Jaronwoj Blog Warszawa Polska


ORLEN będzie wydobywał ropę naftowa w Iraku? –a, kto przegrał krew polskich żołnierzy

Tylko amerykańskim koncernom udało się zawieranie porozumień typu price-sharing agreement (PSA), jakie w Iraku nie miały miejsca od nacjonalizacji w 1972 roku. 35 firm ze 120 starających się o koncesje w Iraku oficjalnie dostało zgodę na wejście do gry o wielką ropę.

 

 Przykład TOTAL

 

Przed rozpoczęciem inwazji Hussein wynegocjował z Totalem porozumienie typu PSA, które dawało francuzom 10 proc udziału w wydobytej ropie do czasu zwrotu kosztów inwestycji, a po tym okresie firma otrzymać miała 40 procent. Reszta przypadłaby w udziale rządowi Iraku.

Link http://blog.marazm.pl/?p=168#comments

 

  Sprawa polska 

PKN, Lotos, PGNiG nawet nie spróbowały ubiegać się o koncesje. W porannej wtorkowej rozmowie w TVN 24, Piekarz wyjaśnił, że „PKN Orlen dopiero zaczyna budowę swoich kompetencji, jeżeli chodzi o wydobycie”, dlatego koncern nie zdecydował się na ubieganie się o licencję w tym „maksymalnie trudnym regionie świata”, gdzie jest niestabilność polityczna i trwa wojna.  Jak podał  „Dziennik”, irackie ministerstwo ropy opublikowało we wtorek listę 35 zagranicznych firm, które będą mogły wydobywać ropę naftową i gaz w tym kraju. Na tej liście polskich firm nie ma, są za to firmy amerykańskie, brytyjskie, holenderskie, chińskie, rosyjskie, francuskie, włoskie i hinduskie.

Link http://www.bankier.pl/wiadomosc/PKN-Orlen-nie-staral-sie-o-licencje-na-wydobycie-ropy-w-Iraku-1753114.html

 

Uwaga własna:

Koszt wydobycia ropy naftowej w Iraku na polach Basry jest powyżej $1 USD , a w Rosji $13 USD z a ropę REBCO

 

 Trudne pytania o bezpieczeństwo energetyczne i taktykę wobec ropy z  Iraku 

A jak to się ma do Orlenu i do Cimoszewicza? TRUDNE PYTANIA

Orlen handluje ropą naftową. Kupuje ją prawie w całości za granicą, a ponieważ ropa jest surowcem strategicznym, zakupy te są bardzo silnie uwarunkowane polityką międzynarodową. Zmiany w stosunkach polsko-rosyjskich mogą przekładać się bezpośrednio na zmiany w polskim dostępie do rosyjskiej ropy: Rosjanie nie tylko potrafią bić polskich dyplomatów, potrafią też, stosownie do potrzeb, otwierać lub przykręcać kurek z ropą (kilka tygodni temu spowodowali duży wzrost cen benzyny na Ukrainie; kilka lat temu na krótko przymknęli gaz Białorusi i Polsce, chyba tylko po to, abyśmy nie zapomnieli, że mogą to zrobić). Sukcesy lub porażki armii amerykańskiej (i również polskiej) w Iraku bezpośrednio przekładają się na zmiany wydobycia ropy w Iraku, a to z kolei zmienia światowe ceny ropy i, co za tym idzie, ceny akcji Orlenu. A kto w Polsce dostaje najwięcej tajnych informacji o sytuacji międzynarodowej? Kto wie z wyprzedzeniem jak polski rząd zamierza zachować się wobec Rosjan? Kto dostaje szyfrogramy z ambasady w Moskwie informujące, jakie poufne sygnały rosyjscy politycy wysyłają polskiemu rządowi? Kto dostaje raporty polskiego wywiadu o sytuacji w Iraku?

Link http://www.skubi.net/Cimoszewicz-i-etyka.html   

 

Błędna polityka zagraniczne w sprawie ropy z Iraku 

W Kuwejcie zaczyna się międzynarodowa konferencja gospodarcza w sprawie Iraku. Będą wszyscy najważniejsi gracze. Szef naszego resortu dyplomacji nie dostał zaproszenia. Na konferencję z kolei zaproszono z wszelkimi honorami ministra spraw zagranicznych Rosji Siergieja Ławrowa. Rosjanie w przeciwieństwie do Polaków wystartowali bowiem w wyścigu o iracką ropę i mają zagwarantowane licencje. Na liście irackiego ministerstwa ropy jest naftowa spółka Gazpromu oraz koncern Łukoil. Rosyjski gigant ma gwarancję na wydobycie ropy zgodnie z umową podpisaną jeszcze za rządów Saddama Husajna.

Link http://fakty.interia.pl/swiat/news/irak-polskie-firmy-naftowe-nie-uzyskaly-koncesji,1097226

 

 

KONKLUZJA 

 

Twarde twierdzenie

Tak wygląda naprawdę sukces naszej pięcioletniej obecności w Iraku, a Radosław Sikorski jeszcze jako PiS-owski minister obrony zapowiadał, że będziemy wydobywać iracką ropę.

Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie, ogłoszono  inwestycje w Iraku są poza zainteresowaniem tej firmy.

Według Gorzelińskiegi i Kasprów  z MDI specjalistów od PR w branży naftowej

Cyt. ”W Polsce nie chodzi bowiem o to, aby mecz wygrać z korzyścią dla firmy i kraju, ale żeby wejść do grona graczy w rządzie i upolitycznionych koncernach.”

Reklamy


Wydobycie ropy naftowej w Polsce ( spadek)

 

 

ANALIZA WYDOBYCIA ROPY NAFTOWEJ W POLSCE

 

W 2007 r. PGNiG wydobyło łącznie 518 tys. ton ropy, uwzględniając testy produkcyjne nowych złóż, w porównaniu do 530 tys. ton rok wcześniej (to spadek o 2,3 proc.). W porównaniu do 2005 r., kiedy wydobycie PGNiG sięgało 619 tys. ton, spadek wynosi już jednak ponad 16 proc. i nie zanosi się na odwrócenie trendu.

 

Jeszcze wyraźniej spada wydobycie ropy przez Petrobaltic. Przez lata oscylowało ono wokół 300 tys. ton ropy, w 2006 r. było to 247,9 tys. ton, a w minionym roku już tylko 186,6 tys. ton, czyli o niemal jedną czwartą mniej niż rok wcześniej. W efekcie krajowe wydobycie pokrywa dziś zaledwie ok. 4 proc. zapotrzebowania polskich rafinerii.

 

Dane wnp.pl

 

ANALIZA SPRZEDAŻY KRAJOWE ROPY NAFTOWEJ

 

Obecnie sprzedaż ropy naftowej przez spółkę prowadzona jest w dwóch głównych kierunkach:

  • sprzedaż rurociągowa do odbiorców zagranicznych, która realizowana jest na podstawie odnawialnych umów rocznych – około 54% całej sprzedaży ropy,
  • sprzedaż transportem kołowym do odbiorców krajowych – około 46%.

Sprzedażą rurociągową (rurociągiem PERN „Przyjaźń”) objęci są główni klienci PGNiG: Shell International Trading and Shipping Company Limited i BP Oil International LTD.

(przyp. własny  eksport ograniczony do Niemiec)
Sprzedażą krajową zaś – w przeważającej części podmioty z Grupy PKN ORLEN oraz, w niewielkim zakresie, lokalni, bezpośredni odbiorcy oddziałów wydobywczych.

 

PROJEKT INWESTYCYJNY

 

Projekt: Lubiatów-Międzychód- Grotów (LMG)

Celem projektu jest zagospodarowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego Lubiatów-Międzychód-Grotów oraz umożliwienie transportu, magazynowania i sprzedaży ropy naftowej, gazu ziemnego, siarki i gazu płynnego (LPG) z Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego LMG. Łączna wartość projektu wynosi około 681,5 mln zł; przewiduje się zakończenie całego projektu na koniec 2009 roku. 14 listopada 2006 roku PGNiG ogłosiło przetarg na generalnego realizatora inwestycji Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Lubiatów-Międzychód-Grotów (KRNiGZ LMG); obecnie trwa postępowanie przetargowe.

Projekt LMG jest kluczowy dla realizacji docelowej produkcji ropy naftowej, od 2010 roku, na poziomie 1,1 mln t. Zasoby złoża Lubiatów- Międzychód-Grotów szacowane są na 7,2 mln t ropy naftowej i 5 mln m3 gazu ziemnego.

 

 

 

Z ODPOWIEDZI NA INTERPELACJE POSELSKĄ nr. 7534

Wydobycie ropy naftowej w latach 2001-2003 wzrosło z poziomu około 160 tys. ton do około 500 tys. ton – było to wynikiem odkrycia złoża ropno-gazowego BMB (Barnówko-Mostno-Buszewo w rejonie Gorzowa Wlkp.). Aktualnie realizowany jest drugi etap zagospodarowania tego złoża, co pozwoli zwiększyć wydobycie PGNiG S.A. do około 600-700 tys. ton rocznie.

   Odkrycie nowego dużego obszaru roponośnego w rejonie Międzychodu (Puszcza Nadnotecka), a w tym złóż Lubiatów i Grotów stwarza perspektywę dalszego wzrostu wydobycia. W związku z tym istnieje możliwość zwiększenia wydobycia ropy naftowej do około 1,4 mln ton rocznie w roku 2008 z możliwością utrzymania tego poziomu w kilku kolejnych latach.

   Udokumentowanie badaniami sejsmicznymi nowych potencjalnie dużych obszarów roponośnych (częściowo potwierdzonych wierceniami) stworzy perspektywy wzrostu krajowego wydobycia na lądzie do poziomu około 2 mln t ropy naftowej rocznie, ale równocześnie wymaga poniesienia znacznych nakładów na poszukiwania i zagospodarowanie złóż ropy naftowej.

   Optymalizacja wykorzystania krajowych mocy wydobywczych przyniesie w efekcie zwiększone przychody finansowe PGNiG S.A., a także zmniejszy uzależnienie się od zewnętrznych źródeł dostaw gazu i ropy naftowej, co w rezultacie wpłynie na wzrost bezpieczeństwa energetycznego Polski.

FRAGMENT DYSKUSJI

Polskie przedsiębiorstwa sektora paliwowego, Grupa LOTOS i PKN ORLEN, również dążą do uzyskania dostępu do złóż ropy naftowej. Jak ocenia Pan szansę powodzenia tych planów?

Rozważając tę kwestię, nie sposób nie wspomnieć o konieczności przeprowadzenia integracji pionowej. W perspektywie dłuższego czasu jest ona bezdyskusyjnie konieczna i nieunikniona. Cały cykl technologiczny, od wydobycia, poprzez transport i przerób, do dystrybucji przetworzonych produktów ropopochodnych, powinien być zintegrowany i podległy tylko jednemu dysponentowi. Pozwala to nie tylko na znaczne uniezależnienie się i pełniejsze zaspokojenie potrzeb energetycznych kraju, ale także daje duże oszczędności i zwiększa możliwości finansowe. Podnosi poziom techniczny, uelastycznia zarządzanie, a nade wszystko daje szansę na skuteczne konkurowanie z firmami zagranicznymi.

Dzisiaj LOTOS buduje swój upstream we współpracy z Petrobaltikiem, który dysponuje złożami na Bałtyku. Równocześnie czyni starania o dostęp do zagranicznych złóż. ORLEN, który do tej pory jedynie mówił o konieczności pozyskania złóż, w tej chwili traktuje tę sprawę bardzo poważnie i – jak sądzę – będzie podejmował odpowiednie kroki w tym kierunku. Ale o dostęp do złóż wcale nie jest łatwo, bez względu na to, czy starania podejmowane będą przez te firmy razem, czy osobno. W Polsce, co prawda, złoża są, ale stosunkowo niewielkie. Trzeba szukać źródeł zaopatrzenia za granicą, a rosnąca koniunktura na ropę naftową utrudnia takie działania.

http://www.exporter.pl/branze/chemia/chemia_2006.html

 

POLITYKA KONCESYJNA NA POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Liczba koncesji na poszukiwanie                     128

Liczba koncesji łącznych  na poszukiwanie      20 ( ropa + gaz)

Liczba koncesji na wydobycie                         220

 

Stan na koniec 2007r.

 

Raport za 2007 Ministerstwa Ochrony Środowiska

http://www.mos.gov.pl/dgikg/koncesje_geologiczne/raport_2007.pdf

 

Mapa obszarów koncesyjnych

http://www.mos.gov.pl/dgikg/koncesje_geologiczne/Koncesje2007popr_13_12.jpg

 

 

KONKLUZJA KOŃCOWA

 

Ceny światowe pow. 100$ za baryłkę ropy naftowej pobudziła poszukiwaczy lecz zmniejszyła wydobycie krajowe

 

Analiza  krajowa wskazuje na kilka przyczyn;

  • niepewność co do praw pakietu własności LOTOS do spółki PETROBALTIC
  • złoże BMB eksportowała ropę poprzez rurociąg Przyjaźń do Niemiec  eksport ta drogą ropy naftowej REBCO z Rosji został zatrzymany
  • zamknięcie procesu technologicznego przerobu surowej ropy w Rafinerii Czechowice Dziedzice , Jasło

 

 

 



Rola polskiego regulatora URE – w świetle awarii w Szczecinie i wypowiedzi Min Pawlaka

NEWS

Na konferencji prasowej w Ministerstwie Gospodarki V-Priemier Minister Gospodarki Waldemar Pawlak odniósł się do awarii sieci w Szczecinie. Moim zdaniem przerzuca odpowiedzialność na brak regulacji w odniesienia do różnorodności przepisów w UE. Odpowiedzialność spoczywa na właścicielach linni przesyłowych i infrastruktury elektroenergetycznej.

 

Z raportu URE w 2003r.

1.2. Podstawowe informacje o pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w 2003 r.

Ograniczenia dostaw energii elektrycznej

W 2003 r. nie było ograniczeń w poborze mocy ani wyłączeń odbiorców, spowodowanych brakiem mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Dzięki korzystnemu bilansowi mocy w 2003 r. nie wprowadzano obniżek napięć dla pokrycia zapotrzebowania. Wielkość energii elektrycznej niedostarczonej w wyniku awarii sieciowych w 2003 r. wyniosła 1,7 GWh i była 5-krotnie niższa niż w 2002 r. W dniach 6 i 23 grudnia 2003 r. odnotowano w kraju wichury, które spowodowały awarie sieciowe i związane z nimi ograniczenia dostaw energii elektrycznej dla odbiorców przyłączonych do sieci spółek dystrybucyjnych. Wielkość tych ograniczeń oszacowano na około 54% rocznej wielkości ograniczeń.

Czy sprawcą był tylko śnieg i wiatr czy też operatorzy systemów elektroenergetycznych

 

A. Operator systemu przesyłowego:

 

 

1.

PSE-Operator S.A., ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa

 

 

B. Operatorzy systemów dystrybucyjnych:

 

 

1.

ENERGOSERWIS KLESZCZÓW Sp. z o.o., 97-427 Rogowiec,
wyznaczony OSD w dniu 1 lutego 2006 r. na okres od 1 lutego 2006 r. do 5 września 2010 r.;

2.

Vattenfall Distribution Poland S.A., ul. Portowa 14a, 44-100 Gliwice,
wyznaczony OSD w dniu 29 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

3.

RWE Stoen Operator Sp. z o.o., ul. Piękna 46, 00-672 Warszawa,
wyznaczony OSD w dniu 29 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

4.

LUBZEL DYSTRYBUCJA Sp. z o.o., ul. Garbarska 21A, 20-340 Lublin, wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r.

na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

5.

ZEORK Dystrybucja Sp. z o.o., Aleja Marszałka Józefa Piłsudskiego 51, 26-110 Skarżysko-Kamienna,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

6.

ZEB Dystrybucja Sp. z o.o., ul. Elektryczna 13, 15-950 Białystok,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

7.

ZKE Dystrybucja Sp. z o.o., ul. Koźmiana 1, 22-400 Zamość,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

8.

ZEW-T Dystrybucja Sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie, ul. Mysia 2,

adres do korespondencji: ul. Marsa 95, 04-470 Warszawa,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

9.

ŁZE Dystrybucja Sp. z o.o., ul. Tuwima 58, 90-021 Łódź,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

10.

RZE Dystrybucja Sp. z o.o., ul. 8-go Marca 6, 35-959 Rzeszów,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 31 grudnia 2025 r.;

11.

ENEA Operator Sp. z o.o., ul. Panny Marii 2, 61-108 Poznań,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 1 lipca 2017 r.;

12.

Zakład Energetyczny Łódź-Teren S.A., ul. Piotrkowska 58, 90-105 Łódź,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 30 czerwca 2008 r.;

13.

ENION S.A., ul. Łagiewnicka 60, 30-417 Kraków,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 30 czerwca 2008 r.;

14.

EnergiaPro Koncern Energetyczny S.A., Plac Powstańców Śląskich 20, 53-314 Wrocław,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 30 czerwca 2008 r.;

15.

ENERGA-OPERATOR S.A., ul. Marynarki Polskiej 130, 80-557 Gdańsk,
wyznaczony OSD w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 30 czerwca 2008 r.;

16.

Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A., ul. Chemików 7, 09-411 Płock,
wyznaczony OSD w dniu 7 września 2007 r. na okres od 10 września 2007 r. do 15 listopada 2008 r.;

17.

Przedsiębiorstwo Energetyczne „ESV” S.A., ul. Polna 12, 55-011 Siechnice,
wyznaczony OSD w dniu 30 listopada 2007 r. na okres od 1 grudnia 2007 r. do 31 maja 2008 r.;

18.

POLENERGIA S.A., ul. Chmielna 85/87, 00-805 Warszawa,
wyznaczony OSD w dniu 30 listopada 2007 r. na okres od 3 grudnia 2007 r. do 1 lipca 2015 r.

Trochę wiedzy o awariach sieci elektroenergetycznych

W ciągu ostatnich kilku lat w wielu krajach wystąpiły globalne lub lokalne awarie systemów elektroenergetycznych zwane black-out’em. Największe globalne awarie miały miejsce w 2003 roku, kiedy w bardzo krótkim okresie czasu wystąpił black-out w sieci części systemu elektroenergetycznego USA i Kanady, następnie Włoch i Europy Zachodniej  oraz Skandynawii.  W następnych latach lokalne awarie zasilania wystąpiły w Moskwie, Nowym Jorku, Londynie, a także  w Warszawie.
Zdarzenia te pokazały, że niebezpieczeństwo długotrwałego braku zasilania w sieci elektroenergetycznej jest bardzo realnym zagrożeniem w każdym systemie energetycznym. Dla producenta energii elektrycznej, jakim jest elektrownia lub elektrociepłownia, awaria lub brak stabilności zewnętrznego systemu elektroenergetycznego jest bardzo poważnym zagrożeniem technologicznym. W czasie awarii systemu zabezpieczenia powodują awaryjne odstawienia bloków energetycznych. W takim stanie awaryjnym najważniejszymi elementami, które muszą posiadać zasilanie gwarantowane dla zapewnienia bezpiecznego odstawienia turbozespołu są: obracarka wału oraz pompy olejowe (czas pracy awaryjnej ok. 24 godziny), obrotowe podgrzewacze powietrza, pompy mazutowe (czas podtrzymania około 0,5 do 1 godziny). Dodatkowo systemy zasilania gwarantowanego powinny zasilić bezprzerwowowo pompy lewarowe, pompy wodne, systemy informatyczne,  oświetlenie awaryjne.  Brak takiego systemu zasilania gwarantowanego w czasie black-out’u  spowoduje zniszczenie elementów wału, łożysk generatora i doprowadzi do wielomilionowych strat.

 

Pełna treść oświadczenia Zespołu Elektrowni Ostrołęka S.A. z dnia 30 czerwca 2006 r.

Przyczyną zakłóceń w pracy Zespołu Elektrowni Ostrołęka S.A. było awaryjne samoczynne wyłączenie dwóch pracujących bloków energetycznych wywołane czynnikami zewnętrznymi ( spadek napięcia w systemie elektroenergetycznym ).
Przed zakłóceniem bloki pracowały normalnie, z pełnym obciążeniem mocą czynną i bierną. Tymczasem w systemie elektroenergetycznym, od ok. godziny 10.30, odnotowano systematyczne obniżanie się napięcia. Należy podkreślić, że generatory w ZEO S.A. reagowały na to zakłócenie właściwie, starając się odbudować napięcie poprzez obciążenie maksymalną mocą bierną. Stan taki spowodował przeciążenie generatorów i przejście do pracy asynchronicznej, co spowodowało duże kołysania mocy i napięcia w węźle Ostrołęka. Bezpośrednią przyczyną wyłączenia bloku nr 3 (pierwszego, który wyłączył się z pracy – godz. 1308 ) było przeciążenie transformatora potrzeb własnych ( zabezpieczenie nadprądowe transformatora odczepowego ) na skutek kołysania mocy i napięcia w sieci. Po wyłączeniu się bloku nr 3 nastąpił dalszy spadek napięcia w sieci co spowodowało odcięcie bloku nr 2 od systemu przez zabezpieczenie podnapięciowe. Blok przeszedł do pracy na potrzeby własne. Zakłócenia powyższe ograniczyły pracę bloku na potrzeby własne do ok. trzech minut. Wyłączenia powyższe nie spowodowały żadnych uszkodzeń urządzeń. Układ normalny został przywrócony niezwłocznie.

Krzysztof Sadłowski – Prezes ZEO S.A.

Link   http://gospodarka.gazeta.pl/gospodarka/1,65905,3458427.html

WNIOSKI KOŃCOWE

Ps. Jako elektryk z technikum “zawód prezydencki” I posiadajacy onegdaj uprawnienie  SEP I GIGE “E” I “D” sadze że są znaczne zaniedbania w sieci i systemach nadzoru I kontroli sieci elektroenergetycznych. Bieżąca awaria w Szczecinie jest tego dowodem.