Energienachrichtenmonitor

Das erste Pilotprojekt zur unterirdischen Kohlevergasung (UCG) in Indien wurde 2010 von ONGC (Oil & Natural Gas Corporation Limited) in Zusammenarbeit mit Gujarat Industries Power Company Ltd (GIPCL) im Vastan-Minenblock, Surat, Gujarat, durchgeführt. ONGC übernahm den Vastan-Minenblockstandort von GIPCL in Nani Naroli, Distrikt Surat, Gujarat, als F&E-Pilotprojekt zur Einführung der UCG-Technologie in Zusammenarbeit mit dem National Mining Research Center-Skochinsky Institute of Mining (NMRC-SIM), Russland. Die Kooperationsvereinbarung (AOC) zur Zusammenarbeit mit ONGC bei Dienstleistungen, Betrieb, Entwicklung und Forschung im Zusammenhang mit UCG in Indien wurde bis März 2020 verlängert. Eine Reihe von Standorten wurden gemeinsam von ONGC und Neyveli Lignite Corporation Limited (NLC) identifiziert. für die Prüfung ihrer Eignung für UCG. Dies sind Tadkeshwar in Gujarat und Hodu-Sindhari und East Kurla in Rajasthan. Ein weiterer Standort wurde gemeinsam von ONGC und GMDC (Gujarat Mineral Development Corporation Limited) in Surkha im Distrikt Bhavnagar, Gujarat, identifiziert. Die Daten aller Felder wurden analysiert, um die Eignung dieser Standorte für UCG zu bewerten. Alle Standorte wurden für die UCG-Exploration als geeignet befunden. Die Fortschritte bei den UCG-Projekten waren langsam, aber könnte es eine Option für die Dekarbonisierung der Kohle in Indien werden?

Bei der unterirdischen Kohlevergasung (UCG) handelt es sich um die teilweise In-situ-Verbrennung des Kohleflözes, um durch dieselben chemischen Reaktionen, die in Oberflächenvergasern ablaufen, nutzbares Gas zu erzeugen. Dies wird erreicht, indem Dampf und Luft (oder Sauerstoff) in das Kohleflöz injiziert werden, die dann gezündet werden, um die Vergasung einzuleiten. Typischerweise sind Temperaturen über 1000 °C erforderlich, damit die Vergasung abläuft. Die Produkte und Nebenprodukte der Vergasung variieren je nach Art der Kohle, der Temperatur, dem Druck und auch davon, ob Luft oder Sauerstoff verwendet wird. Die Produktgase (Synthesegas oder Synthesegas) bestehen hauptsächlich aus Kohlenmonoxid (CO), Kohlendioxid (CO2), Wasserstoff (H2), Methan (CH4) und in geringerem Maße aus Schwefelwasserstoff (H2S) und einigen Pyrolyseprodukten mit höherem Molekulargewicht . Unabhängig von der Verwendung muss Synthesegas mit kommerziell verfügbaren Technologien gereinigt werden, um Verunreinigungen wie Partikel, Teer und Schwefelverbindungen wie H2S und Carbonylsulfid (COS) zu entfernen, um es nutzbar zu machen.

Elektrizität

Das heiße Synthesegas von UCG kann verwendet werden, um Dampf zu erzeugen, der eine Dampfturbine antreibt, die Strom erzeugt, oder es kann verbrannt werden, um Dampf zu erzeugen, der eine elektrische Turbine antreibt. Synthesegas kann auch direkt in eine Brennstoffzelle eingespeist werden, die CO verträgt, um Niederspannungsstrom zu erzeugen, der hochgestuft und in das Netz eingespeist werden kann.

Chemischer Rohstoff

Synthesegas kann als chemischer Rohstoff verwendet werden (nachdem sein H2-zu-CO-Verhältnis angemessen ausbalanciert ist), um Methanol, Wasserstoff, Ammoniak und andere chemische Produkte mithilfe des Fischer-Tropsch-Verfahrens herzustellen. Das Central Institute of Mining & Fuel Research (CIMFR) in Indien hat Methanol und Flüssiggas (LPG) als potenzielle Gasprodukte aus UCG-Betrieben identifiziert. CIMFR produziert im Rahmen seines UCG-Pilotprojekts täglich 5 Liter Synthesegas und wandelt in seinem Methanol-Rektifizierer 1,5 Tonnen Kohle in Methanol um.

Produktion von Wasserstoff

Ein stärkeres Argument für UCG liegt in der Tatsache, dass Kohle die offensichtliche Quelle für Wasserstoff ist, der möglicherweise ein wichtiger, nahezu kohlenstofffreier Energieträger der Zukunft ist. UCG als Wasserstoffgenerator in Verbindung mit einer Festoxidbrennstoffzelle (SOFC) zur direkten Stromerzeugung wurde von indischen Experten untersucht. Die Integration mit SOFC bietet zwei spezifische Vorteile: (1) Das Anodenabgas von SOFC, das eine hohe Betriebstemperatur aufweist, kann zur Erzeugung von Dampf verwendet werden, der für den Betrieb von UCG sowie für die Reformierung des Synthesegases für die SOFC erforderlich ist. (2) SOFC kann verwendet werden dienen auch als selektiver Absorber von Luftsauerstoff für ein effizientes System zur CO2-neutralen Stromerzeugung aus unterirdischer Kohle. Die thermodynamische Analyse des integrierten Systems zeigt eine erhebliche Verbesserung des thermischen Nettowirkungsgrads gegenüber einem herkömmlichen Kombikraftwerk.

Nur ein kleiner Teil der indischen Kohle wird unter Tage abgebaut, der Rest erfolgt größtenteils im Tagebau. In Tiefen über 300 Metern sind große Kohlevorkommen vorhanden, die für konventionelle Bergbautechnologien weniger geeignet sind. Dies schränkt die verfügbaren Kohleressourcen trotz großer Papierreserven ein. Indische Kohle galt als „nicht abbaubar“, da sie unter unberührten Waldflächen lag, zu tief lag, minderwertig war oder in engen Flözen vergast werden konnte, was die Verfügbarkeit von Kohleressourcen enorm erhöhte. Indien verfügt außerdem über große Braunkohlevorkommen, deren wirtschaftlicher Abbau aufgrund ihres geringen Energiegehalts schwierig ist. Schätzungen aus dem Jahr 2006 zufolge könnten etwa 66 Prozent der minderwertigen indischen Kohle in mittlerer Tiefe unter Tage vergast werden, um synthetisches Erdgas, Methanol, Benzin, Diesel und Wasserstoff zu produzieren und auch als Rohstoff für die Düngemittelproduktion verwendet zu werden.

Ein hoher Aschegehalt in indischer Kohle stellt eine betriebliche Herausforderung bei der Nutzung der im Inland geförderten Kohle in Oberflächengeräten wie Vergasern und Kesseln dar. UCG verfügt über ein einzigartiges Potenzial bei der Rückgewinnung von Heizwert aus Kohle mit hohem Aschegehalt. Es würde keine Kohle an der Oberfläche transportiert, was auch die Kosten und den lokalen Umweltverschmutzungsfußabdruck verringern würde, der mit dem Kohletransport per Bahn (oder LKW) verbunden wäre. Es würde auch die mit der Lagerung von Kohle verbundene Umweltverschmutzung verringern. Da mit UCG der konventionelle Kohlebergbau entfällt, werden Betriebskosten und Oberflächenschäden reduziert und die Minensicherheit erhöht, da Unfälle wie Mineneinsturz und Erstickung vermieden werden. Für UCG sind keine Oberflächenvergasungssysteme erforderlich und daher wären die Kapitalkosten niedriger. Noch wichtiger ist, dass UCG mit der Abtrennung und Wiederinjektion von CO2 im Untergrund den steigenden Strombedarf von den steigenden Treibhausgasemissionen (THG) entkoppeln kann. Das wachsende Interesse an Wasserstoff als kohlenstofffreiem Energieträger rechtfertigt auch eine Neubewertung der UCG-Option.

Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCUS) haben sich zu einer Schlüsseltechnologiekomponente zur Reduzierung von Treibhausgasen (THGs), hauptsächlich CO2, durch geologische Sequestrierung entwickelt, wie im Bericht des Zwischenstaatlichen Ausschusses für Klimaänderungen (IPCC) festgestellt wird. Die geologische Kohlenstoffspeicherung (GCS) ähnelt CCUS. Die Speicherung von CO2 im Hohlraum, der durch den UCG-Prozess in der Reaktorzone entsteht, hat eine Reihe von Vorteilen: (1) UCG erzeugt einen ziemlich großen Hohlraum (in der Größenordnung von 5–8 Metern (m) Durchmesser) zwischen den Bohrlöchern. Eine einzelne Verbrennung mit Bohrlöchern im Abstand von 300 m würde einen Hohlraum von 6.000–15.000 Kubikmetern erzeugen, der etwa 8.000 Tonnen CO2 speichern kann. (2) Für die CO2-Lieferung und entsprechende Verstopfung und Aufgabe stehen Produktions- und Injektionsbohrlöcher zur Verfügung. Dadurch werden die CCUS-Kosten erheblich gesenkt, da die Bohrlöcher 40 bis 60 Prozent der CCUS-Kosten ausmachen. (3) Die physische Reaktion von Kohle auf CO2 kann die Sequestrierung verbessern. Wenn Sauerstoff zur Vergasung verwendet wird, wandeln Wassergas-Shift-Reaktoren (Reaktion von CO mit Dampf zur Erzeugung von CO2 und H2) fast das gesamte CO in CO2 um, aus dem CO2 durch eine Reihe verfügbarer Technologien leicht entfernt werden kann. CO2 kann in tiefen Salzgrundwasserleitern, erschöpften Gasfeldern, aktiven Ölfeldern und erschöpften und nicht abbaubaren Kohleflözen gespeichert werden, die sich alle häufig in der Nähe der für UCG ausgewählten Kohleflöze befinden, was das UCG-CCUS-Paket zu einer attraktiven Option für das Kohlenstoffmanagement macht. Da Kohle in der Gegenwart von CO2 aufquillt und weicher wird, können Brüche und Porositäten schnell geschlossen werden, wodurch ein potenzieller CO2-Austritt immobilisiert und abgeschwächt wird.

Der durch UCG erzeugte Hohlraum kann zu erheblichen Verformungen sowohl der verbleibenden Kohle als auch des umliegenden Gesteins führen. Erhitzung, Abschreckung, Wasserfluss und ein möglicher Einsturz von Dach und Wand können die Integrität des Hohlraums ernsthaft gefährden. Diese sind schwer vorherzusagen. Im Allgemeinen bewegen sich die Seiten des Hohlraums nach innen, der Boden nach oben und das Dach nach unten (Setzung). Das Ausmaß und die Form der Senkung hängen von vielen Faktoren ab, darunter der Flöztiefe (Mächtigkeit und Überlagerung), der effektiven Gesteinssteifigkeit und der Streckgrenze. Vorhersagen können ungenau sein, da viele Gesteine ​​ein nichtlineares Spannungs-Dehnungs-Verhalten aufweisen.

UCG-Vorgänge können nicht im gleichen Maße kontrolliert werden wie Oberflächenvergaser, was aufgrund der hohen Temperatur und des hohen Drucks im Hohlraum ein Risiko darstellt. Ein Teil der Kohle in UCG weist möglicherweise geologische oder hydrologische Merkmale auf, die die Umweltrisiken auf ein unannehmbares Niveau erhöhen. Die größere Reaktionszone von UCG im Originalmaßstab kann eine ausgedehnte Grundwasserdepressionszone erzeugen, die eine Strömung in die Verbrennungszone hinein statt aus ihr weg erzeugt. Da es sich bei UCG um einen Hochtemperatur- und Hochdruckprozess handelt, ist die Produktion und der Transport giftiger organischer Verbindungen aus der Brennkammer eine Folge, unabhängig davon, welche Art von Kohle vergast wird. Tiefer gelegene UCG-Standorte müssen einen höheren Druck und eine höhere Temperatur anwenden, um die Brennzone aufrechtzuerhalten, was das Risiko eines Abflusses in das regionale Grundwasser erhöht. Die Nutzung des UCG-Standorts für CCUS kann die Mobilität vieler Schadstoffe erhöhen, da organische Stoffe typischerweise in CO2 gut löslich sind und Metalle unter sauren wässrigen Bedingungen mobilisiert werden. Durch die Beibehaltung der Richtung des Grundwasserflusses in den Hohlraum statt aus diesem weg könnte die Mobilität löslicher Schadstoffe erheblich verringert werden.

Die Wirtschaftlichkeit von UCG-basierten Kraftwerken ist nicht ohne weiteres verfügbar, da in der westlichen Welt keine UCG-Kraftwerke in Betrieb sind und Kostenschätzungen für Kraftwerke in China und Russland schwierig zu erhalten sind. Im Allgemeinen ist ein UCG-basiertes Kraftwerk einem IGCC-Kraftwerk (Integrated Gasification Combined Cycle) ohne den Oberflächenvergaser sehr ähnlich. Die UCG-Anlage benötigt außerdem viel kleinere Gasreinigungsgeräte, da sowohl der Teer- als auch der Aschegehalt in UCG-basiertem Synthesegas wesentlich niedriger ist als der, der aus einem Oberflächenvergaser gewonnen wird. Diese Faktoren verschaffen UCG-basierten Kraftwerken einen erheblichen wirtschaftlichen Vorteil gegenüber IGCC-Kraftwerken und überkritischen Pulverkohlekraftwerken (SCPC). Schätzungen gehen davon aus, dass die Kosten eines UCG-Kraftwerks etwa halb so hoch sind wie die Kosten eines SCPC- und IGCC-Kraftwerks und die Kosten für Strom, der mit einem UCG-Kraftwerk erzeugt wird, etwa ein Viertel der Kosten eines IGCC- oder SCPC-Kraftwerks betragen.

Die Wirtschaftlichkeit der UCG weist große Unsicherheiten auf, die wahrscheinlich anhalten werden. UCG ist ein inhärent „instationärer“ Prozess und sowohl die Durchflussrate als auch der Heizwert des Produktgases variieren im Laufe der Zeit. Jede Betriebsanlage muss diesen Faktor berücksichtigen. Viele wichtige Prozessvariablen wie die Geschwindigkeit des Wasserzuflusses, die Verteilung der Reaktanten in der Vergasungszone und die Wachstumsrate des Hohlraums können nur aus Messungen der Temperatur sowie der Qualität und Menge des Produktgases geschätzt werden. Änderungen in der Menge und Qualität des geförderten Gases werden erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit des Projekts haben. Andererseits kann der Investitionsaufwand für UCG-Projekte wesentlich niedriger sein als für gleichwertige Oberflächenvergaser, da der Kauf eines Vergasers nicht erforderlich ist. Auch die Betriebskosten aufgrund von Kohlebergbau, Kohletransport und Aschemanagement werden in UCG erheblich reduziert. Selbst bei Projekten, die über umfangreiche Umweltüberwachungs- und Sicherheitseinrichtungen verfügen, haben UCG-Anlagen ihre wirtschaftlichen Vorteile beibehalten.

Insgesamt bietet UCG strategische Vorteile wie die Nutzung einer inländischen Ressource, die zur Energiesicherheit, Kostenwettbewerbsfähigkeit gegenüber alternativen sauberen Technologien und einer geringen Nachfrage nach knappen Landressourcen in Indien beiträgt. Es birgt jedoch auch enorme ökologische und geologische Risiken. Um die richtige Wahl für Indien zu treffen, ist eine sorgfältige Analyse der Kosten und Vorteile von UCG durch detaillierte Pilotprojekte erforderlich.

Nach Angaben des größten Gasimporteurs des Landes, Indiens Flüssigerdgas (LNG), dürften sich die Importe erholen, da die globalen Preise sinken. Die LNG-Spotpreise in Asien sind aufgrund des milden Wetters in Europa und der großen Lagerbestände gesunken, von durchschnittlich 30 bis 35 US-Dollar pro Million metrischer britischer thermischer Einheiten (mmBtu) im Dezemberquartal auf etwa 17 US-Dollar/mmBtus. Indien will den Gasanteil in seinem Energiemix bis 2030 von derzeit 6,2 Prozent auf 15 Prozent steigern. Ein durch den Russland-Ukraine-Konflikt ausgelöster Anstieg der weltweiten Gaspreise im vergangenen Jahr verringerte jedoch die Nachfrage preissensibler indischer Kunden nach saubererem Kraftstoff. Nach Angaben der Regierung gingen Indiens Gasimporte im Oktober und November um etwa ein Fünftel auf etwa 1,8 Millionen Tonnen (MT) zurück, verglichen mit dem Spitzenwert dieses Geschäftsjahres von 2,2 MT im Mai. Aufgrund der geringen lokalen Nachfrage betrieb Petronet im Dezemberquartal sein LNG-Terminal Dahej an der Westküste mit einer Kapazität von 17,5 Tonnen pro Jahr und einer Kapazität von 68 Prozent. Die Kapazitätsauslastung hat sich auf 81 Prozent verbessert und wird voraussichtlich weiter steigen, da die globalen Preise sinken. Petronet liefert Gas, das größtenteils im Rahmen langfristiger Verträge mit Katar und Australien beschafft wird, an indische Energieunternehmen zum Verkauf an Endverbraucher. Diese Unternehmen haben in Dahej auch Kapazitäten für den direkten Gasimport gebucht. Im Vorquartal verhängte Petronet eine Strafe in Höhe von 8,5 Milliarden INR (Milliarden) (104,80 Millionen US-Dollar) gegen indische Unternehmen, weil diese nicht die zugesagten Gasmengen aus seiner Importanlage in Dahej abgenommen hatten.

Adani Total Private Ltd erwartet, im Laufe des im März 2024 endenden Jahres 2,2 Tonnen LNG an seinem Terminal in Dhamra an der Ostküste Indiens zu erhalten. Adani Total hat einen 20-jährigen Take-or-Pay-Vertrag zur Bereitstellung von Regasifizierungsdiensten für das staatliche Indian Oil Corp für 3 Tonnen LNG pro Jahr am Dhamra-Terminal. GAIL (India) Ltd hat einen ähnlichen Deal über 1,5 Mio. Tonnen pro Jahr. Adani Total – an dem der französische Öl- und Gasriese TotalEnergies eine 50-prozentige Beteiligung hält – sagte, es befinde sich noch in Diskussionen darüber, wie viel Gas es an Indian Oil und GAIL liefern werde, und fügte hinzu, dass noch keine endgültige Entscheidung getroffen worden sei. Indiens LNG-Importe gingen im Jahr 2022 zum zweiten Mal in Folge zurück, was hauptsächlich auf geringere Importe von Energieversorgern zurückzuführen ist, da das Land die Kohlestromproduktion auf Kosten von Erdgas steigerte.

Petronet LNG, Indiens größter Gasimporteur, wird bei der Erneuerung seines langfristigen Vertrags mit Katar bis zu 1 Million Tonnen pro Jahr (mtpa) an zusätzlichen LNG-Lieferungen anstreben. Petronet, das derzeit LNG aus Katar für 16 US-Dollar pro mmBtu kauft, hat bis Ende dieses Jahres Zeit, seinen Vertrag zu verlängern. Indiens LNG-Importe gingen im Jahr 2022 zum zweiten Mal in Folge zurück, was hauptsächlich auf geringere Importe von Energieversorgern zurückzuführen ist, da das Land die Kohlestromproduktion auf Kosten von Erdgas steigerte. Das energiehungrige Land geht davon aus, dass eine stärkere Durchdringung der städtischen Gasverteilung die LNG-Nachfrage in den kommenden Jahren ankurbeln wird. Petronet, das derzeit 1,42 Mio. Tonnen LNG vom Gorgon-Projekt der Exxon Mobil Corp. in Australien kauft, wird im Rahmen des Vertrags von 2025 bis 2026 weitere 0,6 Mio. Tonnen pro Jahr erhalten.

Die Indian Oil Corporation (IOC) hat CNG-Vertriebsunternehmen in Gujarat aufgefordert, die CNG-Versorgung (komprimiertes Erdgas) an 35 Zapfsäulen einzustellen, deren monatlicher Verkauf von Benzin und Diesel weniger als 100.000 Liter beträgt. Das IOC hat die Händler gebeten, eine Bankgarantie für den Verkauf von CNG zu stellen. Angesichts der Entwicklung hat die Federation of Gujarat Petroleum Dealers' Association (FGPDA) damit gedroht, den Verkauf von CNG an 600 Zapfsäulen in ganz Gujarat ab Mitte Februar einzustellen. Zapfsäulen verkaufen CNG im Bundesstaat im Rahmen von Kooperationen zwischen Ölvermarktungsunternehmen wie IOC, HPCL und BPCL und Gasverteilungsunternehmen wie Sabarmati Gas, Gujarat Gas und Adani Gas. Laut FGPDA hat das IOC einen Brief an diese Gasverteilungsunternehmen verschickt, in dem er sie auffordert, die CNG-Versorgung an 35 Pumpen einzustellen, ohne die Händler darüber zu informieren. Die meisten dieser 35 Pumpen befinden sich in abgelegenen und ländlichen Gebieten, in denen die CNG-Versorgung unerlässlich ist. Laut FGPDA hat der Benzin-Diesel-Verkauf nichts mit dem CNG-Verkauf zu tun und diese Zapfsäulen verkaufen seit 8 bis 10 Jahren CNG. Den Händlern zufolge zahlen sie am nächsten Tag an die CNG-Vertriebsgesellschaft und es gab keine ausstehenden Beträge.

Da die Regierung einen größeren Schwerpunkt auf die Gasförderung aus anspruchsvollen Feldern legt, prognostizieren Experten, dass sich die Gasverteilung in Städten zu relativ geringeren Kosten verbessern könnte. Der Ausbau der CGD-Netze in 407 Bezirken hat das Potenzial, Gas für mehr als 70 Prozent der Bevölkerung zugänglich zu machen. Diese Vertriebsnetze werden die Versorgung von Haushalten, Unternehmen und anderen Industrie- und Gewerbeanlagen mit saubererem Kochbrennstoff sowie mit Treibstoff für den Transport ermöglichen. Einem Bericht zufolge wird die Regierung Gas aus schwierigen Feldern für CNG- und Pipeline-Erdgas-Haushalte (PNG) priorisieren, wenn die Gebotspreise vergleichbar sind. Dieser Ansatz hat außerdem den zusätzlichen Vorteil, dass die Handelsmargen beim Weiterverkauf von Gas in schwierigen Feldern sinken. Die Priorisierung von CGDs würde es ihnen ermöglichen, teures Spotgas durch billigeres inländisches Gas zu ersetzen.

Fast 80 Prozent der Arbeiten an der ersten Erdgaspipeline des Landes, die entlang einer Schnellstraße verläuft und Mumbai mit Nagpur verbindet, sind abgeschlossen. Das öffentliche Unternehmen GAIL (India) Ltd baut die Pipeline entlang des Samruddhi Mahamarg. Die derzeitige Pipeline würde Mumbai letztendlich mit Jharsuguda in Odisha verbinden, mit Nagpur dazwischen. GAIL hat kürzlich grünes Licht für die Verlegung der Pipeline von Nagpur nach Jharsuguda erhalten. Aus Quellen geht hervor, dass das Projekt im August 2021 begann und von den mehr als 680 km, die von Mumbai aus zurückgelegt werden müssen, die Pipeline bereits über 530 km verlegt wurde. Haryana City Gas, das den Liefervertrag für Nagpur erhalten hat, befindet sich in Gesprächen mit GAIL, um die Gasversorgung sicherzustellen. Es wurde bekannt, dass das Unternehmen den Prozess eingeleitet hat, um Genehmigungen für die Verlegung seines Netzwerks auch in der Stadt zu erhalten.

Reliance Industries Ltd RIL und sein Partner BP plc haben eine geplante Auktion für den Verkauf von Erdgas aus ihrem östlichen Offshore-Block KG-D6 ausgesetzt, nachdem die Regierung die Marketingregeln geändert hatte, um die Margen zu begrenzen. In einer Mitteilung erklärten RIL und sein Partner BP Exploration (Alpha) Ltd (BPEAL), dass die Auktion auf unbestimmte Zeit ausgesetzt wurde. E-Bidding für den Verkauf von 6 Millionen Standardkubikmetern pro Tag (mscmd) Gas war ursprünglich für den 18. Januar geplant, wurde jedoch später zunächst auf den 19. Januar und dann auf den 24. Januar verschoben. Am 13. Januar veröffentlichte das Ministerium für Erdöl und Erdgas neue Regeln für den Verkauf und Weiterverkauf von Gas, das aus Entdeckungen in der Tiefsee, der Ultratiefsee und in Hochdruck-Hochtemperaturgebieten gewonnen wurde, mit freier Vermarktung und Preisgestaltung. Während Endverbraucher nicht verbrauchtes Gas weiterverkaufen durften, durften an der Auktion teilnehmende Händler mit einer maximalen Handelsspanne von 200 INR pro tausend Kubikmeter weiterverkaufen. In der Auktion, die RIL-BP am 29. Dezember 2022 startete, war das Gas für den Verkauf an Endverbraucher bestimmt, denen es nicht gestattet war, nicht verbrauchtes Gas weiterzuverkaufen. RIL hat bisher 19 Gasfunde im KG-D6-Block gemacht. Davon wurden D-1 und D-3 – die größten unter den Losen – im April 2009 in Produktion genommen, und MA, das einzige Ölfeld im Block, wurde im September 2008 in Produktion genommen. Während das MA-Feld die Produktion von In einstellte Im September 2018 wurde die Produktion von D-1 und D-3 im Februar 2020 eingestellt. Seitdem investiert RIL-BP 5 Milliarden US-Dollar, um drei Tiefsee-Gasprojekte im Block KG-D6 – R-Cluster, Satellites Cluster und – zur Produktion zu bringen MJ – die zusammen bis 2023 voraussichtlich etwa 15 Prozent des indischen Gasbedarfs decken werden.

Das italienische Energieunternehmen Eni und die libysche National Oil Corporation (NOC) haben einen Gasproduktionsvertrag über 8 Milliarden US-Dollar unterzeichnet, der darauf abzielt, die Energieversorgung Europas trotz der Unsicherheit und des politischen Chaos in dem nordafrikanischen Land zu steigern. Das Abkommen, das während eines Besuchs in Tripolis von der italienischen Premierministerin Giorgia Meloni unterzeichnet wurde, zielt darauf ab, die Gasproduktion für den libyschen Inlandsmarkt sowie die Exporte durch die Entwicklung von zwei Offshore-Gasfeldern zu steigern. Die Produktion wird im Jahr 2026 beginnen und ein Plateau von 750 Millionen Kubikfuß pro Tag erreichen.

Die Gaspreisobergrenze der Europäischen Union (EU), die nächsten Monat in Kraft tritt, könnte sich auf die Finanzstabilität auswirken und möglicherweise die Liquidität auf den börsengehandelten Gasmärkten Europas einschränken, sagten die Finanz- und Energiemarktregulierer der Union. Die EU-Länder einigten sich im Dezember auf eine Gaspreisobergrenze, die ab dem 15. Februar in Kraft tritt, wenn die Benchmark-Gashubpreise der Title Transfer Facility (TTF) steigen – eine seit langem diskutierte Politik, die darauf abzielt, die rekordhohen Preise zu vermeiden, mit denen Europa im vergangenen Jahr konfrontiert war nachdem Russland die Gaslieferungen gekürzt hatte. Die Europäische Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde (ESMA) sagte, dass die Marktteilnehmer wahrscheinlich ihr Verhalten ändern werden, um eine Auslösung zu vermeiden oder sich darauf vorzubereiten, wenn sich die Gaspreise dem Niveau nähern, das die Obergrenze auslösen würde.

Portugal und Spanien werden die Europäische Kommission offiziell auffordern, die vorübergehende iberische Preisobergrenze für Erdgas und Kohle für Kraftwerke zu verlängern, sagte der portugiesische Umweltminister Duarte Cordeiro. Spaniens Energieministerin Teresa Ribera sagte, Spanien werde versuchen, den Mechanismus mindestens bis Ende 2024 zu verlängern. Portugal wendet den Mechanismus nur auf die Gaspreise an, da es keine Kohlekraftwerke mehr hat.

Die Europäische Kommission strebt an, dass die EU-Länder „lange vor dem Sommer“ gemeinsam Gas kaufen, sagte Maros Sefcovic, Vizepräsident der Europäischen Kommission. Dies sei ein Versuch, den Ländern dabei zu helfen, ihre Speicher wieder aufzufüllen und eine Versorgungskrise im nächsten Winter zu vermeiden. Nach einem ersten Treffen der EU-Ländervertreter zur Koordinierung der geplanten Käufe sagte Sefcovic, er habe die Mitgliedstaaten aufgefordert, rasch mit den Marktteilnehmern in ihren Ländern zusammenzuarbeiten, um die Gasmengen abzuschätzen, die sie gemeinsam kaufen werden. Sefcovic forderte die Industrie auf, zu bestätigen, ob sie daran interessiert sei, sich dem EU-Programm zum gemeinsamen Gaseinkauf anzuschließen, von dem die Kommission hofft, dass es Europa dabei helfen wird, erschöpfte Speicherkavernen wieder aufzufüllen und niedrigere Preise auszuhandeln, indem es die kollektive Kaufkraft der Länder nutzt. Ziel der Kommission ist es, im Frühjahr die Menge an Gas zu veröffentlichen, die die europäischen Länder gemeinsam kaufen wollen, um Angebote von Lieferanten einzuholen. Die EU-Länder müssen sicherstellen, dass ihre lokalen Unternehmen an der Aggregation des Gasbedarfs mit Mengen teilnehmen, die 15 Prozent des Gases entsprechen, das benötigt wird, um die Speicheranlagen dieses Landes zu 90 Prozent ihrer Kapazität zu füllen. EU-weit beläuft sich die 15-Prozent-Anforderung auf rund 13,5 Milliarden Kubikmeter (Milliarden Kubikmeter) Gas – ein Bruchteil der gesamten Gasimporte des Blocks, die laut Eurostat-Daten im Jahr 2021 bei 338 Milliarden Kubikmetern lagen.

Deutschland könne durchaus hoffen, seine Gasspeicher für den nächsten Winter zu günstigen Preisen aufzufüllen, sagte Wirtschaftsminister Robert Habeck, warnte jedoch davor, dass die Energiekrise in Europas größter Volkswirtschaft noch nicht vorbei sei. Habeck sagte, das Land verfüge über die Infrastruktur, um 14 Milliarden Kubikmeter (Milliarden Kubikmeter) pro Jahr zu importieren, nachdem es seit letztem Jahr drei schwimmende Flüssiggasterminals gebaut habe. Aber es seien immer noch 30 Milliarden Kubikmeter nötig, um die 55 Milliarden Kubikmeter zu kompensieren, die jedes Jahr aus Russland durch die Nord Stream 1-Pipeline gepumpt würden, sagte er.

Es wird erwartet, dass Europas größter Gasnetzbetreiber Snam in den nächsten vier Jahren seine Investitionen zur Stärkung seines Transport-, Speicher- und LNG-Geschäfts erhöhen wird, um die Energiesicherheit Italiens zu stärken. Der staatlich kontrollierte Konzern spielte letztes Jahr eine Schlüsselrolle beim Auffüllen der italienischen Gasvorräte, als sich das Land mit schwindenden russischen Lieferungen auf den Winter vorbereitete. Analysten gehen davon aus, dass das Unternehmen seine Investitionen im Zeitraum 2022–2026 auf rund 11 Milliarden Euro steigern wird – von 8,1 Milliarden im vorherigen Plan – und sich dabei auf das Kerngeschäft konzentrieren und gleichzeitig den Schwerpunkt auf grünen Wasserstoff reduzieren wird. Im Rahmen des Plans wird Snam voraussichtlich die Investitionen in zwei Terminals für LNG abschließen und die Gasspeicher des Landes erweitern. Vor 2022, als Russland fast 40 Prozent des italienischen Gasverbrauchs deckte, gelangten Kraftstoffimporte nach Norditalien und weiter nach Süden.

Patrick Pouyanne, CEO des französischen Energieriesen TotalEnergies, wird voraussichtlich Mosambik besuchen, wo ein milliardenschweres Gasprojekt seit einem dschihadistischen Angriff im Jahr 2021 auf Eis liegt. Mosambik setzt große Hoffnungen auf riesige Erdgasvorkommen – die größten südlich der Sahara –, die 2010 in der nördlichen Provinz mit muslimischer Mehrheit entdeckt wurden. Wenn alle Vorkommen erschlossen werden, könnte Mosambik einer der zehn größten Gasexporteure der Welt werden , Schätzungen zufolge. TotalEnergies stoppte sein 20-Milliarden-US-Dollar-LNG-Projekt im Jahr 2021 nach einem tödlichen Überfall auf die Küstenstadt Palma. Im November verließ die erste LNG-Exportlieferung aus der Region Mosambik in Richtung Europa. Aber das LNG wurde in Coral Sul produziert, einer schwimmenden Anlage des italienischen Unternehmens Eni.

Nigeria sei das Opfer einer „Kampagne der Bestechung und Täuschung“ im Zusammenhang mit einem gescheiterten Gasverarbeitungsprojekt geworden, erklärten seine Anwälte dem Londoner High Court, als das Land Berufung gegen eine Schadensersatzrechnung in Höhe von 11 Milliarden US-Dollar einlegte. Ein Londoner Schiedsgericht sprach 2017 Process & Industrial Developments (P&ID), einem wenig bekannten Unternehmen mit Sitz auf den Britischen Jungferninseln, Schadensersatz in Höhe von 6,6 Milliarden US-Dollar für entgangene Gewinne im Zusammenhang mit dem gescheiterten Projekt zu.

Die Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) strebt eine Bewertung von mindestens 50 Milliarden US-Dollar für ihr Gasgeschäft an, das in diesem Quartal an die Börse gehen soll. Der staatliche Ölriese gab im November bekannt, dass er seine Gasverarbeitungssparte und seine LNG-Tochtergesellschaft in einem einzigen börsennotierten Unternehmen zusammenführen werde. Das Unternehmen konzentriert sich verstärkt auf den Gasmarkt, da Europa versucht, bereits Mitte 2024 alle russischen Energieimporte zu ersetzen, nachdem es seit der Verhängung westlicher Sanktionen gegen das Land wegen seiner Invasion in der Ukraine zu allmählichen Lieferkürzungen gekommen ist.

Das LNG Canada-Exportprojekt von Shell PLC in British Columbia plant, mit dem Bau der geplanten zweiten Phase mit erdgasbetriebenen Turbinen zu beginnen und auf Strom umzusteigen, sobald mehr erneuerbare Energie verfügbar ist. Diese Entscheidung bedeutet, dass das Erweiterungsprojekt zunächst hohe Treibhausgasemissionen verursachen wird. LNG Canada, an dem die japanische Mitsubishi Corp. einen Anteil von 15 Prozent hält, soll Kanadas erster LNG-Exportterminal sein. Es wird erwartet, dass die Lieferungen der ersten Phase etwa im Jahr 2025 beginnen. Da sich die weltweite Nachfrage nach Erdgas aus anderen Quellen als Russland nach der Invasion der Ukraine im vergangenen Jahr beschleunigt, überlegt LNG Canada, ob es bis 2030 eine zweite Phase bauen soll, um seine jährliche Kapazität auf 28 zu verdoppeln MT. LNG Canada plant, Phase 2 zunächst mit erdgasbetriebenen Turbinen zu bauen und auf Elektromotoren umzusteigen, sobald mehr Strom verfügbar ist, bis eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wird, sagte CEO Jason Klein. LNG Canada hat diesen Ansatz zuvor nur als eine der Optionen beschrieben, die das Unternehmen in Betracht gezogen hat.

Trinidad und Tobago plant in diesem Quartal eine Auktion von bis zu 20 Offshore-Erdgasexplorationsblöcken unter neuen Steuerbedingungen, um den Pool potenzieller Bieter zu vergrößern. Der karibische Staat arbeitet daran, einen Rückgang seiner Erdgasproduktion einzudämmen und die Exploration in seinen flachen Gewässern voranzutreiben, wo fast das gesamte Erdgas gefördert wird. Die neuen Steuerbedingungen und ein Plan zur Bereitstellung seismischer Daten sollen neue Bieter anlocken. Stuart Young, Minister für Energie und Energieindustrie, bestätigte die Gebotsrunde bei einer Zeremonie zum Abschluss einer Onshore-Auktion, bei der 16 Gebote für 11 Blöcke eingingen.

Der führende US-Gasexporteur Freeport LNG wird den siebenmonatigen Stillstand seiner LNG-Exportanlage in Texas voraussichtlich bis Februar verlängern, da er auf behördliche Genehmigungen wartet. Da die Anlage 20 Prozent der US-amerikanischen LNG-Exporte ausmacht, ist die Wiederinbetriebnahme wichtig, um den Engpass bei der weltweiten LNG-Versorgung zu lindern, insbesondere da Europa seine Gasspeicher wieder aufbaut, nachdem Russland nach der Invasion Moskaus in der Ukraine seine Gasexporte eingestellt hat. Freeport LNG sagte, der Zeitplan für den Neustart bleibe bestehen und das Unternehmen strebe nach wie vor die zweite Hälfte dieses Monats für den sicheren, ersten Neustart seiner Verflüssigungsanlage an, vorbehaltlich der behördlichen Genehmigungen.

Der russische Energieriese Gazprom werde 25,1 Millionen Kubikmeter (Mio. m3) Gas über die Ukraine nach Europa liefern, hieß es, und damit seine Lieferungen an die Europäische Union weiter reduzieren. Gleichzeitig deuten Daten aus der Ukraine auf eine mögliche teilweise Erholung der Lieferungen hin. Die russischen Gasexporte über Pipelines nach Europa sanken im Jahr 2022 auf ein postsowjetisches Tief, da die Lieferungen an seinen größten Kunden aufgrund des Konflikts in der Ukraine und mutmaßlicher Sabotage, die eine große Pipeline beschädigte, zurückgingen. Gazprom hatte den Durchfluss über den Messpunkt Sudzha bereits auf 32,6 Millionen Kubikmeter reduziert, was einem Rückgang von fast 8 Prozent gegenüber den Vortagen entspricht. Das Unternehmen hatte vom 6. bis 16. Januar Gas in Mengen zwischen 35,4 Mio. m³ und 35,5 Mio. m³ über die Ukraine transportiert, nachdem es in der zweiten Hälfte des letzten Jahres und in den ersten drei Tagen des Jahres 2023 größtenteils mehr als 40 Mio. m³ pro Tag exportiert hatte. Der staatliche Gastransit der Ukraine Das Unternehmen sagte, dass über den Messpunkt Sudzha russische Gasnominierungen oder Anfragen von Kunden bei 35,2 Mio. Kubikmetern verzeichnet wurden, was auf eine mögliche teilweise Erholung der Lieferungen hindeutet.

Die Preise für asiatisches Spot-LNG gaben die siebte Woche in Folge nach und fielen auf ein fast anderthalbjähriges Tief, während in Nordasien und Europa reichlich Lagerbestände vorhanden waren. Der durchschnittliche LNG-Preis für die Lieferung im März nach Nordostasien LNG-AS lag Branchenschätzungen zufolge bei 18,50 US-Dollar pro mmBtu, dem niedrigsten Stand seit August 2021. Angesichts sinkender Spotpreise haben einige Energieunternehmen in asiatischen Schwellenmärkten wie Thailands PTT und GAIL Ltd und Petronet aus Indien begannen von Februar bis April mit der Suche nach Fracht für die Lieferung.

Myanmars Militärjunta verkauft das Erdgas von Rakhine an China und hat es im Jahr 2022 im Wert von über 1,43 Milliarden US-Dollar verkauft. Seit ihrem blutigen Vorgehen gegen den landesweiten Widerstand gegen den Putsch im Februar 2021 fließen weiterhin enorme Öl- und Gasgewinne in die Militärjunta Myanmars und unterstützen diese , sagten Oppositions- und Rechtegruppen. Die Junta exportierte und verkaufte im Jahr 2022 Erdgas im Wert von Milliarden von Rakhine nach China. Die Erdgaspipeline Myanmar-China steht unter der Verantwortung der South-East Asia Gas Pipeline Company Limited (SEAGP), während die Rohölpipeline von verwaltet wird South-East Asia Crude Oil Pipeline Company (SEAOP). Die Gaspipeline, deren Baukosten etwa eine Milliarde US-Dollar betrugen, soll in der Lage sein, jährlich 12 Milliarden Kubikmeter Gas zu verteilen und zu transportieren. Das vor der Küste von Rakhine geförderte Erdgas wird über die Gaspipeline durch Magway, Mandalay und den Shan-Staat in den chinesischen Bundesstaat Yunnan geleitet. Myanmar gehört zu den Ländern, die am meisten Gas nach China exportieren, und ist nach Turkmenistan und Russland der drittgrößte Erdgasexporteur.

Indonesien plant, in diesem Jahr zehn Öl- und Gas-Arbeitsgebiete anzubieten, darunter einen Block im Südchinesischen Meer, um die Energieproduktion anzukurbeln und neue Entdeckungen zu machen, teilte das Energieministerium mit. Im Jahr 2022 versteigerte Indonesien 13 Öl- und Gasfelder und ernannte für sechs davon Auftragnehmer. Das Land strebt an, bis 2030 eine Rohölförderung von 1 Million Barrel pro Tag (bpd) und eine Gasförderung von 12.000 Millionen Standardkubikfuß pro Tag (mmscfd) zu erreichen. Letztes Jahr verfehlte das Land sein Öl- und Gasförderungsziel aufgrund von Verzögerungen bei Projekten und unerwartete Abschaltungen. Zu den Öl- und Gasfeldern, die Indonesien in diesem Jahr anbieten will, gehören nach Angaben des Ministeriums auch Arbeitsgebiete in Natuna D Alpha, riesigen Gasfeldern im Südchinesischen Meer. Im vergangenen Jahr genehmigte Indonesien einen Entwicklungsplan für das 3 Milliarden US-Dollar teure Natuna-Gasfeld im Südchinesischen Meer.

Das philippinische Energieministerium gab bekannt, dass es ein LNG-Importterminalprojekt im Wert von 67 Mio. US-Dollar genehmigt hat, die siebte Anlage dieser Art im Land, während es sich auf den Start seiner Flüssigerdgasindustrie in diesem Jahr vorbereitet. Das Energieministerium teilte mit, dass es eine Mitteilung an Samat LNG Corp herausgegeben habe, die den Bau eines kleinen LNG-Terminals in der Gemeinde Mariveles in der Provinz Bataan, etwa 60 Kilometer (35,2 Meilen) nördlich der Hauptstadt Manila, plant. Das südostasiatische Land wird auf LNG-Importe angewiesen sein, um Gaskraftwerke mit einer Gesamtkapazität von mehr als 3.000 Megawatt (MW) zu betreiben, da die Produktion aus seinem Malampaya-Gasfeld im Südchinesischen Meer voraussichtlich weiter zurückgehen wird bis 2027 erschöpft sein. Neben dem Import von LNG für die Stromerzeugung und den Transportsektor verstärken die Philippinen auch ihre Bemühungen, neue einheimische Gasressourcen zu entdecken, da sie den Ausstieg aus Kohlekraftwerken anstreben. Laut seinem Vorschlag will Samat LNG bis zur ersten Hälfte des Jahres 2024 den kommerziellen Betrieb mit einer Kapazität von 200.000 bis 400.000 Tonnen LNG pro Jahr aufnehmen. Es ist geplant, kleine Stromerzeuger, Produktionsunternehmen und Transportflotten mit Gas zu versorgen.

Santos Ltd steht vor einer neuen Verzögerung bei der Entwicklung des Barossa-Gasprojekts vor Nordaustralien, nachdem eine Aufsichtsbehörde das Unternehmen angewiesen hatte, vor Beginn des Pipelinebaus die Umweltrisiken für das Unterwasserkulturerbe der Ureinwohner zu bewerten. Der Bau der Pipeline für das 3,6 Milliarden US-Dollar teure Gasprojekt sollte Ende Januar beginnen. Das Unternehmen strebt an, in der ersten Hälfte des Jahres 2025 mit der Gasproduktion zu beginnen.

14. Februar: Immer mehr indische Firmen kaufen russisches Naphtha als kostengünstigen Rohstoff für ihre Raffinerien und petrochemischen Anlagen, nachdem die westlichen Länder Preisobergrenzen eingeführt haben. Die Preise für raffinierte Produkte wie Naphtha und Heizöl werden von der G7-Staaten, der Europäischen Union und Australien auf 45 US-Dollar pro Barrel begrenzt, um die Finanzierung Moskaus für seinen Krieg gegen die Ukraine einzudämmen. Indiens Interesse an der Ausweitung der Importe russischer Ölprodukte entsteht, nachdem der drittgrößte Rohölimporteur der Welt nach China zum wichtigsten Ölkunden Moskaus geworden ist, da der Westen Lieferungen aus Moskau gemieden hat. Billiges russisches Rohöl hat die Kosten bei indischen Raffinerien gesenkt und die Margen erhöht. Reliance Industries Ltd (RIL), der Eigentümer des größten Raffineriekomplexes der Welt, steigerte seine Importe russischer Naphtha-Importe im Februar auf etwa 222.000 Tonnen, wie Schiffsverfolgungsdaten von Refinitiv zeigten. RIL begann im September mit dem Import von russischem Naphtha und hatte bis Ende Januar etwa 217.000 Tonnen verschifft, wie die Daten zeigten. RIL, bereits Indiens größter Abnehmer von russischem Naphtha und Heizöl, würde eine weitere Steigerung der Importe in Betracht ziehen. Auch die staatlichen Raffinerien Bharat Petroleum Corporation Ltd (BPCL) und Indian Oil Corporation (IOC), die über petrochemische Anlagen verfügen, suchen nach Möglichkeiten, russisches Naphtha zu kaufen. Haldia Petrochemicals Ltd würde auch den Kauf von russischem Naphtha in Betracht ziehen, wenn Qualität und Kosten für seine Anlagen geeignet sind. Es ist jedoch unwahrscheinlich, dass indische Raffinerien russischen Diesel kaufen, da die Importkosten hoch sind, nachdem die Preisobergrenze für den Kraftstoff von 100 US-Dollar um 10 bis 15 US-Dollar pro Barrel an Fracht- und Versicherungskosten erhöht wurde.

10. Februar: Die Exploration von Rohöl und Erdgas am nördlichen Ufer des Brahmaputra in Assam wird bald beginnen, nachdem die Landesregierung eine Vereinbarung mit Oil India Ltd (OIL) geschlossen hat. Die Regierung von Assam unterzeichnete mit der PSU Petroleum Exploration License (PEL)-Urkunden für zwei Open Acreage Licensing Policy (OALP)-Blöcke. Es ist das erste Mal, dass am nördlichen Ufer des Brahmaputra in der unteren Assam-Region nach Erdöl und Erdgas gesucht wird. OIL wird rund 120 Mio. INR in die Projekte investieren und noch in diesem Monat mit der seismischen Untersuchung beginnen.

9. Februar: Wenn der internationale Kraftstoffpreis von seinem derzeitigen Preis von 750 US-Dollar pro Tonne abweicht, kann inländisches LPG (Flüssiggas) zu „noch günstigeren Preisen“ verkauft werden, sagte das Zentrum gegenüber Lok Sabha. Der Gewerkschaftsminister für Erdöl und Erdgas, Hardeep Singh Puri, antwortete auf Fragen der Mitglieder, die wissen wollten, warum die Kosten für Haushaltsgasflaschen nicht gesenkt werden. Er sagte, die Regierung sei „sensibel“ gegenüber den Bedürfnissen der Verbraucher, insbesondere der am stärksten gefährdeten.

8. Februar: Indiens Kraftstoffnachfrage ging im Januar zurück, nachdem sie im Dezember einen Neunmonatshoch erreicht hatte, was auf eine geringere Mobilität aufgrund des kalten Wetters in Teilen des Landes und eine Verlangsamung der Industrietätigkeit zurückzuführen war. Der Kraftstoffverbrauch, ein Indikator für die Ölnachfrage, war im Januar mit 18,7 Millionen Tonnen (MT) um etwa 4,6 Prozent niedriger als im Vormonat, wie die Daten der Petroleum Planning and Analysis Cell (PPAC) des Ölministeriums zeigten. Die Verkäufe von Diesel gingen im Januar gegenüber dem Vormonat um 7,6 Prozent auf 7,18 Tonnen zurück, während die Verkäufe von Benzin um 5,3 Prozent auf 2,82 Tonnen zurückgingen, wie die PPAC-Daten zeigten.

13. Februar: Reliance Industries Ltd (RIL) und Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) versteigern getrennt voneinander Erdgas, das aus Kohleflözen gefördert wird, zu Preisen, die an die Rohölpreise der Sorte Brent gekoppelt sind. Laut Ausschreibung fordert RIL mindestens 12,75 US-Dollar pro Million britischer thermischer Einheiten für Kohleflözmethan (CBM) aus einem Block im Bezirk Shahdol in Madhya Pradesh, während ONGC laut Ausschreibung 9,35 US-Dollar für die gleiche Art von Brennstoff aus North Karanpura in Jharkhand verlangt Unterlagen. RIL hat Angebote für den Verkauf von 0,65 Millionen metrischen Standardkubikmetern pro Tag (mmscmd) aus dem CBM-Block SP(West)-CBM-2001/1 für ein Jahr ab dem 1. April 2023 eingeholt, wie aus dem Dokument hervorgeht. ONGC bietet seit drei Jahren 0,015 mmscmd Gas aus dem Block North Karanpura (NK) in Jharkhand an.

10. Februar: GAIL (India) Ltd hat mit dem Central Board of Direct Taxes (CBDT) eine APA (Advance Pricing Agreement) abgeschlossen, um die Verrechnungspreisspanne zu bestimmen, die für seinen langfristigen LNG-Beschaffungsvertrag (Liquified Natural Gas) aus den Vereinigten Staaten (USA) zu zahlen ist ) für einen Zeitraum von fünf Jahren. GAIL ist das erste öffentliche Unternehmen im Öl- und Gassektor in Indien, das das APA erfolgreich unterzeichnet hat. GAIL (Indien) ist auf die USA angewiesen, um eine stabile Versorgung mit LNG-Fracht sicherzustellen. Das Unternehmen hat derzeit zwei Verträge über den Kauf von zusammen 5,8 Millionen Tonnen LNG pro Jahr aus den USA, darunter rund 90 Ladungen in Standardgröße. GAIL hatte Schwierigkeiten, die Lieferungen einer ehemaligen Handelssparte von Gazprom zu ersetzen, die seit Mai 2022 keine geplanten Lieferungen mehr lieferte. Bereits 2012 hatte Gazproms frühere Tochtergesellschaft, Gazprom Marketing and Trading Singapore (GMTS), einen 20-jährigen Vertrag abgeschlossen. Jahresvertrag zur Belieferung von GAIL mit 2,85 Millionen Tonnen LNG pro Jahr. Die Lieferungen im Rahmen des Abkommens begannen im Jahr 2018 und das volle Volumen sollte voraussichtlich im Jahr 2023 erreicht werden. Bis zu 55 Prozent des lokalen Gasbedarfs Indiens werden durch Importe gedeckt. Andererseits deckt Gas zwar nur 6,2 Prozent des Energiebedarfs Indiens, doch das Zentrum plant, diesen Anteil deutlich zu erhöhen, um die Abhängigkeit von Erdöl zu verringern. Neu-Delhi plädiert für eine aggressive Gaseinkaufspolitik und einen Ausgleich der Importquellen, die in den letzten Jahren größtenteils aus Katar stammten. Katar und die USA – die beiden größten Produzenten weltweit – beliefern Indien derzeit über mehrere Verträge mit LNG. Der drittgrößte Produzent Australien beliefert hauptsächlich China.

9. Februar: Adani Total Gas meldete einen Anstieg des Quartalsgewinns um 17,2 Prozent aufgrund von Preiserhöhungen und kurzfristigen Verträgen, und das Unternehmen gab an, dass es nach dem kritischen Bericht eines Leerverkäufers in den USA über seine Geschäfte eine unabhängige Überprüfung auswertet. Das Unternehmen wurde von einem Marktrückgang getroffen, nachdem der US-Leerverkäufer Hindenburg Research am 24. Januar behauptete, er habe sich an Aktienmanipulationen beteiligt und Steueroasen genutzt. Das Unternehmen, das Gas in verschiedenen indischen Städten vertreibt, gab bekannt, dass der konsolidierte Gewinn im Quartal zum 31. Dezember auf 1,5 Milliarden INR (18,18 Millionen US-Dollar) gestiegen ist, gegenüber 1,28 Milliarden INR im Vorjahr. Adani Total Gas sagte, es beziehe Gas über bilaterale Geschäfte und die Indian Gas Exchange, was dem Unternehmen dabei helfe, die Preisvolatilität besser zu bewältigen, hieß es. Kurzfristige Verträge hätten zur Verbesserung der Gaskosten beigetragen, hieß es.

14. Februar: Der Minister für Kohle und parlamentarische Angelegenheiten, Pralhad Joshi, forderte die Kohleunternehmen auf, Produktionsengpässe zu identifizieren und zu beseitigen, um die Trockenbrennstoffproduktion weiter zu steigern. Dies sagte er während einer Sitzung zur Überprüfung der Trockenbrennstoffproduktion aus zugewiesenen Blöcken. Bisher wurden in diesem Geschäftsjahr 92,3 Millionen Tonnen (MT) Kohle aus 54 in Betrieb befindlichen Kohleblöcken gefördert. Auch die Kohleabnahme durch CIL hat das Ziel zu 100 Prozent erreicht, mit einem Wachstum von 5,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr.

9. Februar: Die Adani Group bietet Kohlelieferungen mit einem Preisnachlass an, ein Zeichen dafür, dass das angeschlagene Konglomerat möglicherweise versucht, Fracht schnell zu verkaufen, da seine Liquiditätslage einer verstärkten Prüfung unterliegt. Die Händler der Gruppe bieten den Verkauf mehrerer Kohlelieferungen aus Australien und Indonesien mit einem Preisnachlass von rund vier Prozent im Vergleich zu Asiens Benchmark-Preisen an.

13. Februar: Die Stromtarifordnung von Delhi für 2022–23 muss noch von der städtischen Stromregulierungsbehörde DERC bekannt gegeben werden, auch wenn das Geschäftsjahr zu Ende geht. Idealerweise sollte die Übung vor Beginn des nächsten Geschäftsjahres abgeschlossen sein, und eine Verzögerung bei der Bekanntgabe der Tarife wird sich auf lange Sicht sowohl auf Verbraucher als auch auf Vertriebsunternehmen „finanziell“ auswirken, so Experten, die den Stromsektor verfolgen. Die Stromtarifverordnung sei fertig, ihre Bekanntgabe habe sich jedoch aus verschiedenen Gründen verzögert, sagte die Delhi Electricity Regulatory Commission (DERC). Das Energieministerium hatte 2021 in einem Schreiben alle staatlichen und zentralen Energieregulierungsbehörden angewiesen, vor dem 1. April eines Geschäftsjahres Tarifanordnungen zu erlassen. Es hieß auch, dass die Tarifordnung kostenorientiert sein sollte.

9. Februar: Punjab State Power Corporation Limited (PSPCL) hat beschlossen, Prepaid-Smart-Meter für alle bestehenden und neuen Anschlüsse in den Regierungsabteilungen einzuführen. Nach der Installation dieser Prepaid-Zähler müssen die Abteilungen eine Vorauszahlung für ihren künftigen Energieverbrauch leisten. Die Entscheidung der Regierungsbehörden über Prepaid-Messsysteme bis zu einem Vertragsbedarf von 45 KVA wird ab dem 1. März umgesetzt. Das PSPCL wird diesen Abteilungen jedoch 15 Tage im Voraus Bescheid geben und Einzelheiten zum Energieverbrauch der letzten 12 Monate sowie den in Rechnung gestellten Betrag für die jeweiligen Verbraucher enthalten. PSPCL beschafft und installiert Prepaid-Zähler auf eigene Kosten und Verbraucher sind nicht verpflichtet, Zählerkosten für das Prepaid-Messsystem zu zahlen. Für Anschlüsse mit Prepaid-Zählern müssen die Behörden eine Vorauszahlung leisten. Am Ende müssen sie ein ordnungsgemäßes Buchhaltungssystem für Vorauszahlungen einrichten. Diese Abteilungen ernennen außerdem für jede Verbindung einen Knotenbeauftragten und übermitteln die Mobiltelefonnummer und die E-Mail-ID zur Registrierung in der PSPCL-Datenbank. Bei Prepaid-Zähleranschlüssen wird eine Ermäßigung von 1 % auf die Energiekosten gewährt, es gilt der Tarif der jeweiligen Kategorieanschlüsse. Quellen in PSPCL sagten, dass es 53.000 Kontakte mit Regierungsstellen gebe, die mit einer Frist von 15 Tagen zugestellt würden. Allerdings werden staatliche Krankenhäuser, Wasserversorgungsanlagen und Stromanschlüsse im Zusammenhang mit medizinischen und Notfalldiensten nicht mit intelligenten Messsystemen ausgestattet. Im Rahmen des RDS-Programms der Zentralregierung soll der staatliche Energieversorger bis zum 31. März bei 5 Prozent seiner staatlichen Stromverbraucher Prepaid-Zähler installieren, um die Mittel in Anspruch nehmen zu können, während 100 Prozent der Abteilungen bis zum 31. März 2024 abgedeckt sein müssen.

14. Februar: Die Landesregierung ist bestrebt, ihre Pläne für einen umweltfreundlichen Tourismus voranzutreiben und hat mit der Ausarbeitung eines Fahrplans für den Übergang Goas zu grüner Energie begonnen. Zu den Zielen des Planentwurfs gehören die Entwicklung eines grünen Bewertungssystems und Dekarbonisierungsprogramme oder -systeme für den Tourismus und verwandte Sektoren im Staat. Goas Plan für 100 Prozent erneuerbare Energien sieht einen Übergang zu kohlenstoffarmen Pfaden vor und behält gleichzeitig die Entwicklungsbestrebungen des Staates bei.

14. Februar: Im Einklang mit der globalen „goTOzero“-Mission des Volkswagen-Konzerns hat Skoda India in seinem Werk Chakan in Pune, Maharashtra, ein 18,5 Megawatt (MW) starkes Solarkraftwerk auf dem Dach eingeweiht. Dieser Schritt soll nicht nur die Abhängigkeit von nicht erneuerbaren Energien verringern, sondern auch dazu beitragen, das globale Ziel der Gruppe zu erreichen, bis 2030 an allen Standorten CO2-Neutralität zu erreichen. Mit dieser Erweiterung der Solarenergie soll die Chakan-Anlage der Gruppe nach eigenen Angaben jährlich 26,6 Millionen kWh Energie produzieren . Indien strebt bis 2070 Netto-Null-Emissionen an und plant, bis 2030 50 Prozent seines Strombedarfs aus erneuerbaren Energiequellen zu decken.

14. Februar: Der Minister für neue und erneuerbare Energiequellen von Punjab, Aman Arora, forderte RK Singh, Minister für Energie, neue und erneuerbare Energien der Union, auf, sich um eine Finanzierung der Rentabilitätslücke (VGF) zu bemühen, um 100-MW-Biomassekraftwerksprojekte im Bundesstaat einzurichten. Er sagte, dass die vorgeschlagenen Projekte eine Million Tonnen Reisstroh pro Jahr verbrauchen würden und dass dies einen großen Beitrag zum Schutz der Umwelt leisten werde, indem eine nachhaltige Lösung für die Bedrohung durch die Verbrennung landwirtschaftlicher Rückstände gefunden werde. Er forderte Singh auf, die Nachfrage nach der Bereitstellung von 50 Mio. INR pro MW VGF für diese 100-MW-Biomassekraftwerksprojekte zu prüfen. Er bat außerdem um finanzielle Unterstützung und technische Unterstützung für die Einrichtung von Biomasse-Solar-Hybrid-Energieprojekten im Bundesstaat.

9. Februar: Die Regierung von Delhi werde die Stromerzeugungskapazität in der Stadt in den nächsten drei Jahren mithilfe erneuerbarer Energiequellen durch verschiedene Initiativen um 6.000 Megawatt (MW) erhöhen, sagte der stellvertretende Ministerpräsident Manish Sisodia. Die Stadtregierung arbeite auf Kriegsbasis daran, den Strombedarf Delhis mithilfe erneuerbarer Energien zu decken, sagte er. Er betonte die schnellere Einführung von Solarmodulen auf Dächern durch Regierungsbüros, Schulen und andere Gebäude in Delhi gemäß der neuen Solarpolitik der Stadt. Bei den erneuerbaren Quellen handelt es sich in erster Linie um Solarenergie und Windenergie, die etwa 2.000 MW zur Stromversorgung Delhis beitragen. Der Entwurf der neuen Solarpolitik der Regierung von Delhi wird die Bewohner Delhis durch einen erzeugungsbasierten Anreiz (GBI) von 2-3 INR pro Stromeinheit für den Wohnsektor und 1 INR für den Gewerbesektor dazu ermutigen, Solarmodule auf Dächern zu installieren.

9. Februar: Die Regierung von Himachal Pradesh forderte das Zentrum auf, den Anteil des Staates an Wasserkraftprojekten von 12 auf 15 Prozent zu erhöhen. Der Ministerpräsident von Himachal Pradesh, Sukhvinder Singh Sukhu, drängte bei einem Treffen mit dem Unionsminister für Energie, neue und erneuerbare Energien, RK Singh, darauf, den Anteil des Staates an den Energieprojekten zu erhöhen, die vor 25 Jahren in Auftrag gegeben wurden, nachdem sie ihre Kreditrückzahlungen abgeschlossen hatten. Singh wurde darüber informiert, dass das Wasserkraftpotenzial von rund 12.000 MW im Bundesstaat noch nicht ausgeschöpft sei. Darüber hinaus verfügt der Staat über ausreichend Spielraum für die Einrichtung von Solarprojekten, sagte Sukhu.

8. Februar: Die Regierung der Union hat fünf Solarparks mit geschätzten Kosten von 164 Mrd. INR für den Staat mit einer genehmigten Kapazität zur Erzeugung von 4.100 Megawatt (MW) Strom genehmigt, sagte der Minister für Energie und erneuerbare Energien der Union, RK Singh. Während Kurnool und Kadapa jeweils einen Solarpark erhalten, würden drei Parks im Bezirk Anantapur entstehen, darunter ein Solar- und Windpark in Ramagiri. Das Solarparkprojekt sei bis zur Fertigstellung bis März 2024 verlängert worden, sagte er.

8. Februar: Mehrere Schritte der Kejriwal-Regierung zur Eindämmung der Umweltverschmutzung in der Landeshauptstadt scheinen Früchte getragen zu haben und die Verschmutzungswerte seien deutlich zurückgegangen, sagte Delhis Umweltminister Gopal Rai. Ein Luftqualitätsindex von 0 bis 100 gilt als gut, von 100 bis 200 als mäßig, von 200 bis 300 als schlecht, von 300 bis 400 als sehr schlecht und von 400 bis 500 oder mehr als schlecht als schwerwiegend angesehen. Rai sagte, dass der Anstieg des Verkaufs von Elektrofahrzeugen in der Landeshauptstadt zur Verringerung der Umweltverschmutzung in der Hauptstadt beigetragen habe. Kurz vor Beginn des Winters in der Landeshauptstadt kündigte Ministerpräsident Arvind Kejriwal ein 15-Punkte-Programm an, das die Kontrolle der Verschmutzung durch Stoppelverbrennung und Verschmutzung durch Fahrzeuge umfasste. Um die Luftverschmutzung in Delhi im Auge zu behalten, hat Kejriwal kürzlich eine Supersite mit „modernsten“ Luftanalysatoren und einem mobilen Luftqualitätsüberwachungssystem für eine „Quellenverteilungsstudie“ in Echtzeit zur Identifizierung der Quellen eingerichtet der Luftverschmutzung in der Hauptstadt.

14. Februar: Guyana rechnet damit, rechtzeitig für eine Auktion, bei der die Gebote bis Mitte April eingehen, ein neues Modell für eine Aufteilung der Ölproduktion fertigzustellen, sagte Vizepräsident Bharrat Jagdeo. Das südamerikanische Land hat sich mit bis zu 25 Milliarden Barrel Öl und Gas zu einem der heißesten Offshore-Gebiete seit Jahrzehnten entwickelt. Das Land hat seit Monaten versprochen, neue Vertragsbedingungen zu liefern, wurde jedoch immer wieder verzögert. Ölminister und Führungskräfte sind in Guyana, um mehr über die 14 angebotenen Öl- und Gasexplorationsblöcke zu erfahren. Das Land erwäge auch die Zuteilung zusätzlicher Blöcke an Länder wie Brasilien, Katar und Indien durch bilaterale Abkommen, sagte er.

13. Februar: Moskaus Handelspartner zahlten zunehmend mehr für russisches Rohöl, als die notierten Preise vermuten lassen, sagte Goldman Sachs in einer Mitteilung, um Russland vor den Auswirkungen westlicher Sanktionen zu schützen. Die Bank schätzte in einer Mitteilung, dass sich die Lücke zwischen dem durchschnittlich gezahlten effektiven Preis und dem notierten Preis seit letztem März vergrößert hat und im Dezember etwa 25 US-Dollar pro Barrel erreichte. Als Reaktion auf die jüngsten Sanktionen des Westens, darunter Preisobergrenzen zur Begrenzung der Einnahmen Moskaus, kündigte Russland im März dieses Jahres an, die Ölproduktion um 500.000 Barrel pro Tag (bpd) zu drosseln. Nach dem Einmarsch Russlands in die Ukraine vor fast einem Jahr stieg der Preis für internationales Brent-Rohöl in die Nähe von Allzeithochs, gab jedoch später nach, und Russlands Benchmark-Ural-Mischung wurde mit starken Abschlägen gehandelt, da europäische Käufer sie gemieden haben. Die russische Staatsduma hat einen Gesetzentwurf vorgelegt, der Preisnachlässe für russische Ölexporte vorsieht, die normalerweise mit einem Preisnachlass gegenüber der datierten Sorte Brent gehandelt werden. Goldman Sachs senkte seine Ölpreisprognosen für dieses und nächstes Jahr, sagte jedoch, dass es immer noch damit rechnet, dass die Preise bis Dezember schrittweise auf 100 US-Dollar pro Barrel steigen werden.

13. Februar: China National Petroleum Corp (CNPC) steht kurz vor dem Abschluss eines Vertrags zum Kauf von Flüssigerdgas (LNG) von QatarEnergy über einen Zeitraum von fast 30 Jahren aus dem riesigen North Field-Erweiterungsprojekt des Exporteurs aus dem Nahen Osten. Im Falle eines Abschlusses wäre dies der zweite derartige Deal zwischen dem großen LNG-Exporteur Katar und dem zweitgrößten LNG-Käufer der Welt, da Peking seine Gasversorgung verbessern und seine Quellen diversifizieren möchte, um Kohle zu ersetzen und die CO2-Emissionen zu senken. Die CNPC-Gespräche folgen auf einen im vergangenen November von der chinesischen Sinopec angekündigten Deal, in dem sich QatarEnergy bereit erklärte, 27 Jahre lang jährlich 4 Millionen Tonnen LNG zu liefern, der LNG-Liefervertrag mit der längsten Laufzeit, den Katar jemals unterzeichnet hat.

9. Februar: Deutschland und Oman befinden sich in fortgeschrittenen Gesprächen über die Unterzeichnung eines langfristigen Vertrags über Flüssigerdgas (LNG) mit einer Laufzeit von mindestens zehn Jahren, während Berlin weiterhin nach Alternativen zu russischen Kraftstofflieferungen sucht. Vor dem Hintergrund des Krieges in der Ukraine kämpft Europa seit letztem Jahr darum, russisches Gas zu ersetzen, wobei die staatliche Gazprom den Löwenanteil der Pipelinelieferungen nach Europa schrittweise reduzierte und dann einstellte. Der Energiekonzern RWE hat sich im September einen LNG-Vertrag mit ADNOC aus den Vereinigten Arabischen Emiraten gesichert, und Deutschland hat sich über die Versorgungsunternehmen Uniper und Sefe, die beide letztes Jahr von Berlin verstaatlicht wurden, anderswo umgesehen. Der Vertrag mit Oman würde zwischen 0,5 und 1 Million Tonnen pro Jahr (mtpa) umfassen, wobei in einem Abkommen etwa 0,8 mtpa über 10 Jahre festgelegt sind.

9. Februar: Ein 46-prozentiger Rückgang der Erdgaspreise in diesem Jahr zieht sich durch das gesamte Schiefergebiet der USA (USA) und droht, die Bohrungen zu verlangsamen und die Geschäftsabwicklung abzuwürgen – ein Schritt, der vor sechs Monaten, als die weltweite Nachfrage stark anstieg, undenkbar gewesen wäre. Solche Schritte waren vor sechs Monaten unvorstellbar, als Russland seine Gasflüsse nach Europa reduzierte und US-Gas zu einem heißen Rohstoff wurde. Nach Angaben des Ölfelddienstleistungsunternehmens Baker Hughes stieg die Zahl der aktiven Gasbohranlagen in den ersten sechs Monaten des Jahres 2022 um etwa 48 Prozent auf 157. Analysten gehen davon aus, dass die Zahl der Gasbohrinseln ab diesem Monat sinken wird. Zwei Dienstleistungsunternehmen – Liberty Energy und Helmerich & Payne – haben kürzlich gewarnt, dass sie möglicherweise Geräte verlagern müssen, da sich die Betreiber in Grasflächen zurückziehen. US-Gas-Futures wurden am Mittwoch bei wärmerem Wetter und einem längeren Ausfall der LNG-Exportanlage (Flüssigerdgas) bei 2,42 US-Dollar pro Million metrischer britischer thermischer Einheiten (mmBtu) gehandelt, verglichen mit über 9 US-Dollar pro mmBtu im August 2022.

9. Februar: Mindestens zwei Schiffe mit australischer Kohle sind zum ersten Mal seit Einführung eines inoffiziellen Importverbots vor mehr als zwei Jahren in China angekommen, und mehrere weitere sind unterwegs, wie Schiffsverfolgungsdaten zeigten. Die Ladung wird von Kohlehändlern genau beobachtet, da sie gespannt sind, wie reibungslos die chinesischen Zollverfahren ablaufen werden. Im Zuge einer teilweisen Lockerung des Importverbots erteilte China nur vier zentralstaatlichen Unternehmen die Erlaubnis, australische Kohle einzuführen. Die Kohle könnte an den Energieversorger Guoneng Taishan geschickt werden, der der China Energy Investment Corp. gehört, wie Daten zeigten. Kohleimporteure können ihre Ladung zunächst in Häfen löschen und dann die Zollabfertigung beantragen. Doch ein wachsender Kohlebestand in chinesischen Häfen, insbesondere im Norden, lässt nur begrenzten Platz für neue Lieferungen, was bedeutet, dass Käufer einem wachsenden Risiko von Liegegeldern ausgesetzt sind, wenn sich das Zollverfahren in die Länge zieht. Die Kohlevorräte in den großen Häfen im Norden Chinas erreichten 34,65 Millionen Tonnen (MT), den höchsten Stand seit sechs Monaten, wie Daten der China Coal Transportation and Distribution Association zeigten.

8. Februar: Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) wird Asien bis 2025 erstmals die Hälfte des weltweiten Stroms verbrauchen, auch wenn Afrika weiterhin weit weniger verbraucht als sein Anteil an der Weltbevölkerung. Ein Großteil des asiatischen Stromverbrauchs wird in China erfolgen, einem Land mit 1,4 Milliarden Menschen, dessen Anteil am weltweiten Verbrauch von einem Viertel im Jahr 2015 auf ein Drittel bis zur Mitte dieses Jahrzehnts steigen wird, sagte die IEA.

9. Februar: Der Entwickler und Fondsmanager für erneuerbare Energien, Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), beabsichtigt, 8 Milliarden Euro (8,6 Milliarden US-Dollar) in einen großen Offshore-Windkraftpark in Portugal zu investieren, der seine erste Auktion solcher Konzessionen vorbereitet. CIP sagte, dass es sich zum Ziel gesetzt habe, in einem Projekt namens Nortada vor der Atlantikküste Zentralportugals eine installierte Kapazität von 2 Gigawatt (GW) zu schaffen, was 20 Prozent des Landesziels für Offshore-Windkraft für 2030 ausmachen würde. CIP gab an, dass es mehr als 50 GW an Offshore-Windprojekten in Europa und den Vereinigten Staaten (USA) in seinem Portfolio hat. Portugal will bis 2026 80 Prozent seines jährlichen Stromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen erzeugen, gegenüber rund 60 Prozent im Jahr 2022, was bereits einer der höchsten Werte in Europa war.

8. Februar: Myanmars militärisch geführte Regierung hat in Zusammenarbeit mit Russlands staatlichem Atomenergieunternehmen ein Informationszentrum für Kernenergie eingeweiht, als einen Schritt zur Entwicklung der Atomkraft, um die Energieknappheit in dem von Unruhen heimgesuchten südostasiatischen Land zu beheben. Russland fördert die Zusammenarbeit im Bereich der Kernenergie mit mehreren südostasiatischen Ländern, darunter Vietnam, Indonesien und den Philippinen.

Dies ist eine wöchentliche Veröffentlichung der Observer Research Foundation (ORF). Es umfasst aktuelle nationale und internationale Informationen zum Thema Energie, die systematisch und wertsteigernd kategorisiert sind. Das Jahr 2022 ist das neunzehnte Jahr in Folge, in dem der Newsletter erscheint. Der Newsletter ist beim Registrar of News Paper for India unter der Nr. DELENG / 2004 / 13485 registriert.

Haftungsausschluss : Die Informationen in diesem Newsletter dienen ausschließlich Bildungszwecken und wurden aus zuverlässigen Quellen zusammengestellt, angepasst und bearbeitet. Für darin enthaltene Fehler übernimmt der ORF keine Haftung. Das Nachrichtenmaterial gehört den jeweiligen Eigentümern und wird hier nur zur weiteren Verbreitung bereitgestellt. Meinungen sind die der Autoren (ORF-Energieteam).

Herausgeber:Baljit Kapoor

Redaktioneller Berater:Lydia Powell

Editor:Akhilesh Sati

Inhaltsentwicklung:Vinod Kumar

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