W ostatnich dniach grudnia, stocznie z Korei Południowej obserwują napływ zamówień na gazowce do przewozu skroplonego gazu ziemnego.
Od 21 grudnia, Samsung Heavy Industries (SHI) otrzymała zamówienia na budowę ośmiu gazowców LNG. W tym samym czasie w Korea Shipbuilding & Offshore Engineering (KSOE) złożono zamówienia na dziewięć takich jednostek.
23 grudnia SHI podpisało wartą 734 mln dolarów umowę z armatorem z Afryki. Kontrakt obejmuje budowę czterech gazowców LNG. Dodatkowo, 21 i 22 września SHI ujawniło dwie odrębne umowy na budowę zbiornikowców LNG z firmami z Oceanii. Pierwsza transakcja obejmuje dwa statki, które mają zostać dostarczone do końca lutego 2024 r. Drugie zamówienie obejmuje dwie jednostki, które mają zostać przekazane do 30 września 2024 r.
23 grudnia największa stocznia świata, KSOE, ujawniła otrzymanie dwóch oddzielnych kontraktów na budowę trzech jednostek. Jedna z nich została zamówiona przez armatora z Panamy i ma zostać dostarczona do 30 sierpnia 2024 roku. Dwa kolejne gazowce trafią do bermudzkiego armatora do 23 listopada 2023 roku.
21 i 22 grudnia KSOE poinformowało również o transakcjach dotyczących kolejnych sześciu zbiornikowców LNG. Cztery statki w ramach dwóch odrębnych umów zostaną zbudowane dla nieujawnionych firm z siedzibą w Panamie. Podobnie, dwie kolejne jednostki zostaną zbudowane dla anonimowego przedsiębiorstwa żeglugowego z Oceanii.
Portfel zamówień KSOE wynosi obecnie 10 miliardów dolarów, co stanowi 91 procent rocznego celu stoczni.
W sobotę, 19 grudnia br. w stoczni Remontowa Shipbuilding SA z grupy Remontowa Holding, przy pomocy doku pływającego zwodowano czwarty z serii promów klasy „Salish”, zasilanych skroplonym gazem ziemnym. W przyszłym roku ma być przekazany armatorowi BC Ferries.
Budowa dwustronnego promu pasażersko-samochodowego realizowana jest na mocy kontraktu podpisanego 1 listopada 2019 roku. Umowę uprawomocniono 20 grudnia ubiegłego roku, a już na początku lutego br. odbyło się palenie pierwszych blach, natomiast 26 marca położono stępkę pod budowę jednostki.
Poszczególne sekcje połączone zostały w trzy oddzielne bloki montażowe, które następnie stworzyły kompletny kadłub. Dwa z nich powstały na płycie montażowej (specjalnie przygotowanej dla statków tej wielkości), a montaż poszczególnych sekcji odbywał się przy użyciu suwnicy bramowej o udźwigu 300 ton. Trzeci blok – rufowy, powstał na terenie firmy Holm Construction Ltd, należącej do grupy kapitałowej Remontowa Holding.
Równolegle z budową kadłuba mocnego trwała prefabrykacja bloku nadbudówki, którą wykonała w kooperacji Stocznia Gdańsk (Baltic Operator). Jednostka została już uzbrojona w niezbędne systemy i urządzenia, które musiały być zainstalowane jeszcze przed wodowaniem.
Prom zostanie przekazany armatorowi w 2021 roku i zastąpi prom Mayne Queen i będzie obsługiwać, wspólnie z Queen of Cumberland linię Swartz Bay – Southern Gulf Islands w prowincji Kolumbia Brytyjska w zachodniej Kanadzie. Jego portem macierzystym będzie Victoria.
Remontowa Shipbulding SA zbudowała i przekazała w latach 2016-2017 już trzy tego typu jednostki: Salish Orca, Salish Eagle i Salish Raven. Były to pierwsze promy we flocie BC Ferries z napędem na LNG i jedne z pierwszych z tego typu paliwem w Ameryce Północnej. Dzięki innowacyjnemu napędowi statki te emitują do 25 proc. dwutlenku węgla, ponad 85 proc. tlenków siarki, 50 proc. tlenków azotu i 99 proc. cząstek stałych mniej w porównaniu do napędu opartego na konwencjonalnym paliwie żeglugowym.
To jedne z najbardziej innowacyjnych promów na świecie w tej klasie, w całości zaprojektowane przez biuro Remontowa Marine Design & Consulting i zbudowane z licznym udzialem firm z grupy Remontowa Holding. Prom jest jedną z 10 w pełni wyposażonych statków budowanych obecnie w tej stoczni.
Skroplony gaz ziemny to dziś przede wszystkim sposób na dywersyfikację dostaw błękitnego paliwa i zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego Polski. PGNiG ma jednak ambicje, by mocniej zagrać na globalnym rynku LNG. Pomogą w tym dwa nowoczesne tankowce, których budowa wkrótce się rozpocznie.
W pierwszych trzech kwartałach 2020 roku Grupa Kapitałowa PGNiG sprzedała w kraju o 6 proc. więcej gazu niż rok wcześniej. I to pomimo wyjątkowo ciepłej zimy, epidemii i spadku aktywności gospodarczej. Jednak odporność polskiego rynku gazu w 2020 roku nie dziwi, jeżeli wziąć pod uwagę dotychczasowe tempo jego wzrostu. Jeszcze 5 lat temu krajowe zapotrzebowanie na błękitne paliwo wynosiło nieco ponad 15 mld m sześc. a w roku ubiegłym sięgnęło prawie 19 mld m sześciennych. I – jak wskazują wszelkie dostępne prognozy – dalej będzie rosło, między innymi ze względu na potrzebę szybkiego obniżenia emisji dwutlenku węgla w polskiej energetyce.
Perspektywa dynamicznego rozwoju rynku gazu rodzi pytanie o źródła pozyskania paliwa. Krajowe wydobycie wynosi ok. 4 mld m sześc. i raczej nie będzie rosło z uwagi na ograniczone zasoby. Pozostaje import, który, po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego z końcem 2022 r., PGNiG chce oprzeć na dwóch filarach. Pierwszym będzie gaz wydobywany na Morzu Północnym i Norweskim Szelfie Kontynentalnym, który będzie transportowany do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Drugim filarem zaopatrzenia będzie skroplony gaz ziemny, czyli LNG.
Wykorzystana szansa
Już dziś, dzięki Terminalowi LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu, skroplony gaz ziemny stanowi realną alternatywą dla paliwa ze Wschodu. W ciągu pierwszych 9 miesięcy roku, PGNiG sprowadziło przez Świnoujście prawie 3 mld m sześc. gazu, co stanowi ponad ¼ importu spółki.
Duża część paliwa importowanego przez PGNiG, będzie pochodzić z USA. Spółka ma podpisane z tamtejszymi firmami 4 długoterminowe umowy na sprzedaż, docelowo, około 9 mld gazu rocznie. Jeden z kontraktów jest już realizowany, ale dostawy w ramach pozostałych będą uruchamiane stopniowo od 2022 roku. Ich specyfiką jest formuła określana jako Free on Board (FOB), co oznacza, że to kupujący jest zobowiązany zapewnić statek, który odbierze ładunek z terminala skraplającego.
Do tej pory PGNiG nie musiało organizować transportu, bo wszystkie realizowane kontrakty pozostawiały tę kwestię po stronie sprzedawcy. Ale kontrakty typu FOB to możliwość decydowania, dokąd skierować ładunek. PGNiG będzie mogło wysłać amerykańskie LNG do Świnoujścia, ale również do dowolnego innego terminalu na świecie. – Dążymy do zbudowania jak najbardziej elastycznego portfela dostaw gazu. Kontrakty typu FOB taką elastyczność zapewniają. Możliwość swobodnego dysponowania posiadanym gazem pozwoli nam maksymalizować rentowność naszej działalności handlowej – podkreśla Paweł Majewski, prezes Zarządu PGNiG SA.
PGNiG będzie musiała zatem dysponować specjalistycznymi statkami do przewozu skroplonego gazu. Pierwszy krok do zapewnienia potrzebnej floty został już zrobiony. W listopadzie tego roku PGNiG Supply and Trading (PST) z GK PGNiG ogłosiło, że wyczarteruje dwa nowoczesne tankowce LNG, którymi będzie dysponować przez 10 lat począwszy od 2023 roku.
W kolebce globalnego handlu
Jednym z terminali, z którego PGNiG będzie odbierać gaz wyczarterowanymi jednostkami, jest Calcasieu Pass. Terminal leży u ujścia rzeki Calcasieu, w południowo-zachodniej Luizjanie. To miejsce to kolebka światowego handlu gazem skroplonym. To z Lake George, miejscowości położonej nad Calcasieu, 25 stycznia 1959 r. wyruszyła pierwsza międzynarodowa dostawa LNG. Jednostka przewożąca ładunek nosiła nazwę „Methane Pioneer” i z dzisiejszej perspektywy może wydawać się zabawką – miała nieco ponad 100 metrów długości i mogła zabrać na pokład zaledwie 5 tys. metrów sześc. LNG. Rejs do portu docelowego w Wielkiej Brytanii zabrał jej prawie miesiąc.
Współczesne tankowce do przewozu LNG są nie tylko większe, szybsze, ale przede wszystkim dużo bardziej zaawansowane technologiczne, aby zapewnić bezpieczny transport LNG, które przez cały czas musi być utrzymywane w temperaturze poniżej –160 st. Celsjusza. W budowie takich jednostek specjalizuje się tylko kilka stoczni na świecie. W jednej z nich – należącej do koreańskiego Hyundai Heavy Industries – trwają właśnie przygotowania do budowy tankowców, które będzie czarterować GK PGNiG.
Jak przypomina PRS – w dniu 01.01.2021 wejdzie w życie zmienione Prawidło 13 Załącznika VI do Konwencji MARPOL. Chodzi w nich o wymogi związane z emisjami tlenków azotu poziomu III – tzw. NOx Tier III.
Limity emisji NOx Tier III są o ok. 80 % niższe („ostrzejsze”) od standardów NOx Tier I.
Zgodnie z nowymi wymaganiami na obszarze kontroli emisji NOx dla poziomu III emisji, praca okrętowego silnika wysokoprężnego zainstalowanego na statku jest dozwolona, gdy emisja tlenków azotu (obliczona jako całkowita ważona emisja NO2) z silnika mieści się w granicach normy III poziomu emisji oraz, gdy statek ten został zbudowany:
w dniu 1 stycznia 2016 r. lub po tej dacie i jest eksploatowany w Północnoamerykańskim obszarze kontroli emisji lub Obszarze kontroli emisji Morza Karaibskiego Stanów Zjednoczonych;
w dniu 1 stycznia 2021 r. lub po tej dacie i jest eksploatowany w Obszarze kontroli emisji Morza Bałtyckiego lub Obszarze kontroli emisji Morza Północnego;
…oraz gdy statek ten eksploatowany jest w obszarze kontroli emisji NOX dla poziomu III i został zbudowany w dniu przyjęcia takiego obszaru kontroli emisji lub po tej dacie.
Poziom emisji oraz status włączenia okrętowych silników wysokoprężnych zainstalowanych na statku, które podlegają standardom III poziomu emisji i które są certyfikowane zarówno na poziom II jak i poziom III lub jedynie na poziom II, powinny być zapisane w dzienniku pokładowym lub książce zapisu elektronicznego przy wejściu i wyjściu z obszarów kontroli emisji NOx dla poziomu III lub przy zmianie statusu włączenia silnika w obrębie takiego obszaru, wraz z datą, czasem i pozycją statku.
Poziomy (kategorie) emisji NOx w funkcji prędkości obrotowej silnika przedstawia poniższy rysunek:Limity emisji NOx
Wymagania III poziomu emisji NOx mają zastosowanie do wszystkich nowo zbudowanych statków (o pojemności brutto 500 GT i więcej), o długości ≥24 metrów i eksploatowanych w obszarach kontroli emisji NOX dla poziomu III, których stępka została położona w dniu 1 stycznia 2016 r. lub po tej dacie, z silnikiem o mocy ≥ 130 kW.
Wymaganie III poziomu emisji nie ma zastosowania do:
okrętowego silnika wysokoprężnego zainstalowanego na statku o długości (L), określoną zgodnie z definicją określoną w prawidle 1.19 Załącznika I do Konwencji MARPOL, mniejszą niż 24 metry, jeśli został specjalnie zaprojektowany i jest używany wyłącznie do celów rekreacyjnych; lub
zainstalowanego na statku okrętowego silnika wysokoprężnego z łączną mocą napędową na tabliczce znamionowej mniejszą niż 750 kW, jeżeli zostanie wykazane, zgodnie z wymogami administracji, że statek nie może spełnić norm III poziomu emisji ze względu na ograniczenia projektowe lub konstrukcyjne statku; lub
okrętowego silnika wysokoprężnego zainstalowanego na statku zbudowanym przed 1 stycznia 2021 r. o pojemności brutto mniejszej niż 500, o długości (L), określonej w prawidle 1.19 Załącznika I do Konwencji MARPOL, wynoszącej 24 metry lub więcej, jeżeli został specjalnie zaprojektowany i jest używany wyłącznie do celów rekreacyjnych.
UECC dodaje odnawialny biogaz do eco-pedigree, współpracuje z Gasum przy pierwszym LNG-LBG ro-ro bunkrowaniu
16 grudnia UECC PCTC M / V Auto Energy otrzymało pierwsze bunkrowanie ze statku na statek skroplonego gazu ziemnego (LNG) zmieszanego z 10% odnawialnym skroplonym biogazem (LBG). LNG statek bunkrowy Coralius przeprowadził operację bunkrowania na kotwicowisku poza portem w Göteborgu w Szwecji.
„Dzięki tej dostawie UECC umacnia naszą pozycję na rynku ro-ro, poprzez nasze zobowiązanie do zwiększania wykorzystania paliw odnawialnych” – mówi dyrektor generalny UECC Glenn Edvardsen. „Poczyniliśmy znaczącą inwestycję w pionierskie rozwiązanie, które uznaje pragnienie naszych klientów w zakresie zrównoważonego partnera logistycznego. Inicjatywa ta jest sygnałem dla rynku, że możliwe jest osiągnięcie transportu neutralnego pod względem emisji dwutlenku węgla ”.
Zazwyczaj LBG z Gasum pochodzi ze strumieni odpadów ulegających biodegradacji w Skandynawii, w tym ze strumieni ścieków mieszkaniowych, detalicznych i komercyjnych oraz / lub odpadów rolniczych.
„Jesteśmy bardzo podekscytowani, że nasze pierwsze bunkrowanie między statkami przy użyciu mieszanki LNG i LBG przebiega bezproblemowo. Możemy teraz bunkrować statek-statek różnymi mieszankami LNG i LBG, co otworzy nowe możliwości zarówno dla naszych klientów, jak i dla nas w zakresie dekarbonizacji transportu morskiego ”- mówi Jacob Granqvist, Maritime Sales Director z Gasum.
Dodanie odnawialnego biogazu neutralnego pod względem emisji dwutlenku węgla zapewnia jeszcze jedną zaletę sprawdzonego zakresu korzyści, jakie zapewnia technologia LNG. LBG ma ślad węglowy bliski zeru, przy takiej samej niskiej emisji tlenków siarki, tlenków azotu i cząstek stałych, jak w przypadku LNG. Wprowadzenie biogazu oznacza również przejście na gospodarkę o obiegu zamkniętym, w której odpady stają się zasobem, zapewniając większą produktywność przy jednoczesnym zmniejszeniu wpływu na środowisko.
„Włączenie biogazu do naszego coraz bardziej ekologicznego koszyka energetycznego pozwala nam jeszcze bardziej obniżyć emisję CO2. To przejście od tradycyjnej gospodarki liniowej do gospodarki o obiegu zamkniętym ma kluczowe znaczenie dla naszego celu, jakim jest osiągnięcie lub przekroczenie 40% redukcji intensywności emisji dwutlenku węgla do 2030 r. Ustalonej przez IMO ”- podsumowuje Edvardsen.
Obecnie UECC obsługuje dwa statki typu ro-ro LNG PCTC o pojedynczym paliwie. Ich pierwszy hybrydowy akumulator LNG PCTC ma zostać dostarczony pod koniec 2021 r., A dwa kolejne mają być dostarczone. Wszystkie statki są kompatybilne z LNG-LBG.
Niemiecki LNG Terminal GmbH otrzymał decyzję od niemieckiego organu regulacyjnego Bundesnetzagentur, przyznającą mu zwolnienie z dostępu do sieci i regulacji taryf. Decyzja ta podlega weryfikacji przez Komisję Europejską.
Zgodnie z wnioskiem dotyczy przepustowości rocznej 8 mld m3 gazu w perspektywie długoterminowej od dnia komercyjnego uruchomienia terminalu.
Rolf Brouwer, dyrektor zarządzający niemieckiego LNG Terminal GmbH, stwierdza: „W zasadzie decyzja zapewnia naszym klientom stabilny reżim regulacyjny. To kolejny ważny krok naprzód, a tym samym kolejny ważny element na drodze do ostatecznej decyzji inwestycyjnej. Niemniej jednak dokument decyzyjny jest bardzo obszerny i teraz zbadamy go szczegółowo ”.
Niemiecki Terminal LNG złożył wniosek o zwolnienie z regulacji taryfowej na podstawie art. 28a niemieckiej ustawy o energetyce (EnWG) w lipcu 2018 r. Takie zwolnienie jest możliwe w przypadku instalacji LNG m.in. w przypadku, gdy inwestycja poprawi konkurencję w dostawach gazu i bezpieczeństwo dostaw . Niemiecki Terminal LNG otrzymał projekt decyzji o zwolnieniu w październiku 2020 r. Joint Venture planuje budowę i eksploatację terminalu LNG w Brunsbüttel.
Aristos I, to gazowiec LNG, wprowadzony do eksploatacji 16 listopada 2020 r. – piewszy z serii siedmiu statków budowanych dla greckiego armatora Capital Gas Corp. Bliźniacze jednostki zamówił armator Knutsen OAS Shipping z Norwegii pod czarter grupy PGNiG.
Przedstawiamy tu szerzej jednostkę Aristos I, ponieważ „nasze” gazowce czarterowane od Norwegów będą bardzo podobne technicznie i z wyglądu jako jednostki należące do tej samej serii.
Dotychczas zamówiono (łącznie z „naszymi” dwoma) 31 statków tej serii. Spośród nich osiem już przekazano armatorom. Najnowszy z nich, to właśnie Aristos I.
Pierwszymi jednostkami w serii, wprowadzonymi do eksploatacji w lutym br., były SCF La Perouse oraz La Seine, zbudowane na zamówienie armatorów Sovcomflot z Rosji i greckiego TMS Cardiff Gas Ltd (Cardiff Marine Inc). Bliźniacze statki zamówili dotąd tacy armatorzy, jak: Korea Line Corp, JPMorgan Asset Management, Tsakos Energy Navigation Ltd, H-Line Shipping Co Ltd, Thenamaris LNG Inc / Thenamaris Ship Management.
Capital Maritime & Trading / Capital Ship Management Corp zamówił, poza jednostką Aristos I, jeszcze sześć takich samych gazowców. Stocznia ma je przekazać greckiemu armatorowi do 2023 roku.
Jak ustalił PortalMorski.pl – gazowce zamówione przez norweskiego armatora w południowo-koreańskiej stoczni Hyundai Heavy Industries w Ulsan z przeznaczeniem do wyczarterowania grupie PGNiG, to jednostki o stoczniowych numerach budowy 3244 i 3243, czego potwierdzenie uzyskaliśmy zarówno w Knutsen OAS Shipping, jak i w PGNiG.
Aristos I ma numer budowy 3105.
Gazowiec Aristos I, o pojemności ładunkowej 174 000 m³, przekazano armatorowi 12 listopada 2020 roku. Został wyczarterowany na okres do 12 lat przez BP Shipping – żeglugowe ramię znanego koncernu energetycznego.
Jak zapewnia armator, jest statkiem wysoce efektywnym i oszczędnym, m.in. dzięki wyposażeniu w silniki napędu głównego z typoszeregu XDF oraz w „najnowsze dostępne rozwiązania techniczne”, w tym „smarowanie” części podwodnej kadłuba pęcherzykami powietrza (air lubrication system) dla zmniejszenia oporu wiskotycznego kadłuba.
Wśród nowych rozwiązań zastosowanych w projektowaniu gazowca Aristos I, znalazły się takie, które zapewniają zwiększone limity napełnienia zbiorników (filling limits) przekraczające 99 procent. Będzie to zapewne również cecha dwóch statków zamówionych przez Knutsena pod czarter PGNiG.
Silniki typu XDF to najnowsza generacja dwupaliwowych wolnobieżnych, dwu-suwowych silników Wärtsilä (produkowanych od 2015 roku). Silniki typu X72DF, które zastosowano na Aristos I, i które – także w wersji 5-cylindrowej – będą najprawdopodobniej zainstalowane na statkach czarterowanych przez PGNiG, charakteryzują się średnicą cylindra 720 mm i długością skoku tłoka 3086 mm. Ich nominalna prędkość obrotowa, to 69 do 89 obr./min. W wersji 5-cylindrowej osiągają moc do 16 125 kW. Ważą po 481 ton.
Statki zamówione przez Knutsen OAS Shipping, które mają być wyczarterowane spółce z grupy PGNiG, mają mieć pojemność ładunkową 174,000 m³ – tak samo, jak Aristos I.
Żadne dwa statki, nawet określane jako bliźniacze, z jednej serii, nie są absolutnie identyczne. Jednak gazowce dla PGNiG będą bardzo podobne technicznie do prezentowanego tutaj gazowca Aristos I, a z wyglądu zewnętrznego – nie muszą, ale mogą być identyczne.*
Nie wiemy jeszcze, czy gazowce czarterowane przez PGNiG od Knutsena będą wyposażone we wspomniany wyżej system zmniejszający opór tarcia kadłuba przez sprężone powietrze podawane pod kadłubem, ale jest to wysoce prawdopodobne.
Znana jest już przynajmniej jedna różnica w zakresie kluczowych elementów wyposażenia między jednostką Aristos I a gazowcami mającymi pływać w czarterze grupy PGNiG. „Polskie” gazowce będą miały na pewno nowszy system ponownego skraplania ładunku. Jako pierwsze w świecie otrzymają nowej generacji system produkcji Wärtsilä. Piszemy o tym w oddzielnym materiale. Dla nowych gazowców Knutsena, których dotyczy umowa czarterowa podpisana z grupą PGNiG zamówiono już także projekt kriogenicznych membranowych zbiorników ładunkowych.
Poniżej przedstawiamy podstawowe dane techniczno-eksploatacyjne gazowca Aristos I. Należy oczekiwać, że przytłaczająca większość tych parametrów będzie identyczna lub bardzo zbliżona w przypadku dwóch pierwszych gazowców, na których długookresowy czarter umowę podpisała spółka z grupy PGNiG.
Grupa PGNiG poinformowała o podpisaniu umowy na ich długookresowy czarter 3 listopada tego roku. Podano wtedy, że wyczarterowane gazowce posłużą do obrotu skroplonym gazem ziemnym zakontraktowanym u amerykańskich producentów, a termin oddania statków do użytku zbiegnie się w czasie z rozpoczęciem działania terminalu Calcasieu Pass, pierwszej z dwóch instalacji eksportujących skroplony gaz ziemny budowanych przez amerykańską firmę Venture Global LNG, z którą PGNiG ma podpisany jeden z długoterminowych kontraktów.
Na początku listopada br. PGNiG podało, że „dwa nowoczesne zbiornikowce wejdą do użytku w 2023 roku”. Nie musi się to kłócić z przewidywanymi terminami przekazania statków armatorowi znanymi z innych źródeł. Różnica może dotyczyć głównie pierwszego statku. Nie należy jednak przykładać do niej wielkiej wagi.
Po pierwsze zarówno PGNiG może podawać termin przybliżony (może się więc teoretycznie zdarzyć, że pierwszy ze statków wejdzie w czarter PGNiG z chwilą wyjścia ze stoczni – jeszcze w 2022 r.), jak i ostateczne faktyczne terminy przekazania statków przez stocznię mogą się różnić od zapowiadanych obecnie (np. ze względu na zdarzenia losowe).
Po drugie, taka różnica w terminach (luka czasowa między zapowiadanym przekazaniem statku armatorowi, a oddaniem go do dyspozycji czarterującemu) nie jest niczym nadzwyczajnym. Nierzadko zdarza się, że armator, umówiony z mającym długookresowo czarterować statek, na określony termin, przez kilka miesięcy lub nawet kilka tygodni (na pojedyncze podróże) do tego terminu, a po odebraniu statku ze stoczni, eksploatuje go na własną rękę na rynku spot lub oddaje w czarter krótkoterminowy albo na podróż.
Pisząc, że PGNiG czarteruje gazowce używamy skrótu myślowego. W rzeczywistości bezpośrednim czarterującym będzie PGNiG Supply & Trading z Londynu.
Zgodnie z umową zawartą z firmą Knutsen OAS Shipping okres czarterowania obu statków wynosi 10 lat z możliwością przedłużenia.
Jednostki o stoczniowych numerach budowy 3243 i 3244, czyli przeznaczone do eksploatacji w czarterze PGNiG mają nadane numery IMO, odpowiednio, 9922976 i 9922988.
Obecnie baza danych statków i zamówień stoczniowych Sea-web Markit (dawniej IHS Fairplay) wykazuje obecnie planowaną dla nich banderę norweską NIS (drugi rejestr norweski). Przewidywane terminy ich wejścia do eksploatacji to listopad 2022 roku oraz maj 2023 roku.
Armatorem (właścicielem), jak i armatorem zarządzającym będzie dla nich (według obecnej wiedzy, m.in. na podstawie bazy Sea-web Markiyt) Knutsen OAS Shipping AS. Zgodne jest to z informacją podaną przez PGNiG, mówiącą, że norweski armator odpowiedzialny będzie m.in. za obsadzenie statków załogą oraz dbanie o stan techniczny jednostek przez cały czas obowiązywania umowy.
112. dostawa skroplonego gazu ziemnego dotarła do Świnoujścia – poinformowała w piątek spółka Polskie LNG. Statek dotarł do terminalu w 5. rocznicę pierwszej dostawy.
Dokładnie 5 lat temu witaliśmy w Terminalu LNG w Świnoujściu pierwszy statek z LNG! Dzisiaj mamy 112 dostawę skroplonego gazu ziemnego. W tym czasie do Polski dotarło drogą morską ponad 20 mln m sześc. LNG – poinformowała w piątek na Twitterze spółka Polskie LNG.
Setna dostawa gazu w terminalu została odebrana w lipcu br. Odbiór pierwszej dostawy komercyjnej miał miejsce w czerwcu 2016 r. Wcześniejsze dwa ładunki, które trafiły tu na przełomie 2015 i 2016 r., posłużyły do technicznego rozruchu instalacji.
W portfelu importowym PGNiG znajdują się obecnie kontrakty na zakup LNG od katarskiej firmy Qatargas oraz cztery kontrakty długoterminowe na zakup LNG produkowanego w terminalach zlokalizowanych w USA – zawarte z Cheniere Energy, Venture Global LNG i Port Arthur LNG. Kontrakt z Cheniere realizowany jest od lipca 2019 r., a realizacja kolejnych umów z firmami ze Stanów Zjednoczonych ma się rozpocząć w latach 2022-2024.
Czy jedna innowacja może mieć wpływ na cały, niemały rynek? Tak. Przykładem jest SMOK, urządzenie, które zmienia rynek LNG małej skali w Polsce. I pozwala PGNiG zarabiać nie tylko na sprzedaży gazu, ale również na usługach związanych z legalizacją przepływomierzy i dystrybutorów skroplonego gazu ziemnego tankowanego do pojazdów.
SMOK to przykład tego, jak wiele zastosowań może mieć jedno innowacyjne urządzenie. Ta mobilna instalacja opracowana w Centralnym Laboratorium Pomiarowo-Badawczym PGNiG pozwala nie tylko na precyzyjny pomiar ilości LNG przywożonego cysternami samochodowymi. Ponieważ stała się państwowym wzorcem do legalizacji układów pomiarowych dla LNG, umożliwia również legalizację przepływomierzy w takich cysternach. Za pomocą SMOK-a można też przeprowadzać okresową legalizację dystrybutorów LNG na stacjach sprzedających gaz skroplony jako paliwo w transporcie drogowym. A ponieważ pomiar gazu skroplonego jest potrzebny również tam, gdzie następuje jego regazyfikacja ze stanu skroplonego, SMOK wykorzystywany jest także przy specjalnych stacjach regazyfikacyjnych.
Przyjadą ze SMOK-iem
Cysterny służące do przewozu gazów ciekłych, w tym skroplonego gazu ziemnego (LNG) są wyposażone w przepływomierze. Podobnie jak inne liczniki powinny być co roku sprawdzane i – jeśli wynik takiej próby będzie pozytywny – legalizowane. Dotyczy to również fabrycznie nowych cystern z przepływomierzami. Bez atestu po prostu nie mogą wyruszyć w trasę.
SMOK małopolski
Do rodziny SMOKów – obok tych służących do legalizacji przepływomierzy cystern – należy również specjalne przewoźne urządzenie, stworzone dla Polskiej Spółki Gazownictwa, które jest wykorzystywane w stacjach regazyfikacyjnych na obszarze działalności Oddziału Gazowniczego w Krakowie. Chodzi o tereny, gdzie nie ma dostępu do ogólnopolskiej sieci gazowej i gdzie gaz dostarczany jest w formie skroplonej, a następnie regazyfikowany w specjalnych stacjach i wtłaczany do sieci gazowej.
Mobilny SMOK powstał specjalnie na potrzeby PSG w celu precyzyjnego odmierzania LNG wykorzystywanego w sieciach wyspowych w Małopolsce, m.in. w istniejących już Zatorze, Białce Tatrzańskiej, Racławicach, Rytrze, Jabłonce oraz w kolejnych budowanych.
SMOK w zajezdni
SMOK – poza legalizacją przepływomierzy cystern i odmierzaniem LNG przy regazyfikacji – znalazł jeszcze jedno zastosowanie. Jego najnowsza, mniejsza, mobilna wersja została przystosowana do pomiaru niewielkich ilości LNG, co umożliwia legalizację dystrybutorów LNG na stacjach sprzedających gaz skroplony jako paliwo w transporcie drogowym.
Przepływomierze – nie tylko w cysternach, ale również w dystrybutorach ‒ muszą być okresowo sprawdzane pod kątem prawidłowości pomiaru ilości nalewanego paliwa, dlatego popularyzacja LNG jako paliwa dla transportu drogowego wpłynie na popyt na usługę legalizacji.
Skroplony gaz ziemny ma bowiem duże szanse, by częściowo zastąpić olej napędowy w transporcie drogowym. PGNiG od pewnego czasu notuje coraz większe zainteresowanie ze strony firm transportowych, które chcą przestawić swoje floty na LNG. Dla tych przedsiębiorstw oznacza to przede wszystkim niższe koszty paliwa. Gaz staje się również coraz popularniejszy jako niskoemisyjne paliwo w transporcie miejskim.
Pojazdów transportu zbiorowego napędzanych tym paliwemjeździ po polskich drogach i ulicach coraz więcej, bo kolejne miasta i gminy ogłaszają przetargi na autobusy zasilane gazem. Co czwarty sprzedany w Polsce w 2020 r. (od stycznia do września) nowy autobus jest napędzany gazem ziemnym. Po Warszawie jeździ łącznie 220 autobusów gazowych, zarówno na LNG, jak i CNG, czyli sprężony gaz ziemny. Co więcej, warszawskie MZA niedawno rozstrzygnęło przetarg na dostawy kolejnych 160 autobusów na gaz ziemny, w tym aż 90 na LNG.
I właśnie w Warszawie, w zajezdni przy ul. Ostrobramskiej zadebiutował SMOK jako urządzenie do legalizowania dystrybutorów na stacjach tankowania autobusów miejskich napędzanych LNG.
SMOK posiada certyfikat wzorcowania Głównego Urzędu Miar oraz certyfikat ekspertyzy metrologicznej wydanej przez GUM, poświadczający, że urządzenie PGNiG jest krajowym wzorcem do legalizacji.
8 listopada br. rozpoczął się kolejny etap prób morskich statku Coey Viking, jednej z dwóch specjalistycznych, wielozadaniowych jednostek PSV, zamówionych przez firmę Borealis Maritime, współpracującą ze szwedzkim armatorem Viking Supply Ships AB.
Na obecnym etapie prób statku, sprawdzane jest między innymi działanie systemów – napędowego oraz Pozycjonowania Dynamicznego DP – jak również systemów do zwalczania pożarów Fi-Fi oraz do zwalczania rozlewów olejowych.
Wcześniej Coey Viking przeszedł pierwszy etap prób, obejmujący między innymi: testy prędkości, określanie charakterystyk manewrowych oraz zdawanie systemów statkowych (łódź ratownicza, urządzenie kotwiczne).
Oba statki PSV przeznaczone są do obsługi morskiego przemysłu wydobywczego. Od października ubiegłego roku trwały na nich intensywne prace wyposażeniowe.
Coey Viking ma hybrydowy system napędowy składający się z dwóch pędników azymutalnych firmy Steertroop o mocy 2 x 2200 kW. Są one zasilane przez 4 silniki Wärtsilä (2 x 6L34DF o mocy 2510 kWe każdy + 2 x 8L20DF o mocy 1350 kWe każdy), przystosowane do spalania zarówno LNG jak i lekkiego oleju napędowego. Paliwo gazowe w stanie ciekłym przechowywane jest w zainstalowanym na statku zbiorniku kriogenicznym o objętości 230 m3. Dodatkowo, statek wyposażony jest w system baterii elektrycznych o mocy projektowej 625 kWh.
W trakcie prób morskich, system pracy elektrowni statku jest sprawdzany we wszystkich możliwych konfiguracjach uwzględniając zasilanie paliwem konwencjonalnym jak i gazowym. Dodatkowo, system zasilania bateriami musi spełnić wymagania pełnej operacyjności wraz z jednym agregatem prądotwórczym. Podczas prób morskich określony zostanie funkcjonalny zakres działania statku na samej baterii.
System Pozycjonowania DP zgodnie z założeniami projektowymi musi zapewnić utrzymanie pozycji statku przy wietrze o prędkości 35 węzłów i fali dochodzącej do 4 m wysokości. Komputerowy system zdalnego pozycjonowania firmy Kongsberg opiera się na dwóch pędnikach azymutalnych firmy Steerproop oraz trzech sterach strumieniowych firmy Brunvoll, z czego jeden jest w wersji opuszczanej.
Statek posiada dwa potężne hydromonitory do zwalczania pożarów na morzu o zasięgu projektowym 180 m. Coey Viking wyposażony został w elektroniczny system do identyfikacji rozlewów olejowych. Harmonogram prób obejmuje łącznie kilkadziesiąt pozycji, w których zaangażowanych jest ponad 40 specjalistów zarówno z wydziałów stoczniowych jak i serwisów odpowiedzialnych za poszczególne systemy. Wszystkie próby i testy odbywają się pod okiem przedstawicieli towarzystwa klasyfikacyjnego DNVGL jak i armatora.
