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World File Search System管道运输
联邦能源管理委员会根据州际贸易法监管氢气管道的权力
摘要：正如最近的基础设施法案所承认的，在我们努力减缓和扭转气候变化的过程中，氢气和氢气管道将在经济中发挥重要作用。本文旨在确定如何或应该如何监管氢气管道。它提出，联邦能源管理委员会（FERC）有权根据《州际商务法》（ICA）监管氢气的管道运输，该法管辖 FERC 对输送原油、精炼石油产品和天然气液体的管道的监管。另外，FERC 可以根据《天然气法》（NGA）监管氢气和天然气混合物的运输——并且管道可以采用容量租赁来保持畅通，当后者变成前者时。美国的管道监管制度是全面的，涵盖除水以外所有商品的运输。任何非水管道都将属于以下三种监管制度之一：（1）FERC 管理的 NGA；（2）FERC 管理的 ICA；或 (3) 由地面运输委员会 (STB) 管理的《州际商务委员会终止法案》 (ICCTA)。本文提出了一个测试来确定如何根据管道运输的物品对其进行监管。本文调查了立法历史和先例，以提炼出一个测试，划定管理不同商品管道运输的三个相邻制度之间的管辖权。NGA 管理运输天然甲烷以及天然甲烷与其他商品（包括人造甲烷）混合物的管道。ICA 管理运输具有潜在能源用途的石化产品及其可再生替代品的管道。最后，ICCTA 管理运输除水和人造甲烷以外的任何其他商品的管道。运输水和纯人造甲烷的管道是唯一不受联邦经济监管的州际管道。在构建这个测试时，本文确定了哪种制度适用于运输生物甲烷、液体生物燃料和二氧化碳的管道。然后，本文将这种管道商品管辖权测试应用于氢气，基于对氢气目前化石燃料来源的详细事实分析。
秋季2024/二氧化碳管理状况
2024年秋季/CO 2管理层报告向外交部向外交部的Gassnova SF（挪威）摘要北极光项目即将完成，其中98.8％的基础设施成立了。目前正在为操作准备该项目Co₂接收系统的中心Øygarden终端。该航站楼将从国家和国际来源获得Co₂，然后通过管道运输，将其存储在海床下2600米处。北极光还设有三艘专用的运输船； Ship 1已完成99％，船2为96.8％，船舶3按计划支持运营开始。与Yara和Ørsted等国际合作伙伴的协议将分别从荷兰和丹麦带来CO₂，强调了Northern Lights在欧洲的碳管理网络中的角色。欧盟委员会已承诺为该项目的商业扩张（第2阶段）承诺1.3亿欧元。该项目对健康，安全和环境（HSE）（HSE）的关注并未导致重大事件，其正式开放引起了媒体的极大关注。Brevik CCS也正在进步，其中88.6％的建筑工作完成。由于外部因素而面临的设施延迟，但现在处于测试阶段，准备从2025年开始捕获CO₂。经营Brevik的Heidelberg材料将该项目视为欧洲和北美未来CCS计划的模板。Brevik CCS已经推出了EVO零水泥用于Net-Zero排放混凝土，该水泥最初是在Brevik捕获的。尽管成本超支，但挪威政府和海德堡材料已同意为诺克提供1.5亿美元的资金，以确保完成。Hafslund Celsio项目的重点是在奥斯陆的一家废物到能量工厂捕获Co₂。正在进行进一步的成熟成本分析，目的是在年底之前做出最终的投资决定。一旦运营，该工厂每年就可以捕获多达350,000吨的煤，从而极大地促进了奥斯陆的减排目标。
绿色氢和绿色氢衍生物的运输方案的工艺工程分析
预计未来 20 到 30 年，德国的氢气需求将大幅上升。根据不同情景，预计 2045 年的氢气能源需求在 50 至 430 TWh（低热值 [LHV]）之间。[1 – 3] 虽然部分氢气需求可以在当地满足，但仍需要进口氢气。对于较长的运输距离，例如从北美或南美进口氢气，管道运输并不可行。因此，未来通过船舶运输氢气将至关重要。除了液化氢气外，还有其他船运氢气选择。为此，氢气可以转化为其他化学能量载体，称为 H2 衍生物。本研究讨论了以下氢气运输选项：液态氢 (LH2)、液态甲烷 (Green LNG)、氨 (NH3)、液态有机氢载体 (LOHC) 和甲醇 (MeOH)。如图 1 所示，可以使用若干标准从技术上评估进口方案。提到的技术评估标准包括：进口方案流程链中各个步骤的技术准备情况、航运基础设施、体积能量密度以及能源载体的处理。这个清单绝不是完整的，可以进一步扩展。第一步，本研究侧重于能量利用率，即将氢气或其衍生物运输到进口国需要多少能量。图 2 概述了本研究涵盖的内容。虽然可以转换回氢气并且对于每种运输方案都予以考虑，但一些 H2 衍生物也可以直接在进口国使用。因此，对于绿色液化天然气、氨和甲醇，除了转换回氢气外，还考虑直接利用。大多数研究都集中于单一能源载体或其相关的进口成本。国际可再生能源机构 (IRENA) 2022 评估了 NH3、LH2 和 LOHC 的氢气进口； [4] Staiß 等人（2022 年）比较了 LH 2 、NH 3 、MeOH 和费托产品的进口选择。[5] 虽然 Hank 等人（2020 年）也考虑了与本文相同的能源载体（LH 2 、LOHC、CH 4 、MeOH 和 NH 3 ），但对于 H 2 衍生物 CH 4 、MeOH 和 NH 3 ，进口过程中没有再转化（裂解或重整）
新闻稿
新闻稿 雅典，2024 年 12 月 10 日 IGI Poseidon 和 Tenaris 合作推进海上氢气准备工作 Tenaris 和 IGI Poseidon（希腊 DEPA International Projects 和意大利 Edison SpA 的合资企业）联手推进通过超深海上管道运输氢气。 此次合作旨在解决两个主要挑战：在恶劣条件下安全输送氢气并确保传输成本的经济竞争力。 氢气越来越多地被认为是向低碳未来过渡的关键推动因素，它为传统分子提供了清洁、多功能的替代品。 尽管氢气作为一种无碳载体具有独特的特性，只需稍加改动即可融入现有能源系统，但必须解决其在某些条件下使钢变脆的倾向。 IGI Poseidon 和 Tenaris 正在应对这一挑战，通过联合进行海上高压管道资格测试，结合他们在能源基础设施和管道技术方面的专业知识，推动基础设施发展。 IGI Poseidon 首席执行官 Fabrizio Mattana 表示：“IGI Poseidon 的目标一直是开发和实现基础设施，为未来提供多样化和有竞争力的能源。此次合作是我们愿景的自然延伸，我们的愿景正在不断发展，旨在为欧洲雄心勃勃的气候目标做出贡献。”IGI Poseidon 董事会主席 Konstantinos Xifaras 表示：“此次合作是实现可持续能源未来的重要一步。通过将我们的专业知识与 Tenaris 的先进材料技术相结合，我们正在加强对氢气运输和创新的承诺。”创新是 Tenaris 推进能源技术方法的核心。Tenaris 管道技术高级总监 Philippe Darcis 强调说：“为氢环境中材料性能的研究做出贡献是我们战略的关键。我们正在利用我们的专业知识和研发能力来支持下一代氢气运输网络的发展。”这项联合计划于 2024 年启动，涉及对高强度材料 (X70) 和高压条件下的环焊进行严格测试，模拟纯氢通过 IGI Poseidon 已经为天然气设计的相同海上管道进行运输。管道的鉴定工作正在意大利和美国的专业实验室进行，重点是根据最新的行业指南在不同压力水平下对材料进行断裂韧性测试，最高可达 330 bar。这将提供可靠的
20-153-LNG中型项目.pdf
3 15 USC § 717b(c)。4 在墨西哥作为管道运输或液化燃料消费的天然气应被视为出口到墨西哥这个自由贸易协定国家。因此，只有从墨西哥以液化天然气（2000 亿立方英尺/年）的形式再出口到非自由贸易协定国家的天然气才需要非自由贸易协定出口授权。5 将天然气出口授权延长至 2050 年，85 Fed. Reg. 52,237（2020 年 8 月 25 日）（“期限延长政策声明”）。根据期限延长政策声明，“未来长期非自由贸易协定出口授权（如获批准）将具有标准出口期限，持续至 2050 年 12 月 31 日，除非申请人要求更短的期限。因此，所有新的长期出口美国本土 48 个州生产的天然气（包括液化天然气）的申请，都应要求出口期限持续到 2050 年 12 月 31 日（包括任何补偿期）——或说明申请人要求缩短出口期限。”同上，第 52,247 页。如果 DOE/FE 在期限延长政策声明中规定的政策随后在颁发本申请中请求的授权之前发生修改，Vista Pacifico 恭敬地请求 DOE/FE 授予 DOE/FE 政策允许的最长期限。 6 参见墨西哥太平洋有限公司，能源部/能源部命令编号 4312，能源部案卷编号 18-70-LNG，《关于授予长期、多合同授权，通过管道将美国天然气出口到墨西哥进行液化，并以液化天然气的形式再出口到非自由贸易协定国家的意见和命令》（2018 年 12 月 14 日）[以下简称“墨西哥太平洋”]；Energía Costa Azul，S. de RL de CV，能源部/能源部命令编号 4364，能源部案卷编号 18-144-LNG，《关于授予长期授权，以液化天然气的形式从墨西哥向非自由贸易协定国家再出口美国天然气的意见和命令》（第 32-33 页）（2019 年 3 月 29 日）[以下简称“ECA 中型项目”]； Energía Costa Azul, S. de RL de CV，DOE/FE 命令编号 4365，FE 卷宗编号 18-145-LNG，关于长期授权以液化天然气的形式从墨西哥向非自由贸易协定国家再出口美国天然气（ECA 大型项目）的意见和命令，第 32-33 页（2019 年 3 月 29 日）[以下简称 ECA 大型项目]。
欧洲氢能骨干
自 2020 年成立以来，欧洲氢能骨干网 (EHB) 计划通过发布其旗舰 EHB 地图为欧洲氢能市场的发展做出了贡献，其愿景是建立泛欧洲氢能运输基础设施。这些网络地图展示了这一愿景在技术上是可行的，在经济上也是负担得起的。氢能对实现气候中和的作用得到了广泛认可，未来欧洲能源系统对氢能管道运输的需求也是如此。最近，欧盟委员会于 2021 年 12 月发布的氢能和脱碳气体一揽子计划承认了氢能管道基础设施在促进市场竞争、供应安全和需求安全方面的重要作用。¹ 俄罗斯入侵乌克兰后，快速清洁能源转型的动力从未如此强烈。这一立场在欧盟委员会的 REPowerEU 提案中得到了牢固确立，该提案旨在逐步消除欧洲对俄罗斯化石燃料的依赖，并提高欧盟范围内能源系统的弹性。除其他措施外，REPowerEU 还提出了一项雄心勃勃的目标，即在 Fit for 55 预计的 560 万吨可再生氢的基础上，再增加 1500 万吨可再生氢，这超出了欧盟氢能战略的目标。² 要实现这些目标，就需要加快发展综合天然气和氢气基础设施、氢气储存设施和港口基础设施。根据欧盟委员会的 REPowerEU 提案，并为了响应氢能市场的加速发展，本报告提出了更新、扩展和加速的 EHB 愿景，目前涉及来自 28 个国家的 31 家能源基础设施公司。本报告中呈现的更新后的氢能基础设施网络图以 EHB 计划之前的工作为基础。加速愿景显示，到 2030 年，将出现五条泛欧洲氢气供应和进口走廊，将工业集群、港口和氢谷与氢气供应充足的地区连接起来，并支持欧盟委员会推动欧洲 2060 万吨可再生和低碳氢市场发展的雄心。³ 氢基础设施随后可以发展成为一个泛欧洲网络，到 2040 年，长度将达到近 53,000 公里，主要基于重新利用的现有天然气基础设施。⁴ 此外，地图还显示了可能出现的其他路线，包括潜在的海上互连器和 EHB 成员活跃区域以外地区的管道。本报告中提供的地图的“实时”版本也可以在 EHB 倡议的网站上以数字格式找到，该网站将于 2022 年 4 月在本报告发布后不久推出。⁵ 本报告提出的 2040 年欧洲氢能骨干网预计总投资额为 800-1430 亿欧元。这一投资成本估算在欧洲能源转型的总体背景下相对有限，其中包括连接各国与海上能源枢纽和潜在出口地区的海底管道和互连线。沿拟议的陆上主干线运输 1,000 公里以上的氢气平均成本为每公斤氢气 0.11-0.21 欧元，这使得 EHB 成为大规模长距离氢气运输最具成本效益的选择。如果仅通过海底管道运输氢气，则每运输 1,000 公里每公斤氢气的成本为 0.17-0.32 欧元。
ehb-报告-220428-17h00-互动式-1.pdf
自 2020 年成立以来，欧洲氢能骨干网 (EHB) 计划通过发布其旗舰 EHB 地图为欧洲氢能市场的发展做出了贡献，其愿景是建立泛欧洲氢能运输基础设施。这些网络地图展示了这一愿景在技术上是可行的，在经济上也是负担得起的。氢能对实现气候中和的作用得到了广泛认可，未来欧洲能源系统对氢能管道运输的需求也是如此。最近，欧盟委员会于 2021 年 12 月发布的氢能和脱碳气体一揽子计划承认了氢能管道基础设施在促进市场竞争、供应安全和需求安全方面的重要作用。¹ 俄罗斯入侵乌克兰后，快速清洁能源转型的动力从未如此强烈。这一立场在欧盟委员会的 REPowerEU 提案中得到了牢固确立，该提案旨在逐步消除欧洲对俄罗斯化石燃料的依赖，并提高欧盟范围内能源系统的弹性。除其他措施外，REPowerEU 还提出了一项雄心勃勃的目标，即在 Fit for 55 预计的 560 万吨可再生氢的基础上，再增加 1500 万吨可再生氢，这超出了欧盟氢能战略的目标。² 要实现这些目标，就需要加快发展综合天然气和氢气基础设施、氢气储存设施和港口基础设施。根据欧盟委员会的 REPowerEU 提案，并为了响应氢能市场的加速发展，本报告提出了更新、扩展和加速的 EHB 愿景，目前涉及来自 28 个国家的 31 家能源基础设施公司。本报告中呈现的更新后的氢能基础设施网络图以 EHB 计划之前的工作为基础。加速愿景显示，到 2030 年，将出现五条泛欧洲氢气供应和进口走廊，将工业集群、港口和氢谷与氢气供应充足的地区连接起来，并支持欧盟委员会推动欧洲 2060 万吨可再生和低碳氢市场发展的雄心。³ 氢基础设施随后可以发展成为一个泛欧洲网络，到 2040 年，长度将达到近 53,000 公里，主要基于重新利用的现有天然气基础设施。⁴ 此外，地图还显示了可能出现的其他路线，包括潜在的海上互连器和 EHB 成员活跃区域以外地区的管道。本报告中提供的地图的“实时”版本也可以在 EHB 倡议的网站上以数字格式找到，该网站将于 2022 年 4 月在本报告发布后不久推出。⁵ 本报告提出的 2040 年欧洲氢能骨干网预计总投资额为 800-1430 亿欧元。这一投资成本估算在欧洲能源转型的总体背景下相对有限，其中包括连接各国与海上能源枢纽和潜在出口地区的海底管道和互连线。沿拟议的陆上主干线运输 1,000 公里以上的氢气平均成本为每公斤氢气 0.11-0.21 欧元，这使得 EHB 成为大规模长距离氢气运输最具成本效益的选择。如果仅通过海底管道运输氢气，则每运输 1,000 公里每公斤氢气的成本为 0.17-0.32 欧元。
GCC 中的氢气
• GCC 国家使用大量基于天然气的“灰色”氢气，约 8.4 公吨/年，占世界总量的约 7%。其中一些可能适合通过碳捕获、利用和储存 (CCUS) 进行改造。大多数氢气装置是炼油厂、钢厂和石化设施的一部分。气转液 (GTL) 约占该地区 H 2 消耗量的 39%，其次是石油炼制 (27%)、氨生产 (21%)、甲醇生产 (9%) 和钢铁制造 (4%)。 • GCC 拥有充足的低成本土地、低资本成本、现有的工业产能、优质的太阳能和（部分）风能资源，以及与增长市场的地理位置接近，使其处于成为绿色氢气生产商的绝佳位置。同样，其低成本的天然气和易于碳捕获、利用和储存 (CCUS) 使其能够生产具有成本竞争力的蓝色氢气。 • 目前，氢气生产并不是该地区石油和天然气公司 1 的首要任务，而是公用事业、发电厂开发商和行业的关注重点。海湾合作委员会有一个先进的大型绿色氢气生产项目，即由 Acwa Power 和 Air Products 开发的位于沙特阿拉伯西北部、投资 50 亿美元、年产 237 000 吨的 Neom Helios 项目。 • 目前氢气生产成本因技术和地区而异，预计长期来看会发生变化。随着技术的进步和碳定价的日益普及，“绿色”氢气可能比“蓝色”氢气更便宜。预计绿色氢气成本将从 2020 年的 3.5-7.5 美元/公斤降至 2030 年的 1.6-2.2 美元/公斤。 • 脱碳政策（尤其是在欧洲）对海湾合作委员会的碳氢化合物和能源密集型材料的出口构成风险。氢气可以直接出口，或者海湾合作委员会国家可以出口用蓝氢或绿氢制成的脱碳材料，如氨、钢、玻璃和化肥。•欧盟潜在的碳边境税可能会使石油、钢铁和木浆出口利润减少 10-65%，对欧盟和非欧盟商品生产商均有影响。海湾合作委员会国家被认为是受欧盟碳定价计划影响最大、抵御能力最差的国家之一。这可能鼓励增加氢衍生材料的产量，以减少出口到欧洲的能源密集型材料的碳足迹。•预计全球对绿色氢的需求将在中期内迅速增长至 5.3 亿吨，到 2050 年将取代 104 亿桶油当量，或占 2020 年全球石油产量的 37%。这应该促使海湾国家瞄准低碳出口产品。 • 管道运输氢气通常是长距离大量运输最具成本效益的方法，可以根据当地法规或合同以纯氢气形式或混合天然气形式进行运输。 • 然而，虽然管道将北非与南欧连接起来，但目前还没有从海湾合作委员会到欧洲的管道。液氢运输成本高，而液态有机氢载体的重量密度低且供应链复杂。氨价值链似乎是长距离运输 GCC 氢气最实用、最具成本效益的方法，而这也是 NEOM 所追求的方法。• GCC 地区在科威特、沙特-科威特中立区、阿联酋和阿曼拥有许多位置合适的盐矿，这些盐矿的洞穴可以提供低成本的氢气缓冲储存。• GCC 国家已开展了许多研发项目，包括针对不同用途的蓝氢和绿氢的可行性研究和试点项目。然而，需要分配更多的研发投资来加强技术专长、推动电解成本降低、创建基础设施网络和改进出口业务模式。 • GCC 应 (i) 将氢经济纳入 2020 年底巴黎协定国家自主贡献 (NDC) 的修订中，(ii) 建立欧盟与 GCC 之间的技术合作，协调法规和标准，(iii) 制定碳定价机制，和/或与包括欧洲 ETS 在内的其他碳定价计划建立联系，以鼓励使用氢气并刺激需求，从而创造扩大 H 2 市场的商业机会。 • 鉴于该行业处于早期阶段，对 GCC 氢能感兴趣的欧盟公司必须自行启动和开发项目，最有可能与大型海湾国家能源公司和战略投资工具合作。同时，他们应该促进支持性政策和意识建设。 • 欧洲的氢能战略主要侧重于绿色氢能。然而，为了实际实现其目标，至少在中期内，它将需要大量低成本的蓝色氢能。GCC 国家石油公司 (NOC) 可以瞄准这个欧洲市场，但需要参与以实现支持性法规和低碳材料出口的定价。 • 在绿色氢能方面，海湾合作委员会各国政府及其国家公用事业和工业界可以提议创建发电厂（电解槽）的下游项目，并生产氢衍生材料（可能是氨和钢铁）用于出口，其中欧盟实体将是独家承购商（自有需求）。包括针对不同用途的蓝氢和绿氢的可行性研究和试点项目。然而，需要分配更多的研发投资来加强技术专长，推动电解成本降低，建立基础设施网络并改进出口业务模式。 • GCC 应 (i) 将氢经济纳入 2020 年底《巴黎协定》国家自主贡献 (NDC) 的修订中，(ii) 建立欧盟-GCC 技术合作和协调法规和标准，(iii) 开发碳定价机制和/或与包括欧洲 ETS 在内的其他碳定价计划建立联系，以鼓励使用氢气并刺激需求，从而创造扩大 H 2 市场的商业机会。 • 鉴于该行业处于早期阶段，对 GCC 氢感兴趣的欧盟公司必须自己启动和开发项目，最有可能与大型海湾国家能源公司和战略投资工具合作。同时，他们应该促进支持性政策和意识建设。 • 欧洲的氢战略主要侧重于绿色氢。然而，为了切实实现其目标，至少在中期内，它将需要大量低成本的蓝氢。海湾合作委员会国家石油公司 (NOC) 可以瞄准这个欧洲市场，但需要参与争取支持低碳材料出口的法规和定价。• 在绿色氢方面，海湾合作委员会政府及其国家公用事业和工业可以提议在发电厂（电解器）的下游项目上进行创建，并生产氢衍生材料（可能是氨和钢铁）用于出口，其中欧盟实体将是独家承购商（自有需求）。包括针对不同用途的蓝氢和绿氢的可行性研究和试点项目。然而，需要分配更多的研发投资来加强技术专长，推动电解成本降低，建立基础设施网络并改进出口业务模式。 • GCC 应 (i) 将氢经济纳入 2020 年底《巴黎协定》国家自主贡献 (NDC) 的修订中，(ii) 建立欧盟-GCC 技术合作和协调法规和标准，(iii) 开发碳定价机制和/或与包括欧洲 ETS 在内的其他碳定价计划建立联系，以鼓励使用氢气并刺激需求，从而创造扩大 H 2 市场的商业机会。 • 鉴于该行业处于早期阶段，对 GCC 氢感兴趣的欧盟公司必须自己启动和开发项目，最有可能与大型海湾国家能源公司和战略投资工具合作。同时，他们应该促进支持性政策和意识建设。 • 欧洲的氢战略主要侧重于绿色氢。然而，为了切实实现其目标，至少在中期内，它将需要大量低成本的蓝氢。海湾合作委员会国家石油公司 (NOC) 可以瞄准这个欧洲市场，但需要参与争取支持低碳材料出口的法规和定价。• 在绿色氢方面，海湾合作委员会政府及其国家公用事业和工业可以提议在发电厂（电解器）的下游项目上进行创建，并生产氢衍生材料（可能是氨和钢铁）用于出口，其中欧盟实体将是独家承购商（自有需求）。至少在中期内，它将需要大量低成本的蓝氢。海湾合作委员会国家石油公司 (NOC) 可以瞄准这个欧洲市场，但需要参与争取支持低碳材料出口的法规和定价。• 在绿色氢方面，海湾合作委员会政府及其国家公用事业和工业可以提议在发电厂（电解器）的下游项目上进行创建，并生产氢衍生材料（可能是氨和钢铁）用于出口，其中欧盟实体将是独家承购商（自有需求）。至少在中期内，它将需要大量低成本的蓝氢。海湾合作委员会国家石油公司 (NOC) 可以瞄准这个欧洲市场，但需要参与争取支持低碳材料出口的法规和定价。• 在绿色氢方面，海湾合作委员会政府及其国家公用事业和工业可以提议在发电厂（电解器）的下游项目上进行创建，并生产氢衍生材料（可能是氨和钢铁）用于出口，其中欧盟实体将是独家承购商（自有需求）。