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Gaskraftwerke wollen Brennstoffzuweisung aus kommenden Feldern

Die von Reliance Industries (RIL) und BP entwickelten Ultra-Tiefwasser-Gasfelder im KG D6-Block des Krishna Godavari-Beckens werden voraussichtlich bis 2023 kumulativ 30 mscmd produzieren, was einem Viertel der heimischen Gasproduktion des Landes entspricht .Die von Reliance Industries (RIL) und BP entwickelten Ultra-Tiefwasser-Gasfelder im KG D6-Block des Krishna Godavari-Beckens werden voraussichtlich bis 2023 kumulativ 30 mscmd produzieren, was einem Viertel der heimischen Gasproduktion des Landes entspricht .

Stark gestresste Gaskraftwerke haben nach einem „separaten Eimer für die Zuteilung / Versteigerung von Gas“ von den Offshore-Feldern an der Ostküste des Landes gesucht, in dem die Produktion bald beginnen soll.

Bis zu 24.900 Megawatt Gaskraftwerke waren von April bis Oktober wegen mangelnder Brennstoffversorgung nur zu 26% ausgelastet. Rund 12.000 MW Gasanlagen sind gestresste Anlagen, 5.600 GW wurden im Geschäftsjahr 20 nicht mit Gas versorgt, während der Rest nur begrenzt versorgt wurde.

In Briefen an das Büro des Premierministers und die Ministerien für Erdöl und Energie sagte der Verband der Stromerzeuger (APP): „Die zusätzlichen 30 Millionen Standardkubikmeter pro Tag (mscmd) inländisches Erdgas sollen bis zum Geschäftsjahr 23 aus dem KG-Becken verfügbar sein sollte eine gewisse Menge für die Kraftwerksanlagen vorgesehen haben, die derzeit kein Gas haben, um sie vorrangig wiederzubeleben und langfristig zu operationalisieren. “

Die von Reliance Industries (RIL) und BP entwickelten Ultra-Tiefwasser-Gasfelder im KG D6-Block des Krishna Godavari-Beckens werden voraussichtlich bis 2023 kumulativ 30 mscmd produzieren, was einem Viertel der heimischen Gasproduktion des Landes entspricht .

RIL und BP kündigten am 18. Dezember den Beginn der Gasproduktion aus dem Block an. Der Kraftstoff wird gemäß den vom Kabinett im Oktober genehmigten Standardgebotsnormen verkauft. Obwohl diesen Bereichen erhebliche Preis- und Vermarktungsfreiheit eingeräumt wurde, sollen die Gaspreise unter den von der Regierung festgelegten Tarifgrenzen begrenzt werden. Die derzeitige Preisobergrenze liegt bei 4,06 USD / Mio. britischen thermischen Einheiten (mBtu) und wird voraussichtlich nach dem 31. März 2021 steigen. Um gasbasierten Strom wirtschaftlich rentabel zu machen, werden die Kosten für den Brennstoff an der Brennerspitze – einschließlich Transportkosten und Steuern – sollten nicht mehr als 6 USD / MBTU betragen.

„Das inländische Gas, das produziert werden würde, kann über eine Ausschreibungsroute zugeteilt werden. Von dem insgesamt angebotenen Gas sollte jedoch ein spezieller Eimer oder eine bestimmte Menge ausschließlich für den Energiesektor vorhanden sein, da der Energiesektor nicht mit anderen nicht regulierten Branchen konkurrieren kann. Sagte die APP.

Obwohl es als eine der saubersten und zuverlässigsten Quellen angepriesen wird, bleibt der Anteil des Stroms aus Gaskraftwerken – selbst bei den derzeitigen Bemühungen zur Erreichung der Emissionsminderungsziele – weniger als 4%.

Der durchschnittliche Anlagenlastfaktor (PLF) der indischen Gaskraftwerke stieg von April bis Oktober 2020 nur um drei Prozentpunkte pro Jahr, obwohl die Preise für Spot-Flüssigerdgas (LNG) im Jahresvergleich um etwa 22% fielen. Der geringfügige Anstieg des PLF ist darauf zurückzuführen, dass die Stromerzeugung in nur wenigen Kraftwerken in der Nähe der Gasimportterminals an der Westküste um ein Vielfaches zunimmt. “Die Transportkosten für Gas blieben hoch, und zusammen mit den Landekosten für LNG-Importe und Wiederverdampfung ist der endgültige Strompreis im Vergleich zu Kohlekraftwerken immer noch hoch und nicht wettbewerbsfähig”, sagte eine Quelle.

Rund 2.600 MW staatseigener Gasanlagen in Gujarat (Pipapav, Uran, Dhuvaran, Utran und Hazira) haben ihre PLF-Werte gegenüber dem Vorjahr um das Zwei- bis Dreifache erhöht. Die Stromerzeugung aus der 1.200-MW-Dgen-Anlage von Torrent Power und der 657-MW-Gandhar-Gasanlage von NTPC, ebenfalls in Gujarat, hat sich gegenüber dem Vorjahr mehr als verdoppelt.

Andererseits liegen die meisten Einheiten in Lanco Kondapalli (1.476 MW), GMR Rajahmundry (768 MW) und GVK Gautami (465 MW) – alle in Andhra Pradesh – weiterhin im Leerlauf.

Die jüngste Entscheidung der Regierung zur Rationalisierung der Tarifstruktur für Gaspipelines dürfte eine gewisse Erleichterung bringen, aber die Kraftwerke müssen noch herausfinden, inwieweit das einheitliche Tarifsystem helfen würde. “Wir erwarten eine gewisse Kostensenkung, aber der einheitliche Tarif ist zu komplex, und wir müssen warten, um die tatsächlichen Auswirkungen herauszufinden”, sagte ein leitender Angestellter eines Gaskraftwerks gegenüber FE.

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