Jaronwoj Blog Warszawa Polska


Rosyjski smok gazowy zjada własny ogon a bezpieczeństwo energetyczne Polski (UE)
28 września, 2008, 7:05 am
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, gaz, Paliwa, Polityka energetyczna | Tagi: , ,

 

 Niepokojące dane z Rosji 

·         Według Instytutu Polityki Energetycznej z Moskwy, założonego przez byłego wiceministra energetyki Władimira Miłowa, za cztery lata w rosyjskim (nie tylko w gazpromowskim) bilansie gazowym zabraknie w sumie 100 mld m sześc. Surowca

·         Rosyjski Instytut Problemów Monopoli Naturalnych ma podobną opinię: w krótkim okresie Gazprom będzie mógł rekompensować braki gazu dzięki zmniejszaniu eksportu w dopuszczanym kontraktami przedziale i przez pozyskiwanie gazu środkowoazjatyckiego, ale w 2010 r. deficyt gazu na rynku krajowym i zagranicznym sięgnie 124 mld m sześc.Marcelina Gołębiewska WNP  

Twarda polityka z Rosja – recepta UE wg Jacka  Sariusza Wolskiego 

Widać zmianę stanowiska niektórych państw, np. Francji i Niemiec, w sprawie Rosji. Czy teraz, gdy to stanowisko jest twardsze, można się spodziewać zmian w polityce energetycznej Unii?
 Na pewno wzmocnią się tendencje do konstruowania tej polityki, do mówienia jednym głosem wobec dostawców i krajów tranzytowych. Wydaje mi się, że ewolucja podejścia polega na tym, że niektóre kraje członkowskie zrozumiały, iż „po dobroci” z Rosją nie uda się zyskać więcej, niż będąc stanowczym. Wydarzenia pokazały, że Unia musi być jednolita w materii bezpieczeństwa energetycznego i więcej można zyskać stanowczością, także w kwestiach gospodarczych. Polityka niektórych krajów, m.in. Niemiec, okazała się krótkowzroczna. W interesie gospodarki rosyjskiej musi być respektowanie reguł gry.
Jan Bazyl Lipszyc WNP 

Analiza zamierzeń inwestycyjnych GAZPROMU

W produkcji wydobywczej gazu i węglowodorów (gaskondesatu) GAZPROMU w Zachodniej Syberii ostatecznie podejmuje się poważne kroki w celu ustanowienia nowego rdzenia bazy produkcyjnej na Półwyspie Jamał, 26 pól, gdzie zostały odkryte gigantyczne rezerwy 10,4 bilionów metrów sześciennych.  Rozwój tych dziedzin jest to ogromny projekt wymagający znacznych nakładów dla nowej infrastruktury.  Koszt prognozowany inwestycji  w regionie wynosi  160 miliardów dolarów.  Gazprom będzie polegać na wynikach dochodu z ceny  z gazu, aby utrzymać wzrost gospodarczy/zysk  w ogólnej produkcji nawet w kluczowych dziedzinach wobec istniejących spadku wydobycia. Mało mówi sie o kapitale zagranicznym typ joint-venture. W prospekcie emisyjnym obligacji GAZPROMU opublikowanym pod koniec marca, firma stwierdziła, że spodziewa się, że do inwestycji kapitałowych wzrosły o prawie 40% w roku 2009 w porównaniu z obecnym roku, w łącznej wysokości 65 mld dolarów w 2009-10.  Jednocześnie w planowanym  poziomie  inwestycji finansowych (w tym fuzji i przejęć wydatków) jest znaczący spadek w porównaniu z ostatnimi latami.

Własny post na Salonie 24.pl http://www.jaron.salon24.pl/90080,index.html 

 

I co dalej z Gazpromem

Import gazu z Azji Środkowej odegrał kluczową rolę w udzielaniu pomocy w celu spełnienia zobowiązań eksportowych Gazpromu  do Europy.  Jednakże, są one ustawione, tak aby stać się znacznie droższymi  w następstwie porozumienia w marcu zgodnie z którym Gazprom zobowiązał się do zapłacenia „ceny” za swoje zakupy gazu z tego regionu od 2009 roku. Gazprom został postawiony pod ogień pytań w kraju i za granicą za niestosowanie się do inwestowania w nowe moce wytwórcze. W prospekcie emisyjnym obligacji Gazpromu  opublikowanym pod koniec marca, firma stwierdziła, że spodziewa się, że inwestycje kapitałowe mają na  celu wzrost o prawie 40% w roku 2009 w porównaniu z obecnym roku, w łącznej wysokości 65 mld dolarów w 2009-10. 

Oxford Analitica International Herald Tribune  

 

Według MEA 

Wzrost LNG oferuje inną potencjalną  drogę wyjścia Gazpromu  z europejskiej zależności od rosyjskich dostaw.  Choć będzie to daleko i nie  od ryzyka wolne, to jeśli Moskwa doskonali możliwości dostaw na wielu rynkach, mając na uwadze, że europejski import  gazu wzrośnie  o 150% do 2030 r., nawet w najbardziej optymistycznych szacunków rosyjskiego zdolności eksportowych, to większe zróżnicowanie od rosyjskich dostaw będzie  wymagane w kierunku innych graczy LNG na Bliskim Wschodzie i w Afryce.

Energy Bussiness Review

 

 

Konkluzja końcowa wynikajaca z zestawienia

W sprawach bezpieczeństwa energetycznego i przykrych skutkach tego podejścia dla rynku i konkurencji widze sposób ochrony przed monopolem Gazpromu. Uważam;

 Należy podnieść , że w Europie – UE  rzeczywistą  ścieżką  do dywersyfikacji dostaw gazu której nie będzie można znaleźć  środkami  w ramach dwustronnych, lub faktycznie przez opracowanie planów  i wypełnić Nabucco z Bliskiego Wschodu dostaw (co jest najnowszy grzeszkiem Komisji Europejskiej) oraz spektakularny (Nord Stream ) bałtycki , Taktyka wskazuje  raczej poprzez rozwój zintegrowanego rynku wewnętrznego dwustronnych w celu zmniejszenia presji  z kluczowymi dostawcami w Wschodem i Zachodem  oraz Sonatrach z  południa jako gaz z Afryki.



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.