Kategoria: News

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców Sektora Energii, Instytut Jagieloński oraz Solivan Pontes opublikowali raport ” „Mapa drogowa Polskiej Elektroenergetyki 2030+”. Przedstawiony miks energetyczny doprowadzi Polskę do znacznego obniżenia emisji gazów cieplarnianych, aby osiągnąć cele unijne w zakresie udziału OZE i emisji CO2 na kWh na lata 2030 i 2040.

Polityka Unii Europejskiej realizuje cele polityki klimatyczno-energetycznej wspólnoty, poprzez systematyczne ograniczanie emisji zanieczyszczeń i przechodzenie na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną. Implementacja unijnej polityki oznacza wprowadzenie modyfikacji w miksie energetycznym już na początku następnej dekady. Do 2022 roku – głównie z powodu ograniczeń emisji dwutlenku siarki, tlenku azotu, rtęci i pyłów na podstawie tzw. konkluzji BAT 2020, zgodne z PKEE z tym związane inwestycje wynoszą ok. 10 mld złotych. Sporządzenie dokumentu „Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku” tj. Zintegrowany Plan Krajowy w zakresie Energii i Klimatu w celu przechodzenia na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną jest okazją do uzgadniania strategii sektora energii, zgodnie z projektem SOR. Z powodu presji inwestycyjnej w elektroenergetyce i w ciepłownictwie systemowym trzeba zintensyfikować pracę nad tym planem, a koordynacja tego dokumentu powinna być stale brana pod uwagę przez Komitetu Ekonomicznego Rady Ministrów. 

Spójny Zintegrowany Plan Krajowy w zakresie Energii i Klimatu jest kluczowy dla Komisji Europejskiej w celu niezwłocznej notyfikacji niezbędnych systemów wsparcia dla elektroenergetyki. Czwarty pakiet legislacyjny Unii Energetycznej, tzw. „pakiet zimowy”, jest o tyle istotny, że kształtuje zasady wsparcia elektroenergetyki w sposób opisany poniżej. Bez notyfikacji systemów wsparcia dla sterowalnych technologii, transformacja energetyczna w Polsce nie będzie możliwa. 

Transformacja energetyczna w latach 2021 – 2031 będzie oparta o generację gazową typu CCGT, kogeneracja z turbinami gazowymi lotniczo-pochodnymi z magazynowaniem gorącej wody w akumulatorach ciepła, w małych układach rozproszonych kogeneracji tj. energetyka prosumencka (silniki gazowe). W układach z możliwością poboru wody geotermalnej z racjonalnie opłacalnej głębokości (północ rejon Szczecina, rejon Konin, Turek oraz Podhale) może nastąpić w udziale OZE rozwój geotermii w oparciu np. o wysokotemperaturowe pompy ciepła. Również inwestycje w obiekty mniejszej skali np. wielopaliwowe instalacje pozwalające spełnić warunek 550g CO2/kWh po stronie paliwa np. miks dobrej jakości węgla z biomasą i paliwem RDF mogą stanowić element przyszłego miksu. Tutaj jednak istnieje zagrożenia podobne jak wystąpiło dla dużych zielonych bloków biomasowych – ceny za paliwo biomasowe i RDF mogą gwałtowanie rosnąć. Z powodu wycofania starych wysokoemisyjnych jednostek zapotrzebowanie na nowe elektrociepłownie wynosić będzie kilka gigawatów mocy elektrycznej – z większą mocą cieplną. Z tego powodu należy wspierać jednostek gazowych, pracujące w kogeneracji. Istotny jest także system wsparcia OZE dla jednostek spalających biomasę lub biometan.

Na podstawie obecnych przetargów spółek energetycznych w zakresie dostosowania konwencjonalnych elektrowni i elektrociepłowni do nowych limitów emisji można wnioskować, że stabilność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego od 2022 roku  może być zagrożona. Ze strony państwowych grup energetycznych do tej pory tylko PGE i Energa ogłosiły przetargi związane z inwestycjami na dostosowanie części istniejących bloków węglowych do nowych limitów emisji. Pozostali członkowie „wielkiej czwórki” (Tauron i Enea) na razie konkretnych przetargów nie ogłosiły. W przypadku Tauron sytuacja finansowa budowy bloku 910 jest dziś krytyczna; bez pomocy PFR koncern nie jest w stanie udźwignąć inwestycji. Również Enea powinna szukać silnego partnera w celu realizacji nowych jednostek wytwórczych. Może nim być np. PGNiG. Naszym zdaniem PGE może być głównym beneficjentem mechanizmu wsparcia rynkiem mocy. Zgodnie z czwartym pakietem legislacyjnym Unii Energetycznej rynek mocy miał wspierać elektrownie węglowe tylko do 2025 roku, ale przedłużenie wsparcia do 2035 roku jest prawdopodobne.

Cykl inwestycyjny wskazuje na to, że od połowy przyszłej dekady znacząco zwiększy się moc w elektrowniach opalanych gazem naturalnym. Istnieje ogromna potrzeba inwestycyjna rozbudowy elektrociepłowni, ponieważ pod koniec 2022 roku z powodu derogacji ciepłowniczej ponad 70 elektrociepłowni i ciepłowni musi być dostosowane do nowych limitów emisyjnych lub wyłączone. W szczególności dotyczy to ciepłowni i elektrociepłowni lokalnych wyposażonych w kotły węglowe- rusztowe typu WR o mocach > 15MWth. Jest to aktualnie jeden z największych problemów transformacji ciepłownictwa w Polsce. Czas na reakcję jest tak ograniczony, że oprócz elektrociepłowni gazowych prawie nie ma alternatywy – jedynie uzupełnieniem mogą być mniejsze jednostki kogeneracyjne wielopaliwowe lub spalające biomasę.

Przy przedstawionym miksie energetycznym Polska skorzysta w efektywny sposób z dostępnych rezerw przemysłowych węgla brunatnego i węgla kamiennego na Śląsku oraz na Lubelszczyźnie przez okres co najmniej następnych dwudziestu lat. Restrukturyzacja górnictwa węgla kamiennego, przede wszystkim spółki PGG, jest bardzo potrzebna głównie z powodu brakującej efektywności, ale nie istnieje potrzeba likwidacji całego sektora w przewidywalnej przyszłości. Należy założyć, że większość górników, którzy dzisiaj pracują w sektorze wydobywczym i tak będą pracować w nim do emerytury. Niskosiarkowe zasoby przemysłowe w kopalniach węgla kamiennego będą po 2025 roku jednak już tak ograniczone, że wskazane jest oszczędne zagospodarowanie tymi zasobami na potrzeby bloków pozostających w systemie po konkluzji BAT 2030. Można inaczej zagospodarować te kopalnie dla energetyki. Ciekawym pomysłem są np. elektrownie szczytowo-pompowe w zamkniętych kopalniach (na przykład planowana instalacja w niemieckiej kopalni Prosper Haniel w Bottrop), które również mogą być beneficjentem rynku mocy. 

Ogromne dodatkowe zapotrzebowanie na gaz ziemny dla energetyki najlepiej pokazuje, dlaczego aktywna polityka dywersyfikacji dostaw jest kluczowym elementem polityki bezpieczeństwa kraju w następnej dekadzie. Dowodzi też znaczenia inicjatywy gospodarczej Trójmorza. Istotnym aspektem tej współpracy jest zasada solidarności w regionie środkowo-wschodniej Europy nie tylko w zakresie dostaw surowców energetycznych, ale również w zakresie ochrony powietrza i środowiska. Tylko konstruktywne podejście w Brukseli zbliża Polskę do głębszej współpracy z krajami Trójmorza. 

Energia elektryczna ze zmodernizowanych i nowych bloków węglowych oraz elektrowni i elektrociepłowni gazowych lub opalanych biomasą, ma jedną wspólną cechę: koszty zmienne są stosunkowo wysokie w stosunku do energii z wiatru i ze słońca. Technologia, która w polskich warunkach będzie w stanie zahamować wzrost hurtowej ceny energii elektrycznej, to energetyka wiatrowa (czy w następnej dekadzie na lądzie czy w latach trzydziestych na morzu) oraz, od połowy przyszłej dekady, farmy fotowoltaiczne. O ile tymczasowe zahamowanie rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie, z powodu chwilowego nadmiaru mocy w systemie, miało pewien sens ekonomiczny (co najmniej z punktu widzenia polskich koncernów energetycznych), o tyle zablokowanie dalszego rozwoju tej technologii od 2021 roku byłoby błędem makroekonomicznym. W chwili uruchomienia nowych elektrowni i elektrociepłowni gazowych i reformy sytemu handlu emisji EUETS, zasilanie KSE przez nowe farmy wiatrowe na lądzie będzie koniecznością, żeby znacząco obniżyć cenę hurtową dla energii elektrycznej. Wychodzimy jednakże z założenia, że w latach trzydziestych rolę EWB Bełchatów przejmą farmy wiatrowe na morzu. Pierwsze farmy powinny zostać uruchomione w połowie przyszłej dekady, aby być w stanie, po konkluzji BAT 2030, zastąpić bloki węglowe, których już nie warto modernizować. Farmy wiatrowe na morzu na zachodzie i na północy Europy są kluczową inwestycją dużych grup energetycznych.

Od 2021/2022 roku pierwsze farmy wiatrowe na lądzie mogą produkować energię elektryczną po cenach hurtowych, więc docelowo nie istnieje konieczność ich dalszego wsparcia. Pojawią się również instalacje hybrydowe składające się z farm wiatrowych, farm fotowoltaicznych i magazynów energii, które mogą uzyskać wsparcie przez rynek mocy. Przyszłość farm wiatrowych na lądzie, a od połowy przyszłej dekady również farm fotowoltaicznych, to tzw. contracting z odbiorcami przemysłowymi – peer-to-peer (sieć równorzędny) lub na „płycie miedzianej”. Do połowy przyszłej dekady system wsparcia OZE powinien jeszcze wspierać farmy fotowoltaiczne, ale potem również ta technologia będzie produkować energię elektryczną po cenach hurtowych. Dodatkowo farmy fotowoltaiczne mogą zniwelować efekt zbyt wysokich cen hurtowych w okresach letnich. 

Dopiero wprowadzenie systemu rozliczenia Blockchain przy zastosowaniu procesu proof-of-stake (a nie energochłonnego procesu proof-of-work, jak w przypadku rozliczenia kryptowaluty Bitcoin) – jak np. obecnie w Australii praktykowane przez firmę PowerLedger – będzie prawdziwym bodźcem inwestycyjnym dla wirtualnych elektrowni. W tym celu konieczne jest jednak dostosowanie regulacji ochrony danych osobowych. Istotną cechą tzw. wirtualnych elektrowni nie jest stworzenie wysp energetycznych, ale korzystanie z istniejących sieci aby sprzedać energię sąsiadom. Niemniej zryczałtowane opłaty, niezależne od punktu wytwarzania i odbioru energii (głównie opłata abonamentowa), są najsilniejszym hamulcem przy zorganizowaniu klastrów energii. Klaster w postaci wirtualnej elektrowni to niewątpliwie forma współpracy, która będzie konieczna do zbilansowania przyszłego zapotrzebowania na energię. Kluczowe programy SOR jak ”Elektromobilność„ i ”Czyste powietrze„ będą, naszym zdaniem, stymulować większe zużycie prądu przez samochody elektryczne i pompy ciepła. Integracja różnych sektorów energii (jak energia elektryczna, ciepło i chłód, transport, zarządzanie pobytem i działania w zakresie efektywności energetycznej umożliwią zapewnienie gospodarce i obywatelom dostaw energii po akceptowalnej cenie. Można domniemywać, że dopiero kolejny pakiet legislacyjny Unii Energetycznej obowiązujący najprawdopodobniej od 2031 roku stworzy ramę prawną dla przyszłych rynków energii. Polski sektor energii już teraz powinien się przygotować do tych zmian i ukształtować zasady przyszłych rynków w Unii Europejskiej.

Raport

Źródło oraz więcej informacji: Związek Przedsiębiorców i pracodawców Sektora Energii

Sprawozdanie Komisji Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wdrażania i przestrzegania norm dotyczących zawartości siarki w paliwach żeglugowych, określonych w dyrektywie (UE) 2016/802 odnoszącej się do redukcji zawartości siarki w niektórych paliwach ciekłych.

Komisja Europejska opublikowała raport, w którym przedstawia stopień i zaawansowanie wdrażania i przestrzegania oraz efekty wprowadzania norm dotyczących zawartości siarki w paliwach żeglugowych, określonych w dyrektywie „siarkowej” z 2016 roku oraz wpływ tych regulacji na jakość powietrza w europejskich regionach nadbrzeżnych.  

Pełna treść raportu dostępna jest tutaj.
 

Źródło oraz więcej informacji: Portal Morski

Pokazanie potencjału gazu skroplonego LNG jako alternatywnego paliwa w transporcie ciężkim jest celem testów, prowadzonych w Polsce przez firmę przewozową HOYER Polska. Białostocki BARTER jest współorganizatorem przedsięwzięcia.

Jak podkreślają organizatorzy – przepisy unijne i lokalne, a także rosnąca świadomość społeczeństwa skłaniają do zastosowań w ciężkim transporcie  długodystansowym paliw alternatywnych o mniejszym lub znikomym negatywnym wpływie na środowisko. Przeprowadzane przez HOYER i BARTER testy mają pokazać oddziaływanie paliwa gazowego, wykorzystywanego w takim transporcie na otoczenie, a także sprawdzić w praktyce zasięg i zużycie paliwa w różnych warunkach drogowych.

Do testów po raz pierwszy w Polsce wykorzystywane są najnowsze samochody Iveco Stralis NP400, zasilane paliwami metanowymi, zaprojektowane do eksploatacji w przewozach długodystansowych.

– Nasz klient, światowy lider w dziedzinie gazów podjął strategiczną decyzję o redukcji emisji CO2 i rozważa zastosowanie w obszarze usług transportowych ciągników zasilanych LNG – mówi Rafał Bomba, prezes HOYER Polska. – HOYER Polska, jako jeden z liderów rynku przewozu towarów niebezpiecznych, podąża za innowacyjnymi technologiami. Jako pierwsi w Polsce podejmujemy się testowania ciągnika zasilanego LNG w specyfikacji ADR (europejskiej umowy dotyczącej międzynarodowego przewozu drogowego materiałów niebezpiecznych – red.). Nasze testy – prócz redukcji emisji CO2 – mają potwierdzić faktyczne oszczędności kosztowe. Alternatywne paliwo musi być pod tym względem konkurencyjne wobec oleju napędowego. Chcemy podczas testów sprawdzić deklaracje Iveco, który przekonuje, że ciągniki zasilane LNG są o 6-10 proc. tańsze w eksploatacji.

Testy przeprowadzane są za pomocą specjalnej, wypożyczonej na tę okoliczność z Niemiec, mobilnej stacji tankowania LNG. BARTER SA dostarcza paliwo gazowe oraz infrastrukturę niezbędną do tankowania.

– Tankowanie LNG jest przeprowadzane za pomocą dystrybutora wyposażonego w bezpieczny specjalistyczny pistolet nalewowy; za prawidłowe podanie paliwa odpowiada układ wyposażony w pompę kriogeniczną oraz przepływomierze –  wszystko to umożliwia pomiar ilości zatankowanego paliwa gazowego – opowiada Andrzej Leonczuk, kierownik działu rozwoju instalacji LNG z Barter SA. – Operator na zakończenie otrzymuje kwit potwierdzający ilość zatankowanego paliwa.

Nowy ciągnik Iveco wyposażony jest w silnik Cursor 9 o mocy 400 KM, a także w dwa zbiorniki kriogeniczne LNG o pojemności 540 litrów każdy, co umożliwia pokonanie dystansu nawet do 1500 km.

– W innych konfiguracjach możliwe jest zastosowanie tylko jednego zbiornika na LNG lub równocześnie zbiornika LNG i baterii CNG (sprężony gaz ziemny) –  wyjaśnia Andrzej Leonczuk. – Pozwala to bez trudu wykonywać nawet najdalsze przewozy międzynarodowe.

– Pojazdy zasilane gazem są realną alternatywą dla pojazdów zasilanych olejem napędowym nie tylko emitują dużo mniej zanieczyszczeń do atmosfery, są też znacznie cichsze – redukują hałas w ruchu drogowym – przyjazne dla środowiska i mieszkańców, a przy tym oszczędne w eksploatacji– dodaje Bogdan Rogaski, prezes Barter SA. – Dzięki nowoczesnym technologiom proces tankowania LNG jest bardzo prosty i szybki, obecnie porównywalny z szybkością tankowania diesla. Międzynarodowe korporacje i niektóre duże podmioty już zwracają dużą uwagę na łańcuch dostaw niskoemisyjnych, bo ich klientom na tym zależy – w branży transportowej jest więc trend, by takie łańcuchy tworzyć.

Ważnym atutem paliw alternatywnych jest też dopuszczenie ich do używania w najnowszej aktualizacji konwencji ADR, co znacząco zwiększa możliwości zastosowania LNG. 

Testy ciągników i LNG odbywają się w różnych lokalizacjach i w różnych warunkach drogowych na terenie całej Polski. Pierwszy pokaz  urządzeń i ciągnika odbył się na torze testowym CARGO w Jaworznie. Testy trwają do końca lipca. 

Źródło: Barter SA

Minister Krzysztof Tchórzewski spotkał się 23 kwietnia 2018 r. w Ministerstwie Energii z delegacją z Kataru, której przewodniczył Saad Sherida al-Kaabi, prezes i dyrektor zarządzający spółki Qatar Petroleum. W spotkaniu uczestniczyli także wiceminister energii Michał Kurtyka, prezes Qatargas Khalid bin Khalifa Al-Thani oraz J.E. Pan Ahmed Al-Midhadi ambasador Kataru w Polsce wraz z delegacją towarzyszącą. W trakcie spotkania strony potwierdziły doskonały charakter relacji biznesowych z Qatargas i dyplomatycznych pomiędzy Polską a Katarem.

Minister Tchórzewski podziękował stronie katarskiej za wsparcie w toku procesu uruchamiania terminalu w Świnoujściu, który służy dziś między innymi do realizacji kontraktu PGNiG – Qatargas, pozytywnie wpływając na bezpieczeństwo energetyczne Polski. W ocenie ministra energii Katar jest rzetelnym i wiarygodnym partnerem w dostawach gazu ziemnego.

Tematem rozmów z prezesem Qatar Petroleum Saadem Sherida al-Kaabim były m.in. plany rozbudowy terminala LNG w Świnoujściu oraz budowy gazowych połączeń transgranicznych z sąsiednimi państwami. „Polska stając się w przyszłości węzłem handlowym dla państw Europy Środkowej, Wschodniej oraz państw bałtyckich chce wykorzystać dostęp do morza i globalnego rynku LNG stwarzając możliwości dla rynku gazu w regionie” – skomentował minister energii Krzysztof Tchórzewski.

Strony wymieniły także spostrzeżenia na temat rozwoju światowego rynku LNG, podkreślając kluczową rolę gazu skroplonego w przyszłości globalnego rynku energii.

Źródło oraz więcej informacji: Ministerstwo Energii

NOVATEK PAO otrzymał rosyjski patent nr 2645185 C1 dotyczący technologii skraplania gazu ziemnego o nazwie Arktyczna Kaskada.

Proces skraplania składa się z dwóch etapów, które zapewniają wysoką efektywność energetyczną technologii ze względu na maksymalne wykorzystanie arktycznego klimatu.

Wiceprezes spółki NOVATEK PAO Alexander Friedman powiedział: „Arktyczna Kaskada to pierwsza technologia skraplania gazu ziemnego opatentowana przez NOVATEK. Wykorzystuje ona urządzenia produkowane przez rosyjskich producentów, co zapewni obniżenie kosztów produkcji LNG i wspomoże rozwój własnych technologii w Rosji.”

Źródło oraz więcej informacji: Novatek

Rada Ministrów na posiedzeniu w dniu 28 grudnia 2017 r. przyjęła projekt ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych i rekomendowała jego pilne przekazanie do procedowania przez parlament.

Projekt ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych jest pierwszym dokumentem ujmującym całościowo, od strony regulacyjnej, zasady rozwoju i funkcjonowania infrastruktury paliw alternatywnych, w szczególności rozwoju sieci punktów ładowania pojazdów elektrycznych i funkcjonowania usługi ładowania. Celem projektu ustawy, przygotowanego przez Ministerstwo Energii, jest stymulowanie rozwoju elektromobilności oraz zastosowania paliw alternatywnych w transporcie. Umożliwi to zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i niezależności energetycznej Polski oraz pozwoli na poprawę jakości powietrza w miastach. Ponadto, wzrost zastosowania paliw alternatywnych w transporcie będzie niósł za sobą rozwój nowoczesnych technologii na rynku polskim.

Projekt ustawy określa m.in. zasady budowy sieci bazowej infrastruktury dla dystrybucji paliw alternatywnych w celu stworzenia sprzyjających warunków do jej powstawania. Rozbudowa sieci bazowej pozwoli na swobodne przemieszczanie się na terenie kraju samochodów o napędzie opartym na paliwach alternatywnych. Zgodnie z przyjętymi przez Radę Ministrów w marcu 2017 r. Krajowymi ramami polityki rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych sieć bazową stworzy 6 400 punktów ładowania energią elektryczną i 70 stacji gazu ziemnego CNG, zlokalizowanych w miastach oraz wzdłuż kluczowych tras szybkiego ruchu. Wskazano również zasady funkcjonowania tej infrastruktury oraz podmioty odpowiedzialne za budowę i zarządzanie stacjami ładowania i stacjami gazu ziemnego. Powinno to umożliwić powstawanie sieci bazowej infrastruktury tych paliw, a tym samym przyczynić się do realizacji celów ustawy i Krajowych ram.

Projektowana regulacja zakłada również możliwość powstawania w miastach stref czystego transportu, po których będą mogły poruszać się pojazdy napędzane paliwami alternatywnymi – energią elektryczną, gazem ziemnym lub wodorem. Powyższe rozwiązanie ma na celu przede wszystkim poprawę jakości powietrza w dużych miastach, tj. w miejscach gdzie zazwyczaj mamy do czynienia z najwyższym stężeniem zanieczyszczeń.

Jednocześnie projekt ustawy przewiduje szereg korzyści dla użytkowników pojazdów elektrycznych. Są to m.in. zwolnienie z akcyzy przy zakupie samochodu elektrycznego – co pozwoli obniżyć cenę pojazdu, korzystniejsza stawka amortyzacji, możliwość poruszania się po buspasach, darmowy postój w strefach płatnego parkowania.

Projekt ustawy wprowadza nowe pojęcia, jednym z nich jest „ładowanie” – rozumiane jako pobór energii elektrycznej przez pojazd elektryczny, pojazd hybrydowy, autobus zeroemisyjny, pojazd silnikowy niebędący pojazdem elektrycznym, motorower, rower lub wózek rowerowy, w rozumieniu ustawy z 20 czerwca 1997 r. Prawo o ruchu drogowym – realizowany na potrzeby napędu tego pojazdu.

Ładowanie pojazdów elektrycznych to nowy rodzaj działalności gospodarczej – usługa ładowania nie stanowi sprzedaży energii elektrycznej w rozumieniu ustawy Prawo energetyczne, i dlatego nie będzie wymagała koncesji. Usługa ładowania zapewni jednak odpłatne ładowanie pojazdów w ogólnodostępnej stacji ładowania.

Projektowana ustawa stanowi drugi etap wdrażania przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE z dnia 22 października 2014 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych do polskiego porządku prawnego. Poprzedziły ją ww. Krajowe ramy…, które są dokumentem strategicznym formułującym cele i instrumenty wsparcia dla rozwoju rynku i infrastruktury w odniesieniu do energii elektrycznej i gazu ziemnego CNG i LNG stosowanych w transporcie drogowym oraz transporcie wodnym.

Przyjęcie ustawy stanowi kluczowy element rozwoju rynku paliw alternatywnych w Polsce.

Więcej informacji oraz źródło: Ministerstwo Energii

Polska w opinii zdecydowanej większości Polaków powinna jak najszybciej zdywersyfikować źródła dostaw gazu. Ich zdaniem zerwanie zależności od jednego dostawcy znacząco poprawi nasze bezpieczeństwo i umożliwi obniżenie cen surowca. To najważniejsze wnioski z badania GfK Polonia „Bezpieczeństwo energetyczne Polski 2017 – rynek gazu”.

– Wyniki badania potwierdzają, że realizowana przez Ministerstwo Energii polityka dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego oraz strategia budowy bezpieczeństwa energetycznego Polski spotykają się ze zrozumieniem Polaków i odpowiadają na ich oczekiwania. Działania konsekwentnie podejmowane przez nasz rząd we współpracy ze spółkami działającym w sektorze przynoszą wymierne efekty i prowadzą do wzrostu niezależności energetycznej naszego kraju – komentuje minister energii Krzysztof Tchórzewski.

– Jednym z elementów polityki realizowanej przez Polskę w obszarze dywersyfikacji jest rozbudowa infrastruktury gazowej – w tym m.in. rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu i realizacja projektu Baltic Pipe. Ponadto uniezależnienie się od dominującego dostawcy gazu jest gwarancją konkurencyjnych cen surowca. Zwiększenie wykorzystania gazu w energetyce przyczyni się także do ograniczenia emisyjności polskiej gospodarki i tym samym będzie skutecznym narzędziem walki ze smogiem – podkreśla wiceminister Michał Kurtyka odpowiedzialny w Ministerstwie Energii m.in. za sektor gazowy.

Aż 93% respondentów jest zdania, że Polska powinna sprowadzać gaz z różnych kierunków i źródeł, a więc uniezależniać się od jednego dostawcy. Obecnie około 70% importowanego gazu trafia do Polski z Rosji, co według większości badanych (75%) nie jest korzystne dla naszego kraju. Stąd też duże poparcie dla budowy gazociągu Baltic Pipe, który ma umożliwić przesyłanie do Polski surowca wydobywanego w Norwegii. O tym, że jest to inwestycja, która poprawi bezpieczeństwo energetyczne, jest przekonanych 90% respondentów.

Piotr Woźniak, prezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, które w 2017 r. sprowadziło z zagranicy łącznie ok. 13,7 mld m3 surowca, zwraca uwagę, że Polakom nie podobają się także wysokie ceny gazu importowanego z kierunku wschodniego. Płacimy za niego znacznie więcej niż odbiorcy w innych krajach, np. w Niemczech. 

– Cieszy nas również bardzo duże poparcie dla budowy gazociągu, który pozwoli sprowadzać do Polski gaz wydobywany przez PGNiG w Norwegii. Aż 90% ankietowanych uważa, że realizacja projektu pozytywnie wpłynie na bezpieczeństwo energetyczne naszego kraju. Planowana produkcja gazu ziemnego w Norwegii przez PGNiG w 2022 roku ma osiągnąć 2,5 mld m3 rocznie. Własny gaz zawsze będzie najtańszy i konkurencyjny cenowo  – wskazuje Piotr Woźniak.

Szczegóły badania

Badanie zostało zrealizowane w grudniu 2017 roku przez GfK Polonia. Przeprowadzone zostało na reprezentatywnej ogólnopolskiej próbie 1000 Polaków w wieku 18+ metodą CATI (Computer Assisted Telephone Interviewing). 

Źródło oraz więcej informacji: PGNiG

Grupa LOTOS i Remontowa LNG Systems podpisały 22 stycznia br. list intencyjny w sprawie budowy pilotażowego systemu dystrybucji LNG.

Program będzie współfinansowany ze środków UE w ramach programu „Łącząc Europę” (ang. Connecting Europe Facility – CEF), a obejmuje zaprojektowanie, budowę i przeprowadzenie badań pilotażowej stacji dokującej, której głównym zadaniem będzie długoterminowe utrzymywanie bezpiecznych parametrów technicznych intermodalnych, kriogenicznych zbiorników LNG. Niezależnie od dotacji Remontowa LNG Systems opracowała koncepcję wykorzystania kontenerów LNG do bunkrowania statków poprzez kompleks zaworów i pomp zabudowany w ramę o rozmiarach kontenera 40-stopowego.

– Szukaliśmy partnera strategicznego, który ma niezbędne kompetencje i jest zainteresowany realizacją dostaw, sprzedażą i dystrybucją LNG do klientów końcowych oraz pełnieniem roli operatora tego systemu. – mówi Krzysztof Gerowski, prezes ZarząduRemontowa LNG Systems sp. z o.o.

– Grupa LOTOS S.A. jest zainteresowana realizacją projektów wykorzystania oraz dystrybucji LNG na rynek lądowy i morski – powiedział Mateusz Aleksander Bonca, wiceprezes Zarządu ds. strategii i rozwoju., Grupy LOTOS S.A. – takie przedsięwzięcie wpisuje się w strategię rozwoju naszej grupy kapitałowej. LOTOS dąży do uzyskania pozycji lidera we wdrażaniu paliw alternatywnych nowej generacji, do których zalicza się CNG i LNG – dodaje wiceprezes M.A. Bonca.

Współpraca umożliwi dalszą dystrybucję LNG, przy wykorzystaniu wszystkich możliwych środków transportu, włączając nieeksploatowany do tej pory w tych celach transport kolejowy, śródlądowy i morski. Dodatkową funkcjonalnością stacji będzie możliwość tankowania L-CNG.

Remontowa LNG Systems sp. z o.o. należy do grupy kapitałowej REMONTOWA Holding. Firma powstała w 1945 roku, a od 2013 roku specjalizuje się w produkcji systemów zasilania LNG. Jest jedną z nielicznych na świecie produkujących paliwowe systemy LNG przeznaczone do instalacji na statkach. Produkuje także wymienniki ciepła, kotły parowe i wodne, zbiorniki, chłodnice, podgrzewacze, skraplacze oraz konstrukcje stalowe. Spółka wykonała i dostarczyła kompletny system zasilania LNG m.in. na prom Samso (obecna nazwa: Prinsesse Isabella) – pierwszy prom z napędem LNG w Unii Europejskiej, zbudowany w stoczni Remontowa Shipbuilding S.A.

LOTOS to polska grupa kapitałowa, której działalność ma strategiczne znaczenie dla krajowego i europejskiego bezpieczeństwa w sektorze energii oraz polskiej gospodarki. LOTOS wydobywa gaz ziemny i ropę naftową w Polsce, Norwegii oraz na Litwie. Należy do niego, zlokalizowana w Gdańsku, jedna z najnowocześniejszych europejskich rafinerii, gdzie surowiec przerabiany jest głównie na wysokiej jakości paliwa, w tym paliwa premium – LOTOS Dynamic. LOTOS to także sieć blisko 500 stacji paliw dogodnie zlokalizowanych przy autostradach i drogach ekspresowych, we wszystkich aglomeracjach i wielu miejscowościach na terenie całego kraju. LOTOS zaopatruje w paliwa blisko 1/3 rynku w Polsce. LOTOS to także czołowy producent asfaltów drogowych, olejów silnikowych oraz smarów do samochodów, samolotów, pociągów, statków, a nawet pojazdów techniki wojskowej.

Źródło oraz więcej informacji: LOTOS