Zawartość tematyczna wykładu

Transkrypt

1 Zawartość tematyczna wykładu Gaz ziemny rys historyczny Wielkość i rozmieszczenie zasobów rynki energii Bezpieczeństwo energetyczne Międzynarodowe uwarunkowania wydobycia, transportu i sprzedaży gazu ziemnego Adam Matkowski

2 Gaz ziemny rys historyczny

3 INWESTYCJE W SYSTEMIE GAZOWNICZYM W latach Wyszczególnienie 1950 gazownie [szt.] 183 system [km] koksowniczy - wysokometanowy - zaazotowany

4 INWESTYCJE W SYSTEMIE GAZOWNICZYM DLA JEGO REORGANIZACJI Wyszczególnienie 1980 gazownie [szt.] 82 system [km] koksowniczy wysokometanowy zaazotowany 6136 tranzyt [km] wycofanie gazu koksowniczego i likwidacja gazowni lokalnych ekspansja gazu wysokometanowego i rozwój zasięgu gazu zaazotowanego budowa systemu gazociągów tranzytowych

5 STAN ISTNIEJĄCY UKŁADU PRZESYŁOWEGO 2002 rok Stacje gazowe 1-go stopnia - własność PGNiG S.A szt. - własność odbiorców 209 szt. Długość sieci przesyłowej 17,5 tys.km - gaz zaazotowany 2,0 tys.km - gaz wysokometanowy 15,5 tys.km - gaz koksowniczy 47 km Długość sieci rozdzielczej 96,4 tys.km - niskie ciśnienie 26,7 tys.km - wysokie ciśnienie 69,7 tys.km wg stanu w 2001 r.

6 STAN ISTNIEJĄCY UKŁADU PRZESYŁOWEGO 2010 rok

7 Wielkość i rozmieszczenie zasobów rynki energii

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25 GW GZ Import Imp. Jamał

26

27 Bezpieczeństwo energetyczne

28

29 1. Prognoza zapotrzebowania na gaz czynnikiem rozwoju infrastruktury gazowniczej 1.1 Wymagany import 1.2 Wymagana rozbudowa sieci przesyłowej 1.3 Wspomaganie finansowe rozwoju infrastruktury gazowniczej

30

31

32 1.1 Wymagany import

33 1.2 Wymagana rozbudowa sieci przesyłowej

34 1.3 Wspomaganie finansowe rozwoju infrastruktury gazowniczej Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko OŚ PRIORYTETOWA X Bezpieczeństwo energetyczne, w tym dywersyfikacja źródeł energii CELE SZCZEGÓŁOWE DOTYCZĄCE GAZU ZIEMNEGO Rozwój systemów przesyłowych i dystrybucyjnych gazu ziemnego. Budowa i rozbudowa podziemnych magazynów gazu ziemnego. Budowa systemów dystrybucji gazu ziemnego na terenach niezgazyfikowanych białe plamy dotychczas poza opłacalnym zasięgiem. Modernizacja istniejących sieci dystrybucyjnych PoŜyczki i gwarancja EBI Europejski Instrument Sąsiedztwa i Partnerstwa (ENPI) Instrument Pomocy Przedakcesyjnej (IPA) Instrument Finansowania współpracy na rzecz rozwoju (DCI) Recovery Plan (EEPR)

35 2. Stopień uzaleŝnienia od importu gazu kryterium działań dla zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu 2.1 Działania po stronie podaŝowej 2.2 Działania po stronie popytowej

36 2.1 Działania po stronie podaŝowej a. dywersyfikacja - źródeł dostaw (LNG, B-Pipe) - kierunków dostaw (interkonektory) - kontraktowa - odwrócenie przesyłu b. zwiększenie elastyczności dostaw krajowych i z importu c. magazynowanie gazu - rynkowe (regulacyjne) - tworzenie rezerw strategicznych - wykorzystanie zapasów

37 BALTIC PIPE DYWERSYFIKACJA DOSTAW GAZU NORWEGIA LNG Niechorze Świnoujście rozbudowa I nitki SGT Kier. NIEMCY Hrubieszów Hrubieszów Kudowa NABUCCO (South Stream) Cieszyn Cadca śegiestów Wysowa MORAVIA NABUCCO

38 Interkonektory uzupełnienie projektów strategicznych zwiększenie

39 Zwiększenie elastyczności dostaw krajowych i z importu

40 MAGAZYNOWANIE GAZU

41 REGULACJA DOSTAW GAZU Z PMG: b ZAPOTRZEBOWANIE NA GAZ t 1 - strefa deficytu mocy, Q 3 - pojemność strefy deficytu mocy, q 3max - maksymalny deficyt mocy, t 1 - strefa nadmiaru mocy, Q 1 - pojemność srtefy nadmiaru mocy, q 1max - maksymalny nadmiar mocy, Dobór paramertów zbiorników gazu polega na zbilansowaniu zapotrzebowania w szczycie i w dolinie.

42

43 ogrzewanie Komunalno - bytowy energetyka podstawowa przemysł

44 [mln m 3 /dobę] Stan istniejący i strategia rozbudowy PMG Strategia rozbudowy pojemności magazynowych (regulacja + obow. zapasy) wg. ustawy z dnia 16 luty 2007 r PMG Kosakowo Gdańsk 250 PMG Daszewo 30 PMG Mogilno 400/1200 Poznań PMG Bonikowo 130 Wrocław Gustorzyn Piotrków PMGTrybunalski Wierzchowice 500/1200/3500 Katowice PMG Kraków Swarzów Olsztyn Warszawa Zbiorniki w wyeksploatowanych złoŝach : 600/1200 PMG Brzeźnica - istniejące PMG Husów Jarosław /500 PMG Strachocina 150/300/ w budowie, rozbudowie Zbiorniki w kawernach solnych : - istniejące - w budowie, rozbudowie 2020 po 2025 Harmonogram uzyskiwania zapasów obowiązkowych gazu odbiór ze zbiorników napełnianie Rok szacowana wielkość importu ilość dni średniego importu gazu zapasy obowiązkowe gazu spełnienie wymagań Ustawy mld m 3 dni mln m 3 mln m , Strachocina , , Wierzchowice,Kosakowo, Mogilno, Strachocina Strachocina,Mogilno, Kosakowo , Wierzchowice spełnienie SUMA 4985 Planowane rozbudowy PMG częściowo

45 WYKRES POTRZEB MAGAZYNOWANIA W SYSTEMIE PRZESYŁOWYM PGNIG rok ODBIÓR - z rozbudową PMG Wierzchowice 40 ODBIÓR - bez rozbudowy PMG Wierzchowice [mln m 3 /dobę] [mln m 3 /dobę] Mogilno 15 Husów Mogilno 10 Brzeźnica, Swarzów 10 5 Strachocina 5 Husów Wierzchowice Brzeźnica, Swarzów Strachocina dni dni

46 3. Stan krajowego systemu przesyłowego i dywersyfikacja w UE 3.1 Długi łańcuch wartości - rozluźniony 3.2 Stan systemu przesyłowego i dywersyfikacja w UE 3.3 Dywersyfikacja dostaw gazu do Europy

47

48 Przewidywany schemat rozpływów w systemie gazu wysokometanowego szczyt 2009/2010 r. Istniejący system przesyłowy stwarza moŝliwości odbioru pełnej pojemności 1,2 do 1,5 mld m 3 n przy maksymalnej mocy dyspozycyjne ok. 600 tys. m 3 n/h Brak rezerw przepustowości

49 Przewidywany schemat rozpływów w systemie gazu wysokometanowego dolina 2009 r. Istniejący system przesyłowy umoŝliwia zatłoczenie całej pojemności czynnej 1,2 do 1,5 mld m 3 n

50 Międzynarodowe uwarunkowania wydobycia, transportu i sprzedaŝy gazu ziemnego

51

52

53 MAGREB- EUROPE EUROPI PE 3.2 Stan systemu przesyłowego i dywersyfikacja w UE FRI GG Norwegia Szwecja Finlandia Rosja Irlandia FRANPI PE JAMAŁ EUROPE W. Brytania Francja Portugalia Hiszpania Niemcy STEGA L MEGA L TA G Włochy Polska BRATSTW O Austria Węgry Białoruś Rumunia Bułgaria Ukraina BLUESTR EAM Gruzja Kazachstan TRANSMEDITERRANE Grecja Turcja Iran

54 3.3 Dywersyfikacja dostaw gazu do Europy Źródło : Petroleum Economist - World LNG Map; EuroGas Annual Report ;BP Statistical Review 2006 BELGIA W. BRYTANIA FRANCJA TERMINALE LNG 1 1 istn, 2 planowane 2 istn, 1 w budowie DOSTAWA LNG Algeria,Trynidad,Oman, Katar,Australia,Nigeria Algeria,Trynidad Algeria, Egipt, Oman, Katar, Zj.Em.Ar, Nigeria POŁĄCZENIA SIECIOWE Anglia, Holandia, Niemcy Francja, szelf norweski Belgia, Holandia, szelf norweski, m.półn. Hiszpania, Belgia, Niemcy, Szwajcaria, Włochy, szelf norweski STRUKTURA IMPORTU Rosja 1%, Norwegia 39%, LNG 15%, pozostałe 45% Norwegia 76%, LNG 3%, pozostałe 21% Rosja 24%, Norwegia 29%, LNG 26%, pozostałe 21% HISZPANIA WŁOCHY POLSKA TERMINALE LNG 4 istn, 2 w bud, 1 plan 1 istn, 2 planowane 1 planowany Algeria, Trynidad, Oman, DOSTAWA LNG Katar, Australia, Nigeria Algeria,Trynidad brak Libia, Malezja, Egipt, Zj.Em. POŁĄCZENIA SIECIOWE Maroko, Francja, Portugalia Algeria (w budowie) Tunezja,Austria, Francja Chorwacja,Szwajcaria Białoruś, Ukraina (gaz z Rosji i azjatycki), Niemcy STRUKTURA IMPORTU Norwegia 6%, LNG 65%, pozostałe 29% Rosja 32%, Norwegia 9% LNG 3%, pozostałe 56% Rosja 92%, Niemcy 8% Koniec pkt. 3

55

56 4. Nowe podejście Komisji Europejskiej 4.1 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu i uchylające dotychczasową dyrektywę 2009/67/WE 4.2 Standard w zakresie infrastruktury Standard (N-1) 4.3 Standard w zakresie dostaw gazu odbiorcom chronionym 4.4 Plan działań zapobiegawczych 4.5 Plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i stany kryzysowe 4.6 Ocena ryzyka 4.7 Wymiana informacji

57 4.1 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu i uchylające dotychczasową dyrektywę 2009/67/WE Dotychczas obowiązująca Dyrektywa 2004/67 okazała się nieefektywna Kryzysy gazowe ujawniły konieczność wzmocnienia na poziomie KE procedury efektywnego reagowania w sytuacji kryzysowej Reakcja na zaburzenie dostaw gazu odbywać się ma na 3 poziomach: Przedsiębiorstwa gazowe powinny jak najdłuŝej i bez ograniczeń dostarczać gaz odbiorcom - stan wczesnego ostrzegania Po wyczerpaniu wszystkich środków rynkowych właściwe organy są upowaŝnione do uruchomienia środków pozarynkowych - alert Gdy skala kryzysu przekracza zdolności reakcji poszczególnych państw UE będzie ogłoszona sytuacja nadzwyczajna we wspólnocie - stan zagroŝenia KE z Grupą Koordynacyjną do spraw Gazu rozpocznie koordynować działania właściwych organów w państwach członkowskich oraz wspiera dialog z krajami 3-mi Tworzenie ocen ryzyka oraz planowanie na wypadek zaistnienia sytuacji nadzwyczajnych.

58 Główne korzyści z punktu widzenia Polski 1) KE moŝe ogłosić stan kryzysowy na wniosek 1 kraju, regionu dotkniętego przerwami, gdy zakłóconych będzie 10% dziennych dostaw regionu Na poziomie całej UE zostały ustalone 2 kraje albo 20% zakłóconych dostaw dziennych do UE 2) Gwarancje wzajemnego dostępu do pojemności magazynowych 4 lata na dostosowanie pojemności magazynowych 3) Zobowiązania do budowy interkonektorów - 3 lata na robudowę połączeń 4) Zobowiązanie do udostępnienia dwukierunkowego przesyłania gazu tak zwany rewers, który odnosi się równieŝ do gazociągu jamalskiego 4 lata na rewers 5) Zniesienie wszelkich klauzul mających formy restrykcji terytorialnych zakazujących odsprzedaŝy gazu ( tak zwane klauzule przeznaczenia ). MoŜliwość reeksportu 6) Polska współpracuje regionalnie nad poprawą bezpieczeństwa dostaw z - Litwy - Łotwy - Estonii UE RP

59 Właściwe organy (w ciągu 3-ch lat od wejścia w Ŝycie) zapewnią aby w przypadku zakłóceń w funkcjonowaniu największej infrastruktury pozostała infrastruktura (standard N-1) posiada zdolność dostarczania ilości gazu niezbędnej do zaspokojenia całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym przez okres 60-ciu dni nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz podczas najzimniejszych okresów, występujących statystycznie raz na 20-cia lat N % Ip m maksymalna sumaryczna zdolność techniczna gazociągów importowych (mln m 3 /dobę) P m maksymalna zdolność produkcyjna (mln m 3 /dobę) S m sum. zdolność odbioru ze wszystkich instalacji magazyn. w sytuacji kryzysowej (mln m 3 /dobę) LNG m maksymalna sumaryczna zdolność instalacji LNG (mln m 3 /dobę) D max oznacza zdolność pokrycia dziennego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w najzimniejszym dniu o nadzwyczajnie wysokim zapotrzeb. występujące statyst. raz na 20 lat I m zdolność największej infrastruktury gazowniczej, mającej największy udział w zaopatrzeniu w gaz (mln m 3 /dobę) 4.2 Standard w zakresie infrastruktury Standard (N-1)

60

61

62 gaz w łupkach w basenach europejskich koncesje na poszukiwanie węglowodorów grudzień 2009 rys. nr 1

63 I Typy niekonwencjonalnych złóŝ gazu ziemnego 1. Tight gas tj. gaz ziemny zamknięty, zaciśnięty bądź uwięziony w porach piaskowców 2. Shale gas tj. gaz ziemny w łupkach (skałach ilasto-mułowcowych) 3. Coal bed methane tj. metan z pokładów węgla kamiennego II Perspektywy poszukiwań gazu łupkowego w Polsce 1. Niespodziewanie Polska stała się jednym z najbardziej aktywnych rynków poszukiwania tego typu złóŝ. W ostatnich dwóch latach MŚ udzieliło aŝ 44 koncesje na poszukiwanie i rozpoznanie złóŝ kopalin. 2. Poszukiwania prowadzi juŝ 14 firm w tym : Exon-Mobil, Conoco Phillips, Chevron, Morathon, PGNiG, itd. Obszar planowanych prac to ponad 37 tys. km 2 co stanowi 12% obszaru Polski 3. Na potwierdzenie komercyjnych zasobów musimy poczekać co najmniej kilka lat

64 III Uwarunkowania geologiczne w łupkach gazonośnych 1. Największy potencjał zasobów gazu ziemnego w Polsce zawarty moŝe być w łupkach gazonośnych 2. Nasze czarne łupki zalegają na głębokościach od tys. m (w kilku tzw. basenach sedymentacyjnych wieku sylurskiego i ordowickiego, które powstały mln lat temu). 3. Najbardziej obiecująca jest strefa ciągnąca się skośnym pasem od środkowego Pomorza po Lubelszczyznę oraz obszar na przedpolu Sudetów (pomorski, mazowiecki, podlaski, lubelski)

65 rys. nr 2

66 rys. nr 3

67 IV Uwarunkowania techniczne wydobycia gazu łupkowego 1. Gaz ziemny zawarty w łupkach znajduje się w skale macierzystej, z której powstał. Jednocześnie więc ta sama formacja spełnia rolę skały zbiornikowej, którą równieŝ zakwalifikować moŝna zakwalifikować jako skałę uszczelniającą. 2. Gaz ziemny w łupkach występuje w formie wolnej w przestrzeni porowej jak równieŝ w obrębie naturalnych szczelin i mikroszczelin. PoniewaŜ indywidualne pory skalne są izolowane zazwyczaj, to gaz nie przemieszcza się w obrębie skały zbiornikowej, a zatem gaz nie dopływa do otworu wiertniczego. 3. Aby mógł wykształcić się system CH umoŝliwiający ekonomiczne uzasadnienie produkcji gazu z łupków konieczna jest stosunkowo duŝa miąŝszność formacji łupkowej. Ponadto duŝa miąŝszność przy wysokiej zawartości krzemionki jest warunkiem umoŝliwiającym szczelinowanie bez zaangaŝowania szczelinami zawodnionych skał otaczających. 4. W strefach mniej pogrzebanych o niŝszej dojrzałości termicznej formacja łupków macierzystych moŝe zawierać ropę naftową.

68 rys. nr 4

69 rys. nr 5

70 V Uwarunkowania kosztowe wydobycia gazu łupkowego 1. Dla wydobycia gazu ziemnego z łupków konieczne jest wykonanie skomplikowanych i kosztownych zabiegów tj. wiercenie otworów z długimi odcinkami poziomymi wielokrotne szczelinowanie górotworu precyzyjna kontrola zabiegów intensyfikacyjnych 2. Z uwagi na niewielki zasięg drenaŝu gazu konieczne jest wykonanie gęstej siatki wierceń (nawet kilkuset na 1- nym odkrytym złoŝu). Koszt jednego odwiertu szacuje się na kilkanaście mln dolarów a na kaŝdym z nich przeprowadza się zabiegi szczelinowania (po ok. 1 mln euro) 3. Konieczność odwiercania znacznej ilości odwiertów wymaga zwiększenia liczby urządzeń wiertniczych, a tym samym zatrudniania większej niŝ aktualnie liczby wysokokwalifikowanych specjalistów z obszaru geologii i wiertnictwa. 4. Koszt zagospodarowania 1- złoŝa moŝe zatem wynosić kilka lub kilkanaście mld dolarów.

71 rys. nr 6

72 VI Uwarunkowania środowiskowe i inne 1. Zabiegi intensyfikacyjne wymagają nawet 5-cio krotnie większej ilości wody w stosunku do otworu pionowego (tj. 20 tys. m 3 w stosunku do 4 tys. m 3 ). 2. Długotrwałe i skomplikowane procedury prawne i administracyjne związane z prowadzeniem poszukiwań i przyszłej eksploatacji a w szczególności na obszarach wraŝliwych środowiskowo. 3. Wysokie prawdopodobieństwo protestów prywatnych właścicieli gruntów i organizacji ekologicznych. 4. Brak ulg podatkowych i innych zachęt podatkowych dla firm poszukiwawczych.

73 VII PODSUMOWANIE 1. Na dzień dzisiejszy zasoby gazu ziemnego w łupkach w Polsce są bardzo trudne do określenia dopiero prace planowane na kilka najbliŝszych lat pozwolą stwierdzić, czy narastające nadziej będą moŝliwe do spełnienia. 2. Wstępne szacunki wykonane przez specjalistyczne firmy zachodnie pokazują teoretyczną skalę moŝliwości np. Wood MacKenzi określa zasoby wydobywalne gazu ziemnego w łupkach w Polsce na 1,4 mld m 3 Adwanced Res. Int. Określa te zasoby na 3,0 mld m 3 Dla porównania zasoby konwencjonalnego gazu ziemnego w Polsce wynoszą ok. 92 mld m 3 a roczne wydobycie gazu krajowego nie przekracza 4 mld m 3 /rok

74 3. Gazem wydobywanym z łupków jest przede wszystkim CH 4, a ten nie zawiera substancji niebezpiecznych dla środowiska np. H 2 S przerób takiego gazu polega głównie na jego osuszaniu. Reasumując O ekonomicznej specyfice produkcji gazu z łupków zdecyduje w rezultacie wielkość zasobów, która w skali globalnej moŝe być kilkanaście krotnie większa od zasobów konwencjonalnych. A zatem jeszcze nie wiadomo na ile jest opłacalne i w jakim czasie wydobywanie gazu łupkowego w Polsce.

75