15. Ile gazu zużywa obecnie Polska z podziałem na grupy odbiorców i jakie są źródła dostaw.
Bilans gazu w Polsce w 2007 r.
Import - 9.3 mld m3
Wydobycie własne - 4.4 mld m3
Odbiorcy:
Przemysł - 60.2%
Gospodarstwa domowe - 28%
Usługi i handel - 10.8%
Eksport - 0.3%
OGP Gaz System - 0.7%
System przesyłowy gazu ziemnego wysokometanowego zasilany jest w gaz ziemny pochodzący ze źródeł krajowych oraz, w przeważającej części, z importu.
Źródła dostaw:
1. Źródła krajowe
1.1. Górnictwo naftowe 3036 [mln m 3/rok]
1.2. Dostawy z magazynów PMG 1514
2. Dostawy z importu
2.1 Jamał - SGT (SYSTEM GAZOCIĄGÓW TRANZYTOWYCH) 2680
- Lwówek i Włocławek na gazociągu jamalskim
2.2 Jamał - kierunki wschodnie 4120
- Tietierowka, Wysokoje (na granicy polsko-białoruskiej)
- Drozdowicze (na granicy polsko-ukraińskiej),
2.3 Lasów (na granicy polsko-niemieckiej), 900
2.4 Nowe kierunki dostaw 1902
W przyszłości zakłada się dostawy gazu z Ukrainy
Wyjaśnij co oznacza liberalizacja rynku gazu?
Liberalizacja gazu- proces stopniowego koncesjonowania praw i uprawnień, zastrzeżonych wcześniej tylko dla jednego dostawcy, który dzięki tym prawom i uprawnieniom może kontrolować cały rynek
Warunkiem koniecznym stworzenia wolnego rynku gazu jest swobodny dostęp do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, gwarantujący końcowym odbiorcom zakup gazu od dowolnego dostawcy. Wymagana jest przy tym ingerencja regulatora w stawki opłat przesyłowych oparte na kosztach uzasadnionych. Ma to zapobiec zbyt wysokim cenom za usługi przesyłowe naliczane przez operatora sieci, mogące doprowadzić do ograniczeń w ilościach przesyłanego gazu.
Etapy tworzenia konkurencyjnego rynku gazu wg Dyrektywy Gazowej 2003/55/WE
Wydzielenie operatorów systemów przesyłowych wraz z zapewnieniem niezależności:
prawnej;
organizacyjnej;
w zakresie podejmowania decyzji.
Wyznaczenie operatorów systemów przesyłowych, dystrybucyjnych
i operatorów systemów połączonych
Zapewnienie operatorom systemów dystrybucyjnych niezależności
w zakresie:
organizacyjnym;
decyzyjnym.
Prawne wydzielenie operatorów systemów dystrybucyjnych
z przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo.
Od 1 lipca 2004 - wszyscy odbiorcy nie będący gospodarstwami domowymi są uprawnieni do bezpośredniego korzystania z usługi przesyłowej;
Od 1 lipca 2007 - wszyscy odbiorcy mają mieć zapewnioną możliwość korzystania z zasady TPA, co oznacza pełne otwarcie rynku;
Dostęp stron trzecich do sieci przesyłowych na zasadach regulowanych
Wspólna polityka europejska
Ramy prawne:
Dyrektywa 2003/55 z 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad wewnętrznego rynku gazu ziemnego
Dyrektywa 2004/67 z 26 kwietnia 2004 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego
Projekt rozporządzenia w sprawie dostępu do gazowych sieci przesyłowych (w oparciu o Wytyczne dobrych praktyk dla operatorów systemów przesyłowych w sprawie dostępu do sieci (GGP2))
Projekt Decyzji PE i Rady ustanawiającej wytyczne dla sieci transeuropejskich (zastępująca Decyzję 96/391/WE i 1229/2003/WE)
Działania ukierunkowane na spójność stosowanych w krajach członkowskich zasad:
Wytyczne dobrych praktyk dla operatorów systemów magazynowania w zakresie dostępu do usług magazynowania (GGPSSO);
Wytyczne metodologii taryfowania - Entry-Exit system;
Prace nad europejskim programem ochrony infrastruktury strategicznej
Reguły funkcjonowania konkurencyjnego rynku gazu
Główne założenia wprowadzania konkurencyjnego rynku gazu
Oddzielenie gazu jako towaru od jego dostawy jako usługi;
Poddanie obrotu gazem regułom konkurencji;
Docelowy model struktury rynku
Obszar konkurencyjny - przedsiębiorstwa obrotu sprzedają gaz po cenach umownych odbiorcom, posiadającym prawo wyboru dostawcy;
Obszar regulowany - przedsiębiorstwa energetyczne sprzedają gaz lub usługę przesyłową po cenach zatwierdzanych przez Prezesa URE
w taryfach.
Warunki wprowadzania konkurencyjnego rynku gazu w Polsce
Restrukturyzacja sektora
Demonopolizacja dotychczasowych struktur rynkowych
Podział rynku na obszary:
mechanizmów wolnorynkowych;
działalności regulowanej.
Wdrożenie zasady Third Party Access
Obecna sytuacja na rynku gazu - wolumen gazu
Zużycie gazu w Polsce:
ok. 13,6 mld m3 rocznie
Wydobycie krajowe gazu:
32 % zapotrzebowania gospodarki
Import gazu:
- 68 % zapotrzebowania gospodarki
Gazociągi przesyłowe w Polsce:
(użytkowane przez Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM)
Łącznie ok. 15 tys. km, w tym:
14,2 tys. km - sieci gazu wysokometanowego
0,8 tys. km - sieci gazu zaazotowanego
Gazociągi dystrybucyjne w Polsce:
Łącznie ok. 103 tys. Km
Istniejące uwarunkowania
Dotychczasowe rynki gazu:
Rynek hurtowy - sprzedaż gazu dużym odbiorcom, spółkom gazownictwa, spółkom obrotu;
Rynek detaliczny - sprzedaż gazu odbiorcom końcowym.
Rodzaje działalności na rynku gazu:
Poszukiwanie i wydobycie;
Wytwarzanie - 5 koncesji;
Przesył i dystrybucja - 58 koncesji;
Obrót - 63 koncesje.
wg stanu na dzień 1 lipca 2005 r.
Dalsze wydarzenia na drodze liberalizacji rynku gazu w Polsce
Wyodrębnienie operatorów systemów dystrybucji
Ocena liberalizacji mierzona będzie:
zmianą w strukturze podmiotowej rynku
efektywnym korzystaniem przez klientów ze zmiany dostawcy
Statystyka ARE i UE da podstawy benchmarkingu i oceny wybranej drogi
20. Co to jest LNG?
LNG jest alternatywa dla transportu rurociągami gazu ziemnego w przypadku dużych odległości i niezawodności dostaw.LNG jest gazem ziemnym w stanie ciekłym, schłodzonym do temperatury -161°C, w której przy ciśnieniu atmosferycznym ulega skropleniu zmniejszając swoją objętość 600 razy, a wilgotność spada do zera. Skroplony gaz ziemny ma gęstość mniejszą o połowę od
wody, jest bezbarwny, bezwonny, nietoksyczny ani nie powoduje korozji (nieagresywny), o liczbie oktanowej bliskiej 130. Jego atrakcyjność polega także na tym że nie jest szkodliwy dla środowiska i otrzymujemy z niego „czystą energie”. Głównym składnikiem LNG jest metan ,pozostałe to etan, propan i azot. Zmniejszona objętość LNG ułatwia magazynowanie i transport. Utrudnieniem jest to, że w trakcie transportu skroplony gaz ziemny trzeba utrzymać w bardzo niskiej temperaturze (jest to trudne i kosztowne). Do transportu używa się specjalnych statków (metalowców) znacznie droższych od zwykłych zbiornikowców. Transport skroplonego gazu
ziemnego metanowcami wykorzystywany jest tam gdzie transport gazociągami jest niemożliwy lub nieopłacalny. W przypadku lokalnych dostaw można transportować go samochodami z izotermicznymi cysternami. LNG produkują najczęściej kraje, w których znajdują się duże złoża gazu ziemnego a na lokalnych rynkach popyt jest niewielki.
21. Scharakteryzuj główne elementy łańcucha LNG
Warunkiem dostępności LNG na rynku jest konieczność poniesienia znacznych nakładów
finansowych na zbudowanie niezbędnej infrastruktury. Nakłady inwestycyjne zależą od: ilości gazu, lokalizacji złóż, zakresu koniecznej obróbki wydobytego gazu, odległości między terminalami, zastosowanej technologii i sprawności instalacji do skraplania.
Główne elementy łańcucha LNG:
- złoża gazu ziemnego,
- gazociąg zaopatrujący w gaz instalację doskraplania,
- instalacje do obróbki gazu,
- instalacja do skraplania gazu ziemnego,
- terminal wysyłkowy,
- tankowce LNG — metanowce dotransportu morskiego oraz
- terminal odbiorczy.
3.1 Terminale
Terminale dzieli się na eksportowe i importowe (odbiorcze):
- terminal eksportowy z nabrzeżem załadowczym na statki LNG. Jest to infrastruktura umożliwiająca przygotowanie transportu ładunku skroplonego gazu ziemnego (operacje załadunku metanowców); W przypadku przewożenia dużych ilości LNG,
skraplanie gazu ziemnego jest bardzo ekonomiczne. Przed skraplaniem gaz ziemny należy oczyścić z dwutlenku węgla (CO2), siarkowodoru (H2S) i pary wodnej. Wymienione gazy kwaśne usuwa się jedną z metod absorpcyjnych oraz przez adsorpcję na sitach molekularnych. Natomiast osuszanie gazu prowadzi się metodą glikolową. Stosowane są zasadniczo trzy metody skraplania gazu ziemnego:
- klasyczny cykl kaskadowy polega na 3 cyklach chłodniczych (w których czynnikami
chłodniczymi są propan, etan i metan);
- autooziębiający cykl kaskadowy (czynnikiem chłodzącym jest mieszanina
węglowodorów wydzielona ze skraplanego gazu);
- cykl rozprężania z zastosowaniem turboekspandera.
- terminal odbiorczy umożliwiający przyjęcie metanowca i jego rozładunek (regazyfikacje LNG). Terminal wyładowczy przyłączony może być do sieci gazowej (lub PMG) i stanowić źródło dla dostaw gazu do systemu przesyłowej. Wielkość terminala wraz z magazynami i infrastrukturą zależy od mocy przeładunkowej, ilości i wielkości zbiorników jak również od wielkości stref bezpieczeństwa. W tych strefach nie może być budynków mieszkalnych lub zakładów przemysłowych, a zasięg ich waha się od kilkuset metrów do kilku kilometrów. Coraz częściej ze względów bezpieczeństwa jak i kosztów terenów przybrzeżnych, instalacje przeładunkowe, zbiorniki i regazyfikacja znajdują się na pływających platformach (kilka-kilkanaście kilometrów od wybrzeża). Obszary potrzebny pod instalacje wybranych terminali to około od 20 do 160 hektarów. Regazyfikacje odbywa się w odparowalnikach, w których nośnikiem ciepła zwykle są: woda,
para lub izopentan. LNG jest tłoczony ze zbiorników do odparowalników za pomocą
pomp zanurzeniowych. Zadaniem wszystkich instalacji regazyfikacji jest przeprowadzenie skroplonego (-161°C) gazu ziemnego w gaz o temperaturze otoczenia.
3.2 Transport
LNG transportuje się drogą morską lub lądową. Transport lądowy odbywa się cysternami samochodowymi, kolejowymi lub na krótkie odległości rurociągami. Podstawowym środkiem transportu jest transport morski - metalowcami. Metanowce są to statki przeznaczone do
transportu LNG w bardzo niskich temperaturach. Koszt jego budowy jest dwukrotnie większy od kosztu budowy klasycznych tankowców (do przewozu ropy naftowej i jej produktów). Wynika to przede wszystkim z faktu konieczności utrzymania niskiej temperatury ładunku. Budowa statków LNG do końca lat 80-tych była zdominowana przez europejski i północno amerykański przemysł stoczniowy. Później nastąpiło przejęcie rynku metanowców przez stocznie japońskie, a obecnie liderem są Koreańczycy. Wynika to z faktu obniżenia kosztów przy wzrastającej jakości ofert. Wielka trójka producentów koreańskich, mogących wodować od 8 do 12 metanowców rocznie:
- Daewoo Shipbuilding & Marine (DSME),
- Samsung Heavy Industries (SHI),
- Hyundai Heavy Industries (HHI).
Już w latach siedemdziesiątych zamierzano budować metanowce z instalacją skraplającą gaz ziemny na pokładzie. Używany by był on do przewozu gazu ziemnego ze złóż podmorskich, odległych od brzegu. Koncepcja ta wzbudziła wiele zastrzeżeń i większa szanse wiąże się z budową tych instalacji na platformach eksploatujących te złoża. Metanowce zatrzymywałyby się w pobliżu platformy i odbierały LNG specjalnym przewodem.
3.2 Magazynowanie
Zbiorniki LNG wykonuje się w wielowarstwowej technologii zapewniającej izolacje termiczną i szczelność. Ze względu na ich położenie dzieli się je na: naziemne i częściowo lub całkowicie podziemne. Za bezpieczniejsze uważa się zbiorniki podziemne, wymagają one także mniejszych
stref ochronnych. Obecnie produkuje się zbiorniki o pojemności wynoszącej od kilkudziesięciu do około 200 tyś. m3 .pojemności czynnej. Jednym z najważniejszych i najtrudniejszych do wykonania obiektów budowlanych w łańcuchu dostaw LNG są naziemne zbiorniki magazynowe (kriogeniczne). Zbiorniki te z reguły posiadają podwójne ścianki, o konstrukcji przypominający termos posadowiony na płycie fundamentowej - przeważnie na palach, odpowiednio zaizolowanej i podgrzewanej. Ważny jest tutaj dobór gatunku stali o udarności testowanej w temperaturze - 196°C, odpowiedni dobór elektrod i jakość spawania. Oddanie zbiornika do użytkowania (jaki i
jego wyłączenia z użytkowania), ze względu na bardzo niską temperaturę pracy i kruchość
stali, jest złożonym problemem, a czas potrzebny na spełnienie restrykcyjnych technologii (schładzania lub „ogrzewania”) to około 2 miesiące. Po dwudziestu latach nieprzerwanej eksploatacji, zbiornik LNG poddaje się przeglądowi. Podczas odbioru nie mogą mieć miejsca żadne nieszczelności zbiornika. Wiele polskich przepisów z dozoru technicznego czy też Prawa Budowlanego, będzie musiało ulec zmianom, gdyż zbiorniki LNG budowane są w oparciu o normy amerykańskie (API, ASME, ASTM i NFPA). Wśród zbiorników LNG wyróżniamy: metalowe, żelbetonowe oraz zbiorniki w zamrożonym gruncie.
22. Omów terminal eksportowy LNG
- terminal eksportowy z nabrzeżem załadowczym na statki LNG. Jest to infrastruktura umożliwiająca przygotowanie transportu ładunku skroplonego gazu ziemnego (operacje załadunku metanowców); W przypadku przewożenia dużych ilości LNG,
skraplanie gazu ziemnego jest bardzo ekonomiczne. Przed skraplaniem gaz ziemny należy oczyścić z dwutlenku węgla (CO2), siarkowodoru (H2S) i pary wodnej. Wymienione gazy kwaśne usuwa się jedną z metod absorpcyjnych oraz przez adsorpcję na sitach molekularnych. Natomiast osuszanie gazu prowadzi się metodą glikolową. Stosowane są zasadniczo trzy metody skraplania gazu ziemnego:
- klasyczny cykl kaskadowy polega na 3 cyklach chłodniczych (w których czynnikami chłodniczymi są propan, etan i metan);
- autooziębiający cykl kaskadowy (czynnikiem chłodzącym jest mieszanina węglowodorów wydzielona ze skraplanego gazu);
- cykl rozprężania z zastosowaniem turboekspandera.
23. Omów terminal importowy LNG
- terminal odbiorczy umożliwiający przyjęcie metanowca i jego rozładunek (regazyfikacje LNG). Terminal wyładowczy przyłączony może być do sieci gazowej (lub PMG) i stanowić źródło dla dostaw gazu do systemu przesyłowej. Wielkość terminala wraz z magazynami i infrastrukturą zależy od mocy przeładunkowej, ilości i wielkości zbiorników jak również od wielkości stref bezpieczeństwa. W tych strefach nie może być budynków mieszkalnych lub zakładów przemysłowych, a zasięg ich waha się od kilkuset metrów do kilku kilometrów. Coraz częściej ze względów bezpieczeństwa jak i kosztów terenów przybrzeżnych, instalacje przeładunkowe, zbiorniki i regazyfikacja znajdują się na pływających platformach (kilka-kilkanaście kilometrów od wybrzeża). Obszary potrzebny pod instalacje wybranych terminali to około od 20 do 160 hektarów. Regazyfikacje odbywa się w odparowalnikach, w których nośnikiem ciepła zwykle są: woda,
para lub izopentan. LNG jest tłoczony ze zbiorników do odparowalników za pomocą
pomp zanurzeniowych. Zadaniem wszystkich instalacji regazyfikacji jest przeprowadzenie skroplonego (-161°C) gazu ziemnego w gaz o temperaturze otoczenia.
Regazyfikacja. Metoda regazyfikacji polega na ogrzaniu LNG w odparowalnikach i w zależności od sposobu ogrzania odparowalniki dzieli się na: odparowalniki z ogrzewaniem do temperatury równej temperaturze otoczenia (np. ogrzewanie wodą morską lub powietrzem) lub odparowalniki z ogrzewaniem do temperatury wyższej od temperatury otoczenia (ogrzewanie palnikami gazowymi lub energią elektryczną bądź parą wodną). Ciśnienie gazu ziemnego odbieranego z odparowalników wynosi 1-1,5 Mpa. Na światowym rynku funkcjonuje 46 terminali regazyfikacyjnych, w tym w samej Japonii aż 25.