снижение использования газа в коммерческом секторе отчасти компенсируется ростом спроса со стороны домохозяйств из-за перехода большого количества людей на удаленный режим работы.
За девять месяцев 2020 года из-за пандемии европейский импорт по трубопроводам снизился на 17%
По нашим прогнозам уровень потребления 2018 года может восстановиться уже в следующем году, а показатель 2019 года будет достигнут к 2022 году. Очень многое зависит от развития ситуации с пандемией и, как следствие, длительностью и жесткостью карантинных ограничений на ключевых рынках. Немаловажную роль сыграет то, какой окажется предстоящая зима.
Когда цены на газ перейдут к росту?
Юрий Сентюрин: На сырьевой рынок оказала большое влияние ситуация, связанная с резким падением котировок нефти этой весной. Цены на природный газ к июню этого года достигли своих исторически минимальных значений. Также сократилась разница между котировками в различных регионах — Азии, Европы, Америки. Спотовые цены на газ на азиатских и европейских рынках в первом полугодии 2020 года оказались более чем на 50% ниже, чем годом ранее. По нашим расчетам средняя цена на основных мировых хабах — американском Henry Hub и британском NBP — по итогам 2020 года не превысит отметку в 3,5 доллара за 1 млн БТЕ (британская тепловая единица. 1 млн БТЕ — около 27 кубометров газа. 128 долларов за 1 тыс. кубометров. — «РГ»). В 2021 году прогнозируется восстановление цен до уровня 4-5 долларов за 1 млн БТЕ. Но в краткосрочной перспективе восстановление уже началось, чему способствует сезонный фактор. По итогам октября цена газа на голландском хабе ТТF выросла на 40% по сравнению с прошлым годом и составила 4,8 доллара за млн БТЕ. В Азии цена на хабе JKM составила 7 долларов за млн БТЕ, что на 12% выше, чем в предыдущем году. Средняя цена в США на Henry Hub по итогам октября была на 25% выше, чем в прошлом месяце.
Можно ли сказать, что из-за пандемии трубопроводные поставки пострадали больше, чем торговля СПГ?
Юрий Сентюрин: Коронавирус утвердил тренд на активное продвижение СПГ на газовом рынке, но это совсем не означает конец эпохи трубопроводных поставок. Просто темпы их роста будут ниже, чем у СПГ. По нашим прогнозам торговля СПГ после рекордного тринадцатипроцентного роста в 2019 году в 2020 году увеличится лишь на 3-3,5%. Это связано со снижением количества новых проектов. В 2021 году объемы могут вырасти на 7-7,5% в результате возможного оживления спроса и запуска новых мощностей по сжижению газа. В глобальном масштабе рынок СПГ, вероятнее всего, сможет сбалансироваться после пандемии к 2022 — 2024 годам.
Трубопроводные поставки природного газа в 2019 году сократились на 1,7% по сравнению с 2018 годом. За девять месяцев 2020 года из-за пандемии европейский импорт по трубопроводам снизился на 17% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года. Поставки в Китай по трубопроводам в первой половине 2020 года упали на 7%.
Как в будущем будет расти мировая торговля газом и меняться соотношение на рынке трубопроводного и сжиженного природного газа?
Юрий Сентюрин: Мы ожидаем, что объемы общей торговли природным газом будут в среднем расти на 1,4% в год и составят 1,99 трлн кубометров к 2050 году. В среднесрочной и долгосрочной перспективе торговля СПГ продолжит уверенно расти. В долгосрочной перспективе увеличение объемов СПГ на рынке будет поддерживаться вводом в эксплуатацию новых мощностей, а также установлением приемлемых спотовых цен на этот продукт. Но в краткосрочном прогнозе импорт трубопроводного газа будет сохранять свою привлекательность и конкурентоспособность по сравнению со СПГ благодаря более низким ценам. По нашим оценкам, доля СПГ в мировой газовой торговле составит 48% (650 млрд кубометров) и 56% (1,11 трлн кубометров) в 2030 году и 2050 году соответственно. Уже к 2035 году больше половины торговли природным газом будет приходиться на СПГ.
В каких регионах будет сильнее всего расти потребление газа?
Юрий Сентюрин: В течение следующего десятилетия мировое потребление природного газа увеличится на 15% к уровню 2019 года и составит более 4,55 трлн кубометров к 2030 году. Около 70% этого прироста спроса будет приходиться на страны Азиатско-Тихоокеанского региона и Северную Америку. Страны Юго-Восточной Азии, Китай и Индия обеспечат более 40% дополнительных объемов мирового потребления ввиду усиления экологической повестки и продолжающегося перехода с угля на газ в электрогенерации, промышленности и бытовом секторе. Прогнозируется здесь и расширение использования газа в качестве газомоторного топлива.
В страновом разрезе Китай останется драйвером спроса и на горизонте до 2030 года. Потребление здесь возрастет более чем на 60%, достигнув 500 млрд кубометров. Устойчивый рост будет наблюдаться в Индии, что подкреплено планами государства перейти к экономике, основанной на газе, и увеличить долю этого энергоресурса в структуре энергобаланса с 6 до 15% к 2030 году.
Единственным рынком с отрицательной динамикой спроса на природный газ будет Европа из-за развития ВИЭ, ужесточения политики в области экологии и энергоэффективности. Однако до 2030 года мы не ожидаем и здесь существенного спада, поскольку поэтапный вывод из эксплуатации угольных и атомных станций будет компенсирован в том числе расширением газовой генерации. Потенциал замещения присутствует и в транспортном сегменте, так как все больше европейских стран заявляют намерения минимизировать использование бензина и дизельного топлива. Нормы выбросов CO2 для новых автомобилей, утвержденные Европейским парламентом в 2019 году, будут способствовать дальнейшему внедрению альтернативных транспортных средств, обладающих экологическими преимуществами. Мы исходим из того, что такие подходы положительно скажутся на росте спроса на газомоторное топливо в Европе.
Есть мнение, что ФСЭГ — это аналог нефтяного ОПЕК только на газовом рынке. Насколько верно такое утверждение?
Юрий Сентюрин: В отличие от ОПЕК, сегодня перед ФСЭГ не стоит задачи по регулированию газового рынка, влиянию на экспортную или ценовую политику стран-участниц. В глобальном разрезе страны-участницы ФСЭГ контролируют значительную часть рынка — 71% мировых доказанных запасов природного газа, 45% его производства, 53% трубопроводного экспорта и 60% поставок СПГ.
Мы занимаемся вопросами энергобезопасности, стабильности и надежности поставок, экологии, выстраиванием диалога между странами-производителями и потребителями природного газа. Кроме того, существенным моментом считаем справедливую стоимость газа и равное распределение рисков между всеми участниками рынка для обеспечения баланса спроса и предложения, а также поддержания стабильных инвестиций в развитие инфраструктуры.
В период нынешнего кризиса, не возникало желания подрегулировать рынок по примеру ОПЕК+? Например, для того, чтобы поддержать цены на газ?
Юрий Сентюрин: Конечно, такого рода вопросы поднимаются на регулярных заседаниях исполнительного комитета и министерских встречах форума. Но в отличие от рынка нефти, единого рынка и ценообразования на газовом рынке не существует. Газ также не является единым биржевым товаром, и это еще одна причина того, почему механизмы ОПЕК+ не могут служить ролевой моделью для газовых экспортеров.
Форум изначально задумывался как дискуссионная площадка, поэтому без изменения Устава, говорить о практических инструментах по аналогии с ОПЕК+ было бы преждевременно. Сегодня нет такого решения членов ФСЭГ. Это, кстати, еще одно отличие, в ОПЕК и ОПЕК+ есть лидеры, чей голос решающий. У нас все участники играют одинаково значимую роль в решении ключевых задач.
Планируется ли расширение ФСЭГ, и какие страны могут стать новыми участниками организации? США может войти в ФСЭГ?
Юрий Сентюрин: С 2020 года новым членом форума стала Малайзия, а в 2019 году к нам присоединилась Ангола. Любое государство-экспортер природного газа может стать членом ФСЭГ. К примеру, большой интерес в этом плане представляют страны Африки. Согласно нашему Долгосрочному прогнозу до 2050 года, этот континент будет источником значительного роста производства газа в мире. Наши эксперты внимательно наблюдают за развитием рынков в Мозамбике, Танзании, Сенегале и Мавритании. Туркменистан и Узбекистан — также возможные кандидаты для вступления во ФСЭГ. Организация поддерживает связи с Индонезией, которая будет обеспечивать стабильное предложение на рынке газа, как минимум, еще 10 лет.
Что касается США, то форум не раз выражал несогласие с односторонними экономическими ограничениями (рестрикциями) без санкции Совета Безопасности ООН, введенными США против нескольких стран-участниц ФСЭГ (Иран, Россия — прим. «РГ»). Также мы выступаем против экстерриториального применения национальных законодательных и нормативных актов в отношении членов организации.
Инфографика «РГ»/Леонид Кулешов/Сергей Тихонов
Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии — Энергетика и промышленность России — № 9 (73) сентябрь 2006 года — WWW.EPRUSSIA.RU
Газета «Энергетика и промышленность России» | № 9 (73) сентябрь 2006 года
Топливный баланс России – это прежде всего газ, за счет которого обеспечивается половина всей производимой энергии. Уголь и нефть в совокупности дают до 40%, атомная отрасль – 4,6%. Примерно столько же дает гидроэнергетика (ГЭС). Совсем немного, около 0,5% – энергетика на основе нетрадиционных возобновляемых источников энергии – ветер, солнце, биомасса (НВИЭ) См. рис. 1 (внизу страницы).Интересно сравнить существующий баланс с тем, что есть у нас в потенциале. Россия обладает экономически и технически доступным потенциалом возобновляемой энергетики, достигающим 30% от существующего энергопотребления. Кроме того, за счет внедрения новых технологий с целью энергосбережения можно экономить до 40% потребляемой энергии. См. рис. 2.
Рассмотрим возможности реализации потенциала энергосбережения на примере экономии природного газа в топливно-энергетическом комплексе.
Как экономить газ – вариант классический
Тепловая энергетика – крупнейший внутренний потребитель природного газа. Например, в системе РАО «ЕЭС России» до 70% электроэнергии вырабатывается за счет газа. Именно поэтому в качестве экономии предлагается заменить тепловые электростанции на природном газе атомными станциями. Для этого, согласно планам правительства, предполагается построить приблизительно 30 новых реакторов к 2020 г., чтобы довести долю атомной энергетики в общем энергетическом балансе с нынешних 4‑5% до приблизительно 8% (в электроэнергетическом секторе – с 16% до 25%).
Официально один атомный энергоблок мощностью 1 Гигаватт «экономит» ежегодно до 2 млрд куб.м природного газа. Всего по России ядерная энергетика «экономит» до 40 млрд куб.м газа в год. См. рис. 3.
Расчеты эти, правда, ведутся, исходя из потенциальной замены газовых ТЭС с относительно низким КПД – 36%. Если принять во внимание, что в перспективе атомная отрасль будет вытеснять не устаревшие тепловые станции с КПД 36%, а новые с ПГУ-технологиями с КПД хотя бы 47%, то потенциал замещения снижается на треть – с 40 до 28 млрд. куб. м в год.
При реализации амбициозной программы строительства новых АЭС и соответствующей инфраструктуры стоимостью 30 миллиардов долларов будет экономиться дополнительно 30‑40 млрд куб.м газа (при разных КПД замещаемых газовых ТЭС получаются разные результаты).
Модернизация тепловой энергетики как альтернативный вариант экономии газа
Вариант замещения газовой энергетики на атомную обычно преподносится как единственно возможный. Между тем, одной из реальных альтернатив является повышение эффективности использования газа в самой теплоэнергетике за счет модернизации действующих ТЭС, использующих природный газ.
Установленная электрическая мощность тепловых станций по России – 148,4 Гигаватт (ГВт). Большая часть этих мощностей – 121,4 ГВт – сосредоточена в РАО «ЕЭС России».
С учетом того, что наиболее полные данные по топливопотреблению и производству энергии доступны по РАО «ЕЭС России», то основные показатели легче всего просчитать на примере этого холдинга.
Производство электроэнергии на тепловых станциях РАО «ЕЭС России» – 521,4 млрд. кВт-ч. Потребление топлива – почти 140 млрд куб.м в год (нужно оговориться, что часть топлива идет на производство тепловой энергии для обогрева помещений).
Здесь мы подходим к самому интересному. Средний электрический КПД тепловых станций на газе по РАО «ЕЭС России» – 29,45%. Но благодаря переходу на новые, так называемые парогазовые (ПГУ) технологии, КПД может вырасти приблизительно в 1,5‑2 раза – с нынешних 29,45% до 47‑58%.
К сожалению, в настоящее время в России существует не более десятка эксплуатирующихся или строящихся ТЭС на новой технологии. Среди них Северо-Западная ТЭЦ в Санкт-Петербурге, ГРЭС в Ивановской области, Сочинская ТЭС, Уфимская ТЭЦ № 5, Калининградская ТЭЦ-2, Тюменская ТЭЦ-1.
Если предположить, что по-всеместно будут внедрены ПГУ- технологии на электростанциях РАО «ЕЭС России», работающих на природном газе, это могло бы снизить газопотребление в европейской части России на 27‑29 млрд куб. м, а в целом по стране – на 42 млрд куб. м при том же объеме производства электроэнергии. А если учесть, что на ТЭС РАО «ЕЭС России» производится хоть и большая (85%), но только часть электроэнергии от всех ТЭС, то цифра может увеличиться до 50 млрд. куб. м.
Какой сценарий более экономичный?
Сравнение двух сценариев дает следующую картину – см рис. 4.
Более низкий потенциал экономии атомной энергетики объясняется тем, что «парогазовый» сценарий «берет» количеством тепловых станций, которые можно модернизировать за те же средства.
Необходимо также помнить, что атомные станции в подавляющем большинстве случаев производят только электроэнергию. В перспективе такая ситуация сохранится, так как в качестве головных в атомной энергетике рассматриваются энергоблоки типа ВВЭР, производящие только электроэнергию, а не атомные станции теплоснабжения или атомные ТЭЦ, производящие в том числе тепло.
Поэтому АЭС могут использоваться только для замещения так называемых конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), которые производят только электроэнергию и не производят тепла. Поскольку КЭС в европейской части России потребляют 30 млрд куб. м газа, то и возможная дополнительная «экономия» газа за счет АЭС ограничена этими рамками.
Есть и еще один немаловажный фактор – атомная энергетика оставляет отходы, способов утилизации которых не разработано.
Оба варианта экономии газа (при допущении ряда условий в пользу атомной энергетики) на первый взгляд привлекательны.
«Парогазовый» сценарий не приводит к 100%-ному замещению газа, хотя по абсолютному количеству газа, которое будет сэкономлено в результате модернизации ТЭС, «парогазовый» сценарий предпочтительнее (см. рис. 4). Поэтому для сравнения эффективности капитальных вложений стоит взглянуть на удельные капитальные затраты в пересчете на единицу объема, например 1 млрд. куб. м сберегаемого природного газа. Иными словами, выяснить, сколько будет стоить экономия 1 млрд. куб. м природного газа при «атомном» и «парогазовом» сценариях.
Капитальные затраты на реализацию «атомного» сценария замещения единицы природного газа оказываются приблизительно на 23% выше таковых для «парогазового».
Учет дополнительных расходов на вывод АЭС из эксплуатации делает «атомный» вариант еще дороже – превышение на 50‑60% над «парогазовым».
Интересно сравнить стоимость экономии природного газа и его добычи (фактически экономия природного газа – это своего рода его добыча).
Парадоксально, но факт – «добыча» газа за счет модернизация газовых ТЭС стоит почти столько же, сколько разработка Штокмановского месторождения.
Достаточность генерирующих мощностей
В итоге всего развития топливно-энергетического комплекса главное – получить не только экономию газа, но и достаточное количество мощностей и электроэнергии.
При одних и тех же инвестициях «парогазовый» сценарий позволяет в более короткие сроки обеспечить не только больший объем экономии природного газа, но и ввод в 2 раза больших объемов новых генерирующих мощностей. Немаловажный факт, который нужно помнить, – при этом гарантируется обеспечение потребителя теплом.
С учетом того, что существующие в России мощности по производству электроэнергии выработают в ближайшее время свой ресурс, мы имеем всего 10‑20 лет на то, чтобы заменить порядка 97‑143 Гигавата электрических мощностей.
«Атомный» сценарий долог в исполнении. Строительство одного энергоблока занимает более 5 лет, в отличие от строительства парогазовой ТЭС, занимающего 2‑3 года.
В абсолютных выражениях атомная энергетика может вводить приблизительно 1 энергоблок за 3 года. Это связано с ограничениями объективного характера – наличием строительных мощностей и заводов по производству реакторных установок. Ограничений такого уровня в газовой энергетике нет, более того существующие мощности недозагружены.
С учетом стоимости строительства это означает, что в течение 5 лет может строиться 2 атомных энергоблока общей мощностью 2 Гигавата или за те же средства – ТЭС с парогазовыми установками мощностью более 4 ГВт (с более выгодной экономией природного газа). Выбор атомного сценария означает риск для энергодефицитных регионов, которые нуждаются в дополнительных мощностях в кратчайшие сроки.
К сожалению, Энергетическая стратегия предполагает только частичную модернизацию ТЭС на газе. Всего предполагается ввести к 2020 году 31‑37 ГВт тепловых станций с ПГУ-технологиями. При том, что в структуре топливного баланса доля выработки электроэнергии на газе превышает 60 процентов (!) и установленная мощность ТЭС на газе составляет порядка 100 ГВт. Иными словами, модернизации подлежит только треть мощностей, работающих на газе.
Для сравнения: в атомной энергетике предполагается ввести 23 ГВт мощностей стоимостью более 28 млрд долл., в то время как на модернизацию газовых ТЭС с получением 37 ГВт современных ТЭС потребуется 19 млрд. долл.
Может ли электроэнергетика стать безъядерной?
Что касается количества производимой энергии, то, согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г., производство электроэнергии в России в 2020 г. должно составить 1215‑1365 млрд кВт-ч. В 2004 г. производство электроэнергии в Российской Федерации составило 930,7 млрд. кВт-ч. Следует отметить, что фактические данные за 2004 г. лежат в границах прогнозных значений Энергетической стратегии, поэтому прогнозы в этой части можно считать достаточно достоверными.
Согласно Стратегии, к 2020 году предполагается на тепловых станциях вырабатывать 882 млрд. кВт-ч электроэнергии с ростом топливопотребления по газу на 20% и углю на 49%. На ГЭС предполагается довести выработку до 213 млрд. кВт-часов.
Но если модернизировать как газовые, так и угольные ТЭС с доведением их КПД до 50% и 40% соответственно, то количество получаемой электроэнергии при нынешнем уровне мощности и топливопотреблении составит около 970 млрд. кВт-ч.
Существует также огромный потенциал утилизации попутного газа (14,5 млрд куб. м ежегодно) и потенциал утилизации газа, получаемого в результате устранения утечек в газопроводах (24 млрд куб. м ежегодно). Утилизация теряемого газа может дать при КПД 50% около 200 млрд. кВт-часов электроэнергии.
Модернизация всех газовых и угольных ТЭС в сочетании с реализацией мер по развитию гидроэлектростанций, а также мерами по утилизации теряемого газа может обеспечить, без роста потребления ископаемого топлива, потребности в электроэнергии в объеме 1380 млрд кВт-ч при необходимых 1215‑1365 млрд кВт-ч. При этом исключается использование атомной энергии.
Если говорить о более долгосрочных перспективах энергетики, то необходимо учесть, что запасы урана для тепловых атомных станций по срокам сравнимы с запасами нефти. Дешевые запасы урана закончатся в ближайшие 20 лет. Переход на новый тип атомных станций на плутониевом топливе к середине 21-го века технологически очень сложен, крайне дорог и опасен, с точки зрения распространения ядерного оружия. В сочетании с долей атомной энергетики 4‑5% в общем энергобалансе (как для России, так и для мира) вопрос о развитии альтернативных источников энергии в долгосрочной перспективе должен восприниматься всерьез уже сегодня.
Источники финансирования
Проекты модернизации газовых ТЭС могут реализовываться путем привлечения инвестиций РАО «Газпром», который должен быть заинтересован в экспорте природного газа, высвобождающегося в результате модернизации. Затраты РАО «Газпром» в пересчете на единицу объема газа, сэкономленного при «парогазовом» сценарии, будут как минимум на четверть ниже, чем инвестиции в «атомный» сценарий, и сравнимы с затратами на разработку новых месторождений.
Кроме того, «парогазовый» сценарий может стать предметом внимания Правительства Российской Федерации, так как в перспективе «парогазовый» сценарий позволит избежать значительных расходов на вывод АЭС из эксплуатации и других расходов, связанных с радиоактивными отходами.
Литература
1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. (Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р).
2. Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии. И. В. Бабанин, В. А. Чупров. М. 2006.
3. Сколько стоит ядерное электричество. В. А. Чупров. М. 2004.
Нормы потребления газа — Белгородская региональная компания по реализации газа
Плата за услуги по газоснабжению в отсутствие прибора учета рассчитывается
исходя из нормативов (норм) потребления газа населением и розничной цены на газ.
Нормативы потребления газа в Белгородской области
| | Категория многоквартирного (жилого) дома | Единица измерения | Норматив потребления |
|---|---|---|---|
| 1. Для приготовления пищи | |||
| 1.1. | Многоквартирные и жилые дома, оборудованные газовой плитой, при газоснабжении природным газом | куб. метр на человека в месяц | 15 |
| 2. Для подогрева воды | |||
| 2.1. | Многоквартирные и жилые дома, оборудованные газовым водонагревателем (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения), при газоснабжении природным газом | куб. метр на человека в месяц | 22 |
| 2.2. | Многоквартирные и жилые дома, оборудованные газовой плитой и не оборудованные газовым обогревателем (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения), при газоснабжении природным газом | куб. метр на человека в месяц | 15 |
| 3. Для отопления жилых помещений | |||
| 3.1. | Многоквартирные и жилые дома при газоснабжении природным газом (с 1 октября по 30 марта) | куб. метр на кв. метр общей площади жилых помещений в месяц | 17 |
Нормативы (нормы) потребления газа населением Белгородской области утверждены:
Если в процессе проверки установлено, что абонент, объём поставки газа которому определяется в соответствии с нормативами потребления газа, не сообщил поставщику газа об изменении обстоятельств, влияющих на определение объёма потребляемого газа, произошедших после заключения договора, либо сообщил сведения, недостоверность которых подтверждается уполномоченными органами исполнительной власти или органами местного самоуправления, поставщик газа вправе пересчитать объём поставленного абоненту газа и размер платы за него за период со дня проведения предыдущей проверки, но не более чем за 6 месяцев (п. 61 Правил поставки газа для обеспечения коммунально — бытовых нужд граждан, утвержденных постановлением Правительства РФ от 21.07.2008г. № 549).
Энергопотребление в Германии резко упало. Что это значит для ТЭК России | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW
Спрос на энергию в ФРГ неуклонно снижается вот уже полтора десятилетия. Пандемия коронавируса резко усилила этот тренд. В 2020 году энергопотребление на немецком рынке упало на 8,7% по сравнению с 2019 годом и достигло минимума в истории объединенной Германии. Если же сравнивать с 2006 годом, когда был зафиксирован пик потребления энергоносителей в крупнейшей стране ЕС, то снижение составило 21%.
Таковы предварительные итоги уходящего года, опубликованные «Рабочей группой по энергетическим отчетам» (Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, AGEB). В нее входят пять экономических научно-исследовательских институтов и четыре предпринимательских объединения из энергетической отрасли. Задача этой некоммерческой организации — собирать, анализировать и публиковать статистические материалы из области энергетики.
Энергетический уголь из России теряет немецкий рынок
Свежая статистика AGEB позволяет сделать целый ряд выводов о перспективах дальнейшей работы российского топливно-энергетического комплекса (ТЭК) на немецком рынке, ведь Россия является для Германии крупнейшим поставщиком одновременно и нефти, и газа, и угля.
В условиях пандемии, повлекшей за собой два локдауна и глубокую рецессию, в ФРГ в электроэнергетике, в промышленности, на транспорте и в домашних хозяйствах снизилось потребление энергии из всех источников, кроме возобновляемых: использование ВИЭ выросло на 3%.
В ближайшие годы в Германии будут ускоренно закрывать угольные электростанции
Особенно сильно, соответственно на 18,3% и 18,2%, упало потребление каменного и бурого угля. Это связано не только и даже не столько с кризисными явлениями в экономике, сколько с курсом на постепенный отказ от угля в электроэнергетике ради сокращения выбросов в атмосферу СО2 в рамках борьбы с глобальным потеплением.
С конца 2018 года, когда была закрыта последняя немецкая шахта, весь каменный уголь в ФРГ импортный. Порядка 45% потребности покрывали в 2020 году поставки из России, причем у российских компаний закупался главным образом энергетический уголь, используемый для выработки электроэнергии и тепла.
Потребление энергетического каменного угля упало в 2020 году более чем на 26%, констатирует AGEB и объясняет это «главным образом сокращением потребления электроэнергии, растущим поступлением в сеть электроэнергии из ветровых и фотовольтаических установок, а также усиленным использованием природного газа при производстве электричества». Потребление каменного угля в немецкой металлургии снизилось в кризисный 2020 год только на 14%.
Если учесть, что уже к 1 января 2021 года в рамках программы отказа от угольной генерации в Германии закроют 11 каменноугольных электростанций, то вывод для российского ТЭК более чем очевидный: угольной промышленности РФ следует настроиться на то, что она будет терять немецкий экспортный рынок, и в 2020 году этот процесс начался уже с полной силой.
Природный газ увеличивает долю в топливно-энергетическом балансе ФРГ
В то же время для «Газпрома» и в целом для российских газовиков («Новатэк» поставляет на рынок ЕС сжиженный газ) валовые результаты 2020 года представляются достаточно обнадеживающими. Потребление природного газа в Германии хотя и снизилось, но всего на 3,4%.
«Главной причиной сокращения потребления, — считает AGEB, — является снижение потребности в газе из-за пандемии коронавируса в индустриальном секторе, на ремесленных предприятиях, в торговле и сфере услуг. В то же время при производстве электроэнергии и тепла использование природного газа выросло. Несмотря на сравнительно теплую погоду ожидается небольшой прирост потребления в частных домашних хозяйствах».
У трубопроводного газа «Газпрома» неплохие шансы несколько укрепить позиции на немецком рынке
Для российского ТЭК из этого следует вывод: по мере того, как в Германии будет нарастать промышленное производство и начнет восстанавливаться сфера услуг, потребление газа на немецком рынке с большой долей вероятности увеличится, хотя, скорее всего, и не очень сильно. Одновременно можно, видимо, рассчитывать и на рост цен, которые в 2002 году оказались особенно низкими.
Наряду с ВИЭ природный газ является единственным источником энергии, доля которого в топливно-энергетическом балансе ФРГ в 2020 году выросла. Она увеличилась с 25,1% до 26,6%. Правда, это произошло из-за снижения данного показателя у других ископаемых энергоносителей — угля, мирного атома и нефти. Так, у нефти доля упала с 35,2% до 33,9%.
Рост спроса на нефть в Германии может обеспечить авиационный керосин
Потребление нефти снизилось в Германии в 2020 году на 12,1%, но произошло это практически только из-за сокращения наполовину спроса на авиационный керосин, указывает AGEB. Сбыт автомобильного топлива сократился лишь незначительно, в то же время спрос на сильно подешевевшие нефтепродукты для химической промышленности увеличился на 3%, а на солярку для отопления зданий даже 5% процентов: многие домовладельцы воспользовались самыми низкими за десять лет ценами, чтобы максимально заполнить свои баки.
Из статистики AGEB следует вывод, что решающим фактором для роста поставок российской нефти на немецкий рынок станет возрождение гражданской авиации. По меньшей мере до середины 2021 года этот процесс, судя по всему, пойдет весьма медленно. Одновременно и быстрый рост числа электромобилей, и все более широкое внедрение «зеленых» технологий в самых разных сферах будут вести к сокращению спроса на нефтепродукты.
Так что из трех экспортируемых из России в Германию ископаемых энергоносителей реальные шансы увеличить сбыт и долю рынка в кратко- и среднесрочной перспективе имеет природный газ. При этом, однако, нельзя забывать, что магистральный тренд на немецком рынке вот уже полтора десятилетия состоит в сокращении суммарного энергопотребления. К ключевым причинам этой устойчивой тенденции «Рабочая группа по энергетическим отчетам» причисляет последовательный рост энергоэффективности всей немецкой экономики и теплые зимы в результате изменения климата.
Смотрите также:
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Закрытие угольных электростанций
Правительство ФРГ решило к 2038 году прекратить использование в электроэнергетике угля — самого вредного для климата ископаемого энергоносителя. Уже в 2022 году общая мощность угольных электростанций сократится на четверть. Ускоренными темпами будут закрывать те, что работают на импортном каменном угле. За свертывание добычи бурого угля ряд регионов Германии получит многомиллиардные компенсации.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Развитие возобновляемой энергетики
К 2030 году 65% потребляемой в Германии электроэнергии должны производиться из возобновляемый источников (ВИЭ), прежде всего — с помощью ветра и солнца. На момент принятия программы в сентябре 2019 года этот показатель составлял около 43%. Среди мер стимулирования развития ВИЭ — повышение материальной заинтересованности местных органов власти в установке на своей территории ветрогенераторов.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Введение сертификатов на выбросы CO2
Тот, кто выбрасывает в атмосферу значительные объемы парниковых газов, должен за это платить. Таков смысл системы CO2-сертификатов, введенной в Европейском Союзе еще в 2005 году для промышленных предприятий. В Германии с 2021 года приобретать подобные сертификаты обязаны будут также компании, продающие потребителям различные виды топлива. В результате оно должно подорожать.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Повышение цен на топливо
Цена CO2-сертификатов, согласно правительственной программе, будет в 2021-25 годах планомерно расти. Это должно привести к постепенному удорожанию, в частности, бензина и дизельного топлива на заправочных станциях. Цель правительственной программы — подтолкнуть автомобилистов к более экономному расходованию нефтепродуктов и, в конечном счете, к переходу на экологичные виды транспорта.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Стимулирование электромобильности
Правительство ФРГ расширило и продлило до 2025 года программу стимулирования покупки полностью электрических автомобилей и заряжаемых от розетки плагин-гибридов. Так, скидка на электромобили по цене до 40 тысяч евро увеличена с 4 до 6 тысяч евро, для более дорогих моделей она составляет 5 тысяч евро. Одновременно решено в 2020-21 годах установить 50 тысяч новых общедоступных станций зарядки.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Увеличение налога на авиабилеты
Выбросы от работы авиадвигателей весьма способствуют парниковому эффекту, поэтому правительство ФРГ стремится сократить число авиаперелетов, особенно внутри Германии и Европы. Один из пунктов программы защиты климата — повышение с 1 апреля 2020 года налога на авиабилеты. В частности, на 5,65 евро до 13,03 евро при вылете из аэропортов на территории Германии по внутриевропейским маршрутам.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Налоговые льготы железной дороге
Чем больше пассажиров предпочтут автомобилям, междугородним автобусам и самолетам электропоезда, тем лучше для климата, считает правительство ФРГ. Один из пунктов его программы — снижение НДС на железнодорожные билеты с 19% до льготных 7% с 1 января 2020 года и, в результате, их удешевление в поездах дальнего следования на 10%. Недополученные налоги казне компенсирует сбор с авиапассажиров.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Запрет дизельного отопления домов
Значительные выбросы CO2 возникают при обогреве зданий. Во многих немецких домах, прежде всего — индивидуальных, все еще действуют отопительные системы на мазуте или солярке, зачастую очень старые и малоэффективные. Государство готово взять на себя 40% расходов на их замену современными экологичными технологиями. А с 2026 года установка дизельных котлов будет вообще запрещена.
Защита климата в Германии: программа правительства до 2030 года
Поддержка энергосберегающего жилья
Чем больше в здании применяется энергосберегающих технологий, тем меньше энергии требуется для его отопления. Поэтому с 2020 года правительство Германии в рамках программы защиты климата будет предоставлять налоговые льготы всем домовладельцам за установку в окнах энергосберегающих стеклопакетов и за теплоизоляцию стен и крыши.
Автор: Андрей Гурков
Нормативы потребления коммунальных услуг по газоснабжению природным газом населением при отсутствии приборов учета. Официальный портал Администрации города Омска
Нормативы потребления коммунальных услуг по газоснабжению природным газом населением при отсутствии приборов учета
| Направления использования природного газа | Единица измерения | Норматив потребления коммунальных услуг по газоснабжению природным газом | |
|---|---|---|---|
| Расход газа, используемого для приготовления пищи и подогрева воды для хозяйственных и санитарно-гигиенических нужд с использованием газовых приборов | |||
| Для газовой плиты при наличии централизованного отопления и горячего водоснабжения | Куб.м на 1 человека в месяц | 10 | |
| Для газовой плиты с использованием газового водонагревателя при отсутствии централизованного горячего водоснабжения | 22,04 | ||
| Для газовой плиты при отсутствии газового водонагревателя и централизованного горячего водоснабжения | 21,08 | ||
| Расход газа, используемого для отопления жилых помещений от газовых отопительных приборов | При оплате услуги в течение 12 месяцев календарного года* | При оплате услуги в течение 8 месяцев в период прохождения отопительного сезона* | |
| Для отопительных печей | Куб.м на 1 кв.м общей площади жилых помещении в месяц | 6,01 | 9,02 |
| Для газовых отопительных аппаратов и котлов различных типов | 5,36 | 8,04 | |
* — оплата коммунальной услуги по газоснабжению производится в течение 12 месяцев календарного года либо в течение 8 месяцев в период прохождения отопительного сезона (исходя из установленного объема потребления данной коммунальной услуги (норматива) для каждого из периодов) в соответствии с договором, заключенным между поставщиком и потребителем коммунальной услуги.
НАПРАВЛЕНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА | ВЕЛИЧИНА НОРМАТИВА |
Потребление газа на пищеприготовление | 11,50 м3/ (чел. х мес.) |
Потребление газа на пищеприготовление и приготовление горячей воды для хозяйственных и санитарно-гигиенических нужд (включая стирку белья) в условиях отсутствия централизованного горячего водоснабжения | при наличии газового водонагревателя – 33,00 м3/ (чел. х мес.) |
при отсутствии газового водонагревателя – 16,86 м3/ (чел. х мес.) | |
Потребление газа на индивидуальное (поквартирное) отопление жилых помещений (жилых домов, квартир, комнат) | 7,80 м3/ (м2х мес.) |
Потребления газа на отопление | Баня – 5,08 м3/ (м2х мес.) |
Теплица – 11,32 м3/ (м2х мес.) | |
Гараж – 11,43 м3/ (м2х мес.) | |
Потребление газа на содержание животных, домашней птицы | Лошадь – 4,05 м3/ (гол. х мес.) |
Корова – 10,13 м3/ (гол. х мес.) | |
Свинья – 20,26 м3/ (гол. х мес.) | |
Овца, коза – 0,96 м3/ (гол. х мес.) | |
Куры – 0,02 м3/ (гол. х мес.) | |
Индейки – 0,03 м3/ (гол. х мес.) | |
Утки, гуси – 0,04 м3/ (гол. х мес.) |
Алексей Громов: Дисбаланс производства, экспорта и внутреннего потребления природного газа в РФ: пути решения проблемы
Публикации — ТЭК
Газа не хватает?
Уже сегодня очевидно, что в России назревает дисбаланс между добычей природного газа, его внутренним потреблением и экспортными поставками. В 2005г., впервые после кризиса 1998г., в России сократились поставки газа внутри страны. При этом экспортные поставки газа продолжали расти, что неудивительно, ведь цены на газ на внутреннем и внешнем рынке различаются более чем в 6 раз[1].
Холодная зима наступившего года еще более обострила проблему и вынудила «Газпром» сокращать поставки газа уже в Европу для удовлетворения растущих нужд замерзающих потребителей в России. Широко освещенный в СМИ несанкционированный отбор газа Украиной из экспортной трубы, конечно, повлиял на снижение объемов российских экспортных поставок, однако его влияние было ограниченным.
Таким образом, последний год, и особенно зима наступившего года наглядно показали, что газа для одновременного удовлетворения нужд потребителей в России и в Европе элементарно не хватает.
Пока объемы нехватки газа не столь значительны, и их можно компенсировать как за счет снижения экспорта до нижней границы оговоренного в контрактах экспортного коридора, предусматривающей отклонения от запланированного объема поставок на 10-15%, так и за счет закупок дополнительного объема среднеазиатского газа для удовлетворения внутренних потребностей страны в газе.
Между тем, объемы экспорта газа будут только возрастать: к 2010г. — до 310 млрд. куб. м (200 млрд. куб.м – Европа, 110 млрд. куб. м – страны СНГ), а к 2020г. – до 386 млрд. куб. мс учетом перспектив развития экспорта в страны АТР и США. При этом объемы внутреннего потребления газа в стране, несмотря на некоторое сокращение в 2005г., еще в 2004г. вышли на запланированные показатели 2020г. Трудно представить, что они сохранятся на этом уровне до 2020г… Таким образом, вперспективе, объемы внутреннего потребления газа будут также расти.
Стремительный рост потребления российского газа как внутри страны, так и за рубежом не обеспечивается адекватными возможностями по увеличению добычи газа. Оптимистический вариант Энергетической стратегии России на период до 2020г.(ЭС-2020) предполагает наращивание добычи газа в стране с 636 млрд. куб. м в 2005г. до 665 млрд. куб. м к 2010г. и до 730 млрд. куб. м к 2020г.
По расчетам экспертов нашего института, к 2010г. дефицит газа для удовлетворения растущего спроса на него в России и за рубежом может составить 124 млрд. куб. м, а к 2020г. он может вырасти, как минимум, до 186 млрд. куб. м.
Что делать?
Очевидно, что такие масштабы дефицита невозможно покрыть только за счет флуктуаций экспорта в оговоренных рамках поставок, а также импорта дополнительных объемов среднеазиатского газа[2]. Что же делать?
Ограничивать поставки газа в Европу невыгодно ни «Газпрому», ни государству, которое получает более 40% от экспортной выручки за проданный газ в виде налогов и таможенных платежей. Более того, стабильность поставок российского газа в Европу является не только гарантией высокого уровня доходов государственной казны, но и мощным инструментом российской геополитики, значение которого будет только возрастать.
Простое же ограничение внутреннего потребления газа в стране неизбежно приведет к замедлению темпов экономического роста и будет серьезным препятствием на пути достижения стратегической цели удвоения ВВП к 2010г.
Получается, что единственный выход из сложившейся патовой ситуации – это оптимизация внутреннего потребления газа в стране.
Перспективы газозамещения в электроэнергетике
Ключевым потребителем газа в России является электроэнергетика, на долю которой приходится около 40% (170 млрд. куб м газа в 2005г.) от всего объема потребления газа.
Производство электроэнергии в России, в основном, сосредоточено на тепловых электростанциях. Их доля в структуре производства электроэнергии в стране превышает 65%. Основным топливом ТЭС является природный газ, доля которого в топливном балансе РАО ЕЭС России превышает 70%, а в европейской части России доля электроэнергии, производимой на газовых ТЭС, достигает 80%.
Рост экономики и развитие промышленности влечет за собой рост потребления электроэнергии, который уже сейчас опережает плановые показатели Энергетической стратегии. Учитывая, что основной прирост энергопотребления приходится на европейскую часть страны, это означает дальнейшее увеличение потребления газа электроэнергетикой.
Инвестиционная программа РАО «ЕЭС России» уже предусматривает введение в строй новых генерирующих мощностей, работающих на природном газе. Так, до 2010г. планируется ввести в строй 4,7 ГВт установленной мощности газовых ТЭС, а к 2020г. – еще более 20 ГВт. Исходя из среднего расхода газовой станции 2,3 млрд. куб м газа в год на 1 ГВт, можно рассчитать дополнительные потребности российской электроэнергетики в природном газе. Нехитрые расчеты показывают, что к 2010г. дополнительно потребуется 10,8 млрд. куб м газа, а к 2020 г. – еще 50,7 млрд. куб м.
Таким образом, только для нужд электроэнергетики к 2020г. необходимо увеличить поставки газа на 61,5 млрд. куб м или более чем на треть от существующего объема потребления!
В этой связи особую актуальность приобретает задача газозамещения в российской электроэнергетике. Ее решение возможно двумя путями: через развитие атомной энергетики, которая будет призвана покрыть растущий дефицит генерирующих мощностей в обозримом будущем до 2020г., и путем частичного замещения газа углем на ряде действующих тепловых станций.
«Мирный атом» вместо газа
На сегодняшний день развитие атомной энергетики представляется оптимальным путем газозамещения в электроэнергетике наиболее энергодефицитной европейской части России. В условиях практического отсутствия возможностей для развития гидроэнергетики, АЭС являются, фактически, единственным источником относительно дешевой генерации: стоимость 1 кВтч электроэнергии АЭС на 25% дешевле средней стоимости 1 кВтч на тепловых ТЭС.
В соответствии со стратегическими ориентирами ЭС-2020, доля атомной энергетики в производстве электроэнергии РФ должна возрасти до с 16% в 2000г. до 23% в2020г., а в европейской части РФ – с 21 до 32%.
Однако положения ЭС-2020 в отношении развития атомной энергетики не выполняются. По состоянию на 2005г., доля атомной энергетики в выработке всей электроэнергии РФ не изменилась и осталась на уровне 2000г. Не произошло и существенного увеличения абсолютных показателей производства электроэнергии на АЭС.Выработка электроэнергии атомными станциями выросла всего на 5,4%, тогда как общее производство электроэнергии увеличилось почти на 9%.
Темпы ввода в строй новых мощностей в атомной энергетике также отстают от показателей ЭС-2020. Вместо запланированного ежегодного ввода в строй до 2 ГВт новых мощностей АЭС, за пять лет было построено лишь 2 новых энергоблока (1 блок Волгодонской и 3 блок Калининской АЭС) суммарной мощностью 2 ГВт.
Между тем в России существует более 20 готовых площадок под строительство атомных энергоблоков. Согласно оценкам экспертов нашего института, для приближения к ориентирам Энергетической стратегиинеобходимо построить по крайней мере 13 атомных энергоблоков мощностью 1 ГВт каждый. При этом предусматривается ежегодный ввод в эксплуатацию одного энергоблока, начиная с 2008г. Расчеты показывают, что ежегодный объем инвестиций в реализацию столь масштабного проекта составит 1,4-1,5 млрд. долл.
При условии финансирования проекта государством возврат средств может осуществляться за счет налоговых и таможенных поступлений от экспортной реализации газа, замещенного при производстве электроэнергии на построенных блоках АЭС.
Строительство одного энергоблока АЭС мощностью 1 ГВт позволит высвободить 2,3 млрд. куб. м газа. Экспорт этого объема газа в Европу обеспечит ежегодное поступление в государственную казну 250 млн. долл. при текущей средней экспортной цене на газ в 250 долл. за 1000 куб.м и отчислений в пользу государства в размере 110 долл. с каждых 1000 куб. м. Именно эти средства и обеспечат возврат государственных капитальных вложений.
По предварительным расчетам, возврат средств государству может начаться уже через три года после начала финансирования проекта, а через 7 лет доходы государства от реализации соответствующих объемов природного газа покроют текущие затраты на его финансирование. Срок окупаемости проекта составляет 13 лет.
Реализация данного проекта позволит высвободить около 30 млрд. куб. м природного газа ежегодно, однако этого объема явно не достаточно для ликвидации всего дефицита газа.
Угольные перспективы
По предварительным оценкам, в европейской части РФ есть 15 газовых электростанций установленной мощностью 5 ГВт, изначально спроектированных под уголь. Перевод этих станций на уголь позволит высвободить порядка 12 млрд. куб. м газа.
Главным достоинством проекта служат его невысокая стоимость – порядка 1 млрд. долл., а также возможность высвобождения дополнительных объемов газа на экспорт из существующего внутреннего потребления в электроэнергетике.
Реализация данного проекта позволит высвободить около 30 млрд. куб. м природного газа ежегодно, однако этого объема явно не достаточно для ликвидации всего дефицита газа.
В этой связи важное значение приобретает и реализация программы замещения природного газа углем на некоторых электростанциях европейской части России.
Угольные перспективы
Как видно из приведенного анализа, опережающее развитие атомной энергетики даст экономический эффект для газовой отрасли страны лишь в среднесрочной и долгосрочной перспективе. А между тем, проблему газозамещения необходимо решать уже сегодня. Наиболее быстрым решением проблемы является возрождение угольной энергетики на новой технологической основе.
Высокие и постоянно растущие мировые цены на нефть и газ уже подтолкнули целый ряд мировых держав на усиленный поиск альтернативы газовой электроэнергетике. Наряду с развитием атомной и альтернативной электроэнергетики, энергетическая политика многих ведущих стран мира, в том числе США и Германии, особое внимание уделяет развитию угольной энергетики. Если 15-20 лет назад во всем мире приветствовалось закрытие угольных электростанций или их перевод на более экологически чистые виды топлива, в первую очередь, газ, то сегодня развитие инженерной мысли существенно улучшило экологические параметры угольной энергетики. В настоящее время новые угольные электростанции можно обнаружить даже в ряде крупных европейских городов, таких как Мюнхен, например.
Новые технологии сжигания угля, применяемые в западных странах не только более экологичны, но и более энергоэффективны. КПД современных угольных станций сопоставимы с КПД газовых ТЭС. В этой связи, увеличение угля в топливном балансе российской электроэнергетики при использовании новых методов его сжигания является экономически обоснованным шагом, учитывая, что Россия обладает более чем 17% мировых запасов угля[3].
По предварительным оценкам, в европейской части РФ есть около 15 газовых электростанций установленной мощностью порядка 5 ГВт, изначально спроектированных под уголь. Обратный перевод этих станций на уголь позволит высвободить порядка 12 млрд. куб. м газа.
Безусловно, перепрофилирование газовых станций под уголь экономически и экологически далеко не везде возможно и целесообразно, однако сам проект заслуживает самого серьезного внимания как один из стратегических механизмов реализации программы газозамещения в российской электроэнергетике. Его главным достоинством следует считать возможность высвобождения дополнительных объемов газа на экспорт из существующего внутреннего потребления газа в электроэнергетике.
Реализация потенциала повышения энергоэффективности газовых ТЭС
Задача оптимизации внутреннего потребления газа в электроэнергетике касается не только перспектив газозамещения, но и повышения энергоэффективности работы самих газовых ТЭС.
По состоянию на 2005г. РАО ЕЭС эксплуатировало 329 тепловых электростанций, большинство из которых работает на газе. Эти станции обладают широким разбросом по эффективности генерации[4] — от 250 кг у т на 1000 кВтч до 500-600 кг у т. Общепризнанным в мировой практике порогом эффективности станций принято считать эффективность генерации на уровне ниже 350 кг у т на 1000 кВтч.
Анализ структуры производства электроэнергии тепловыми станциями РАО ЕЭС с разной степенью эффективности генерации показывает, что 31% электроэнергии РАО ЕЭС производится на низкоэффективных станциях суммарной мощностью 38 ГВт.
А с учетом блок-станций и ТЭС, не входящих в состав РАО ЕЭС, объем низкоэффективной мощности в энергосистеме России составляет 45-50 ГВт.
При этом общий объем природного газа, расходуемого в неэффективной генерации тепловых станций РАО ЕЭС составил в 2005 г., по оценкам самих энергетиков, 33,8 млрд. куб. м.
По самым скромным подсчетам, повышение эффективности генерации газовых ТЭС РАО ЕЭС путем замены устаревших паросиловых турбин, а также расширенного внедрения парогазовых установок, позволит к 2010г. высвободить порядка 9-10 млрд. куб. м газа из текущего потребления. К 2020г. величина экономии газа за счет модернизации газовых ТЭС может удвоиться.
Таким образом, только оптимизация внутреннего потребления газа в электроэнергетике поможет высвободить свыше 60 млрд. куб. м газа к 2020г., ежегодные доходы от экспортной реализации которого в текущих ценах могут составить до 1,25 млрд. долл. При этом только доходы государственной казны составят 500 млн. долл.
В этой связи представляется целесообразной разработка и скорейшая реализация комплексной государственной программы замещения природного газа в российской электроэнергетике, реализация которой будет способствовать разрешению проблемы дисбаланса производства, внутреннего потребления и экспорта природного газа, а также гарантировать надежность российских экспортных поставок природного газа в долгосрочной перспективе.
Алексей Громов, руководитель отдела исследований газовой отрасли ИПЕМ
Журнал «Газовый бизнес»
Апрель 2006 года
[1] В 2005 г. средняя оптовая цена природного газа в России составила около 40 долл. за 1000 куб. м, тогда как средняя цена при экспорте газа в страны ЕС достигла 250 долл. за 1000 куб. м.
[2] Максимально возможный вариант поставки среднеазиатского газа с учетом имеющихся соглашений и пропускной способности газотранспортной системы- 85 млрд. куб. м в к 2010г. (Туркмения – 70 млрд. куб. м, Казахстан – 15 млрд. куб. м).
[3] Для сравнения, доля угля в топливно-энергетическом балансе Китая – более 80%, в странах Западной Европы – 45-55%, в США – 54%, а в России – только 15%.
[4] Эффективность генерации определяется затратами топлива на производство единицы электроэнергии.
Использование природного газа — Управление энергетической информации США (EIA)
В 2019 году Соединенные Штаты использовали около 31 триллиона кубических футов (триллионов кубических футов) природного газа, что эквивалентно 32 квадриллионам британских тепловых единиц (БТЕ) и 32% от общего потребления первичной энергии в США.
- электроэнергия 11,31 ткф 36%
- промышленные 10,24 ткф 33%
- жилая 5,00 Tcf16%
- коммерческий 3.52 Ткф 11%
- транспорт 0,94 Tcf3%
Как природный газ используется в США
В основном природный газ в США используется для отопления и выработки электроэнергии, но в некоторых потребляющих секторах природный газ используется по-другому.
Электроэнергетический сектор использует природный газ для производства электроэнергии.В 2019 году на электроэнергетический сектор приходилось около 36% общего потребления природного газа в США, а природный газ являлся источником около 31% потребления первичной энергии в электроэнергетическом секторе США. Большая часть электроэнергии, производимой в электроэнергетическом секторе, продается и используется другими потребителями в США, и это потребление электроэнергии включается в общее потребление энергии каждым сектором. (Другие секторы-потребители также используют природный газ для выработки электроэнергии, и они сами используют почти всю эту электроэнергию.В 2019 году на природный газ приходилось 38% от общего объема производства электроэнергии в США во всех секторах.
Промышленный сектор использует природный газ в качестве топлива для технологического отопления, в системах комбинированного производства тепла и электроэнергии, а также в качестве сырья (сырья) для производства химикатов, удобрений и водорода. В 2019 году на промышленный сектор приходилось около 33% общего потребления природного газа в США, а природный газ являлся источником около 33% общего потребления энергии промышленным сектором США. 1
Жилой сектор использует природный газ для обогрева зданий и водоснабжения, для приготовления пищи и сушки одежды. Около половины домов в США используют для этих целей природный газ. В 2019 году на жилищный сектор приходилось около 16% от общего потребления природного газа в США, а природный газ являлся источником около 24% от общего потребления энергии жилищным сектором США.
Коммерческий сектор использует природный газ для обогрева зданий и водоснабжения, для работы холодильного и холодильного оборудования, для приготовления пищи, сушки одежды и для обеспечения наружного освещения.Некоторые потребители в коммерческом секторе также используют природный газ в качестве топлива в системах комбинированного производства тепла и электроэнергии. В 2019 году на коммерческий сектор приходилось около 11% общего потребления природного газа в США, а на природный газ приходилось около 20% общего потребления энергии коммерческим сектором США.
Транспортный сектор использует природный газ в качестве топлива для работы компрессоров, перемещающих природный газ по трубопроводам, а также в качестве автомобильного топлива в виде сжатого природного газа и сжиженного природного газа.Почти все автомобили, использующие природный газ в качестве топлива, находятся в государственном и частном автопарках. В 2019 году на транспортный сектор приходилось около 3% от общего потребления природного газа в США. Природный газ составлял около 3% от общего потребления энергии транспортным сектором США в 2019 году, из которых 95% приходилось на трубопроводы и распределение природного газа.
Где используется природный газ
Природный газ используется на всей территории Соединенных Штатов, но на долю пяти штатов приходилось около 38% общего количества U.S. Потребление природного газа в 2019 году.
- Техас 14,9%
- Калифорния 6,9%
- Луизиана 6,0%
- Пенсильвания 5,2%
- Флорида 5,0%
1 Общее потребление энергии — это потребление первичной энергии в секторах конечного потребления, плюс розничные продажи электроэнергии секторам и потери энергии в электроэнергетике.Также включает другие потери энергии в энергосистеме.
Последнее обновление: 30 ноября 2020 г.
World Natural Gas Statistics — Worldometer
Сводная таблица
| Миллион Кубических футов (MMcf) | Миллион BOE (баррелей нефтяного эквивалента) | 910 |
| 1,153,820 | ||
| 132,290,211 | 22048 |
Мировые запасы газа
См. Также: Список стран по запасам газа
По состоянию на 2017 год доказанных запасов газа в мире составляет 6,923 триллионов кубических футов (трлн фут3).
Мировые доказанные запасы эквивалентны , в 52,3 раза превышающим годовое потребление . Это означает, что у него около 52-летних запасов газа (при текущих уровнях потребления и без учета недоказанных запасов).
Запасы газа
6,922,922,000 млн куб. Футов(1,153,820 млрд баррелей н.э.)
52 года запасов природного газа
(при текущих уровнях потребления)
История доказанных мировых запасов газа
Мировое потребление газа
См. также: Список стран по потреблению газа
- По состоянию на 2017 год в мире потребляется 132 290 211 миллионов кубических футов (млн. Кубических футов) природного газа в год.
- В мире потребляется 17 527 кубических футов природного газа на душу населения 9 0007 ежегодно (исходя из 7 547 858 925 человек населения мира в 2017 году) или 48 кубических футов на душу населения в день.
История глобального потребления газа
]]>| # | Страна | Запасы газа (млн куб. Фут.) | Мировая доля | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Россия | Россия | 3% | ||||||||||
| 2 | Иран | 1,201,382,000 | 17,3% | ||||||||||
| 3 | Катар | 871,585,000 | 12,5% | ||||||||||
| США | |||||||||||||
| 5 | Саудовская Аравия | 294,205,000 | 4,2% | ||||||||||
| 6 | Туркменистан | 265,000,000 | 3.8% | ||||||||||
| 7 | Объединенные Арабские Эмираты | 215,098,000 | 3,1% | ||||||||||
| 8 | Венесуэла | 197,087,000 | 2,8% | 02 01 9 | |||||||||
| 10 | Китай | 163,959,000 | 2,4% | ||||||||||
| 11 | Алжир | 159,054,000 | 2.3% | ||||||||||
| 12 | Ирак | 111,522,000 | 1,6% | ||||||||||
| 13 | Индонезия | 103,350,000 | 1,5% | ||||||||||
| 14 | |||||||||||||
| 15 | Казахстан | 85000000 | 1,2% | ||||||||||
| 16 | Египет | 77 200 000 | 1.1% | ||||||||||
| 17 | Норвегия | 72,358,000 | 1,0% | ||||||||||
| 18 | Канада | 71,794,000 | 1,0% | ||||||||||
| 19 | |||||||||||||
| 19 | Узбекистан | 20 | Кувейт | 63,500,000 | 0,9% | ||||||||
| 21 | Ливия | 53,183,000 | 0,8% | ||||||||||
| 22 | Индия | 50.7% | |||||||||||
| 23 | Украина | 300 | 0,6% | ||||||||||
| 24 | Малайзия | 38,284,000 | 0,6% | ||||||||||
| 25 | Азербайджан | 26 | Нидерланды | 31 702 000 | 0,5% | ||||||||
| 27 | Австралия | 30 400 000 | 0.3% | 31 | Йемен | 16,900,000 | 0,2% | ||||||
| 32 | Мексика | 16,549,000 | 0,2% | ||||||||||
| 33 | Бразилия | 16,11072,0002% | |||||||||||
| 34 | Перу | 15,047,000 | 0,2% | ||||||||||
| 35 | Бруней | 13,800,000 | 0,2% | ||||||||||
| 36 12102 | |||||||||||||
| 36 12102 | |||||||||||||
| 37 | Аргентина | 11,142,000 | 0,2% | ||||||||||
| 38 | Боливия | 10,450,000 | 0.2% | ||||||||||
| 39 | Мьянма | 10,000,000 | 0,14% | ||||||||||
| 40 | Ангола | 9,711,000 | 0,14% | ||||||||||
| 41 | |||||||||||||
| 41 | |||||||||||||
| 41 | |||||||||||||
| 42 | Сирия | 8 500 000 | 0,12% | ||||||||||
| 43 | Бангладеш | 8 500 000 | 0.12% | ||||||||||
| 44 | Таиланд | 8,415,000 | 0,12% | ||||||||||
| 45 | Израиль | 7,027,000 | 0,10% | ||||||||||
| 46103 | |||||||||||||
| 47 | Папуа-Новая Гвинея | 5,467,000 | 0,08% | ||||||||||
| 48 | Камерун | 4,770,000 | 0.06% | 52 | Бахрейн | 3,250,000 | 0,05% | ||||||
| 53 | Конго | 3,200,000 | 0,05% | ||||||||||
| 54 | Польша | 305% | 58 | Намибия | 2,200,000 | 0,03% | |||||||
| 59 | Германия | 2,048,000 | 0,03% | ||||||||||
| 60 | Руанда | Руанда | 03% | ||||||||||
| 61 | Италия | 1,985,000 | 0,03% | ||||||||||
| 62 | Афганистан | 1,750,000 | 0,03% | ||||||||||
| 63 | Сербия | 64 | Новая Зеландия | 1,361,000 | 0,02% | ||||||||
| 65 | Экваториальная Гвинея | 1,300,000 | 0.02% | ||||||||||
| 66 | Дания | 1,210,000 | 0,02% | ||||||||||
| 67 | Габон | 1,000,000 | 0,01% | ||||||||||
| 68 | |||||||||||||
| 68 | Мавритания | 69 | Кот-д’Ивуар | 1000000 | 0,01% | ||||||||
| 70 | Хорватия | 880 000 | 0,013% | ||||||||||
| 71 | 013% | ||||||||||||
| 72 | Гана | 800000 | 0,012% | ||||||||||
| 73 | Япония | 738,000 | 0,011% | ||||||||||
| 74 | |||||||||||||
| 74 | |||||||||||||
| 74 | % | 75 | Уганда | 500000 | 0,007% | ||||||||
| 76 | Ирландия | 350 000 | 0,005% | ||||||||||
| 77 | Франция | 9010.005% | |||||||||||
| 78 | Венгрия | 304,000 | 0,004% | ||||||||||
| 79 | Австрия | 301,000 | 0,004% | ||||||||||
| 80 | 80 | Грузия | 81 | Южная Корея | 250 000 | 0,004% | |||||||
| 82 | Танзания | 230 000 | 0,003% | ||||||||||
| 83 | Тайвань | 220 000 9010.003% | |||||||||||
| 84 | Турция | 218000 | 0,003% | ||||||||||
| 85 | Иордания | 213,000 | 0,003% | ||||||||||
| 86cu102 | 87 | Кыргызстан | 200 000 | 0,003% | |||||||||
| 88 | Болгария | 200 000 | 0,003% | ||||||||||
| 89 | Таджикистан | 200 000 | 003% | ||||||||||
| 90 | Сомали | 200 000 | 0,003% | ||||||||||
| 91 | Чешская Республика (Чехия) | 140 000 | 0,002% | ||||||||||
| 93 | Испания | 90 000 | 0,0013% | ||||||||||
| 94 | Марокко | 51 000 | 0.0007% | ||||||||||
| 95 | Бенин | 40,000 | 0,0006% | ||||||||||
| 96 | Греция | 35,000 | 0,0005% | ||||||||||
| 97 | |||||||||||||
| 98 | Албания | 29,000 | 0,0004% | ||||||||||
| 99 | Барбадос | 5,000 | 0,0001% |
Источники потребления газа в этом году
ожидается 9001Опубликовано 28 мая 2020 г., Дэйв Ковалески
© Shutterstock
Общее потребление природного газа в США.По данным Управления энергетической информации США, в этом году ожидается спад электроэнергетического сектора.
EIA ожидает, что внутреннее потребление природного газа сократится на 3,4 миллиарда кубических футов в день (Bcf / d) по сравнению с 2019 годом. В первой половине 2020 года EIA ожидает, что объем природного газа, используемого для электроэнергии, вырастет на 1,6 Bcf / d по сравнению с в первой половине 2019 года, но потребление во второй половине 2020 года сократится на 2,2 млрд куб. футов в сутки по сравнению с тем же периодом прошлого года. Рост цен на природный газ во второй половине 2020 года приведет к снижению потребления.
Наиболее резкое падение отразится в промышленном потреблении природного газа, которое сократится на 1,6 млрд куб. Футов в сутки. Снижение связано с общим снижением экономической активности, связанной с воздействием нового коронавирусного заболевания 2019 года (COVID-19), и более низкими, чем обычно, температурами в первом квартале 2020 года.
В жилом и коммерческом секторах ожидается снижение потребления на 3,7 процента и 6,9 процента, соответственно. Более теплая погода в первом квартале 2020 года стала самой большой причиной падения жилого и коммерческого спроса, который в совокупности снизился на 5.6 млрд куб. Футов в сутки в первом квартале 2020 года по сравнению с первым кварталом 2019 года. Январь 2020 года стал пятым из самых теплых января за всю историю наблюдений. EIA ожидает, что более слабые экономические условия в ближайшие месяцы еще больше снизят среднее потребление природного газа в коммерческом секторе в 2020 году.
Слабые экономические условия также будут способствовать снижению спроса на промышленный природный газ в этом году. EIA ожидает, что спрос снизится с 21,4 млрд куб. Футов в сутки в 2019 г. до 19,9 млрд куб. Футов в сутки в 2020 г. Впервые он упал ниже 20.0 млрд куб. Футов в сутки с лета 2016 г.
Электроэнергетика, промышленность, автомобили, дома
На главную »Нефть и газ» Использование природного газа
Природный газ — важное топливо и сырье для производства.
Автор статьи: Хобарт М. Кинг, доктор философии, RPG
Конечное использование природного газа в Соединенных Штатах: Производство электроэнергии, промышленность, жилые дома и коммерческие здания были основными потребителями природного газа в Соединенных Штатах в течение 2013 календарного года.Только 0,14% пошло на использование в качестве автомобильного топлива. Изображение предоставлено Geology.com с использованием данных Управления энергетической информации США.
Природный газ: топливо и сырье
Природный газ используется невероятным количеством способов. Хотя природный газ широко используется в качестве топлива для приготовления пищи и обогрева в большинстве домашних хозяйств США, у природного газа есть много других видов использования энергии и сырья, которые являются неожиданностью для большинства людей, которые о нем узнают.
В Соединенных Штатах в качестве топлива используется большая часть природного газа.В 2012 году около 30% энергии потребляемый по всей стране был получен из природного газа [1]. Его использовали для выработки электроэнергии, обогревайте здания, заправляйте транспортные средства, нагревайте воду, выпекайте продукты, заряжайте промышленные печи и даже запускайте кондиционеры!
Потребление природного газа частными и коммерческими потребителями: Бытовой и коммерческий спрос на природный газ наиболее высок зимой, когда люди сжигают газ для обогрева своих домов и предприятий. Поскольку мало кто охлаждает летом свой дом или бизнес с помощью кондиционеров, работающих на природном газе, летний спрос намного ниже.Изображение предоставлено Управлением энергетической информации США.
22 триллиона кубических футов
В 2009 году США потребили около 22,8 триллиона кубических футов природного газа. Достаточно газа, чтобы заполните комнату следом размером с Пенсильванию и высотой около 18 футов. Большая часть этого газа была доставлена почти в 70 миллионов домов и офисов через трубопроводы природного газа протяженностью более миллиона миль [2].
Использование природного газа в домах в США
Более половины домов в США снабжены природным газом.Около 21% природного газа, потребленного в США в 2013 году, было направлено в дома [1]. Этот газ доставляется в дома по трубопроводам или в резервуарах как CNG (сжатый природный газ). Большая часть потребляемого в домах природного газа используется для отопления помещений и нагрева воды. Он также используется в печах, духовках, сушилках для одежды, осветительных приборах и других приборах.
Неожиданные способы использования природного газа: Природный газ используется для производства самых разных продуктов. Удобрение, разбрасываемое на верхнем левом изображении, могло быть сделано из аммиака, произведенного из природного газа; пластиковые части разбрасывателя и одежда оператора, скорее всего, были произведены с помощью природного газа в качестве ингредиента или топлива на заводе.Большинство кирпичей и цемента производятся с использованием природного газа в качестве источника тепла. Многие фармацевтические препараты и пластиковые бутылки изготавливаются с использованием природного газа в качестве ингредиента. Зерновые и фрукты часто запекают или сушат, используя природный газ в качестве источника тепла. Авторские права на изображения принадлежат iStockphoto и (по часовой стрелке) Биллу Гроуву, Джону Люнгу, Кристине Слипсон и Аманде Роде.
Использование природного газа в коммерческих зданиях
В 2013 году около 14% природного газа, потребляемого в США, приходилось на коммерческие здания.Использование природного газа в коммерческих зданиях аналогично его использованию в жилых домах. Он используется в основном для отопления помещений, нагрева воды и иногда для кондиционирования воздуха.
Спрос на природный газ со стороны потребителей электроэнергии и промышленности: Спрос на природный газ со стороны электроэнергетики в Соединенных Штатах достигает пика летом, когда дома и предприятия используют кондиционеры. Поскольку очень немногие дома и предприятия имеют кондиционеры на природном газе, спрос идет на электричество.Изображение предоставлено Управлением энергетической информации США.
Производство электроэнергии
Электроэнергетика была крупнейшим потребителем природного газа в США в 2013 году. Около 34% потребление природного газа использовалось для производства электроэнергии.
Из трех ископаемых видов топлива, используемых для производства электроэнергии (уголь, нефть, природный газ), природный газ выделяет наименьшее количество диоксида углерода на единицу произведенной энергии. Он выделяет на 30% меньше углекислого газа, чем сжигание нефти, и на 45% меньше углекислого газа, чем сжигание угля.При сжигании природного газа также выделяется меньшее количество оксидов азота, диоксида серы, твердых частиц и ртути по сравнению с углем и нефтью [3].
Поскольку Соединенные Штаты все больше обеспокоены изменением климата, выбросами углекислого газа и качеством воздуха, ожидается увеличение использования природного газа для производства электроэнергии.
График цен на природный газ: Цены на природный газ меняются с течением времени. Цены на устье определяются спросом, предложением и общими экономическими условиями.Цены для потребителей определяются аналогичными факторами. Изображение предоставлено Управлением энергетической информации США.
Использование природного газа в промышленности
Природный газ используется в самых разных производственных процессах. Около 31% потребления природного газа в 2013 г. Соединенные Штаты были по отраслям. Природный газ используется как сырье и как источник тепла.
Природный газ — это ингредиент, используемый для производства удобрений, антифриза, пластмасс, фармацевтических препаратов и тканей.Он также используется для производства широкого ассортимента химических веществ, таких как аммиак, метанол, бутан, этан, пропан и уксусная кислота.
Многие производственные процессы требуют тепла для плавления, сушки, запекания или глазирования продукта. Природный газ используется в качестве источника тепла при производстве стекла, стали, цемента, кирпича, керамика, плитка, бумага, продукты питания и многие другие товары. Природный газ также используется на многих промышленных объектах для сжигания.
Карта цен на природный газ: Цена на природный газ в США неодинакова.Вместо этого цена определяется предложением, спросом, близостью к поставкам, нормативной средой и стоимостью природного газа, который течет в местной системе распределения. Исторически сложилось так, что жители восточного побережья платили одни из самых высоких цен. Это может измениться по мере разработки новых нетрадиционных ресурсов, таких как сланец Марцеллус, и по мере поступления большего количества СПГ от производителей с низкими издержками. Изображение предоставлено Geology.com с использованием данных о ценах на природный газ за 2008 календарный год, предоставленных Управлением энергетической информации США.
Использование в нефтегазовой и трубопроводной промышленности
Компании, производящие и транспортирующие природный газ, также являются потребителями. Транспортировка природного газа по трубопроводам требует компрессорных станций для поддержания давления газа и его протекания по трубопроводу. Многие из этих Компрессорные станции используют в качестве топлива природный газ. Многие нефтеперерабатывающие заводы используют природный газ для отопления и производства электроэнергии.
Исследования парка природного газа: Правительство Соединенных Штатов провело множество совместных исследований с предприятиями, местными органами власти и государственными учреждениями, связанных с использованием природного газа в качестве топлива для транспортных средств.Результаты этих исследований в подавляющем большинстве отдали предпочтение природному газу. Резюме этих исследований и многие полные отчеты можно загрузить с веб-сайта Министерства энергетики США [5].
Природный газ в качестве автомобильного топлива
Природный газ имеет огромный потенциал для более широкого использования в качестве автомобильного топлива. Основные препятствия на пути это был небольшой радиус действия транспортных средств, ограниченные возможности дозаправки и медленное время дозаправки. Однако за последние несколько лет цены на АЗС упали до нескольких сотен долларов, и их можно разместить в жилых домах, где автомобили можно заправлять на ночь или между поездками.
Поскольку около половины всех жилых домов в США снабжены природным газом, потенциальный увеличить количество автомобилей на природном газе на дороге очень велико. Кроме того, открытие природного газа в сланцевых месторождениях по всей стране увеличило доступность газ и снизилась цена.
Природный газ имеет значительные преимущества перед бензином и дизельным топливом. Выбросы автомобилей на природном газе На 60-90% меньше загрязняющих веществ, образующих смог, и на 30-40% меньше выбросов парниковых газов.Это также стоит меньше на милю при эксплуатации автомобиля, работающего на природном газе, по сравнению с автомобилем на бензине или дизельном топливе [4]. А также, природный газ вместо импорта производится на месте.
Найдите другие темы на Geology.com:
|
| ||
|
| ||
|
| ||
|
Прогнозирование потребления природного газа в Китае с использованием новой модели серого
Как известно, потребление природного газа играет чрезвычайно важную роль на энергетическом рынке Китая, и в этой статье представлена новая серая модель, основанная на оптимизированная неоднородная серая модель (ONGM (1,1)) для точного прогнозирования потребления природного газа.Это исследование начинается с доказательства того, что результаты прогнозов не зависят от первого входа в исходный ряд, используя теорию детерминанта произведения; Исходя из этого, это надежный подход, заключающийся в вставке произвольного числа перед первой записью исходной серии для извлечения сообщений, что было доказано, что это существенный подход для повышения точности прогнозирования традиционной серой модели в более ранней литературе. . Эмпирический пример, часто появляющийся при тестировании точности предсказания серой модели, используется для демонстрации эффективности предложенной модели; численные результаты показывают, что предложенная модель имеет лучшие характеристики прогнозирования, чем другие широко используемые модели серого.Наконец, предлагаемая модель применяется для прогнозирования потребления природного газа в Китае в период с 2019 по 2023 год, чтобы предоставить ценную информацию для энергетических секторов и связанных с ними предприятий.
1. Введение
За последнее десятилетие Китай превратился во вторую по величине экономику и третий по величине потребительский рынок природного газа в мире [1]. В частности, в Отчете о развитии природного газа в Китае (2019) следует отметить, что потребление природного газа в Китае достигло 280.3 млрд кубометров в 2018 году, до 17,5% в годовом исчислении, и на их долю пришлось 7,8% потребления первичной энергии. В структуре потребления промышленное топливо, городской газ, электроэнергетика и химический газ составили 38,6%, 33,9%, 17,3% и 10,2% соответственно. Примечательно то, что прирост выросли в двух первых секторах, общее потребление природного газа которых составило 351 миллиард кубометров. С точки зрения регионального потребления, уровень потребления природного газа во всех провинциях значительно вырос.Потребление природного газа в регионе Пекин-Тяньцзинь-Хэбэй составило 43,9 миллиарда кубометров, что составляет 15,6% национального потребления природного газа. Масштабы четырех провинций, таких как Чжэцзян, Хэбэй, Хэнань и Шаньси, сначала превысили 10 миллиардов кубометров. Количество провинций, где потребление природного газа превышало 10 миллиардов, достигло десяти. Соответственно, можно рассмотреть ряд проблем: как разумно распределить резервы? Как мы это оценим? и сколько природного газа мы потребляем? Чтобы ответить на них, нужно признать, что в процессе принятия решений прогнозирование является одним из ключевых инструментов.Таким образом, цель данной статьи — представить правильную модель для прогнозирования потребления природного газа в Китае.
2. Предыдущие литературные исследования
2.1. Исследования по прогнозированию потребления природного газа
Как упоминалось в статье [2], работы по прогнозированию естественного потребления были начаты в середине прошлого века. За последние несколько десятилетий и до наших дней было разработано множество методов для решения этой проблемы. Тем не менее, в его статье дается систематический исторический обзор методов прогнозирования.Одно ценное упоминание — модель кривой Хабберта [3, 4]. Примечательно, что он создал эту знаменитую модель, основанную на математических соотношениях, включающих полностью исчерпаемые ресурсы, для исследования жизненного цикла месторождений ископаемого топлива, включая природный газ. Позже эта модель была расценена как стандартная для прогнозирования потребления природного газа в мире. Вдобавок мы неизбежно постоянно находили некоторые модели конкурентного прогнозирования, такие как искусственная нейронная сеть с прямой связью [5], условный анализ спроса [6] и статистическая многомерная регрессия [7].В частности, в последние годы быстро появилось все больше и больше методологий, ясно предлагающих ценную информацию для лиц, принимающих решения заранее, из-за быстрого роста в развивающихся странах, например, Китае, Индии и Корее, наряду с соответствующими требованиями к энергия, особенно на чистой энергии, включая природный газ. Это снова вызывает огромный всплеск исследований по этому вопросу. Например, Линь и Ван [8] исследовали поставки природного газа в Китае, которые включали пик добычи и тенденции импорта.По аналогии с этим способом Шейх и Джи [9] использовали анализ логистического моделирования для прогнозирования спроса на природный газ в Китае. Динамическая эконометрическая модель предназначена для моделирования и прогнозирования спроса на природный газ в Бангладеш [10]. Soldo et al. [11] ввел солнечное излучение в модель прогнозирования потребления природного газа в жилищном секторе, чтобы улучшить ее. Учитывая, что смешанная модель имела преимущество перед единой моделью, естественно, некоторые сосредоточились на том, как эффективно комбинировать эти отдельные модели. Например, Ervural et al.[12] представили новый метод прогнозирования, который объединил метод авторегрессионного скользящего среднего и генетический алгоритм для точного прогнозирования потребления природного газа в Стамбуле. Совсем недавно Гашон и Санчес-Обеда [13] предложили процесс автоматической спецификации для прогнозирования моделей при допущениях аддитивности наряду с кусочно-линейной регрессией. Новая гибридная модель была применена для прогнозирования суточного потребления природного газа [14]. Резюме эмпирической литературы представлено в таблице 1.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2.2. Исследование модели серой системы
Как видно из приведенного выше описания, ясно известно, что все эти модели можно рассматривать как статистические модели и интеллектуальные модели, которые, как было доказано, достаточно хорошо работают с достаточным набором данных.Однако факт в том, что некоторым системам трудно, а иногда и невозможно предоставить нам достаточно данных для моделирования, включая возникающие отрасли и катастрофы. Таким образом, определение довольно заметной модели для небольшой выборки становится критически важным в практических приложениях. Очевидно, профессор Дэн [18], пионер теории серых систем, хотел бы решить эту тему и предложил новаторскую теорию, часто называемую теорией серых систем. В частности, модель серого прогнозирования, ключевой раздел этой теории, широко использовалась и применялась во многих областях, включая машиностроение, экономику и особенно энергетику (см. [19–28]).Кроме того, в качестве базовой модели используется модель серой системы, которая обозначается аббревиатурой GM (1,1). В последние три десятилетия постоянно появлялись многочисленные обобщенные и улучшенные модели, основанные на GM (1,1), например, GMC (1, n) [29], NGBM (1,1) [30], DGM (1, 1) [31], FAGM (1,1) [32], NGM (1,1) [33] и CFGM [34]. Оказывается, серая модель обладает заметной способностью прогнозировать в области энергетики, а это означает, что она будет хорошо работать при прогнозировании потребления природного газа. Несколько недавних свидетельств существовали в предыдущей литературе, например, Wang et al.[35] объединили многоцикловую модель Хабберта и скользящую серую модель, чтобы проанализировать добычу и потребление природного газа в Китае. Ма и Лю [36] использовали полиномиальную модель Грея с задержкой по времени для прогнозирования потребления природного газа в Китае. В следующем году Ву и Шен [37] предложили модель оптимизации векторной машины поддержки наименьших квадратов по серому для прогнозирования потребления природного газа. Другие серые модели, используемые для прогнозирования потребления природного газа, можно увидеть в исследовании Shaikh et al.[38] и Цзэн и Ли [39].
2.3. Вклад и организация
Эта статья имеет двоякий вклад. Одним из вкладов является то, что предлагается новая модель серого для повышения точности прогнозирования существующей модели серого, которая основана на неоднородной модели серого. В частности, произведение детерминанта сначала используется в неоднородной серой модели, чтобы доказать, что результат прогнозирования существующей модели не зависит от первой записи исходного ряда.Это побуждает предложить новую серую модель, вставляя произвольное число перед первой записью исходной серии для извлечения сообщений [40]. Другой вклад заключается в том, что мы применяем эту модель для прогнозирования потребления природного газа в Китае с 2019 по 2023 год после проверки эффективности предложенной модели.
Остальная часть этого документа организована следующим образом: Раздел 3 описывает процедуру моделирования существующей неоднородной серой модели. Раздел 4 доказывает, что результат прогнозирования не зависит от первой записи исходного ряда, и представляет новую модель серого для повышения точности прогнозирования существующей модели.Валидация предложенной модели проводится в Разделе 4. В Разделе 5 мы применяем предложенную модель для прогнозирования запасов природного газа Китая, и в последнем разделе приводятся выводы.
3. Методология
3.1. Описание неоднородной модели серого
Неоднородная модель серого, обозначаемая аббревиатурой NGM (1,1), впервые была предложена Куи, в то время как результаты прогнозирования не соответствуют фактическим данным в большинстве приложений. Поэтому Чжан и Ши [41] предложили включить константу в параметр управления серым; в результате была предложена новая неоднородная модель серого.Впоследствии Ма и др. В [42] эта модель обозначена как ONGM, и шаги ее моделирования изображены следующим образом:
Предположим, что это неотрицательный ряд, а затем — ряд генерирующих операторов первого порядка. Дифференциальное уравнение называется базовой моделью ONGM. Очевидно, что (3) станет NGM (1, 1), когда константа равна нулю. Дискретная форма (3) может быть дана в виде, где это часто называется фоновым значением, и далее
Целью приближенного получения (4) является оценка параметров системы, и методом наименьших квадратов, который равен
Таким образом , решение (3) с помощью может быть получено следующим образом: Моделирующие значения и могут быть записаны следующим образом, используя обратный накопительный производящий оператор первого порядка (IAGO):
. вставка произвольного числа перед первой записью для извлечения сообщений может повысить точность прогнозирования и сделать модель возможной на меньших выборках.Но мы должны заметить, что эта операция основана на результате прогнозирования независимо от первой записи исходного ряда. В следующем разделе показано, как просто ответить на этот вопрос, используя теорию произведения детерминанта.
3.2. Исследование связи между результатами прогнозирования и первой записью исходной серии
Чтобы продемонстрировать тот факт, что результаты прогнозирования ONGM не зависят от первой записи исходной серии, мы добавляем первую запись произвольным числом, что является, .Кроме того, у нас есть. Параметры матрицы и системы, соответственно, становятся
Другими словами, нулевое предположение о том, что результат прогнозирования зависит от первой записи, будет выполняться, если результат, сгенерированный из, равен результату, сгенерированному из. Между прочим, мы кратко представим теорию произведений определителя, потому что нам нужно использовать это для завершения доказательства.
Пусть две матрицы и с порядками записываются отдельно как
Лемма 1 (см. [43]). Если обе и являются разделенными матрицами, то справедливы следующие уравнения:
Обозначим, что сопряженная матрица к by может быть записана как.Впоследствии (5) становится. Из (8) — (11) легко получить следующее: где. В соответствии с операциями с элементарными строками и столбцами мы получаем
Кроме того, системные параметры, и являются фактом, переписанным как определитель, после замены первой, второй и третьей строк на, то есть
. можно сделать вывод, что. Следовательно, результаты прогнозов с этими новыми параметрами равны
. Следовательно, результаты прогнозов, полученные при использовании в качестве первой записи, такие же, как результаты, полученные при использовании в качестве первой записи, как и ожидалось, что означает, что прогнозы не зависят от первой записи исходной записи. ряд.
3.3. Представление предлагаемой модели
Мы могли бы перестроить неоднородную серую модель, вставив произвольное число перед первой записью исходной серии, когда мы докажем, что прогнозы не зависят от первой записи исходной серии, как упоминалось в разделе 2.3. Мы пишем предлагаемую модель как FNGM для простоты. Процедура моделирования очень похожа на ONGM, но с небольшими изменениями.
Моделирующая серия становится Матрицей и строится как
Затем параметры модели могут быть получены с использованием метода наименьших квадратов как
Функция временного отклика может быть вычислена как
Следовательно, используя обратное накопительное генерирование первого порядка. (1-IAGO), восстановленные значения приобретаются как
Для оценки точности прогнозирования предложенной модели используются три статистических индекса, включая среднеквадратичную ошибку (RMSE), среднюю абсолютную ошибку (MAE) и среднюю абсолютную ошибку в процентах ( MAPE) используются для характеристики точности прогнозирования модели, которые отдельно определяются следующим образом: где — смоделированная ошибка во времени и.
4. Проверка FNGM
Прежде чем применять предложенный метод для прогнозирования потребления природного газа в Китае, необходимо проверить эффективность предложенной модели. Кроме того, в этом разделе устанавливаются конкурирующие модели, включая традиционную модель серого (GM (1,1)), дискретную модель серого (DGM (1,1)) и оптимизированную модель серого (ONGM).
Рассмотрим данные из статьи [44]. В этом случае необработанные данные разбиваются на две группы. Другими словами, первые 10 точек используются для построения этих четырех моделей прогнозирования, а остальные используются для проверки их точности прогнозов.
Из таблицы 2 ясно видно, что все статистические показатели FNGM ниже, чем у трех других моделей, либо на стадии обучения, либо на стадии тестирования. Это означает, что в этом случае FNGM имеет лучшую производительность прогнозирования.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
5. Заявка
5.1. Источник данных
В этом разделе необработанные данные о потреблении природного газа в Китае с 2005 по 2018 год собраны Национальным статистическим бюро Китая и могут быть загружены по адресу http: // www.stats.gov.cn/english, как показано в таблице 3. В частности, мы делим эти наборы данных на две группы, где данные с 2005 по 2016 год используются для построения этих моделей, а другие используются для проверки их способности к прогнозированию.
Игнорируя первый элемент моделирующих значений, из таблицы 4 ясно видно, что минимальные значения APE для этих моделей составляют 0,01, 0,01, 0,02 и 0,01 в стадия обучения и максимальные значения APE составляют отдельно 0,17, 0,17, 0,18 и 0,18. На этапе тестирования минимальные значения APE для этих четырех моделей составляют 0,06, 0,06, 0,12 и 0,05, а максимальные значения APE — 0,04, 0,04, 0,06 и 0.05 соответственно. Хотя максимальные значения APE предложенной модели немного выше, чем у других моделей, другие значения APE намного меньше, чем у других моделей для периодов обучения и тестирования. Между тем, из рисунка 1 очевидно, что моделируемые и прогнозные значения относительно близки к кривой исходных данных потребления природного газа в Китае в целом, а это означает, что предлагаемая модель обеспечивает высокий прогноз, а также что предлагаемая модель представляет собой довольно заметную модель прогнозирования потребления природного газа в Китае. Теперь мы рассмотрим отдельно сравнение трех индексов ошибок для стадий моделирования и проверки, которые рассчитаны и перечислены в таблице 5. MAPE этих моделей GM (1,1), DGM (1,1) и FNGM (см. Рисунок 2) для моделирующего периода составляют 6,74%, 6,84% и 6,63%, снижаясь до 4,96%, 5,18% и 3,12%, когда дело доходит до стадии тестирования, соответственно, за исключением ONGM с увеличением до 8,99% с 6,90%. Это указывает на то, что все эти модели работают достаточно хорошо. Другими словами, все они могут быть использованы для прогнозирования будущих данных о потреблении природного газа в Китае.Тем не менее, предложенная модель FNGM работает лучше всего среди этих четырех моделей, так как имеет самые низкие значения MAPE на этапах обучения и тестирования. Кроме того, аналогичный результат будет проиллюстрирован значениями RMSE и MAE в таблице 5, поскольку модель FNGM имеет самые низкие значения RMSE и MAPE как в период обучения, так и в период тестирования. Таким образом, было показано, что четыре конкурирующие модели достаточно хорошо работают при прогнозировании потребления природного газа в Китае с высокой точностью прогнозов. Однако показано, что предложенная модель имеет лучшую производительность прогнозирования среди этих обычно используемых серых моделей, чем три индекса ошибки.Таким образом, предлагаемая модель имеет хорошую точность, а результаты имеют практическую справочную ценность. Из-за высокой точности прогнозирования предложенной модели имеет смысл применить эту модель для прогнозирования будущего потребления природного газа в Китае с 2019 по 2023 год. Обратите внимание, что в таблице 6 можно увидеть, что потребление природного газа в Китае будет увеличиваются из года в год. В частности, совокупное потребление природного газа в Китае в 2023 году составит примерно 55452,62 × 10 4 тонн SEC, что может помочь лицам, принимающим решения в области энергетического планирования, заранее выработать эффективные стратегии, чтобы противостоять шансам и вызовам, вызванным этим изменением.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||