Autor: admin

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo odebrało piąty ładunek skroplonego gazu ziemnego w stacji przeładunkowej LNG w Kłajpedzie. W ciągu pierwszego pełnego roku jej użytkowania PGNiG załadowało tam 327 autocystern o łącznym wolumenie 5856 ton LNG do sprzedaży.

Na początku kwietnia PGNiG rozładowało ok. 3 tys. m sześc. LNG pochodzącego z Norwegii. Ładunek od firmy Gasum przypłynął fińskim zbiornikowcem Kairos. Była to już piąta dostawa gazu do stacji przeładunkowej LNG w Kłajpedzie od 1 kwietnia 2020 roku, a więc odkąd PGNiG rozpoczęło wyłączne użytkowanie instalacji należących do Klaipedos Nafta.    

– Dla PGNiG wykorzystanie stacji w Kłajpedzie to możliwość ekspansji na nowe rynki w segmencie LNG małej skali. Nadal jednak większość cystern z LNG załadowanych w tej stacji trafia do klientów w północno-wschodniej Polsce. Krótszy, niż ze Świnoujścia, dystans między Kłajpedą a odbiorcami w tej części kraju znacznie wpływa na koszty transportu, a zatem i na cenę dostarczanego gazu. Z błękitnego paliwa korzystają nie tylko klienci biznesowi. Zasilane są nim również stacje regazyfikujące LNG na terenach, gdzie nie dociera sieć gazowa. Nasz gaz z Litwy dostępny jest także na stacjach, gdzie LNG tankowane jest do pojazdów ciężkiego transportu drogowego – powiedział Paweł Majewski, Prezes Zarządu PGNiG. 

– Oceniając pierwszy rok współpracy z PGNiG, możemy śmiało stwierdzić, że nasze wysiłki na rzecz tworzenia wartości dla rozwijającego się regionalnego rynku LNG przyniosły wymierne efekty. Mamy nadzieję, że tą współpracą – określoną za sprawą pięcioletniej umowy – będziemy w dalszym ciągu i w jeszcze większym stopniu uwalniać potencjał regionu. Zwłaszcza że na Litwie obserwujemy działania zmierzające do większego wykorzystania LNG jako alternatywnego paliwa dla komercyjnego transportu drogowego. W tym sensie Polska jest inspirującym przykładem – powiedział Darius Šilenskis, Prezes KN.

Dotychczas PGNiG odebrało w Kłajpedzie łącznie ok. 8,4 tys. ton LNG, co odpowiada ok. 127 GWh energii. W trakcie pierwszego pełnego roku użytkowania stacji przez spółkę 92 proc. przeładowanego do cystern samochodowych gazu trafiło do Polski, 

6 proc. do odbiorców na Litwie, a pozostała część na Łotwę. Wśród kontrahentów jest spółka PGNiG Obrót Detaliczny, dla której ładunki LNG wożą z Litwy autocysterny firmy Gas-Trading należącej do Grupy PGNiG. 

Źródło: gospodarkamorska

PKP Cargo zamierza rozwijać segment przewozu gazu LNG specjalnymi izokontenerami kolejowymi, ale do tego potrzebny jest wzrost zapotrzebowania ze strony PGNiG – poinformował w czwartek podczas telekonferencji prezes PKP Cargo Czesław Warsewicz.

W sytuacji wzrostu zainteresowania klienta, mówię tu o PGNiG, będziemy chcieli ten projekt (przewóz LNG koleją – PAP) realizować tak jak realizujemy projekt przewozu cukru dla Polskiej Spółki Cukrowej. (..) Mamy nadzieję, że również przewóz LNG w ramach skali możliwości i potrzeb klienta będziemy realizować – powiedział Warsewicz.

Prezes poinformował, że wcześniej prowadzone były rozmowy z PGNiG na temat przewozu LNG z portu w Świnoujściu na południe Polski, ale ich możliwa skala nie gwarantowała obu stronom efektu ekonomicznego tych przewozów.

Warsewicz zwrócił uwagę, że do tego, aby przewozy LNG koleją były rentowne, port w Świnoujściu musi uzupełnić swoją infrastrukturę, aby można było bezpośrednio dokonywać przeładunku z terminalu do izokontenerów.

Wcześniej PKP Cargo informowało, że jest zainteresowane utworzeniem centrów przeładunkowych LNG przy terminalach przeładunkowych, będących w dyspozycji spółki, co umożliwiłoby transport intermodalny, pozwalający na szybką lokalną dystrybucję paliwa LNG do odbiorców końcowych.

Aktualnie skroplony gaz z Terminalu LNG transportowany jest do odbiorców w całym kraju głównie z wykorzystaniem autocystern.

Źródło: portalmorski

Operator przesyłowy gazu Gaz-System – inwestor rurociągu podmorskiego Baltic Pipe – i jego spółka-córka Polskie LNG – operator gazoportu w Świnoujściu – formalnie połączyły się w środę. Działalność Polskiego LNG będzie kontynuowana przez Gaz-System, jako następcę prawnego.

Jak podały spółki, połączenia dokonano na podstawie art. 492 § 1 pkt 1 Kodeksu spółek handlowych, który mówi połączeniu spółek poprzez przeniesienie całego majątku spółki przejmowanej na inna spółkę przejmującą.

Jak podkreślił Gaz-System, głównym celem procesu integracji podmiotów jest zwiększenie efektywności zarządzania procesami inwestycyjnymi, które do czasu połączenia spółki realizowały odrębnie.

Operator zaznaczył, że dotychczasowe przedsięwzięcia i działalność spółki Polskie LNG będą kontynuowane przez Gaz-System jako następcę prawnego.

Polskie LNG było właścicielem i operatorem terminalu LNG w Świnoujściu, oraz posiadaczem koncesji na skraplanie gazu ziemnego i regazyfikację LNG do dnia 31 grudnia 2030 r. Prowadziła też program jego rozbudowy poprzez zwiększenie mocy regazyfikacyjnych, budowę trzeciego zbiornika LNG, instalacji przeładunkowej na kolej i dodatkowego nabrzeża statkowego, które umożliwi załadunek i rozładunek zbiornikowców, przeładunek LNG oraz załadunek jednostek bunkrujących LNG i usługę bunkrowania.

Gaz-System to strategiczna spółka ze 100 proc. udziałem Skarbu Państwa – odpowiada za przesył gazu ziemnego oraz zarządza najważniejszymi gazociągami. Operator prowadzi też duży program inwestycyjny rozbudowy sieci przesyłowej, w tym budowy interkonektorów z sąsiednimi państwami – Litwą, Słowacją oraz – wraz z duńskim operatorem Energinet – projekt Baltic-Pipe. 

Źródło: portalmorski

W perspektywie dekady popyt na gaz w Polsce wzrośnie o ok. 60 proc. – takie założenie znalazło się w najnowszym Krajowym Dziesięcioletnim Planie Rozwoju (KDPR) sieci przesyłowej gazu, przygotowanej przez jej operatora Gaz-System. Operator postuluje też pilną rozbudowę magazynów gazu.

Zgodnie z Prawem energetycznym, operator przesyłowy musi sporządzać kolejne KDPR-y co 2 lata. Jak poinformował w rozmowie z PAP prezes Gaz-Systemu Tomasz Stępień, operator na dniach wyśle projekt kolejnego planu do Regulatora. Dalej, przed ostatecznym przyjęciem czekają go jeszcze konsultacje z uczestnikami rynku gazu.

Dekada wzrostu konsumpcji gazu

Jak zwykle, elementem KDPR są prognozy wielkości usługi przesyłowej, w praktyce tożsamej z krajową konsumpcją gazu. Otóż operator w najnowszym planie pokaże dwie prognozy – dynamiczną i umiarkowaną, różniące się dynamiką wzrostu w kolejnych latach.

Prezes Stępień wskazał wprost, że w perspektywie 10-13 lat należy się liczyć z ok.  60 % wzrostem popytu na gaz w stosunku do wielkości obecnej. I to średniorocznie, bo piki w okresach zwiększonego zapotrzebowania na gaz mogą być nawet stuprocentowe.

Za największy przyrost zużycia gazu ma odpowiadać elektroenergetyka. KDPR będzie brał pod uwagę rozbudowę mocy gazowych, która dopiero nabiera tempa. A będzie na tyle duża, że potrzebne nam będzie kolejne źródło gazu w postaci FSRU – pływającego terminala LNG w zatoce Gdańskiej.

Nowe magazyny gazu będą niezbędne

Jednak z nowej wersji planu ma wynikać coś jeszcze: pilna potrzeba zdecydowanej rozbudowy pojemności magazynowych. I to w magazynach w kawernach solnych, które mają tą zaletę, że można je szybko napełniać, lub opróżniać, reagując dosłownie na dzienne wahania rynku. Jak to się na przykład działo podczas wstrzymania odbioru gazu z gazociągu jamalskiego kilka lat temu. Krajowi odbiorcy nic nie zauważyli, bo ubytek natychmiast został uzupełniony z kawerny Mogilno.

Zatem w 10-letniej perspektywie Gaz-System ocenia, że pojemność magazynów powinna wzrosnąć – w zależności od szybkości wzrostu rynku – o 0,7 do do 2,5 mld m sześc. Dla porównania, dziś mamy niemal 3,2 mld m sześc. miejsca w magazynach, których operatorem jest Gas Storage Poland – spółka z Grupy PGNiG. Ale tylko jedna czwarta tej pojemności to magazyny kawernowe.

Operator ma zarekomendować nawet podjęcie pilnych działań jeśli chodzi o rozbudową magazynów, nie mówiąc już o stworzeniu strategii rozbudowy magazynów gazu, równoległej do inwestycji w gazociągi.

Źródło: wysokienapiecie

PGNiG czeka z decyzją o uczestnictwie w aukcjach na dostępność mocy przesyłowej terminalu LNG na Litwie, choć wyraża zainteresowanie w tej sprawie.

Formalne postępowanie

– Jesteśmy w kontakcie ze stroną litewską i analizujemy ew. korzyści oraz zagrożenia związane z tym projektem biznesowym. Jednak ostateczną decyzję o zaangażowaniu podejmiemy w momencie ogłoszenia formalnego postępowania na rezerwację mocy terminala w Kłajpedzie, co ma nastąpić w ciągu roku – powiedział prezes PGNiG Paweł Majewski na konferencji wynikowej spółki.

PGNiG będzie zaangażowany w budowę elektrowni gazowej w Ostrołęce, inwestycję, którą prowadzą PKN Orlen i Energa. Blok ten będzie konsumował gaz, który ma być dostarczany Gazociągiem Polska–Litwa. Gaz ma być dostarczany na potrzeby nowego bloku właśnie z terminalu LNG w Kłajpedzie. PGNiG już teraz odpowiada za załadunek cystern LNG na tym terminalu.

Źródło: biznesalert

Stacja tankowania przy Strada delle Cascinette w Turynie została otwarta rok temu jako efekt współpracy IVECO z ENGIE. Do obu partnerów dołączył teraz VULCANGAS, żeby wspólnie pracować nad dekarbonizacją sektora transportowego.

Współpraca firm IVECO, ENGIE i VULCANGAS osiągnęła ważny etap. W zaledwie rok po uruchomieniu stacji tankowania przy Strada delle Cascinette w Turynie, od dziś jest to także pierwsza stacja w północno-wschodniej części kraju, na której można zaopatrzyć się w biometan (bio‑LNG i bio‑CNG), czyli w 100% ekologiczne paliwo, w dodatku produkowane we Włoszech.

Biometan sprzedawany na tej stacji jest produkowany w zakładzie zlokalizowanym w prowincji Lodi, gdzie paliwo jest oczyszczane i skraplane. Stacja sprzedająca to paliwo z odnawialnych surowców (zarejestrowana w GSE – firmie wyznaczonej przez włoskie władze do promowania i realizacji idei zrównoważonego rozwoju) stanowi ostatnie ogniwo w łańcuchu zaopatrzenia w 100‑procentowo zieloną energię.

Bezemisyjny transport już funkcjonuje. IVECO S‑WAY NP to pojazd, który pozwala nam go realizować, a od dziś mamy też dostęp do biometanu. Produkcja i dostawy paliwa z odnawialnych surowców szybko się rozwijają, a w krótce powstanie więcej podobnych stacji. Postęp w tym zakresie bardzo przyspieszył i już niedługo będziemy mogli we Włoszech jeździć całkowicie bezemisyjnie na LNG.

Stacja działająca od lutego 2020 r. zajmuje powierzchnię 5000 m². Znajduje się ona na terenie zakładu produkcyjnego CNH Industrial przy Strada delle Cascinette, w strategicznej strefie na wschód od Turynu, w pobliżu skrzyżowania szlaków transportowych (autostrad i obwodnicy), w sąsiedztwie IVECO ORECCHIA, czyli placówki dealerskiej IVECO obsługującej prowincję Turyn i Dolinę Aosty.

Stacja jest przeznaczona głównie dla ciężkich pojazdów – są tam dwa dystrybutory LNG (skroplonego gazu ziemnego) i cztery dystrybutory CNG (sprężonego gazu ziemnego), a także stanowisko ładowania pojazdów elektrycznych zasilane z systemu fotowoltaicznego umieszczonego na dachu placówki.

W porównaniu z LPG lub tradycyjnymi paliwami, stosowanie skroplonego gazu ziemnego (LNG) przekłada się na obniżenie emisji cząstek stałych (PM) o 95% i dwutlenku azotu (NO₂) o 90%, a także na znaczną redukcję emisji CO₂. Biometan jest neutralnym węglowo paliwem praktycznie bez wpływu na środowisko.

Otwarcie pierwszego punktu tankowania bio‑LNG w Piemoncie – które było możliwe dzięki aktywnemu zaangażowaniu całego łańcucha dostaw – transmitowano na potrzeby wirtualnego wydarzenia, w którym wzięli udział Fabrizio Buffa, dyrektor ds. alternatywnych napędów we włoskim oddziale IVECO, Matthieu Bonvoisin, dyrektor ds. centralnego ogrzewania i energetyki w ENGIE Italia, oraz Andrea Bosi, dyrektor ds. kluczowych klientów w Vulcangas. IVECO S‑WAY NP, do którego zatankowano bio‑LNG jest pojazdem demonstracyjnym dealera IVECO ORECCHIA, dostępnym dla klientów do jazd próbnych na 100‑procentowo ekologicznym paliwie.

W trakcie wydarzenia, zorganizowanego wspólnie z Consorzio Italiano Biogas (CIB; Włoskie Konsorcjum Biogazowe), trzej partnerzy uczestniczyli w webinarium zatytułowanym „Transformacja energetyczna trwa: pierwszym etapem jest biometan”, poświęconym przyszłości tego paliwa z surowców odnawialnych (ze szczególnym uwzględnieniem bio‑LNG) oraz opracowaniu nowych strategii służących poprawie zrównoważenia transportu.

Źródło: cng-lng

Polski małotonażowy rynek LNG rośnie szybciej niż marzyło się to politycznym decydentom. Jego rozwój napędzają dwa trendy, które w najbliższym czasie będą się utrzymywać – wzrost liczby ciężarówek napędzanych LNG oraz uruchamianie kolejnych instalacji regazyfikacji LNG. Polskie firmy powinny przygotować się na skokowy wzrost tego rynku w kolejnych latach, w przeciwnym razie skorzystają na tym rosyjscy konkurenci – piszą Łukasz Antas i Dariusz Rafał z Esperis Consulting.

To dopiero początek

W 2019 roku polski rynek małotonażowego LNG wzrósł o 19 procent, a w 2020 roku już o 43 procent rok do roku osiągając poziom ok. 120 tysięcy ton LNG. To dopiero początek, a perspektywy dla rynku small-scale LNG w tej dekadzie wydają się bardzo dobre.

Przyczyn tego stanu rzeczy należy po pierwsze upatrywać we wzroście popytu na LNG w transporcie ciężkim. Kolejne firmy zamawiają ciężarówki z napędem na LNG, ponieważ skłaniają je do tego m.in. niższe opłaty na niemieckich autostradach. Popyt na LNG dla transportu drogowego w 2020 roku wzrósł o 280 procent rok do roku. Dostrzegają już to firmy takie jak Lotos, Novatek, Cryogas, Shell. Ten ostatni planuje postawić osiem stacji LNG dla ciężarówek w Polsce, jako element szerszej europejskiej strategii budowy 39 stacji LNG w ramach „BioLNG Euronet”. Prawdopodobnie pojawią się konkretne plany także ze strony PKN Orlen i PGNiG, które wydają się predystynowane do rozwijania tego rynku. Spóźnialscy będą mieć mniejsze szanse, ponieważ kluczem dla ekspansji będzie przejęcie atrakcyjnych lokalizacji na autostradach oraz kilkuletnie kontrakty z wybranymi spedytorami czy firmami kurierskimi, które będą generować większość popytu. Bazując na obecnych zamówieniach na ciężarówki LNG składanych przez firmy transportowe można oczekiwać, że w 2025 roku popyt na to paliwo tylko ze strony kołowego transportu ciężkiego wyniesie 100 tys. ton na rok. To i tak byłaby niewielka część rynku paliw. Niemniej, jeśli doszłoby do zapowiadanego zniesienia opłat na polskich autostradach dla ciężarówek napędzanych LNG, to można oczekiwać dalszego wzrostu popytu na LNG w transporcie kołowym w tej dekadzie.

Skroplony gaz ziemny wykorzystywany jest także w przemyśle, sektorze kogeneracji i zaopatrzenia obszarów poza siecią gazową. Pozwala on na redukcję emisji, większą efektywność energetyczną i jest często tańszy niż inne paliwa. Oddanie do użytku szeregu stacji regazyfikacji LNG przyczyniło się do szybkiego wzrostu rynku w 2020 roku. Jest to jednak dopiero początek, ponieważ do 2025 roku uruchamianych będzie co roku co najmniej kilkadziesiąt nowych stacji regazyfikacji. Dla porównania w 2018 roku było ich ok. 70, obecnie jest ich ponad 130, a na koniec 2025 roku może ich już funkcjonować 280 lub więcej. Stacje LNG buduje wiele firm, w tym m.in.: PGNiG (poprzez PSG), Duon, a także importujące głównie rosyjski gaz Novatek, Cryogas i Barter. Kto wybuduje stacje regazyfikacji może często zabezpieczyć dostawy LNG na kilka lat i łatwiej mu znaleźć kolejnych klientów w tej okolicy.

Konkurencja na polskim, małotonażowym rynku LNG zapowiada się więc silna, a kluczem do sukcesu będzie zapewnienie konkurencyjnej ceny i zabezpieczenie dostaw LNG do klienta. Obecne warunki do rozwoju wydają się przy tym wymarzone dla polskich firm. Niestety może się okazać, że barierą będzie logistyka. Mimo, że PGNiG ma zakontraktowane duże ilości LNG i mógłby zaopatrywać w to paliwo Polskę i kraje sąsiednie (poprzez Terminal LNG w Świnoujściu i terminal small-scale w Kłajpedzie), to wąskim gardłem może okazać się infrastruktura do załadunku paliwa na cysterny lub na kolej. Bez dodatkowych inwestycji skraplarnie LNG należące do PGNiG (w Odolanowie i Grodzisku), a zwłaszcza instalacja załadunku na cysterny w terminalu LNG w Świnoujściu, będą miały za małe moce, żeby obsłużyć polski rynek, przy prognozowanym obecnie szybkim tempie rozwoju. A powinniśmy jeszcze mówić o zaopatrzeniu przez polskie firmy rynku niemieckiego, gdzie tylko w zeszłym roku popyt na LNG dla transportu kołowego wzrósł o 320 procent rok do roku, kursujących po całej UE litewskich firmach transportowych, które mogłyby tankować w Polsce, a także o potencjalnym wejściu na rynek czeski i słowacki. Do tego dochodzą dostawy małotonażowego LNG dla transportu morskiego, które częściowo mogą być realizowane przez cysterny kriogeniczne dostarczające paliwo do statku.

Rynek nie znosi jednak próżni. Udział rosyjskiego LNG w polskim rynku small-scale ciągle wzrasta – w 2020 roku wyniósł on 34 procent, przy czym wolumen importu rosyjskiego surowca wzrósł aż o 60 procent rok do roku. W 2023 roku blisko polskiej granicy powinien zostać z kolei otwarty terminal LNG w Rostocku. Jest on efektem współpracy rosyjskiego giganta na rynku LNG firmy Novatek i belgijskiego operatora Fluxys. Dodatkowo Rosjanie zwiększają możliwości produkcyjne małotonażowego LNG w zachodnich obwodach swojego państwa. Ciekawym przykładem są instalacje w obwodzie kaliningradzkim, które w przypadku dalszego dynamicznego rozwoju zapotrzebowania na LNG w Polsce najpewniej zwiększą posiadane moce o 50-100 tys. t/r. Można bezpiecznie założyć, że potencjał rynku LNG w Polsce, państwach bałtyckich, jak i w Niemczech, będzie jeszcze bardziej motywował rosyjskie podmioty (Novatek, Cryogas) do dalszej ekspansji. Albowiem kto zapewni dostawy LNG, zagwarantuje sobie klientów na kolejne lata.

Jest to tym ważniejsze, że najprawdopodobniej od 2030 roku na większą skalę na rynek zacznie wchodzić już wodór (w transporcie, przemyśle, być może w ciepłownictwie), biometan albo inne konkurencyjne dla LNG technologie. Inwestując w instalacje LNG teraz, firmy mają jeszcze szanse zapewnić sobie zwrot z tych inwestycji. Posiadając udział w rynku LNG łatwiej będzie też wprowadzać nowe, bardziej ekologiczne paliwa, takie jak biometan czy wodór.

Strategiczne decyzje na rynku LNG trzeba jednak zacząć podejmować szybko, albo konkurencja nas na nim zwyczajnie wyprzedzi.

Źródło: biznesalert

Shell wyczarteruje dziesięć nowych tankowców VLCC zasilanych skroplonym gazem ziemnym. Energetyczny gigant stara się w ten sposób zmniejszyć emisję dwutlenku węgla ze swojej floty tankowców.

Podpisano długoterminowe umowy czarterowe z Advantage Tankers, który wyczarteruje cztery statki, a AET i International Seaways wyczarterują po trzy.

Wszystkie dziesięć statków zostanie zbudowanych przez DSME w Korei Południowej, a dostawy rozpoczną się w 2022 r. Jednostki zostaną wyczarterowane na siedem lat.

Realizacja czarterów jest kontynuacją inwestycji w 14 dwupaliwowych statków LNG mających pojawić się do końca 2021 roku. Mają być wyposażone w silniki główne i posiadać taką konstrukcję, aby zapewnić najniższy możliwy wyciek metanu i najwyższą oszczędność paliwa, przy jego średnim zużyciu mniejszym o 20% w porównaniu z innymi statkami „eco” VLCC.
Shell twierdzi, że zamówienie ma również zwiększyć łączną globalną flotę statków dwupaliwowych LNG do 475, co oznacza, że zgodnie z przewidywaniami firmy, ​​globalna flota podwoi się do 2023 r.

Chociaż LNG nie jest bezemisyjny, jest postrzegany jako kluczowe paliwo przejściowe w realizacji działań, związanych ze zmniejszaniem emisji gazów cieplarnianych o połowę do 2050 r (zgodnie z IMO).

„Dziś i w najbliższej przyszłości LNG jest wyborem dla nowych jednostek, aby nie dodawać cięższych emiterów do globalnej floty. W międzyczasie my ciężko pracujemy nad opracowaniem paliw o zerowej emisji” – powiedział Grahaeme Henderson, szef Shell Shipping & Maritime – „To sprawi, że Shell poczyni kroki milowe w dekarbonizacji floty. Istnieje pilna potrzeba zajęcia się emisjami w tym sektorze, a przyjęcie LNG przy jednoczesnym opracowywaniu paliw o zerowej emisji, będzie miało znaczący wpływ na realizację tego celu ”.

W ostatnich latach Shell pracował nad szybkim udostępnieniem LNG na globalnych szlakach handlowych w głównych portach w Europie, Azji i Ameryce Północnej. W związku z tym, że coraz więcej tankowców, masowców i kontenerowców nadal wybiera dwupaliwową energię LNG, Shell spodziewa się, że do 2023 r. popyt na LNG osiągnie około 3,6 miliona ton.

„Cieszymy się, że możemy wesprzeć wiodącą pozycję firmy Shell w zakresie znacznego zmniejszenia śladu węglowego sektora morskiego i cieszymy się, że możemy ze sobą współpracować w realizacji tego ważnego celu” – powiedział Lois K. Zabrocky, prezes i dyrektor generalny International Seaways.

„Advantage Tankers jest dumny z bycia częścią tego ekscytującego projektu” – skomentował Tugrul Tokgoz, dyrektor generalny Advantage Tankers – „Zaletą LNG jest to, że jest niedrogim źródłem paliwa i co ważne, powoduje o 30% mniej emisji dwutlenku węgla niż stosowane obecnie alternatywne paliwo konwencjonalne”.

Źródło: gospodarkamorska

Polski małotonażowy rynek LNG rośnie szybciej niż marzyło się to politycznym decydentom. Jego rozwój napędzają dwa trendy, które w najbliższym czasie będą się utrzymywać – wzrost liczby ciężarówek napędzanych LNG oraz uruchamianie kolejnych instalacji regazyfikacji LNG. Polskie firmy powinny przygotować się na skokowy wzrost tego rynku w kolejnych latach, w przeciwnym razie skorzystają na tym rosyjscy konkurenci – piszą Łukasz Antas i Dariusz Rafał z Esperis Consulting.

To dopiero początek

W 2019 roku polski rynek małotonażowego LNG wzrósł o 19 procent, a w 2020 roku już o 43 procent rok do roku osiągając poziom ok. 120 tysięcy ton LNG. To dopiero początek, a perspektywy dla rynku small-scale LNG w tej dekadzie wydają się bardzo dobre.

Przyczyn tego stanu rzeczy należy po pierwsze upatrywać we wzroście popytu na LNG w transporcie ciężkim. Kolejne firmy zamawiają ciężarówki z napędem na LNG, ponieważ skłaniają je do tego m.in. niższe opłaty na niemieckich autostradach. Popyt na LNG dla transportu drogowego w 2020 roku wzrósł o 280 procent rok do roku. Dostrzegają już to firmy takie jak Lotos, Novatek, Cryogas, Shell. Ten ostatni planuje postawić osiem stacji LNG dla ciężarówek w Polsce, jako element szerszej europejskiej strategii budowy 39 stacji LNG w ramach „BioLNG Euronet”. Prawdopodobnie pojawią się konkretne plany także ze strony PKN Orlen i PGNiG, które wydają się predystynowane do rozwijania tego rynku. Spóźnialscy będą mieć mniejsze szanse, ponieważ kluczem dla ekspansji będzie przejęcie atrakcyjnych lokalizacji na autostradach oraz kilkuletnie kontrakty z wybranymi spedytorami czy firmami kurierskimi, które będą generować większość popytu. Bazując na obecnych zamówieniach na ciężarówki LNG składanych przez firmy transportowe można oczekiwać, że w 2025 roku popyt na to paliwo tylko ze strony kołowego transportu ciężkiego wyniesie 100 tys. ton na rok. To i tak byłaby niewielka część rynku paliw. Niemniej, jeśli doszłoby do zapowiadanego zniesienia opłat na polskich autostradach dla ciężarówek napędzanych LNG, to można oczekiwać dalszego wzrostu popytu na LNG w transporcie kołowym w tej dekadzie.

Skroplony gaz ziemny wykorzystywany jest także w przemyśle, sektorze kogeneracji i zaopatrzenia obszarów poza siecią gazową. Pozwala on na redukcję emisji, większą efektywność energetyczną i jest często tańszy niż inne paliwa. Oddanie do użytku szeregu stacji regazyfikacji LNG przyczyniło się do szybkiego wzrostu rynku w 2020 roku. Jest to jednak dopiero początek, ponieważ do 2025 roku uruchamianych będzie co roku co najmniej kilkadziesiąt nowych stacji regazyfikacji. Dla porównania w 2018 roku było ich ok. 70, obecnie jest ich ponad 130, a na koniec 2025 roku może ich już funkcjonować 280 lub więcej. Stacje LNG buduje wiele firm, w tym m.in.: PGNiG (poprzez PSG), Duon, a także importujące głównie rosyjski gaz Novatek, Cryogas i Barter. Kto wybuduje stacje regazyfikacji może często zabezpieczyć dostawy LNG na kilka lat i łatwiej mu znaleźć kolejnych klientów w tej okolicy.

Konkurencja na polskim, małotonażowym rynku LNG zapowiada się więc silna, a kluczem do sukcesu będzie zapewnienie konkurencyjnej ceny i zabezpieczenie dostaw LNG do klienta. Obecne warunki do rozwoju wydają się przy tym wymarzone dla polskich firm. Niestety może się okazać, że barierą będzie logistyka. Mimo, że PGNiG ma zakontraktowane duże ilości LNG i mógłby zaopatrywać w to paliwo Polskę i kraje sąsiednie (poprzez Terminal LNG w Świnoujściu i terminal small-scale w Kłajpedzie), to wąskim gardłem może okazać się infrastruktura do załadunku paliwa na cysterny lub na kolej. Bez dodatkowych inwestycji skraplarnie LNG należące do PGNiG (w Odolanowie i Grodzisku), a zwłaszcza instalacja załadunku na cysterny w terminalu LNG w Świnoujściu, będą miały za małe moce, żeby obsłużyć polski rynek, przy prognozowanym obecnie szybkim tempie rozwoju. A powinniśmy jeszcze mówić o zaopatrzeniu przez polskie firmy rynku niemieckiego, gdzie tylko w zeszłym roku popyt na LNG dla transportu kołowego wzrósł o 320 procent rok do roku, kursujących po całej UE litewskich firmach transportowych, które mogłyby tankować w Polsce, a także o potencjalnym wejściu na rynek czeski i słowacki. Do tego dochodzą dostawy małotonażowego LNG dla transportu morskiego, które częściowo mogą być realizowane przez cysterny kriogeniczne dostarczające paliwo do statku.

Rynek nie znosi jednak próżni. Udział rosyjskiego LNG w polskim rynku small-scale ciągle wzrasta – w 2020 roku wyniósł on 34 procent, przy czym wolumen importu rosyjskiego surowca wzrósł aż o 60 procent rok do roku. W 2023 roku blisko polskiej granicy powinien zostać z kolei otwarty terminal LNG w Rostocku. Jest on efektem współpracy rosyjskiego giganta na rynku LNG firmy Novatek i belgijskiego operatora Fluxys. Dodatkowo Rosjanie zwiększają możliwości produkcyjne małotonażowego LNG w zachodnich obwodach swojego państwa. Ciekawym przykładem są instalacje w obwodzie kaliningradzkim, które w przypadku dalszego dynamicznego rozwoju zapotrzebowania na LNG w Polsce najpewniej zwiększą posiadane moce o 50-100 tys. t/r. Można bezpiecznie założyć, że potencjał rynku LNG w Polsce, państwach bałtyckich, jak i w Niemczech, będzie jeszcze bardziej motywował rosyjskie podmioty (Novatek, Cryogas) do dalszej ekspansji. Albowiem kto zapewni dostawy LNG, zagwarantuje sobie klientów na kolejne lata.

Jest to tym ważniejsze, że najprawdopodobniej od 2030 roku na większą skalę na rynek zacznie wchodzić już wodór (w transporcie, przemyśle, być może w ciepłownictwie), biometan albo inne konkurencyjne dla LNG technologie. Inwestując w instalacje LNG teraz, firmy mają jeszcze szanse zapewnić sobie zwrot z tych inwestycji. Posiadając udział w rynku LNG łatwiej będzie też wprowadzać nowe, bardziej ekologiczne paliwa, takie jak biometan czy wodór.

Strategiczne decyzje na rynku LNG trzeba jednak zacząć podejmować szybko, albo konkurencja nas na nim zwyczajnie wyprzedzi.

Źródło: inwestycje

W przyszłym roku litewska spółka energetyczna Grupa Ignitis rozpocznie dostarczanie skroplonego gazu ziemnego (LNG) do Polski, gdy uruchomiony zostanie nowy rurociąg między obydwoma krajami.

Zgodnie z planem, budowa rurociągu GIPL (Gas Interconnection Poland-Lithuania) między Polską i Litwą, zakończy się przed końcem grudnia 2021 r. Rurociąg ma zapewnić dostęp do gazu także krajom bałtyckim – Łotwie, Estonii, ale i Finlandii.

Obecnie gaz rurociągowy transportowany jest do państw bałtyckich z Rosji, a LNG poprzez terminal importowy w litewskim porcie w Kłajpedzie.

Porozumienie o budowie GIPL podpisały w 2015 r. Litwa, Łotwa, Estonia i Polska. Jego celem było wzmocnienie europejskiego bezpieczeństwa energetycznego i działanie na rzecz uniezależnienia się od rosyjskich dostaw gazu. Rurociąg ma zintegrować rynki gazowe państw bałtyckich z jednolitym rynkiem gazu UE i zapewnić dywersyfikację źródeł jego dostaw.

Ówczesny szef Komisji Europejskiej Jean-Claude Juncker powiedział wtedy, że porozumienie „jest czymś więcej niż tylko zakończeniem izolacji energetycznej państw bałtyckich”. Według niego uzgodniona została „europejska infrastruktura, która będzie łączyć, a nie dzielić”.

Projekt GIPL uzyskał dofinansowanie z UE w ramach instrumentu CEF (Connecting Europe Facility). Ma przyczynić się do eliminacji tzw. wysp energetycznych, czyli regionów uzależnionych od dostaw gazu wyłącznie z jednego kierunku, a także do zintegrowania krajów bałtyckich z rynkiem gazu Unii Europejskiej.

GIPL to pierwszy gazociąg łączący Litwę i Polskę oraz pierwsze połączenie gazowe między wschodnią częścią Morza Bałtyckiego a Europą kontynentalną.

Dywersyfikacja energetyczna postępuje

Oprócz państw bałtyckich, także Finlandia uczestniczy w procesie tworzenia wspólnego, gazowego rynku państw unijnych. W 2020 r. oddano do użytku gazociąg Balticconnector, który łączy Finlandię z Estonią i Łotwą.

Jego budowę rozpoczęto w 2018 r. Liczy on łącznie ok. 153 km długości. Poza wspomnianym 77 km odcinkiem podmorskim, jest jeszcze 21-km odcinek po stronie fińskiej oraz 55-km po stronie estońskiej. Transfer gazu odbywa się w dwóch kierunkach a dobowa zdolność przesyłu jest szacowana na 7,2 mln metrów sześciennych. Realizacja inwestycji kosztowała 250 mln euro, z czego 75 proc. zostało sfinansowane przez UE.

W 2020 r. Finlandia zaimportowała 5,8 TWh (1 terawatogodzina = 1 000 000 000 kWh – red.) gazu z państw bałtyckich, z czego 3,05 TWh pochodziło od litewskiej Grupy Ignitis, która właśnie zapowiedziała dostawy surowca do Polski.

Dyrektor wykonawczy spółki, Darius Maikstenas stwierdził, że spodziewa się utrzymania dostaw do Finlandii w 2021 r. na „tym samym lub wyższym poziomie” niż w roku poprzednim.

Po tym jak nowy rurociąg umożliwił import LNG przez państwa bałtyckie, Gazprom stracił 1/3 swoich udziałów na fińskim rynku w zeszłym roku. Zgodnie z opublikowanymi przez rosyjską spółkę danymi, bezpośredni eksport gazu do Finlandii spadł o 35 proc.

Polska inwestuje w dywersyfikację dostaw gazu

Polska także podejmuje działania w celu zaprzestania importowania gazu rosyjskiego. W 2020 r. podpisano umowy, zgodnie z którymi przepustowość terminalu w Świnoujściu ma zostać zwiększona o 66 proc. do 2023 r. W zeszłym roku – jak podaje Grupa Ignitis – import ten wyniósł 39,9 TWh.

Zapowiadając dostawy LNG od litewskiej spółki, Maikstenas powiedział, że większość surowca pochodzić będzie z portu w Kłajpedzie.Według niego część gazu może być dostarczana przez Polskę na inne rynki, na przykład ukraiński.

Z kolei litewski minister energetyki stwierdził, że nowy rurociąg może być wykorzystywany także do dostarczania gazu do elektrowni gazowej, która zgodnie z planami, ma zostać wybudowana w północno-wschodniej Polsce.

Source: euractiv