Jaronwoj Blog Warszawa Polska


Arbitraż PGNiG z Gazpromem a solidarność energetyczna UE – czy polscy urzędnicy państwowi

Arbitraż PGNiG z Gazpromem a solidarność energetyczna UE – czy polscy urzędnicy państwowi

Foto Jonas Hammer GNU Internet

 
Foto Jonas Hammer GNU Internet

Interesująca wypowiedź szefa Krajowej Izby Gospodarczej KIG Andrzeja Arendarskiego

Warto przypomnieć, że PGNiG spiera się nie tylko o obniżkę dziś obowiązujących cen gazu, ale również o zmianę formuły cenowej, która jest podstawą do ustalania cen importowanego surowca. Nie jest w tym osamotniona, bowiem z Rosjanami o to samo walczą tacy giganci, jak RWE i E.ON – zaznacza szef KIG.
– Wspomniana formuła cenowa jest ustalana w odniesieniu do koszyka cen produktów ropopochodnych i przez wielu specjalistów bywa kwestionowana jako przestarzała. Nie ma natomiast wątpliwości, że dla Gazpromu jest ona korzystna.Dzisiaj, gdy w URE leżą wnioski o kolejne podwyżki cen gazu, też trzeba mieć świadomość, że są one związane z warunkami Rosjan, na jakie musieliśmy przystać – stwierdza Arendarski.

Przyznaje także: że PGNiG walczy o wygraną także we własnym interesie. – Nieuniknione otwarcie rynku dostaw gazu dla zagranicznej konkurencji może sprawić, że zbyt wysokie ceny staną się dla odbiorców po prostu nieatrakcyjne

Wywiad Dariusza Malinowskiego w WNP.pl

O co walczy PGNiG w sądzie arbitrażowym w Sztokholmie

Arbitrzy nie mogą być związani ze stronami, każda ze stron może żądać wykluczenia arbitra, który – według niej – jest z związany z drugą stroną. Każda ze stron może żądać wykluczenia arbitra, które – według niej – nie daje gwarancji obiektywizmu w sprawie. Orzeczenie w trybunale zapada większością głosów.

Postępowanie trybunału jest poufne, jawne jest orzeczenie i np. procedura sądowa o uznanie wyroku w Polsce. Wniosek PGNiG ws. wszczęcia sprawy przed arbitrażem w Sztokholmie poprzedzony było trwającymi 6 miesięcy negocjacjami, które nie zakończyły się porozumieniem. Arbitraż – jak podkreśla PGNiG – nie wstrzymuje jednak dalszych negocjacji z Gazpromem.

Zmianę ceny gazu w kontrakcie PGNiG formalnie negocjował od kwietnia br., kiedy to polska spółka złożyła wniosek w tej sprawie. Zdaniem PGNiG na europejskim rynku gazu zaszły „istotne zmiany”, ponadto polski kontrakt powinien odzwierciedlać „poziom ceny rynkowej w Unii Europejskiej w kontraktach z Gazpromem”.

Gazprom tymczasem uważa, że formalnie nie negocjował z PGNiG obniżki ceny gazu dla Polski, a jedynie prowadzi konsultacje nt. sytuacji na rynku gazu. W wywiadzie dla PAP w październiku br. wiceprezes Gazpromu Aleksandr Miedwiediew powiedział, że cena eksportowanego do Polski gazu po 2009 roku może zostać obniżona tylko w warunkach istotnych zmian rynkowych, np. stosunkowo niskiej ceny tego surowca w kontraktach spotowych.

„Tymczasem ceny gazu w tych kontraktach wzrosły znacznie od czasu, gdy wiele firm zwracało się do Gazpromu o rewizję ceny” – powiedział wtedy. Jego zdaniem Gazprom nie jest z PGNiG w sporze, który mógłby zostać rozwiązany przed trybunałem arbitrażowym.

Energetykon

Kto w Polsce przymusił PGNiG do zawarcia umowy z Gazpromem ? SKARB PAŃSTWA ??

Polski monopolista walczy z rosyjskim dostawcą o obniżenie cen surowca. Jako osoba indywidualna korzystająca z usług PGNiG, dzięki którym mam w domu odpowiednią temperaturę i ciepłą wodę gorąco kibicuję w naszemu monopoliście w tej nierównej walce. Moje serce zdecydowanie jest po jego stronie, problem w tym, że rozum niekoniecznie chce podążać w tym samym kierunku. Istnieje kilka „ale”, które budzą wątpliwości, a że wiele rzeczy jest nieznanych i okrytych nimbem „tajemnicy spółki” a także „tajemnicy państwowej” – pozostają domysły.

Po pierwsze nie mamy żadnej pewności, że to co odbywało się przez kilka miesięcy między PGNiG, a Gazpromem, to były naprawdę negocjacje, a nie konsultacje, jak tego chcą Rosjanie.Umowa jamalska mówi, że renegocjacji warunków dostaw zażądać można po 3 latach od zakończania ostatniej rundy, a jeżeli się nie wykorzysta okazji, to należy czekać kolejne 3 lata. PGNiG został przymuszony do zmiany formuły cenowej (zgodzenia się na wzrost ceny gazu) pod koniec 2006 r., 3 lata później wypadło w 2009 r. Wtedy też Rzeczpospolita Polska (jako państwo) i PGNiG (jako odbiorca gazu) rozpoczęły negocjacje z Federacją Rosyjską i Gazprom Exportem dotyczące dostaw gazu ziemnego.

Strona polska może mieć co najmniej jeszcze jeden problem, a mianowicie dający słyszeć się dwugłos w sprawie kontraktu zawartego pod koniec 2010 r. i cen gazu. PGNiG jest spółką w 70 proc. należącą do Skarbu Państwa, faktyczne decyzje  zależą od osób wybranych przez tego właśnie akcjonariusza.

Przedstawiciele tego akcjonariusza – od najwyższych przedstawicieli w państwie rozpoczynając – wielokroć wypowiadali się, że umowy gazowe zostały zawarte „po umiarkowanej cenie” czy „po cenach na średnim europejskim poziomie”. Wypowiedzi te nie będą raczej służyły stronie polskiej jako oręż w walce.

Może nawet dojść do ciekawej sytuacji, kiedy to strona rosyjska wezwie na świadków wysokich urzędników państwa polskiego, którzy mówili o umiarkowanych cenach i poprosi ich o odpowiedź na kilka pytań…

Trzymając się za własną kieszeń, trzymam kciuki za działania PGNiG w Sztokholmie, bo zdaje się, że szczęście bardzo mu się przyda.

Obserwator Finansowy Aleksander Zawisza
 

Inne uwarunkowania sporu w arbitrażu PGNiG a Gazprom

Już kilka miesięcy temu rzecznik rosyjskiego koncernu mówił, że nie ma powodów do takich negocjacji, bo obie firmy renegocjowały w ubiegłym roku warunki długoterminowego kontraktu, więc od tego czasu powinien upłynąć trzyletni okres, by podjąć dyskusje o cenach.

Bez względu na to PGNiG domagać się będzie rozstrzygnięcia sporu przez Sąd Arbitrażowy w Sztokholmie, choć sprawa może potrwać nawet pół roku.

Dla polskiej firmy to gra o kilkaset mln dol. rocznie, bo tylko w tym roku sprowadzi z Rosji ok. 9 mld m3 gazu, płacąc za każdy 1000 m po ok. 380-400 dol., zatem obniżka choćby o 10 proc. oznacza duże oszczędności.

PGNiG najpewniej będzie argumentował, że na rynki europejskim gaz jest znacznie tańszy niż w kontrakcie z Rosją. Kilka dni temu PGNiG poinformował o zawarciu umów w Niemczech na zakup gazu o 15 proc. tańszego od rosyjskiego.Poza tym Gazprom innym firmom zgodził się na obniżkę w tym roku. Nieoficjalnie wiadomo, że szefowie polskiej firmy chcą powrotu do formuły cenowej sprzed 5 lat, która była korzystniejsza (a cena o 11 proc. niższa niż teraz).

Sprawa w arbitrażu może potrwać nawet pół roku, ale ustalono tak, że teoretycznie równolegle obie firmy mogą toczyć negocjacje; równocześnie PGNiG złożył wniosek w URE o podwyżkę ceny gazu o kilkanaście proc.

Polska firma składa wniosek do arbitrażu w szczególnym momencie, gdy Gazprom i przywódcy Niemiec i Rosji świętują otwarcie gigantycznego gazociągu przez Bałtyk. Nord Stream połączył Zatokę Fińską z niemieckim wybrzeżem, umożliwiając Gazpromowi bezpośredni eksport (z pominięciem krajów tranzytowych) 27 mld m3 gazu rocznie. W sytuacji konfliktu, czy to z Białorusią, czy z Ukrainą, gdyby wstrzymał dostawy gazu do tych krajów tranzytowych, to Niemcy i Europa Zachodnia nie będą zagrożone. Dlatego Nord Stream wzbudza tyle kontrowersji i uchodzi za rodzaj straszaka na oba te kraje, ale i Polskę, przez którą gaz rosyjski płynie rurociągiem jamalskim do Niemiec.

parkiet.com

Podsumowanie punktowane

Firma  PGNiG nie miał wpływu na model i cenę kontraktu ( swoboda gospodarcza?)

Gazprom wykorzystał skutecznie formułe sztynych umów długoterminowych , gdy na świecie są ceny spotowe.

Czy urzednicy państwa polskiego działali w tej sprawie w intersie Skarbu Państwa czy obywateli (lub w czyim?)

Kejow

Reklamy


OBIETNICE PREMIERA TUSKA W EXPOSE O POLITYCE ENERGETYCZNEJ 2007-2011

 Skrót z wystąpienia sobotniego w zakresie energetyki

 Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.

  • Wsparcie projektów infrastrukturalnych UE dot. bezpieczeństwa energetycznego.
  • Wytwarzanie biopaliw i biogazów.

 

Kto zaufał obietnicom Premiera Donalda Tuska

 

Sejm w sobotnim głosowaniu bezwzględną większością głosów udzielił wotum zaufania rządowi Tuska. Za głosowało 234 posłów, przeciw -211, wstrzymało się 2 posłów. W głosowaniu udział wzięło 447 posłów, większość bezwzględną stanowiło – 224.

 

Dzięki staraniom rządu, Polska jest dziś bezpieczna energetycznie – oświadczył w sobotę w Sejmie premier Donald Tusk, odpowiadając na pytania, zadane mu przez posłów po jego piątkowym exposé.

 

Wymieniając działania swego rządu w kwestii bezpieczeństwa energetycznego, Tusk mówił o przygotowanym programie polskiej energetyki jądrowej, rozpoczęciu wydobycia gazu łupkowego, budowie interkonektorów gazowych i „liczonych w tysiącach kilometrów” nowych gazociągach, gazoporcie, kontraktach gazowych z Katarem i Rosją.

„Jeśli z czegoś możemy być dumni – bo to było wielkie przedsięwzięcie dyplomatyczne, logistyczne, finansowe – to z tego wspólnego działania na rzecz bezpieczeństwa energetycznego. Dzisiaj Polska jest bez porównania bardziej bezpieczna, dzięki realnej dywersyfikacji. W następnych czterech latach będziemy kontynuować te prace, skończyło się gadanie o bezpieczeństwie energetycznym i dywersyfikacji, a stały się fakty. Dzisiaj Polska jest bezpieczna energetycznie” – przekonywał Tusk.

Dodał, że przebudowa polskiej energetyki to zadanie na 20 lat i rząd zdaje sobie sprawę z czekającego go „gigantycznego” wysiłku, zwłaszcza, jeśli chodzi o sieci przesyłowe i wytwarzanie prądu. „Będą też zależne od skutecznego wywalczenia, a potem absorpcji środków europejskich” – podkreślił szef rządu.

Donald Tusk oświadczył też, że kierowane pod adresem jego rządu zarzuty zaakceptowania niekorzystnych dla Polski zapisów pakietu energetyczno-klimatycznego są nieprawdziwe. „Poprzedni prezydent Lech Kaczyński podjął te zobowiązania na Radzie Europejskiej. Jak sam powiedział publicznie, ale i w rozmowie ze mną, stało się to na prośbę kanclerz Angeli Merkel i uzyskał w ten sposób pewne zobowiązania dotyczące innych zapisów ustrojowych UE” – stwierdził.

Jak dodał, Lech Kaczyński po pewnym czasie uczciwie i otwarcie przyznał, że konsekwencje tego kroku mogą być rzeczywiście bardzo kosztowne dla Polski. „Nie chciałbym, aby kiedykolwiek więcej pojawiały się fałszywe argumenty w tej debacie, ona jest zbyt poważna na formułowanie nieprawdziwych zarzutów” – podkreślił Tusk.

Jak mówił, w kwestii pakietu działalność rządu polegała na tym, żeby niwelować złe skutki i korygować zapisy, żeby był on możliwie mało szkodliwy z punktu widzenia interesów polskiej energetyki.

 

PAP/WNP

 

 

 

Weryfikacja obietnic rządzących jest naturalnym i niezbędnym elementem zdrowej debaty publicznej. Dlatego Fundacja Republikańska opracowała pierwszy w historii III RP wyczerpujący raport rozliczający rząd z realizacji zobowiązań zaciągniętych wobec obywateli. Do pracy nad tym projektem zainspirowały nas inicjatywy popularne w państwach zachodnich, takie jak np.: the Obameter (USA), the Guardian coalition pledge tracker  (Wielka Brytania), czy le Sarkomètre (Francja).

Przedmiotem naszej analizy było exposé wygłoszone przez premiera Donalda Tuska 23 listopada 2007 roku.

 

 

Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego

 

Najważniejszym elementem bezpieczeństwa gospodarczego jest bezpieczeństwo energetyczne, które rozumiemy przede wszystkim jako gwarancję niezakłóconych dostaw nośników energii po akceptowalnych cenach, przy równoczesnej trosce o ekologię. Myślimy tu przede wszystkim o odbiorcy detalicznym. Politykę tę będziemy realizować w ramach strategii narodowej, współdziałając z partnerami z Unii Europejskiej.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007
r.

 

Stan realizacji:

Najważniejszym dokumentem strategicznym państwa w tym sektorze przyjętym przez Radę Ministrów jest Polityka energetyczna Polski do 2030 rok z 10 listopada 2009 roku (Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r.), która wyznacza następujące priorytetowe cele: poprawę efektywności energetycznej, wzrost bezpieczeństwa dostaw, energetykę jądrową, rozwój odnawialnych źródeł energii, rozwój konkurencji i ochronę środowiska. Warto jednak przypomnieć, że pierwotna wersja Polityki nie zakładała produkcji energii w elektrowniach atomowych i dopiero kryzys energetyczny na Ukrainie spowodował zaktualizowanie strategii w tym zakresie. Prawie po roku funkcjonowania rządu powołany został doradca premiera ds. bezpieczeństwa energetycznego. Ponadto, we września 2008 roku Polska przystąpiła do Międzynarodowej Agencji Energetycznej.

W dniu 13 stycznia 2009 r. Rada Ministrów przyjęła uchwałę (Uchwała Nr 4/2009.) o rozpoczęciu prac nad Programem Polskiej Energetyki Jądrowej oraz o powołaniu pełnomocnika rządu ds. energetyki jądrowej. Celem programu jest uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej w roku 2020. W lipcu 2009 r. Ministerstwo Gospodarki opublikowało Ramowy harmonogram działań dla energetyki jądrowej. Następnie, pod koniec 2009 roku powstała spółka celowa PGE Energia Jądrowa S.A., która ma się zajmować przygotowaniem i rozpoczęciem inwestycji, tj. budowy dwóch elektrowni atomowych o mocy około 3 tys. MW każda. Z ostatnich doniesień wiadomo, że oddanie pierwszej elektrowni przesunie się co najmniej o dwa lata, czyli do 2022 r. Do tej pory nie zostało wybrane miejsce lokalizacji pierwszej elektrowni. Dnia 16 sierpnia 2010 r. został przedstawiony projekt Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, będący strategicznym dokumentem rozwoju tego segmentu rynku w Polsce. Z końcem września skończyły się konsultacje społeczne nad założeniami do projektów ustawy o energetyce jądrowej oraz ustawy o cywilnej odpowiedzialności za szkodę jądrową.

12 kwietnia 2010 roku prezydent podpisał ustawę o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw Skarbu Państwa oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych (Dz.U. 2010 nr 65 poz. 44).

Dnia 29 maja 2010 roku weszła w życie nowelizacja ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (Dz.U. 2010 nr 81 poz. 532). Ustawa ta znowelizowała przepisy dotyczące sposobu wyliczania kary pieniężnej nakładanej na przedsiębiorcę za niedopełnienie obowiązku tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw, obniżania ilości tych zapasów poniżej poziomu określonego w ustawie oraz utrzymywania, w ramach zapasów obowiązkowych, paliw niespełniających wymagań jakościowych.

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku (Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r.)zawiera przyjęta przez Radę Ministrów z 10 listopada 2009 roku zawiera definicję bezpieczeństwa energetycznego w brzmieniu: „Przez bezpieczeństwo energetyczne rozumie się zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo cenach, przy założeniu optymalnego wykorzystania krajowych zasobów surowców energetycznych oraz poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych.”

Na szczególną uwagę zasługuje zwrot „po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo cenach”. Według prognoz uwzględniających wpływ pakietu klimatycznego, ceny energii elektrycznej w Polsce wzrosną w ciągu najbliższych pięciu lat dwukrotnie. Powodem tak znaczącego wzrostu jest zmiana roku bazowego przyjętego w pakiecie klimatycznym.

9 lutego 2007 roku Komitet Europejski Rady Ministrów w rządzie Jarosława Kaczyńskiego przyjął polskie stanowisko w sprawie pakietu klimatyczno-energetycznego. Zawierało ono wiele ważnych dla nas postanowień. Najważniejsze jednak było potwierdzenie akceptowalnego dla nas roku bazowego jako roku 1990. Polska była sygnatariuszem Protokołu z Kioto. W wyniku zmian, które zaszły w trakcie transformacji polskiej gospodarki, po 1989 roku z wyprzedzeniem wypełniliśmy swoje zobowiązania. Eksperci obliczali, że w stosunku do przyjętego w Protokole z Kioto roku bazowego – 1988 zredukowaliśmy emisje o ok. 31%. Założona w propozycjach Komisji Europejskiej redukcja o 20% do roku 2020 w stosunku do roku 1990 (średnio dla całej Unii Europejskiej) była dla Polski bezpieczna. W grudniu 2008 r. pakiet klimatyczny w zaproponowanej przez Komisję Europejską formie został przyjęty przez Parlament Europejski i państwa członkowskie. W dokumencie tym przewidziano dla Polski zwiększenie limitu emisji CO2 o 14% natomiast zmieniono rok bazowy z 1990 na 2005, co radykalnie pogorszyło naszą sytuację w zakresie możliwości emisji CO2.

W sektorze gazowym pojawiło się kilka istotnych faktów. Została podpisana umowa gazowa. W ramach tej umowy Gazprom będzie dostarczał do Polski rocznie 10,24 mld m3 gazu do roku 2022. W kontrakcie obowiązuje formuła „take or pay” – czyli obowiązek zapłaty także za gaz nieodebrany. Formuła cenowa zawarta w umowie przesądza o bardzo wysokich cenach tego surowca w porównaniu z ceną tego surowca na zachodzie. Cena za tranzyt gazu do Niemiec przez terytorium naszego kraju jest dwu-trzykrotnie niższa od ceny w innych państwach tranzytowych.

Budowa terminala LNG jest kontynuowana, jednakże biorąc pod uwagę ilość gazu dostarczanego w ramach kontraktu jamalskiego i wydobycie własne z jednej strony oraz zużycie gazu z drugiej, istnieje obawa, że włączony do eksploatacji terminal LNG będzie wykorzystywany znacznie poniżej swoich możliwości eksploatacyjnych.

Ocena:

Cel nie został zrealizowany (z wyjątkiem rozpoczęcia prac nad elektrownią atomową i budową terminala LNG).

Komentarz:

Najważniejszą kwestią jest wejście w życie pakietu klimatycznego i w konsewencji gigantyczne podwyżki cen energii elektrycznej. Zaskutkuję to odczuwalnym zubożeniem społeczeństwa i utratą konkurencyjności polskich przedsiębiorstw. Sprawę dodatkowo komplikuje techniczne zużycie infrastruktury elektroenergetycznej. 70% sieci przesyłowych i dystrybucyjnych jest przestarzałe i wymaga i wymaga remontu lub wymiany. Ponad połowa bloków energetycznych liczy sobie ponad 40 lat. Szacuje się, że nakłady inwestycyjne na energetykę do 2030 r. wymagają kwoty ok. 200 mld zł.

Pozytywnie natomiast należy ocenić działania rządu dotyczące rozpoczęcia prac nad stworzeniem prawnych uregulowań budowy pierwszej w Polsce elektrowni atomowej. Jest to jednak element długofalowej strategii rozwoju tego rynku. W odniesieniu do sektora gazowego mamy brak jasności co do zbilansowania gazu w Polsce. Sztywne wolumeny dostaw gazu zapisane w kontrakcie jamalskim stawiają pod znakiem zapytania możliwości optymalnego wykorzystania terminala LNG oraz możliwości konsumpcji spodziewanych w najbliższych latach dostaw gazu łupkowego.

Fundacja Republikańska

 

 

Kontynuacja działań poprzedniego rządu na rzecz dywersyfikacji dostaw nośników energii, również w wymiarze międzynarodowym

 

Z uwagą potraktujemy wysiłki poprzedniego rządu w sprawie dywersyfikacji dostaw nośników energii. Wysoko oceniamy niektóre z jego działań w tej dziedzinie, ale także zastrzegamy sobie prawo do korekty niektórych planów wszędzie tam, gdzie będziemy widzieli taką konieczność. Dotyczy to zarówno projektu dostaw ropy naftowej, jak i gazu ziemnego. Będziemy szukać rozwiązań zabezpieczających interesy gospodarcze Polski w kwestiach energetycznych i na pewno nie stracimy z pola widzenia uwarunkowań politycznych w relacjach z naszymi sąsiadami, które tak bardzo koncentrowały uwagę naszych poprzedników.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007 r.

 

Stan realizacji:

W marcu 2009 roku zlikwidowany został departament w Ministerstwie Gospodarki ds. dywersyfikacji dostaw nośników energii. Nie ma też centrum koordynacji działań rządu w tym zakresie. W analizowanym okresie zostały faktycznie wstrzymane prace związane z budową połączenia gazociągowego ze złożami skandynawskimi na Morzu Północnym poprzez duński system przesyłowy (projekt Baltic Pipe). Kontynuowany jest natomiast projekt budowy terminalu LNG do odbioru skroplonego gazu ziemnego w Świnoujściu. W 2007 r. została powołana spółka do budowy i eksploatacji terminalu – Polskie LNG Sp. z o.o. (spółka następnie została nabyta do PGNiG S.A. przez GAZ-SYSTEM S.A. oraz w 2010 roku przekształcona w spółkę akcyjną). Dnia 4 czerwca 2009 r. weszła w życie ustawa z dnia 24 kwietnia 2009 r. o inwestycjach w zakresie terminalu regazyfikacyjnego skroplonego gazu ziemnego w Świnoujściu, która określa zasady przygotowania, realizacji i finansowania inwestycji w zakresie terminalu wymaganych ze względu na istotny interes bezpieczeństwa państwa oraz inwestycji towarzyszących (Dz.U. 2009 nr 84 poz. 700. Ustawa ta została następnie znowelizowana (Dz.U. 2010 nr 57 poz. 358). W czerwcu 2009 r. PGNiG podpisało umowę z Qatargasem na dostawy 1,5 mld. m3 gazu skroplonego rocznie. Zgodnie z harmonogramem, spółka Polskie LNG S.A. 17 września 2010 r. oficjalnie przekazała plac budowy wykonawcy (konsorcjum SAIPEM-TECHINT-PBG), który teraz odpowiada za wszystkie prace prowadzone na terenie inwestycji. Szczegółowy harmonogram realizacji przedsięwzięcia zakłada oddanie obiektu do eksploatacji w terminie do 30 czerwca 2014 roku. Początkowa zdolność przeładunkowa terminalu ma wynosić 5 mld m³ rocznie, zaś następnie planowane jest rozbudowanie terminalu do przepustowości 7,5 mld m³ rocznie.

W zakresie dywersyfikacji dostaw ropy naftowej doszło do porozumienia rządu i prezydenta i wspólnie kontynuowano działania na rzecz projektu Odessa–Brody–Płock–Gdańsk (tzw. szczyt w Kijowie w 2007 r.). Dnia 14 kwietnia 2008 w obecności prezydenta Ukrainy Wiktora Juszczenki oraz prezydenta Polski Lecha Kaczyńskiego została podpisana umowa – pomiędzy inwestorem międzynarodowym przedsiębiorstwem rurociągowym Sarmatia oraz firmą Granherne, która pod koniec marca wygrała przetarg na realizację techniczno-ekonomicznego uzasadnienia projektu „Odessa – Brody – Płock – Gdańsk”. Po wykonaniu feasibility study brak jest do tej pory politycznej decyzji dotyczącej budowy tego ropociągu, co wstrzymuje cały proces inwestycyjny. Szacowany koszt tej inwestycji to 1,8 mld zł., z czego ok. 0,5 mld zł ma być dofinansowane z UE.

 

Ocena:

Cel nie został zrealizowany (z wyjątkiem kontynuacji projektu terminalu LNG).

 

Komentarz:

Jeśli chodzi o kontynuację najważniejszych projektów dywersyfikacyjnych poprzedniego rządu, to obietnica ta została tylko częściowo zrealizowana w zakresie budowy gazoportu w Świnoujściu. Zostały natomiast całkowicie wstrzymane prace nad projektem Baltic Pipe. Także projekt Sarmacja nie doczekał się zielonego światła. Oba projekty, przy zachowaniu ich ekonomicznej opłacalności, pozwoliłyby uzyskać nowe drogi transportu surowców energetycznych do Polski, co przyczyniłoby się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego.

Fundacja Republikańska

 

 

Wspieranie wszelkich projektów infrastrukturalnych Unii Europejskiej mogących podwyższyć poziom bezpieczeństwa energetycznego kontynentu

 

Mój rząd będzie wspierał w naszym polskim, narodowym interesie wszelkie projekty infrastrukturalne Unii Europejskiej mogące podwyższyć poziom bezpieczeństwa energetycznego kontynentu, upatrując w tych projektach szansę na rozwiązanie również naszych problemów. Niemniej od naszych unijnych partnerów oczekujemy pełnego zrozumienia polskich i regionalnych uwarunkowań związanych z bezpieczeństwem energetycznym.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007 r.

 

Stan realizacji:

Brak działań w tym zakresie.

Ocena:

Cel nie został zrealizowany.

Komentarz:

Niektóre z paneuropejskich inwestycji infrastrukturalnych podwyższając „poziom bezpieczeństwa energetycznego kontynentu”, jednocześnie służą interesom części państw członkowskich i są wymierzone wprost w interes innych. Przykładem takich inwestycji infrastrukturalnych są trasy transportu rosyjskiego gazu do Unii Europejskiej: „Nordstream” (zagrażający Polsce wprost) i „Southstream” (zagrożenie dla projektu dywersyfikacji gazu ziemnego dla Europy Środkowej „Nabucco”).

 

Fundacja Republikańska

 

Kontynuacja działań na rzecz budowy polsko-litewskiego mostu elektroenergetycznego

 

Rozumiemy także wagę mostu energetycznego między Litwą a Polską i traktujemy to jako bardzo dobry przykład tego typu inwestycji.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007 r.

 

Stan realizacji:

19 maja 2008 r. polski operator systemu energetycznego PSE-Operator S.A. i jego litewski odpowiednik Lietuvos Energija AB utworzyły spółkę joint-venture LitPol Link, mającą zająć się wstępną fazą projektu mostu elektroenergetycznego między Ełkiem a Alytusem – wykonaniem analiz i studiów, uzyskaniem pozwoleń umożliwiających realizację inwestycji. Projekt ten uzyskał dofinansowanie z unijnego programu „Infrastruktura i Środowisko na lata 2007 – 2013” w wysokości 683 mln zł. Dnia 31 maja 2010 r. w Brukseli pod auspicjami unijnego komisarza ds. energii zostało zawarte porozumienie ministrów gospodarki Polski, Litwy, Łotwy i Estonii o powołaniu grupy roboczej, która ma nadzorować budowę kluczowych projektów infrastrukturalnych w tym regionie, a więc głównie mostu polsko-litewskiego.

Ocena:

Obietnica w trakcie realizacji.

Kometarz:

 Obecnie projekt jest na etapie uzgodnień społecznych i analiz środowiskowych. Nie jest jeszcze przesądzona trasa linii, bowiem istnieje sześć różnych wariantów przebiegu magistrali. Prace na budową mają się rozpoczęć dopiero pod koniec 2011 r., a pierwszy etap inwestycji może się zakończyć ok. 2015 r. (całość natomiast ok. 2020 r.). Po pierwszym etapie połączenie osiągnie moc 500 MW, a docelowo 1000 MW. Linia, która po stronie polskiej będzie mieć 106 km długości, a po litewskiej 48 km, ma kosztować ok. 237 mln euro. Aby inwestycja miała sens i mogła być w pełni wykorzystana, trzeba jednak rozbudować system energetyczny w północno-wschodniej Polsce. Wymaga to nakładów w wysokości ok. 600 mln euro. Istotne jest również zadbanie przez przedstawicieli rządu o inne działania związane z realizacją inwestycji, a w szczególności o udział polskiej strony w budowie elektrowni atomowej na Litwie na korzystnych warunkach. Do tej pory nie został wybrany inwestor strategiczny do budowy Ignaliny II. Wstępnie szacuje się wydatki na budowę jednego bloku w wysokości 4 mld euro. Skład właścicielski miałby wyglądać następująco: inwestor stategiczny miałby 51 proc. udziałów, natomiast resztę udziałów proporcjonalnie miałaby Polska, Litwa, Łotwa i Estonia. Z polskiej strony w inwestycji uczestniczyłaby Polska Grupa Energetyczna, która miałaby ok. 10 – 12 proc., a więc potrzebowałaby ok. 2 mld. zł. na tę inwestycję.

            Środki potrzebne na realizację całego projektu – a więc wraz z rozbudową sieci w Polsce i elektrowni na Litwie – stanowią duże ryzyko niepowodzenia inwestycji, zważywszy na stan całego sektora elektroenergetycznego, który potrzebuje ogromnych nakładów inwestycyjnych z racji zmieniających się przepisów wynikających z pakietu klimatyczno-energetycznego.

 

Fundacja Republikańska

 

Ocena własna kończąca zestawienie  z expose

 

Łatwiej powiedzieć o tym o czym zapomniano powiedzieć lub co przemilczano

 

  • Kontrakt gazowy z Gazpromem ( sukces czy porażka?)
  • Umocnienie pozycji krajowych monopolistów PGNiG i  PKN Orlen
  • Brak informacji o gazie łupkowym i polityce koncesyjnej
  • Brak informacji o energetyce jądrowej
  • Brak informacji o deregulacji rynku energii i roli URE

 

Dyskusja na tema temat jest konieczna

 

 

Kejow

 

Wojciech Stefan Jaron



Orlen i Lotos przegrały w sądzie – wyrok za benzynę U-95 – kara a tu zmowa obnizkowa cen paliw

Orlen i Lotos przegrały w sądzie – wyrok za benzynę U-95 – kara a tu zmowa obnizkowa cen paliw

Urząd antymonopolowy wszczął postępowanie w sprawie polityki cenowej Orlenu nie po raz pierwszy zmowy , obniżki na wniosek TuskaPKN Orlen i Grupa Lotos zawarły niedozwolone porozumienie polegające na wspólnym zakończeniu produkcji i sprzedaży benzyny uniwersalnej U-95. Decyzję UOKiK potwierdził Sąd Apelacyjny.

Wyrok sądu dotyczy decyzji UOKiK z grudnia 2007 roku. Ustalono wówczas, że dwie największe spółki paliwowe w Polsce wspólnie ustaliły zakończenie produkcji i sprzedaży benzyny uniwersalnej U-95

Wyrok sądu dotyczy decyzji UOKiK z grudnia 2007 roku. Ustalono wówczas, że dwie największe spółki paliwowe w Polsce wspólnie ustaliły zakończenie produkcji i sprzedaży benzyny uniwersalnej U-95, przeznaczonej do samochodów wyposażonych w silniki starszej generacji. Z inicjatywą porozumienia wystąpił PKN Orlen, który przygotowując plan zakończenia sprzedaży tego paliwa za niezbędne uznał przeprowadzenie go wspólnie z Grupą Lotos.

Urząd w swoim rozstrzygnięciu nie kwestionował wycofania paliwa z obrotu, a jedynie wspólne uzgodnienie pomiędzy konkurentami. UOKiK uznał, że celem zawartego porozumienia było niedopuszczenie do sytuacji, w której jeden z przedsiębiorców wycofa się z produkcji i sprzedaży U-95, a drugi zdominuje sektor. Działając w ten sposób spółki ustaliły sposób zachowania i wyeliminowały wszelkąco do poczynań konkurenta. Za praktyki naruszające konkurencję na przedsiębiorców zostały nałożone kary pieniężne: 4,5 mln zł na PKN Orlen oraz milion złotych na Grupę Lotos.

Paliwa

Zgodnie z prawem przedsiębiorca, wobec którego została wydana decyzja przez Prezesa UOKiK, może się odwołać do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Od wyroku SOKiK przysługuje możliwość złożenia apelacji w Sądzie Apelacyjnym.

Spółki skorzystały z przysługującego im prawa i odwołały się od decyzji. Sądy kolejnych instancji podzielały jednak argumentację Urzędu. 11 lutego 2011 roku Sąd Apelacyjny potwierdził, że doszło do niedozwolonego porozumienia. Utrzymane zostały również sankcje finansowe nałożone na PKN Orlen oraz Grupę Lotos.

Finał

Kara 4,5 mln zł na PKN Orlen oraz milion złotych na Grupę Lotos.

Kejow

Ps. Nowy kamyczek antymonopolowy Tuska

Nakazy cenowe idą od góry władzy.

Państwowe koncerny obniżając ceny paliw uszczęśliwiły kierowców. Przy okazji nadepnęły na odcisk mniejszym konkurentom. Urząd antymonopolowy wszczął postępowanie w sprawie polityki cenowej Orlenu.

Joanna Puskar z PKN Orlen, ostatnie miesiące pokazały, że po przekroczeniu 5 zł za litr paliwa jego konsumpcja wyraźnie spadła. „PKN Orlen konsekwentnie stara się prowadzić politykę cenową, która pobudza popyt na paliwa. Strategia ta przynosi oczekiwane przez koncern rezultaty.



Taktyka dyplomacji energetycznej Rosji

W jaki sposób MSZ Rosji zamierza bronić interesów rosyjskich spółek na europejskich rynkach gazowych i energetycznych, biorąc pod uwagę tę presję, jaka jest wywierana wobec nich w ostatnim czasie? Jako przykład przypomnieć można rewizje przeprowadzone w biurze „Gazpromu”.

– To, co dzieje się obecnie na europejskim rynku gazu, niewątpliwie, poważnie nas niepokoi. Jesteśmy najbliższym partnerem Unii Europejskiej. Mamy rozwinięte i rozgałęzione partnerstwo energetyczne. Wszelkie problemy, jakie wynikają w tej dziedzinie, można i należy rozstrzygać w ramach dialogu energetycznego, który nawiązaliśmy dość dawno i w którego ramach fachowcy rozpatrują wszystkie aspekty naszego współdziałania. Dlatego wszelkie posunięcia jednostronne, które Eurokomisja podejmuje i które, wypada dodać, nie zawsze bynajmniej są uzgodnione i popierane przez kraje unijne, takie jednostronne poczynania niepokoją nas.

Trzeci pakiet energetyczny, który Unia Europejska zatwierdziła na wniosek Eurokomisji, zawiera bezpośrednie tezy, które kolidują wprost ze zobowiązaniami podjętymi przez kraje członkowskie UE i samą Eurokomisję. W każdym z porozumień dwustronnych z Unią w sprawie ochrony inwestycji ugruntowano zasadę, w myśl której warunki dla działalności biznesu na terytoriach obu stron nie mogą ulegać pogorszeniu. Trzeci pakiet energetyczny realnie pogarsza takie warunki. Oprócz dwustronnych porozumień w naszym porozumieniu o partnerstwie i współpracy z Unią Europejską obowiązującym aktualnie, jeśli się nie mylę, w 34 rozdziale jest podobny wpis o tym, że strony nie będą podejmować żadnych działań, które pogarszają warunki działalności biznesu na terytoriach obu stron.

http://polish.ruvr.ru/2011/10/21/59140092.html

Ekspansja Gazpromu w UE – kooperacja czy dominacja wg.  OSW

W ostatnim roku widoczne stały się dwa czynniki silnie wpływające na możliwości działania Gazpromu na rynku unijnym. Pierwszym z nich jest trwający kryzys gospodarczy, którego efektem jest zmniejszony popyt na gaz ziemny tak w Rosji jak i w Europie. Gazprom ogranicza zarówno wydobycie własne jak i wielkości surowca kupowane z Azji Centralnej, a spadające dochody eksportowe powodują konieczność modyfikacji części z bieżących planów inwestycyjnych. Niższy popyt na gaz i konieczność ograniczania produkcji wewnętrznej mają też pozytywny skutek – jest bardzo prawdopodobne że rosyjski koncern uniknie, prognozowanych jeszcze kilkanaście miesięcy temu, trudności z wywiązywaniem się ze wszystkich zobowiązań eksportowych. Drugim uwarunkowaniem dla ekspansji Gazpromu w Europie jest widoczna radykalizacja zarówno dyskursu jak i podejmowanych przez koncern i władze rosyjskie działań dotyczących szeroko rozumianego sektora gazowego. Najwyraźniejszym przykładem radykalizacji działań był styczniowy rosyjsko-ukraiński konflikt gazowy, który doprowadził do 2-tygodniowej przerwy w dostawach gazu z Rosji przez Ukrainę do Europy. Zauważalne jest także zaostrzenie retoryki w prowadzonych rozmowach energetycznych m.in. z UE oraz zintensyfikowane działania polityczno-biznesowe promujące rosyjskie interesy gazowe w Europie, w tym przede wszystkim silny lobbing dotyczący projektów Nord Stream i South Stream. W związku z powyższym pojawia się pytanie czy i w jakim stopniu faktyczny stan finansów Gazpromu umożliwia obecnie realizację promowanych przez koncern projektów infrastrukturalnych oraz innych planów inwestycyjnych w Europie. Innym istotnym pytaniem jest to czy widoczne obecnie zmiany w sposobie działania Gazpromu mogą nabrać trwalszego charakteru, i jakie będą tego konsekwencje dla UE
 

Obraz3
Źródło: Agata Łoskot-Strachota, Ekspansja Gazpromu w Unii Europejskiej – kooperacja czy dominacja, s. 13, Warszawa 2009, Ośrodek Studiów Wschodnich.

Agata Łoskot Strachota OSW

Już dziś Europa uzależniona jest od dostaw rosyjskiego gazu ziemnego. Zależność ta dramatycznie zwiększy się do 2030 roku. Obecnie 57 procent zużywanego gazu ziemnego w Europie pochodzi z importu, ale w 2030 roku wskaźnik ten będzie wynosił aż 84 procent . Rosja dostarcza rocznie ponad 120 mld m³ surowca do państw Unii Europejskiej, co stanowi ponad 50 procent europejskiego zapotrzebowania na gaz ziemny. Pozostałe 23 procent gazu pochodzi z Algierii, 22 – z Norwegii, a tylko 5 procent importowane jest z innych kierunków.

Dla wielu państw Europy dominującym kierunkiem importu jest kierunek wschodni. Rosyjski surowiec stanowi 100 procent importu Finlandii, Estonii, Litwy, Łotwy, Słowacji, Słowenii, ponad 90 procent – Polski, 85 – Grecji, 80 – Węgier, 75 – Czech, 70 – Austrii, 35 – Włoch, blisko 30 – Niemiec i 25 – Francji. Z uwagi na to, że rosyjskie magistrale gazowe zbudowane są na linii wschód-zachód, uzależnienie Europy i Rosji jest obustronne. Jedynym alternatywnym odbiorcą rosyjskiego gazu mogłyby być teoretycznie Chiny, które nie są jednak w stanie płacić europejskich cen za rosyjski surowiec. Z uwagi na to, że brakuje infrastruktury umożliwiającej przesył znacznych ilości gazu ziemnego z Rosji do Chin, a także na to, że Gazprom związany jest długoterminowymi kontraktami z odbiorcami w UE,chińska alternatywa jest obecnie iluzoryczna.

Rosjanie konsekwentnie realizują na rynku polskim trzy strategiczne cele.

Pierwszym z nich jest próba przejęcia za długi kontroli nad spółką EuroPol Gaz, ponieważ stawki przesyłowe polskim odcinkiem rurociągu jamalskiego należą do jednych z najniższych w Europie, a spółkę obciąża wysoki kredyt w banku zależnym od Gazpromu. Drugim celem Gazpromu jest uzyskanie bezpośredniego dostępu do polskiego klienta za pośrednictwempodmiotów pośrednio powiązanych z rosyjskim monopolistą. Taką nieudaną próbę podjęła związana z Gazpromem węgierska spółka Emfesz, która w marcu 2006 roku zawarła kontrakt z Zakładami Azotowymi w Puławach na dostawy gazu. Emfesz nie mógł się wywiązać z kontraktu, ponieważ jako importer ponad 50 mln m³ gazu do Polski byłby zobowiązany do przechowywania rezerw gazu w magazynach, do których na terenie Polski nie uzyskał dostępu. Trzecim celem Gazpromu jest przekonanie strony polskiej do uczestnictwa w projekcie Nord Stream. Niestety, działania te przynoszą już pierwsze rezultaty. Obecny Zarząd PGNiG S.A. zapowiedział publicznie faktyczne przyłączenie się do projektu Nord Stream poprzez budowę interkonektora gazowego do Niemiec w okolicach Szczecina oraz budowę gazociągów na południu Polski, umożliwiających odbiór gazu za pośrednictwem czeskiego systemu przesyłowego z hubu w Baumgartem, kontrolowanego przez Gazprom.

Warto pamiętać, że polski rynek, ze względu na niewielkie zużycie gazu ziemnego w przeliczeniu na mieszkańca, jest jednak bardzo perspektywiczny. Barierą wejścia jest faktyczny monopol PGNiG S.A., który sprowadza się do sprzedaży polskim klientom gazu ziemnego po cenie będącej średnią ceną gazu wydobywanego w kraju i surowca importowanego. Ten monopol – w przypadku braku realnej dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z innych kierunków niż wschodni – jest korzystny dla polskich odbiorców. Na tym etapie rozwoju rynku gazowego liberalizacja, czyli uwolnienie cen gazu – sprowadzanego tylko i wyłącznie z kierunku wschodniego – doprowadziłaby do kolosalnego wzrostu cen surowca. W takich warunkach, przy braku jakiejkolwiek poważnej alternatywy importu gazu, jedynym konkurentem PGNiG S.A. mógłby być Gazprom, który jest w stanie zaoferować swój surowiec po cenie niższej aniżeli cena gazu sprzedawana przez polską spółkę. Prawdziwa, a nie pozorna cenowa konkurencja będzie możliwa dopiero po zakończeniu realizacji polskich projektów dywersyfikacyjnych. W innym przypadku uwolnienie rynku cen gazu będzie oznaczało zielone światło dla ekspansji Gazpromu w Polsce.

Autor: Janusz Kowalski Nowe Państwo

Manewry kontynentalne
 

Richard Morningstar, specjalny przedstawiciel USA ds. energetycznych w Eurazji, mówi wprost, że gaz z łupków może skończyć rosyjską dominację na europejskim rynku gazowym, więc „nasi rosyjscy przyjaciele traktują to bardzo poważnie”. Zwłaszcza że przez gaz łupkowy Gazprom już raz poniósł klęskę. Jeszcze kilka lat temu snuł ambitne plany wejścia na rynek amerykański, tymczasem rozwój eksploatacji łupków rozwiał nadzieje Rosjan.

Oficjalnie kierownictwo Gazpromu bagatelizuje zagrożenie (co nie przeszkodziło uwzględnić łupków jako jednego z obszarów inwestycji w długofalowej strategii koncernu) i pozostaje zadziwiająco pewne, że wydobycie tego gazu w Europie nie rozwinie się na większą skalę. Ciekawej wypowiedzi udzielił podczas niedawnego seminarium w Brukseli wiceszef Gazpromu Aleksandr Miedwiediew. Odnosząc się do prognoz, które przewidują duże zasoby gazu łupkowego w Europie, w tym w Polsce, stwierdził krótko: „To nie kwestia zasobów”. Gazprom i stojące za nim państwo rosyjskie z jego finansowymi i politycznymi możliwościami już rozpoczęło „wojnę z łupkami”.

http://niezalezna.pl/13813-lobbysci-gazpromu-w-europie

 

Podsumowanie

Jąką taktykę przyjmie rząd Tuska w nowej kadencji w polityce energetycznej dla Polski, działania od strony UE są jeszcze nie spójne w zakresie globalnego spojrzenia na priblem runku gazu.

Nadal czekamy ?

 

Kejow



Skarga Polski do Trybunału ETS na benchmarki paliwowe dla emisji CO2

Skarga Polski do Trybunału ETS na benchmarki paliwowe dla emisji

 

Polska zaskarży decyzję Komisji Europejskiej ws. benchmarków paliwowych. Postępowanie sądowe w tej sprawie może potrwać nawet 2-3 lata – mówi prof. Andrzej Kraszewski, minister środowiska.

Waldemar Pawlak zapowiedział zaskarżenie przez Polskę decyzji Komisji Europejskiej ws. benchmarków paliwowych. Jak Pan ocenia to zaskarżenie?

– Mam dwa przemyślenia w tej sprawie. Z jednej strony uważam, że oparcie benchmarku o paliwo gazowe stawia Polskę w szczególnie niekorzystnej sytuacji. Paliwo gazowe w Polsce jest używane marginalnie, my używamy głównie węgla kamiennego i brunatnego jako pierwotnego nośnika energii. W wyniku wprowadzenia benchmarku gazowego polskie przedsiębiorstwa będą miały znacznie gorsze warunki konkurencyjności niż przedsiębiorstwa z innych krajów Unii.
 

 
W tym przypadku UE pogwałciła zasadę solidarności. Unia powinna być związkiem, który we wszystkich punktach powinna przestrzegać zasady solidarności. Z tego punktu widzenia jesteśmy wysoce niezadowoleni i rzecz kwalifikuje się do zaskarżenia. Z drugiej jednak strony, jesteśmy w przededniu rozpoczęcia przez Polskę prezydencji w UE i uważam, że w tym momencie zaskarżanie tej decyzji KE jest trudne ze względów polityczno-taktycznych. Przeważają jednak argumenty, że powinniśmy tę decyzję zaskarżyć do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości (ETS).

 

Kolejny cios KE w sprawie polskiego węgła w opłatach ( zmiana unijnego prawa)

KE chce podwyższyć opłatę za emisję dwutlenku węgla oraz opodatkować zużycie energii wytwarzanej z węgla. W pierwszym przypadku podatek ma wynieść 20 euro za tonę CO2 uwolnionego przy spalaniu węgla, a w drugim 0,15 euro za 1 gigadżul wyprodukowanej z tego paliwa energii. Zmiany miałyby wejść w życie od 2013 r.
 

WNP.pl

Darmowy przydział limitu emisji elektrowniom

Każde z dziesięciu państw członkowskich zainteresowanych bezpłatnym przydzielaniem uprawnień elektrowniom – Bułgaria, Cypr, Republika Czeska, Estonia, Litwa, Łotwa, Malta, Polska, Rumunia i Węgry – musi złożyć wniosek do Komisji do 30 września 2011 r. Komisja musi ocenić każdy wniosek, a w terminie sześciu miesięcy może go odrzucić w całości lub częściowo.

Wniosek stanowi odstępstwo od ogólnej zasady stanowiącej, że od 2013 r. sektor energetyczny musi kupować wszystkie swoje uprawnienia do emisji bądź na aukcji, bądź na rynku wtórnym, dlatego Komisja musi dopilnować, aby takie odstępstwo nie zagroziło ogólnym celom dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji lub też nie było niezgodne z unijnymi zasadami pomocy państwa bądź z przepisami rynku wewnętrznego.

Na mocy zmienionej dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji uprawnienia przydzielone bezpłatnie wytwórcom energii elektrycznej czerpie się z liczby uprawnień, jakie dane państwo członkowskie otrzymuje z przeznaczeniem na sprzedaż na aukcji. Zatem każde bezpłatne uprawnienie do emisji pomniejsza krajowe dochody pochodzące ze sprzedaży na aukcji, lecz nie zmienia ogólnej liczby wydanych uprawnień, ani nie wpływa na uprawnienia lub dochody ze sprzedaży na aukcji w innym państwie członkowskim.

Podatki.biz

Benchmarki – jak liczy i stosować

W kalkulacjach stosowane będą tzw. benchmarki, które mają się opierać na średnich emisjach 10% najbardziej efektywnych instalacji w poszczególnych sektorach. Wysokość benchmarków wyraża się w tonach CO2 na tonę produktu. Aby obliczyć ilość bezpłatnych uprawnień, jakie przysługują instalacji przemysłowej, należy pomnożyć odpowiedni benchmark przez wielkość produkcji. Benchmarki dotyczą 52 głównych grup produktów objętych Europejskim Systemem Handlu Emisjami. W przypadku produkcji innych towarów przydział darmowych uprawnień będzie określany na podstawie zużytej energii.

Po roku 2013 uprawnienia do emisji będą rozdzielane głównie poprzez aukcje, jednak do 2020 r. część z nich będzie wciąż przyznawana przemysłowi za darmo. Instalacje w sektorach uznanych za narażone na znaczną konkurencję za strony przemysłu w krajach spoza UE, nie podlegającym ograniczeniom związanym z redukcją emisji CO2, mają być traktowane w szczególny sposób: do 2020 roku otrzymają one bezpłatne uprawnienia w wysokości benchmarku. Ma to zapobiegać tzw. carbon leakage – przenoszeniu produkcji poza granice UE, gdzie nie obowiązują porównywalne ograniczenia emisji. Instalacje, które nie są uznane za narażone na ryzyko carbon leakage po roku 2013 r. otrzymają bezpłatnie uprawnienia w ilości 80% benchmarku, a w 2020 r. procent ten zmniejszy się do 30%. Limity bezpłatnych uprawnień będą różne dla poszczególnych sektorów, jednak większość instalacji otrzyma bezpłatne uprawnienia pokrywające średnio do 70-80% ich emisji w latach 2005-2008. W przypadku gdy danej instalacji zabraknie uprawnień, może zakupić dodatkowe, wykorzystać te zachowane z bieżącego okresu rozliczeniowego, wykorzystać międzynarodowe jednostki redukcji emisji lub zredukować własne emisje.

Decyzję Komisji Europejskiej próbowali zablokować w Parlamencie Europejskim polscy europosłowie, jednak podczas głosowania w Komisji Środowiska nie udało im się uzyskać wymaganej większości. Już następnego dnia po przyjęciu decyzji przez Komisję Europejską wiceminister gospodarki Marcin Korolec zapowiedział, że Polska jest gotowa zaskarżyć ją do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Jak podaje PAP, przyczyną złożenia skargi ma być fakt, że w swojej decyzji Komisja Europejska nie zachowała zasady proporcjonalności. Benchmarki, na podstawie których obliczana ma być ilość darmowych uprawnień do emisji, opierają się na danych z instalacji stosujących najnowocześniejsze technologie dostępne w całej UE, a nie w poszczególnych krajach. Zdaniem wiceministra sprowadza się to do technologii z użyciem paliwa gazowego, podczas gdy w Polsce powszechnie stosowanym paliwem jest węgiel. Może to oznaczać znaczny wzrost kosztów w najbardziej energochłonnych gałęziach przemysłu. „Przyjęcie jednego benchmarku jest rozwiązaniem możliwym, ale zbyt kosztownym dla przemysłu”, powiedział Korolec. „Dla osiągnięcia celu redukcji emisji CO2 możliwe są inne, mniej kosztowne rozwiązania”.

Zdaniem Connie Hedegaard, komisarz UE ds. działań klimatycznych, benchmarki ukazują możliwości w zakresie produkcji o niskich emisjach CO2 w poszczególnych sektorach przemysłu oraz gwarantują korzyści przedsiębiorstwom, które są najbardziej efektywne, jeśli chodzi o redukcję emisji CO2 „Decyzja KE stanowi kamień milowy w reformie europejskiego rynku emisji CO2”, oceniła unijna komisarz.

Agata Golec, ChronmyKlimat.pl
 

Model liczenia limitów przydziału emisji CO2 jest nieprzyjazny Polsce, bezplatne limity emisji na razie załatwiają polskie potrzeby ale co będzie dalej. Rozwiązania ograniczenia emisji CO2 poprzez składowanie dwutlenku węgla pod ziemią metoda CCS jest bardzo droga i nie sprawdzona.

Kiedy Polska uzyska korzystne zapisy w decyzjach KE , jak do tego europosłowie   – szereg pytań tez do Korolca z Ministerstwa Gospodarki na razie bez odpowiedzi.

Kejow



Gaz łupkowy w Polsce-piramidą finansową według schematu Ponziego w USA

Gaz łupkowy w Polsce-piramidą finansową schematu Ponziego w USA

 
Uzyskiwanie gazu ziemnego z łupków osadowych może nie być tak proste i tanie jak twierdzą firmy zajmujące się jego wydobyciem – donosi w niedzielę „New York Times”, który dotarł m.in. do setek e-maili konsultantów i analityków branżowych.

Według gazety, poglądy wyrażane w e-mailach kontrastują z optymistycznymi prognozami firm zajmujących się pozyskiwaniem gazu łupkowego. Autorzy wiadomości ostrzegają przed „łupkową gorączką”, tak jak „znawcy ostrzegali przed poprzednimi bańkami finansowymi” – dodaje dziennik.

„Inwestorzy „pompują pieniądze”, choć gaz łupkowy jest „właściwie niedochodowy” – napisał w lutym analityk z firmy inwestycyjnej PNC Wealth Management w e-mailu do kontrahenta.

Analityk z firmy badawczej IHS Drilling Data w sierpniu 2009 r. porównał gaz łupkowy do „gigantycznych Schematów Ponziego”, czyli piramid finansowych.

Dziennik przeanalizował także dane z ponad 10 tys. szybów łupkowych. „Choć istnieją bardzo aktywne szyby, są one często otoczone mniej wydajnymi szybami. W niektórych przypadkach przeprowadzanie tam odwiertów i utrzymanie szybów kosztuje więcej niż wart jest wydobywany z nich gaz” – ocenia gazeta.

W kwietniu amerykańska Agencja ds. Energii (EIA) poinformowała, że Polska ma 5,3 bln m sześc. możliwego do eksploatacji gazu łupkowego, czyli najwięcej ze wszystkich państw europejskich, w których przeprowadzono badania (raport EIA dotyczył 32 krajów). Ta ilość gazu – podkreśliła Agencja – powinna zaspokoić zapotrzebowanie Polski na gaz przez najbliższe 300 lat.

PAP/WNP.pl

Co to jest piramida Ponziego wg. Wikipedii

Piramida finansowa lub Schemat Ponziego (nazwana tak od Charlesa Ponziego); określana także jako sprzedaż lawinowa. Struktura finansowa, wzorowana na marketingu wielopoziomowym i często z nim mylona.

Piramida finansowa ma pozornie identyczną strukturę co piramida sprzedaży. Zyski węzła nie pochodzą jednak ze sprzedaży towarów lub usług, a praktycznie w całości z wpłat wpisowego wnoszonego przez nowych członków struktury, pozyskanych przez węzeł i węzły potomne. Na piramidzie finansowej zyskują tylko osoby, które znajdują się u jej szczytu i wystarczająco wcześnie do niej dołączyły. Olbrzymia większość uczestników piramidy na niej traci

 

O tych schamatach z przykładami pisałem wcześniej przy okazji afery piramidy ENRON MADOFF

http://jaron.salon24.pl/117063,10-aferzystow-finansowych-a-krajowe-przepisy

Najostrzejsze komentarze z uwagi na sporą liczbę idiomów nietłumaczyłem – zbyt wiele uwag blogerów

link http://fivetownwatershed.wordpress.com/2011/06/26/the-shale-gas-play-another-enron-produced-ponzi-scheme/

Wiele prawnych i formalnych wątpliwości na amerynkańskim rynku gazu łupkowego

http://shareholdersunite.com/2011/06/26/shale-gas-doubts/

 

Rynek amerykański ma sukces w wydobyciu a inwestorzy giełdowi planują duże zakup akcji firm poszukujących gaz łupkowy. Jaki będzie finał czy podobny do typowych piramid finansowych. Oczywiście pieniędzy w Polsce nie znajdziemy na sfinansowanie poszukiwań i ekploatacji na tak dużą skalę.

Kejow



Geotermia praktyczny przewodnik w Polsce

 Prace związane z udostępnieniem części podziemnej zakładu geotermalnego

W procesie budowy części podziemnej zakładu geotermalnego, na którą składają się odwierty z uzbrojeniem i wyposażeniem, można wydzielić fazy realizacji zadania.

Faza I – Przygotowawcza

Studium celowości obejmujące prace analityczne mające na celu rozpoznanie geologiczne obszaru, na którym mają być prowadzone dalsze prace geologiczne.
Wstępne studium wykonalności przedsięwzięcia obejmujące m.in. koncepcje zagospodarowania i wykorzystania wód i ciepła.

Na tym etapie prac można zwrócić się do Skarbu Państwa o udostępnienie nieodpłatnie informacji geologicznej. Jednakże Przedsiębiorca winien się liczyć z kosztami, jakie powinien ponieść na wykonanie opracowania.
Po pozytywnym wyniku ekspertyzy Przedsiębiorca przechodzi do następnej fazy prac.

Każda działalność gospodarcza w zakresie: poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania kopalin ze złoża wymaga koncesji (Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.). Koncesji udziela się na czas oznaczony, nie krótszy niż 3 miesiące.
Poniżej przedstawiono harmonogram zadań, które wymagane są odpowiednimi aktami prawnymi, a obejmują pełny zakres prac – realizację, od przygotowania robót wiertniczych po rozpoczęcie eksploatacji wód termalnych.

Faza II – Realizacyjna
Wniosek koncesyjny na rozpoznanie i poszukiwanie wód termalnych, obejmujący m.in. Projekt prac geologicznych oraz Raport oddziaływania na środowisko.

Wniosek składany jest w Ministerstwie Środowiska w 4 egz. wraz z opłatami administracyjnymi związanymi ze złożeniem wniosku.
Po otrzymaniu pozytywnej decyzji udzielającej koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie Przedsiębiorca może przystąpić do następnej fazy prac.

Projekt prac geologicznych
Dla prowadzenia prac wiertniczych mających na celu udostępnienie poziomu wodonośnego niezbędnym jest wykonanie Projektu Prac Geologicznych (PPG). Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Środowiska z 19 grudnia 2001 r. w sprawie projektów prac geologicznych (Dz.U. 153, 1777). Projekt Prac geologicznych powinien określać:
cel zamierzonych prac, sposób jego osiągnięcia wraz z określeniem rodzaju wymaganej dokumentacji geologicznej,
harmonogram prac,
przestrzeń w obrębie której mają być wykonywane prace geologiczne,
przedsięwzięcia konieczne ze względu na ochronę środowiska.
Jeżeli zrzut wody odbywał się będzie do cieku lub akwenu powierzchniowego, wymagane będzie pozwolenie wodno-prawne wraz z oceną wpływu na środowisko.
Jeżeli woda będzie wtłaczana do odwiertu chłonnego, to nie potrzeba nic więcej, niż jest w PPG. Od 01.01.2004 r. wtłaczanie wód termalnych do złoża odwiertem chłonnym nie podlega pod przepisy Prawa wodnego i ujęte jest w koncesji na wydobycie i wtłaczanie.

Pozwolenie wodno-prawne na zrzut
W celu prowadzenia prac wiertniczych oraz badań poziomu wodonośnego niezbędnym jest wykonanie Operatu wodno-prawnego na zrzut ścieków (Ustawa Prawo wodne z 18 lipca 2001 r. Dz.U. 01.115.1229) oraz uzyskanie decyzji Pozwolenia wodnoprawnego na zrzut ścieków.

W oczekiwaniu na Decyzję Ministerstwa Środowiska, Przedsiębiorca może przystąpić do procedury przetargowej na wyłonienie wykonawcy prac wiertniczych, geofizycznych, nadzorów i dozorów prac geologicznych.
Faza III – Wykonawcza

Prace wiertnicze, prace geofizyki wiertniczej, próbna eksploatacja.
Pozwolenie wodnoprawne na zrzut wód
Dokumentacją hydrogeologiczna
Zatwierdzenie dokumentacji hydrogeologicznej
Wniosek o koncesję na eksploatację

Prace specjalistyczne związane z udostępnieniem horyzontu wodonośnego oraz jego opróbowaniem muszą być prowadzone przez specjalistyczne firmy będące, w myśl obowiązujących przepisów, zakładem górniczym.
Koszt prac geologicznych uzależniony jest od szeregu czynników m.in: głębokości wiercenia, metody udostępnienia horyzontu wodonośnego, rodzaju i ilości prób, ilości badań geofizycznych w odwiercie, badań horyzontu wodonośnego, etc.

Wykonanie prac wiertniczych
Następnym krokiem jest wyłonienie firmy wiertniczej, która będzie wykonawcą prac geologicznych. Prace winny być wykonywane przez firmy posiadające stosowne uprawnienia górnicze. Po podpisaniu umowy z taką firmą należy dokonać niezbędnych zgłoszeń w urzędzie miasta lub gminy oraz Okręgowym Urzędzie Górniczym (OUG).
Wszystkie prace wiertnicze, geologiczne oraz badawcze prowadzone podczas udostępniania poziomu wodonośnego prowadzone są na podstawie Planu Ruchu Zakładu Górniczego. Plan Ruchu ZG zatwierdzany jest przez OUG.

Dokumentacja hydrogeologiczna
Po przeprowadzeniu wszystkich robót geologicznych objętych PPG i zakończeniu prac wiertniczych sporządzana jest dokumentacja hydrogeologiczna (Rozporządzenie Ministra Środowiska z 19 grudnia 2001 r. w sprawie szczegółowych wymagań jakim powinny odpowiadać dokumentacje hydrogeologiczne i geologiczno-inżynierskie). Zawiera ona wyniki prac założonych w PPG, interpretacje wyników, określenie danych złożowych, wydobywczych i chłonnościowych. Opracowana w celu udokumentowania całości prac hydrogeologicznych.
Dokumentację tą przedstawia się w MŚ w Komisji Dokumentacji Hydrogeologicznych celem zatwierdzenia zasobów hydrogeologicznych ujęcia. Zatwierdzenie następuje w formie Decyzji.

Projekt zagospodarowania złoża
Następnym krokiem jest sporządzenie Projektu Zagospodarowania Złoża (Rozporządzenie Ministra Środowiska z 28 grudnia 2001 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać projekty zagospodarowania złóż (Dz.U. 157.1866). Projekt zagospodarowania złoża kopaliny ma na celu przedstawienie wykorzystania zasobów złoża przy uwzględnieniu warunków geologicznych, wymagań w zakresie ochrony środowiska, wymagań w zakresie bezpieczeństwa, technicznych możliwości wydobycia kopaliny i sposobu eksploatacji oraz uwarunkowań ekonomicznych.

Ocena oddziaływania na środowisko
Ocena oddziaływania na środowisko jest istotnym opracowaniem składanym w MS wraz
z wnioskiem o koncesję, opisująca wpływ na środowisko przedsięwzięć opisanych
w projekcie zagospodarowania złoża. (Ustawa Prawo ochrony środowiska z 27 kwietnia 2001r. (Dz.U.01.62.627 z późn. zmian.) – Rozdział 2)

Wniosek o koncesję na wydobywanie i zatłaczania
Wniosek o koncesję na wydobywanie i zatłaczanie wód termalnych składa się w MŚ. Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.) określa szczegółowe wymagania, niezbędne dokumenty oraz tryb postępowania mające na celu uzyskanie koncesji.
Ważniejsze dokumenty będące załącznikami do wniosku koncesyjnego to:
a.decyzja zatwierdzająca dokumentację geologiczną złoża kopaliny oraz prawo własności tej dokumentacji,
b.projekt zagospodarowania złoża,
c.ocena przewidywanego wpływu wydobycia kopaliny na środowisko,
d.dokumenty potwierdzające prawo rozporządzania nieruchomościami, na których zlokalizowane są odwierty,
e.dokumenty dotyczące podmiotu gospodarczego ubiegającego się o koncesję.
Koncesji w zakresie wydobywania wód termalnych w rozumieniu Rozporządzenia Rady Ministrów z 18 grudnia 2001 r. w sprawie złóż wód podziemnych zaliczanych do solanek, wód leczniczych i termalnych oraz złóż innych kopalin leczniczych, a także zaliczenia kopalin pospolitych z określonych złóż lub jednostek geologicznych do kopalin podstawowych (Dz.U.156.1815) § 3 – wody podziemne, które na wypływie mają temperaturę co najmniej 200C – udziela minister właściwy do spraw środowiska.
Udzielona koncesja powinna określać:
1.rodzaj i sposób prowadzenia działalności objętej koncesją
2.przestrzeń w granicach której ma być prowadzona ta działalność
3.okres ważności koncesji ze wskazaniem terminu rozpoczęcia działalności
4.cel, zakres, rodzaj i harmonogram prac geologicznych
5.wymaganą dokładność rozpoznania geologicznego.

Ustalenie obszaru górniczego i terenu górniczego
We wniosku o koncesję określa się obszar górniczy i teren górniczy. Decyzją Ministra Środowiska zostaje on zatwierdzony i wpisany w rejestr obszarów górniczych. (Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 10 grudnia 2001 r. w sprawie rejestru obszarów górniczych Dz.U.148.1660)

Umowa o użytkowanie górnicze
Na podstawie Decyzji o koncesji Inwestor podpisuje ze Skarbem Państwa umowę o użytkowanie górnicze. (Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.).

Faza IV – Eksploatacja

Powołanie zakładu górniczego – Plan Ruchu Zakładu Górniczego
Z chwilą uzyskania koncesji na wydobycie oznaczonej kopaliny podstawowej Przedsiębiorca zobowiązany jest do utworzenia Zakładu Górniczego będącego wyodrębnionym technicznie i organizacyjnie zespołem środków służących do bezpośredniego wydobywania kopaliny ze złoża w granicach obszaru górniczego określonego w koncesji. Do wyodrębnionego zespołu środków zaliczyć należy załogę górniczą, górnicze obiekty budowlane i związane z nimi urządzenia technologiczne.
Ruch Zakładu Górniczego może odbywać się na podstawie zatwierdzonego Planu Ruchu pod kierownictwem i dozorem osób posiadających odpowiednie kwalifikacje. (Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dn. 14.06.2002 r. w sprawie planów ruchu zakładów górniczych (Dz.U.29, poz. 840)
Plan Ruchu podlega zatwierdzeniu przez właściwy terytorialnie organ państwowego nadzoru górniczego tj. Okręgowy Urząd Górniczy w Warszawie (Rozporządzenie Prezesa R.M. z dn. 24.12.1998 r – Dz. U. Nr 162, poz. 1144).

Podjęcie działalności
Od chwili uzyskania zatwierdzenia obu części Planu Ruchu Przedsiębiorca może przystąpić do wydobycia wody termalnej i jej dalszego wykorzystania.

Przedsiębiorca, który uzyskał koncesję na eksploatację obowiązany jest utworzyć fundusz likwidacji zakładu górniczego. Wielkość odpisów na fundusz wynosi 3-10% odpisów amortyzacyjnych od środków trwałych zakładu górniczego. Środki te gromadzone są na odrębnym rachunku bankowym.

Link http://szanujenergie.sgr.pl/?a=125&k=7&k1=13

Przegląd technologii   geotermalnych w Polsce

http://szanujenergie.sgr.pl/files/file/artyku%C5%82y/10-12-21%20%20dost%C4%99pne%20technologie.pdf

Prospekt firmy REHAU

http://www.rehau.pl/files/Prospekt_GEOTERMIA_PL.pdf

PRZYDATNOŚĆ WYBRANYCH OTWORÓW WIERTNICZYCH DLA POTRZEB GEOTERMII

W rozpatrywanym rejonie występowania poziomu liasowego znajduje się potencjalne miejsce zbytu energii cieplnej – miasto Sochaczew liczące ok. 32 tys. mieszkańców. Poszukiwano więc istniejących otworów wiertniczych w odległościach mniejszych niż 15 km od miasta. Na podstawie tego kryterium przyjęto do rozważań wykorzystanie otworów Sochaczew-1 i Sochaczew-3 zlokalizowanych w odległościach 2 – 9 km od miasta.

Analiza warunków złożowych występujących w otworach Sochaczew-1 i Sochaczew-3

Do powyższej analizy przydatności otworów wiertniczych dla pozyskania energii cieplnej przyjęto, jako główne, następujące kryteria: porowatość i przepuszczalność, miąższość, temperaturę, poziom statyczny wody w otworze, stan techniczny otworu. Dane z dokumentacji geologicznej zostały użyte do analizy hydrodynamicznej dolnej jury (J1) w pobliżu otworów Sochaczew-1, Sochaczew-2 i Sochaczew-3. Dane z testu odbudowy ciśnienia w otworze Sochaczew-3 w interwale 2465-2503 m zostały wyznaczone w oparciu o metodykę Hornera. Na jej podstawie zostały obliczone następujące parametry: średnia przepuszczalność 311,2 mD, miąższość 39 m, współczynnik filtracji 6,6 10-6 m/s, początkowe ciśnienie (na głębokości 2465 m ppt) 247,16 bar.

Dla wydajności 150m 3 /h, obliczony poziom depresji ciśnienia wynosi około 160m. Obliczony statyczny poziom wody wynosi ok. 80 m ppt (69m ppt dla „gorącego” otworu). Głowica otworu Sochaczew-1 jest usytuowana 30 m niżej w stosunku do otworu Sochaczew-3. Przedział 2650-2885 m (miąższość 205 m) w otworze Sochaczew-1 o litologii złożonej z prawie jednorodnego piaskowca (ok. 90%) ma średnią przepuszczalność 700mD, współczynnik filtracji 14.8 10-6 m/s. Przy użyciu niewielkiej depresji – 2,6 bar i przyjmując zerowy efekt skin możliwe jest osiągnięcie wydajności otworu dochodzącej do 150 m 3 /h. W dodatku statyczny poziom wody jest wysoki, tak więc eksploatacja wód termalnych może być ekonomicznie opłacalna. Temperatura zmierzona w stropie dolnej jury wynosi 70°C w otworze Sochaczew-1 i 68°C w otworze Sochaczew-3 (na głębokości 2499 m i odpowiednio 2483 m).

Stan techniczny otworu (stan zacementowania i orurowania oraz postęp korozji)

Brak jest rzetelnych informacji dotyczących korozji i stanu zacementowania kolumn rur stalowych. Istniejący wykres geofizyczny badania stanu cementowania jest słabej jakości, stąd właściwa analiza stanu odwiertu jest bardzo trudna. Bazując na danych osiągniętych podczas rekonstrukcji innego podobnego otworu (Mszczonów IG-1) [4], [5] można oczekiwać, iż przybliżony stan techniczny otworu (korozja) jest zadawalający. W przypadku złego stanu technicznego otworu należy rozważyć zapuszczenie dodatkowej kolumny tłocznej z „fiber glassu”.

Konstrukcja otworu Sochaczew-3 odpowiada schematowi:

rury 20″0 – 25 m

rury 13 3/8″ 0 – 450 m

rury 9 5/8″0 -1964 m

Korek cementowy znajduje się na głębokości 2126-1930 m i 30-0 m.

Należy nadmienić, iż przewód wiertniczy został pozostawiony w otworze, poniżej głębokości ok. 1930 m. Stąd przy planowaniu dalszych prac należy uwzględnić dodatkowe koszty związane ze zboczeniem otworu obok pozostawionej kolumny wiertniczej ponad 1930 m.

Określenie mocy pomp w otworze eksploatacyjnym i chłonnym

Określenie wymaganych mocy dla pomp głębinowych dla warstw wodonośnych wykonano dla odległości pomiędzy otworami równej 1200 m.

Jako przykładową konstrukcję odwiertu przyjęto: kolumnę eksploatacyjną 9 5/9” (2400m) zakończoną filtrem. Przyjęto, że pompa głębinowa umieszczona zostanie w kolumnie rur 13 3/8”. Jako straty ciepła przyjęto straty określone w czasie produkcji 1 miesiąca, zakładając liniową funkcję przebiegu zmian w odwiercie. W obliczeniach zaniedbano istnienie rozpuszczonych gazów z uwagi na stosunkowo niskie ich stężenie, badano zaś wpływ przesunięcia się punktu nasycenia solanki (ok. 5 bar) projektując instalację pompy zawsze powyżej ciśnienia punktu pęcherzyków (poniżej głębokości na której występuje punkt pęcherzyków) .

Zakładając konieczne ciśnienie na głowicy 10 bar można określić zarówno ciśnienie pompowania i moc elektryczną konieczne do eksploatacji wód termalnych. Zakładając całkowitą sprawność pomp równą 65% wyznaczono moc pompy 180kW. Ostateczny dobór wydajności eksploatacyjnych powinien być dokonany po wykonaniu odpowiednich testów produkcyjnych.

Zakładając statyczny poziom „zimnego” otworu jako 50 m ppt odpowiadające mu ciśnienie wynosi 5 bar. Straty ciśnienia przy wydajności 150 m 3 /h dla ustalonego schematu orurowania wynoszą ok. 2,3 bar. W przypadku zatłaczania wody termalnej do otworu Sochaczaw-3 nie jest konieczna dodatkowa pompa do zatłaczania. Konieczna represja na dnie otworu Sochaczew-3 (1,7 bar) została wyliczona na podstawie indeksu chłonności 90 (m 3 /h)/bar.

OSZACOWANIE MOCY CIEPLNEJ UZYSKANEJ Z WYBRANYCH DUBLETÓW DLA SUGEROWANYCH WARIANTÓW

Moc cieplna dostępna (3 MW) dla celów ciepłownictwa miejskiego oraz roczna produkcja energii cieplnej (23,5 GWh/rok) zostały oszacowane dla pojedynczego dubletu produkującego z wydajnością 150 m 3 /h.

Obliczenia zostały oparte na następujących założeniach:

* temperatura na wejściu do wymiennika ciepła wynosi 66°C;

* temperatura na wyjściu z wymiennika ciepła wynosi 47°C;

* ciepło właściwe solanki wynosi 3,7 kJ/(kg °C);

* gęstość solanki w warunkach złożowych wynosi 1,060 kg/m 3 ;

* odwierty eksploatują przez 8000 godzin w roku z wyd. maksymalną 150 m 3 /h w okresie grzewczym, poza okresem grzewczym z wyd. średnią 80 m 3 /h.

OCENA KOSZTÓW INWESTYCYJNYCH

Ocena kosztów inwestycyjnych instalacji powierzchniowych oparta jest na założeniach przedstawionych powyżej oraz uwzględnia następujące elementy:

* zakup rurociągu podziemnego i jego instalacja,

* zawory, armatura i wyposażenie odcinka rurociągu od odwiertu do wymiennika ciepła (wliczono motylkowy zawór regulujący), * wyposażenie azotowe wraz z jego rurociągami,

* system filtrów wstępnych (zmontowany),

* filtr końcowy (zmontowany),

* automatyka i oprzyrządowanie systemu wykrywania wycieków z rurociągu (wliczono regulator poziomu, kable oraz analizator danych),

* system zasilania energią elektryczną (wliczono środki instalacyjne, szafkę wyłączników elektrycznych, przewody kablowe, itp.)

* prace przygotowawcze i budowlane [budynek mieszczący wymienniki ciepła, system zbiorczy danych oraz biuro (1000 m 2 )].

Dodatkowe koszty konieczne do pokrycia początkowych inwestycji oraz koszty utrzymania systemu pompującego oszacowano łącznie na 1,7 mln zł. Wyliczenie to oparto o założenie: wykorzystanie dwóch istniejących otworów (wydajność 150 m 3 /h). Czas życia dubletu powyżej 25 lat. Moc cieplna 3 MW, energia cieplna = 23,5 GW/rok. Uwzględniono dodatkowe koszty zakupu i serwis pompy wgłębnej, urządzeń powierzchniowych, konserwacji pompy (8000 zł/rok x 25 lat) i dwukrotnej wymiany w ciągu 25 lat. Zużycie energii elektrycznej przez pompę wgłębną (180 kW) 1650 MWh/rok. Oprócz wymienionych kosztów konieczne są dodatkowe nakłady związane z procesem ewentualnej rekonstrukcji otworów, instalacji filtrów wgłębnych i dodatkowych prac badawczych przy szczegółowym dokumentowaniu ujęcia. Koszty te szacunkowo oblicza się jako 4-6 mln zł. Podsumowanie kosztów zawiera tabela 2.

WNIOSKI

1. Kryteria odnośnie wykorzystania energii wód termalnych związane są z: odległością do źródła zbytu, dostępnością do zbiornika wód termalnych na głębokości większej niż 2km (lub o temperaturze powyżej 60°C), własnościami hydrogelogicznymi tych zbiorników. Jako pomocnicze kryteria wyróżnić należy: właściwości korozyjne wód, stan otworów, potencjał wytrącania się osadów mineralnych. Zastosowanie pomp ciepła pozwala na użycie wody termalnej o niższej temperaturze (np.40°C)

2. Pierwszym wskaźnikiem do oceny przydatności otworu (niezależnie od przyjętych kryteriów geotermalnych) do zastosowania dla potrzeb eksploatacji geotermalnej jest spełnienie przez niego kryterium ekonomicznego związanego z koniecznością budowy infrastruktury powierzchniowej łączącej istniejące otwory z pobliskimi odbiorcami energii oraz oszacowaniem zapotrzebowania na ciepło.

3. Z uwagi na duże koszty inwestycyjne należy rozważać wyłącznie dostawę ciepła dla dużych odbiorców – np. ciepłownie miejskie (miasto o wielkości co najmniej 10 tys. mieszkańców). To z kolei implikuje konieczność lokalizacji, co najmniej dwóch otworów w rejonie o dobrych własnościach hydrogeologicznych na głębokościach powyżej 2000m ppt (lub o temperaturze wyżej niż 60°C) w bliskiej odległości od takich miast.

4. Wydajność otworu rzędu 150-180 m 3 /h jest górną możliwą granicą wydobycia dla dubletu z uwagi na wzrastające zapotrzebowanie pompy w otworze eksploatacyjnym na moc elektryczną, a także z uwagi na ograniczenia związane z procesem zatłaczania

5. W trakcie zatłaczania wód do otworu chłonnego specjalną uwagę należy zwrócić na problemy depozycji minerałów w otworze i w złożu. Zjawiska te mogą mieć silny wpływ na techniczną i ekonomiczną sprawność systemu eksploatacyjno-chłonnego.

6. Zatłaczanie wód silnie korozyjnych do istniejącego wyposażenia wgłębnego może okazać się źródłem wielu kłopotów technicznych (m.in. utratą chłonności), dlatego należy zwrócić dużą uwagę na procedury minimalizacji procesu korozji.

7. Zastosowanie otworów wiertnicznych jako wymienników ciepła pozwala uzyskać od 100 kW do 250 kW ciepła (w połączeniu z wykorzystaniem pomp ciepła) do ogrzewania pojedynczych budynków (szkoły, hotele, itp.)

dr hab. inż Stanisław Nagy*,
prof. dr hab. inż Ludwik Zawisza*
*Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu,
Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków

Link  http://www.ekoenergia.pl/index.php?cms=32&plik=Geotermia.html

Kejow