Pakistanul a anulat construcția principalului său gazoduct cu Iranul din cauza amenințării cu sancțiuni economice impuse de Statele Unite. Decizia aparent încheie aproximativ un deceniu de așteptări pentru acest proiect.
Potrivit cotidianului pakistanez Dawn, ministrul de stat pentru petrol al țării, Dr. Musadik Malik, a declarat în mărturia scrisă în fața Adunării Naționale că „Pakistanul a emis o notificare de forță majoră și de eveniment justificativ, către Iran, în temeiul Acordului de vânzare și cumpărare de gaze (GSPA), ceea ce are drept consecință suspendarea obligațiilor Pakistanului în temeiul GSPA”.
Sancțiunile SUA cauzează probleme
El a confirmat că proiectul noului gazoduct care ar fi trebuit să furnizeze 750 de milioane de picioare cubice de gaz pe zi Pakistanului de la vecinul său vestic – „este blocat din cauza sancțiunilor internaționale impuse Iranului” și va fi reluat doar după ce sancțiunile vor fi ridicate și nu vor mai amenința să afecteze entitățile de stat din Pakistan. În acest sens, „nu se poate da nicio dată și niciun termen limită pentru finalizarea proiectului de gazoduct Iran-Pakistan”.
În declarația sa politică plasată în plenul Adunării Naționale, ministrul a clarificat, de asemenea, poziția Iranului în această chestiune, afirmând că Teheranul a contestat notificarea de forță majoră a Islamabadului. La începutul acestui an, Iranul a avertizat Pakistanul că, dacă nu reușește să finalizeze partea sa din acordul privind gazoductul și să îndeplinească contractul până în martie 2024, atunci va fi penalizat cu 18 miliarde de dolari. Malik a subliniat, totuși, că disputa poate fi rezolvată doar prin arbitraj internațional dacă Iranul nu acceptă notificarea Pakistanului. În consecință, „valoarea exactă a unei penalități, dacă există, depinde de rezultatul arbitrajului care va fi stabilit de arbitri”.
Notificarea de forță majoră a Pakistanului, bazată pe factori externi care nu se află sub controlul său, vine la o săptămână după vizita ministrului iranian de externe Hossein Amir Abdollahian în această țară, în timpul căreia a îndemnat la finalizarea proiectului ca fiind unul care ar aduce beneficii ambelor națiuni. De asemenea, el a discutat cu omologul său pakistanez, Bilawal Bhutto, despre potențiale soluții la problemele financiare dintre cele două țări.
Ce se întâmplă cu gazele în Orientul Mijlociu
Pe fondul crizei economice actuale din Pakistan, națiunea de peste 240 de milioane de locuitori se confruntă cu întreruperi regulate de energie electrică de aproximativ 12 ore pe zi și uneori chiar mai mult, ceea ce face ca furnizarea de gaz și electricitate să fie o prioritate de top pentru guvernul pakistanez. În timp ce Iranul și-a finalizat partea sa din proiect, construind sute de kilometri de conductă, Pakistanul și-a pus de mult timp la îndoială capacitatea de a-și finaliza partea sa din cauza crizei economice galopante și a amenințării sancțiunilor americane.
În ultimii ani, Islamabadul a încercat să convingă Washingtonul să îl scutească de sancțiuni și de măsuri care să îi permită să finalizeze proiectul conductei din aceleași raționamente care au determinat guvernul SUA să scutească de sancțiunile impuse comerțul cu Siria după cutremurul care a lovit această țară în februarie. „Guvernul pakistanez este angajat cu autoritățile americane prin canale diplomatice pentru a solicita o scutire pentru acest proiect”, a declarat Malik. „Se iau toate măsurile necesare pentru a construi conducta cât mai curând posibil”.
În ciuda acestor deschideri din partea Pakistanului la începutul acestui an, SUA nu au răspuns. Dacă Washingtonul nu dă undă verde pentru ca proiectul să meargă mai departe din motive umanitare și energetice, se așteaptă ca Islamabadul să ceară să plătească orice penalitate impusă de Teheran, potrivit middleeastmonitor.com.
Cea mai mare instalație de GNL din Europa de Vest
Guvernul norvegian a dat undă verde Equinor ASA pentru electrificarea instalației sale de gaz natural lichefiat din nordul Norvegiei, un proiect care se preconizează că va reduce emisiile și va asigura livrările de gaz după 2030. „Punem în aplicare politicile astfel încât Hammerfest LNG să poată continua să funcționeze până în 2040”, a declarat marți premierul Jonas Gahr Store, în cadrul unei conferințe de presă la Hammerfest. Conectarea instalației din Arctica la rețeaua electrică este „cea mai mare și unică măsură climatică decisă de un guvern norvegian”, a spus el.
Uzina Melkoya, inaugurată în 2007, procesează gaze naturale din zăcământul Snohvit din Marea Barents, producând aproximativ 6,5 miliarde de metri cubi de gaze naturale pe an, adică aproximativ 5 % din totalul exporturilor norvegiene de combustibil.
La sfârșitul anului 2022, Equinor a prezentat planuri pentru construirea unui compresor pe uscat, a unor cazane electrice cu abur, a două stații de transformare și a conexiunilor la rețea necesare pentru electrificarea completă a instalației, cu un cost estimat la 13,2 miliarde de coroane (1,3 miliarde de dolari). Propunerea a stârnit controverse cu privire la posibilitatea de creștere a prețurilor locale la energie electrică și a divizat guvernul de coaliție aflat la putere în Norvegia.
Dezvoltarea Norvegiei
Centrala este una dintre cele mai mari surse norvegiene de gaze cu efect de încălzire a climei, fiind responsabilă pentru aproximativ 2 % din emisiile anuale. Potrivit Equinor, înlocuirea generatoarelor cu turbină cu gaz de la fața locului cu energie de la țărm va reduce emisiile de dioxid de carbon ale instalației cu 850 000 de tone pe an după finalizarea planificată, ceea ce reprezintă 13 % din reducerea de 55 % a emisiilor de carbon promisă de sectorul petrolier și al gazelor naturale din Norvegia.
Între timp, compresia pe uscat este necesară pentru a extinde producția de platou din câmpul Snohvit – primul care va fi dezvoltat în Barents – pe măsură ce rezervele se diminuează. Noile cabluri de 420 și 132 de kilowați vor alimenta instalația și vor consolida capacitatea rețelei din Hammerfest, a precizat guvernul într-o declarație. De asemenea, guvernul își propune să crească producția de energie regenerabilă în Finnmark cu cel puțin la fel de mult ca și consumul de energie al Hammerfest LNG până în 2030.
„Ne dorim dezvoltare și creștere în întreaga Norvegie”, a declarat marți ministrul de finanțe Trygve Slagsvold Vedum. „Obținerea unei cantități mai mari de energie și o mai bună disponibilitate a energiei electrice în această zonă este, de asemenea, o parte importantă a pregătirii generale și a securității noastre naționale.” În aprilie, parlamentul norvegian a cerut guvernului să exploreze posibilitatea de a utiliza tehnologia de captare și stocare a carbonului la Melkoya, reflectând îngrijorarea publicului cu privire la costurile mai mari ale energiei electrice după invazia rusă în Ucraina, informează bnnbloomberg.ca.
LNG JAPAN, activități importante
LNG JAPONIA a acceptat să preia de la Woodside Energy Group o participație de 10% în proiectul offshore de gaze Scarborough din Australia, în valoare de mai multe miliarde de dolari, pentru 500 de milioane de dolari. De la data intrării în vigoare a tranzacției, care a fost stabilită la 1 ianuarie 2022, compania japoneză va compensa Woodside pentru partea sa de cheltuieli legate de proiectul Scarborough. La finalizarea tranzacției, suma totală estimată pentru LNG JAPAN, care acoperă prețul de achiziție, cheltuielile rambursate și orice escaladare, se ridică la aproximativ 880 de milioane de dolari.
Condiționată de aprobările guvernamentale ce trebuie obținute, tranzacția ar trebui să se încheie în primul trimestru al anului 2024. După încheierea tranzacției, Woodside va păstra o participație de 90 % în societatea mixtă (JV) Scarborough și va continua să o opereze. JV-ul Scarborough include câmpul Scarborough împreună cu infrastructura offshore și submarină corespunzătoare. Câmpul de gaze este situat la aproximativ 375 km de coasta Australiei de Vest. Potrivit Woodside, proiectul de gaze de la Scarborough presupune înființarea unei unități de producție plutitoare, cu opt sonde forate în faza inițială și alte treisprezece sonde forate pe durata de viață a zăcământului.
Oportunitățile GNL
Gazele naturale extrase din zăcământul Scarborough vor fi transportate printr-o conductă subacvatică la instalațiile de GNL Pluto. Decizia finală de investiție (FID) privind proiectul a fost luată la sfârșitul anului 2021, iar prima încărcătură de GNL este planificată pentru 2026. Woodside și LNG Japan s-au angajat, de asemenea, într-un acord preliminar fără caracter obligatoriu pentru achiziționarea și vânzarea a 12 încărcături de GNL pe an, echivalentul a aproximativ 0,9 milioane de tone pe an (mtpa) pe o perioadă de 10 ani, începând cu 2026.
Directorul general al LNG Japan, Kyo Onojima, a declarat: „Suntem foarte încântați să ne alăturăm întreprinderii comune Scarborough și așteptăm cu nerăbdare să finalizăm acordul de preluare a GNL și să explorăm oportunitățile de afaceri în sectorul energiei noi.” Woodside a anunțat, de asemenea, acorduri fără caracter obligatoriu cu Sumitomo și Sojitz, ambele cu sediul în Japonia, pentru explorarea perspectivelor mondiale în sectoarele energetice emergente. Acestea ar putea include hidrogenul, amoniacul, captarea și stocarea carbonului (CCS) și tehnologia de gestionare a carbonului.
Directorul executiv al Woodside, Meg O’Neill, a declarat: „Sprijinul acordat de LNG Japan este o dovadă a calității proiectului Scarborough. De asemenea, subliniază cererea continuă a cumpărătorilor japonezi pentru noi livrări de gaze și rolul gazelor în susținerea securității energetice a Japoniei”, potrivit nsenergybusiness.com.
Centrul energetic Hanseatic, Germania
Capacitatea de regazeificare planificată a Hanseatic Energy Hub (HEH) este estimată la 13,3 miliarde m³/an. Printre acționarii HEH se numără Buss Group, Fluxys, Partners Group și Dow. Se estimează că o decizie finală de investiție privind proiectul de 1 miliard de euro va fi luată în 2023. Construcția noului debarcader pentru gaze lichefiate a început oficial în ianuarie 2023, iar proiectul se preconizează că va fi operațional până în 2027. Hanseatic Energy Hub este planificat să fie dezvoltat în parcul industrial existent din Stade. HEH este situat în apropiere de râul Elba, cu acces la portul Hamburg.
Terminalul este situat strategic în apropiere de Hamburg, de râul Elba și de canalul Kiel. Portul este ușor accesibil pentru navele mari de GNL cu o lungime de 345 m. GNL și amoniacul pot fi transportate cu ajutorul unor petroliere mai mici, fie pentru a aproviziona alte porturi interioare, fie nave din Hamburg, de pe Elba și de pe canalul Kiel. HEH este situat în apropierea rețelei germane de transport prin conducte și este ușor accesibil prin transport feroviar, rutier și maritim. Terenul pe care se intenționează să fie construită instalația este deținut de Dow Chemicals. Terminalul va utiliza căldura reziduală industrială a Dow pentru a regazifica gazele fără emisii suplimentare de CO2.
Fluxys, o companie de infrastructură de gaze, și acționarii Hanseatic Energy Hub au convenit ca Fluxys să se alăture proiectului în calitate de partener industrial în martie 2021. În aprilie 2022, Dow a semnat un acord definitiv pentru a prelua o participație minoritară în HEH. În septembrie 2022, Agenția de stat pentru gestionarea apelor, protecția coastelor și conservarea naturii din Saxonia Inferioară (NLWKN) a aprobat începerea construcției proiectului, inclusiv construcția traversărilor de diguri, a zidurilor de palplanșe și a platformei de încărcare. În februarie 2023, HEH a anunțat că a început testele de piață pentru amoniac, se notează în nsenergybusiness.com.
Comercianții europeni stochează gaze în Ucraina
Traderii europeni de gaze naturale au început să stocheze gaze naturale în Ucraina pentru a profita de prețurile mai mici și de capacitatea disponibilă acolo, indiferent de riscurile războiului în curs, au declarat trei comercianți și oficiali ai companiei. Comercianții europeni de gaze au început să stocheze gaze naturale în Ucraina pentru a profita de prețurile mai mici și de capacitatea disponibilă acolo, indiferent de riscurile războiului în curs, au declarat trei comercianți și oficiali ai companiei. În urma invaziei Rusiei în Ucraina, începută în februarie anul trecut, Uniunea Europeană (UE) a căutat niveluri ridicate de stocare a gazelor pentru a compensa reducerea ofertei rusești, în special în lunile de vârf ale cererii de iarnă.
Se așteaptă ca blocul comunitar să atingă obiectivul de a-și umple instalațiile de depozitare la 90% până la 1 noiembrie. Comercianții au declarat că există o logică comercială în depozitarea în Ucraina, pe lângă teritoriul UE, pentru a profita de prețurile mai mici acum decât pentru livrarea viitoare. Gazul cu livrare in septembrie are un pret de 30 euro (32,96 dolari) pe MWh, comparativ cu preturile forward pentru primul trimestru al anului 2004 la 49 euro, potrivit preturilor de pe piata futures olandeza TTF.
Grupul ceh EPH a declarat pentru Reuters că decizia sa de a utiliza depozitele ucrainene a fost, de asemenea, un semn de încredere în țară. „EP Commodities transportă gaze naturale în Ucraina și utilizează instalații ucrainene de stocare a gazelor”, a declarat Miroslav Hasko, președintele EPH EP Commodities. „Credem în fiabilitatea sistemelor de transport și stocare a gazelor din Ucraina, care s-au dovedit a fi chiar și într-o situație atât de dificilă pe timp de război”. El nu a dezvăluit volume. Instalațiile de stocare a gazelor din țările UE erau pline în proporție de 87 % pe 7 august, potrivit platformei de transparență GIE.
Importanța gazelor din Ucraina
„Vedem o tendință pozitivă în ceea ce privește injectarea de gaze de către comercianții străini în instalațiile noastre (de stocare)”, a declarat compania de stat Ukrtransgas, parte a grupului Naftogaz. Naftotgaz a declarat că clienții străini ar putea folosi peste 10 miliarde de metri cubi (bcm) de stocare a capacității de aproximativ 30 de miliarde de metri cubi a țării, mai ales în vestul țării, care este departe de linia frontului. Compania de stat slovacă SPP, care furnizează cea mai mare parte a pieței slovace, parțial cu gaz rusesc, a declarat că analizează posibilitatea utilizării stocării ucrainene, având în vedere că depozitele slovace erau deja pline în proporție de 90 %.
„Considerăm stocarea gazelor în Ucraina drept una dintre oportunitățile de afaceri interesante pe care le luăm în considerare în prezent”, a declarat SPP pentru Reuters. Alți comercianți europeni au declarat că există riscuri din cauza posibilelor lovituri militare sau a întrebărilor cu privire la ce se întâmplă cu rețeaua dacă Rusia nu mai pompează gazul pe care încă îl trimite spre vest prin Ucraina. „Imaginați-vă că o rachetă bine țintită lovește o stație de compresoare sau o altă infrastructură. Trebuie să vă asumați acest risc”, a declarat Martin Pich, șeful departamentului de tranzacționare al firmei cehe MND.
El a spus că volumele la spread-urile actuale ar putea să nu fie mari, dar ar putea crește dacă prețurile spot scad. El nu a comentat tranzacționarea MND. Grupul de reflecție Bruegel a declarat luna trecută că Ucraina ar putea crește capacitatea de stocare a Europei cu aproximativ 10%. „Utilizarea capacității suplimentare de 100 TWh disponibilă în Ucraina va oferi un impuls frumos perspectivelor de iarnă ale Europei și un impuls binevenit pentru veniturile Ucrainei”, a spus Bruegel. Gazul pentru stocare în Ucraina poate fi achiziționat oriunde și pompat folosind fluxuri reale sau virtuale în conducte din Ungaria, Polonia și Slovacia.
Nominalizările au crescut pentru conducta care transportă gaz rusesc din Ucraina în Slovacia la granița Velke Kapusany pentru fluxurile în Ucraina – fluxuri inverse virtuale. Acestea au fost de până la 10 mcm pe zi din iulie. Fluxurile fizice din Slovacia în Ucraina au început, de asemenea, în august prin punctul Budince cu volume zilnice de aproximativ 17 mcm, scrie naturalgasworld.com.
Toate conductele duc la Roma
Italia se luptă să devină hub-ul de gaze naturale al Europei, preluând conducte și cisterne în centrul Mediteranei. Acest lucru poate fi exact ceea ce Algeria are nevoie, deoarece relațiile cu Spania se înrăutățesc; în același timp, Rusia încetează să mai fie principalul furnizor de energie al Europei. După războiul din Ucraina și înrăutățirea relațiilor cu Spania, industria energetică a Algeriei ar putea fi într-o poziție strategică similară sau chiar mai bună. Dacă proiectele de infrastructură sunt finalizate, exporturile ar putea ajunge în Europa Centrală și de Est prin Italia și ar putea prelua piața dominată cândva de Rusia.
Sancțiunile asupra economiei rusești elimină cel mai mare furnizor unic de gaze naturale în Europa. La doar 170 de mile de mare, Algeria este bine plasată pentru a interveni. Chiar dacă țările est-mediteraneene și Libia au un mare potențial pentru producția de combustibili fosili, acestea sunt sfâșiate de conflicte. Prim-ministrul italian Giorgia Meloni și-a declarat recent intenția de a-și transforma țara în centrul energetic al Europei. În centrul Mediteranei, Italia a construit o infrastructură extinsă pentru a importa combustibili fosili și, mai recent, pentru a-i exporta în restul Europei. La sfârșitul lunii ianuarie a acestui an, Meloni l-a vizitat pe președintele Abdelmajid Tebboune la Alger pentru a extinde parteneriatul dintre cele două țări.
Schimbările războiului
Până la războiul din Ucraina, Rusia a fost cea mai mare sursă de gaz pentru Italia. În 2021, Rusia a fost cel mai mare importator de gaze naturale, cu o cotă de 29,2 %. Cu toate acestea, pentru 2022, Algeria a crescut pentru a ajunge la o cotă de 34,3 %, în timp ce Rusia a scăzut la 16%. Importurile din Azerbaidjan (14,8%) și Marea Nordului (10,3%) sunt, de asemenea, demne de remarcat.
Compania energetică multinațională italiană Eni este un actor-cheie în modelarea ambițiilor Romei. Este una dintre cele mai importante șapte companii petroliere din lume. Guvernul italian are o cotă de 30 %. Are cea mai mare parte experiență în relațiile cu țările producătoare de petrol din Orientul Mijlociu și Africa. De la invazia Rusiei în Ucraina, Italia a avut o serie de întâlniri cu producătorii africani de combustibili fosili pentru a obține acorduri, din Algeria până în Angola și Mozambic, conform forbes.com.
Zvezda lansează un nou transportator de GNL
Șantierul naval rus Zvezda Shipbuilding Complex a lansat un nou transportator de GNL ARC7 din clasa de gheață pentru proiectul Arctic LNG 2. Potrivit lui Zvezda, nava a fost numită Serghei Witte și are o capacitate de 172.600 m3. Este a treia unitate dintr-o serie de cincisprezece transportoare de GNL comandate de Sovcomflot și construite pentru a deservi proiectul Arctic LNG 2 al Novatek. Primele două nave au fost lansate mai devreme și sunt în curs de amenajare. Transportoarele de GNL din această serie au o lungime de 300 de metri, o lățime de 48,8 metri, cu o capacitate totală de încărcare de 81.000 de tone. Sistemul de propulsie este format din trei unități azimut cu o capacitate totală de 45 MW.
Navele vor arbora pavilionul rusesc, operând în baza unor acorduri de navlosire pe termen lung între Sovcomflot (pentru o navă pilot) și SMART LNG (o filială a Grupului Sovcomflot și Novatek, pentru celelalte 14 nave) cu Arctic LNG 2 (o filială a Novatek). Zvezda și companiile VEB. Grupul RF a semnat contractele pentru construcția acestor nave din decembrie 2019 până în iulie 2020. Șantierul naval a început apoi să construiască prima navă în noiembrie 2020. Odată livrate, navele vor permite transportul GNL pe tot parcursul anului de-a lungul rutei Mării Nordului către regiunea Asia-Pacific. Situat în peninsula Gydan, proiectul Arctic LNG 2 al Novatek include construcția a trei trenuri GNL, cu o capacitate de 6,6 milioane de tone pe an (mtpa) de GNL fiecare, notează offshore-energy.biz.
Germania, greu cu hidrogenul
În iulie, operatorii germani de transport al gazelor naturale și-au dezvăluit planul pentru o rețea centrală de conducte de hidrogen de 11.200 km pentru a conecta utilizatorii industriali, instalațiile de stocare și centralele electrice din întreaga țară, fiind solicitați de guvernul național. La acea vreme, Berlinul a declarat că dorește ca rețeaua să fie finanțată în întregime cu numerar din sectorul privat, dar că va lua în considerare „subvențiile parțiale” ca parte a unei propuneri mai detaliate.
În timp ce această propunere nu a sosit încă, guvernul a publicat un „raport intermediar privind un concept pentru dezvoltarea în continuare a rețelei germane de hidrogen” într-un briefing pentru parlament (Bundestag), care prezintă cea mai recentă gândire în această privință. Documentul de nouă pagini oferă un rezumat al planurilor actuale și al măsurilor luate până în prezent, inclusiv interconexiunile cu țările vecine și relațiile cu organismele UE. Dar documentul oferă, de asemenea, detalii despre un „concept” de finanțare care este „examinat în prezent în scopul proprietății antreprenoriale descentralizate, al oportunităților antreprenoriale descentralizate și al protecției subvenționate a statului pentru anumite riscuri majore”.
Principalele puncte luate în considerare sunt:
1) Taxe de rețea decalate: Finanțarea va fi în cele din urmă suportată de utilizatorii de hidrogen prin taxe de rețea, dar operatorii vor primi fonduri înainte de operarea rețelei.
2) Un cont de amortizare: Acesta este descris ca o „uniformizare intertemporală a tarifelor de rețea”.
Germania va lansa licitații pentru centrale electrice pe bază de hidrogen de până la 23,8 GW până în 2035
„În primii ani de creștere a hidrogenului, costurile ridicate de capital și de operare întâlnesc puțini utilizatori. Pentru a preveni apariția unor tarife de rețea neeconomice ridicate, o parte din tarifele inițiale ar putea fi distribuite utilizatorilor ulteriori și, astfel, limitate la un nivel comercializabil în timpul creșterii”, explică documentul. „Subfinanțarea care apare inițial în contul de amortizare ar necesita prefinanțare, care servește la asigurarea lichidităților necesare pentru refinanțarea deficitului inițial de venituri prin plăți viitoare”.
3) Taxă federală uniformă de rețea: O taxă de rețea identică pentru fiecare utilizator de rețea din întreaga țară „ar fi transparentă și simplă pentru utilizatorii de hidrogen, ar spori securitatea planificării și ar evita stimulentele false”.
Cu toate acestea, acest lucru ar necesita „un mecanism de echilibrare între OTS [operatorii de sisteme de transport] care să compenseze veniturile din ce în ce mai mari”, explică guvernul.
O rețea europeană de hidrogen ar putea reduce necesitatea extinderii rețelei electrice într-un sistem energetic cu zero emisii nete: studiu
4) Protecția statului: „În cazul în care creșterea pieței nu reușește sau este mai puțin reușită decât se așteaptă în prezent (de exemplu, din cauza viitoarelor salturi tehnologice cuantice), ar trebui luată în considerare protecția suplimentară și subvenționată”, se spune în document, adăugând că acest lucru poate fi necesar și în cazul în care clienții ancoră se retrag, ceea ce duce la investiții depreciate.
Guvernul federal urmărește dezvoltarea privată a rețelei centrale de hidrogen și trebuie garantată o diviziune adecvată a oportunităților și riscurilor între proprietarii rețelei, pe de o parte, și stat sau utilizatorii rețelei, pe de altă parte, indiferent de proiectarea oricăror instrumente de finanțare.
5) Subvenții directe: Guvernul are în vedere, de asemenea, introducerea timpurie a taxelor de rețea, dar compensarea costurilor „prohibitiv de mari” în faza de lansare cu subvenții directe pentru utilizatorii rețelei. În acest fel, „sarcina reală a utilizatorului rețelei corespunde taxei de rețea uniforme și comercializabile dorite”.
Aceste granturi ar putea lua forma unor contracte pe diferență pe durată determinată, adaugă documentul. Informarea explică, de asemenea, că ideea inițială a guvernului de a înființa o companie centralizată de rețea de hidrogen pentru planificarea, construcția, operarea și finanțarea rețelei de bază de hidrogen a fost respinsă. „Această opțiune a fost abandonată deoarece implantarea ar putea duce la întârzieri în obiectivul de extindere rapidă a rețelei de bază de hidrogen”, se spune în raport, citat de hydrogeninsight.com.
