Ocena potencjału i warunków dostaw gazu z nowych, głównych kierunków dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski w horyzoncie do 2030 roku

RAPORT 2030 Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO 2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej Raport cząstkowy 3 Ocena potencjału i warunków dostaw gazu z nowych, głównych kierunków dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski w horyzoncie do 2030 roku Wersja z dn. 19.06.2008 Koordynator merytoryczny: dr inż. Zygmunt Parczewski przy współpracy ekspertów z PGNiG S.A. Pracę wykonała firma Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. na podstawie umowy z Polskim Komitetem Energii Elektrycznej z dn. 7 października 2007 Warszawa, czerwiec 2008

Spis treści 1. WPROWADZENIE... 3 1.1. KONTEKST SYSTEMOWY... 3 1.2. CEL I ZAKRES PRACY... 3 1.3. ZASTOSOWANE PODEJŚCIE I ŹRÓDŁA DANYCH... 4 2. SPECYFIKA DOSTAW SKROPLONEGO GAZU ZIEMNEGO DO POLSKI... 5 2.1. ŁAŃCUCH DOSTAWY LNG DO KRAJU ODBIORCY... 5 2.2. OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA RYNKU LNG NA ŚWIECIE... 5 2.3. DOSTAWA LNG DO POLSKI POTENCJALNE RYZYKA REALIZACJI... 7 3. WSPÓŁCZYNNIKI PRZELICZENIOWE I DEFINICJE POJĘĆ W OBROCIE LNG... 9 4. CHARAKTERYSTYKI TECHNICZNO-EKONOMICZNE DOSTAW LNG DO 2030 ROKU... U 12 5. INNOWACYJNE TECHNOLOGIE DOSTAW GAZU LNG... 18 6. OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA DOSTAW IMPORTOWYCH GAZU ZIEMNEGO... 22 6.1. KONTRAKTY NA DOSTAWĘ Z PAŃSTW SKANDYNAWSKICH... 22 6.1.1. Zmodyfikowany projekt Baltic Pipe... 22 6.1.2. Krótka charakterystyka Projektu Skanled Baltic Pipe... 23 6.1.3. Projekt antycypowania dostaw gazu do Polski przy pomocy Baltic Pipe... 26 6.1.4. Zgrubne oszacowanie kosztów dostawy gazu ziemnego do Niechorza dla projektowanych gazociągów z Danii... 27 7. KIERUNKI DOSTAW GAZU ZIEMNEGO ISTNIEJĄCĄ SIECIĄ GAZOCIĄGÓW... 29 7.1. DOSTAWY GAZU Z KIERUNKU WSCHODNIEGO... 29 7.2. DOSTAWY Z KIERUNKU ZACHODNIEGO... 31 8. OBECNA I PRZEWIDYWANA ZMIENNOŚĆ POBORU GAZU... 33 9. GŁÓWNE WNIOSKI... 35 10. BIBLIOGRAFIA... 36 ZAŁĄCZNIK A ZESTAWIENIE PARAMETRÓW EKONOMICZNYCH I FINANSOWYCH (NAKŁADY) DLA DOSTAW GAZU ZIEMNEGO Z RÓŻNYCH KIERUNKÓW / KONTRAKTÓW DOSTAWY... 37 ZAŁĄCZNIK B. MOŻLIWE ILOŚCI DOSTAW Z RÓŻNYCH KIERUNKÓW DOSTAW DO POLSKI. W [MLD M3/ROK]... 38 2

1. 1.1. Wprowadzenie Kontekst systemowy Nowe propozycje polityki energetycznej UE kładą wielki nacisk na ograniczanie emisji dwutlenku węgla ze spalania paliw. Ze względu na ograniczony potencjał rozwoju produkcji z OZE oraz brak możliwości szybkiego wprowadzenia energetyki jądrowej, elektroenergetyka jeszcze przez dość długi czas bazować musi na spalaniu paliw kopalnych. W tej sytuacji wykorzystanie technologii gazowych stanowić może poważną alternatywę dla elektrowni węglowych, szczególnie w sytuacji planowanego wprowadzenia obowiązku stosowania instalacji CCS w elektrowniach węglowych. Ekonomia produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego w dużym stopniu zależy od kosztów paliwa. Dlatego w ramach prac nad Raportem 2030 wykonano szeroko zakrojone prace, które miały odpowiedzieć na pytanie o możliwe kierunki importu gazu ziemnego oraz dostępne z tych kierunków ilości i warunki cenowe dostaw. 1.2. Cel i zakres pracy Celem pracy było: oszacowanie potencjalnych ilości i warunków dostaw gazu ziemnego, w tym szczególnie z nowych kierunków dostawy, tj. z kierunku skandynawskiego oraz z dostaw morskich do terminala LNG. Problematyka dotycząca gazu ziemnego w postaci skroplonej jest w Polsce stosunkowo nowa i mało rozpoznana. Ponieważ dostawy LNG zyskują rosnące znaczenie na rynku gazu, zdecydowano się na szersze przedstawienie tego zagadnienia, z uwzględnieniem m.in.: możliwości dostaw LNG od światowych producentów, nowszych, relatywnie tańszych i bardziej elastycznych technologii dostaw LNG, w stosunku do klasycznego, lądowego terminala odbiorczego, który ma powstać w rejonie Świnoujścia. Zakres wykonanej pracy objął następujące zadania: 1) Przedstawienie specyfiki dostaw LNG do Polski, ze zwróceniem uwagi na mocne i słabe strony aktualnych projektów w tym zakresie. 2) Zestawienie definicji oraz współczynników przeliczeniowych i parametrów jakościowych LNG w porównaniu z parametrami gazu ziemnego rurociągowego wydobywanego w 3

Polsce oraz gazu standardowego stosowanego w rozliczeniach kontraktów międzynarodowych. 3) Opracowanie charakterystyk techniczno-ekonomicznych dla dostaw gazu LNG w latach 2005, 2010; 2015; 2020; 2025 i 2030. 4) Ocena istniejących zdolności importowych gazu z zagranicy, szczególnie na połączeniach z Ukrainą i Białorusią poza gazociągiem jamalskim. To ważne zagadnienie ze względu na zmianę szeregu parametrów technicznych (wyższe ciśnienia i wydajności gazu; wyższe standardy bezpieczeństwa, itp.), które w istocie powodują niewielką lub żadną opłacalność rewitalizacji istniejących połączeń gazowych. 5) Oszacowanie charakterystyki dostaw gazu z zagranicy (różne kontrakty). 6) Opracowanie danych określających zmienności poboru (obciążenia) gazu z sieci (maxmin) w roku (sezon zimowy a sezon letni) oraz w ciągu doby (zmiany zapotrzebowania dobowego - szczyt a dolina doby); rozpoznanie czy w PGNiG są znane zależności zmian poboru gazu w funkcji temperatury zewnętrznej. 1.3. Zastosowane podejście i źródła danych Praca była realizowana przy ścisłej współpracy z ekspertami branżowymi, z wykorzystaniem szerokiego zakresu materiałów i źródeł danych. Do najważniejszych zaliczyć należy: źródła literaturowe z zakresu nowych technologii produkcji i transportu gazu ziemnego wdrożonych w najbardziej rozwiniętych krajach świata, wiedzę współpracujących ekspertów branżowych, pozyskanych do współpracy w zakresie kluczowych zagadnień objętych zakresem pracy; niepublikowane materiały posiadane przez współpracujących ekspertów w wyniku osobistych kontaktów z ekspertami ds. gazu ziemnego największych kompanii gazowych w świecie. Najważniejsze wykorzystane materiały literaturowe przedstawione są w spisie na końcu opracowania. 4

2. 2.1. Specyfika dostaw skroplonego gazu ziemnego do Polski Łańcuch dostawy LNG do kraju odbiorcy Dla lepszego zrozumienia technologii dostaw LNG przedstawiono poszczególne ogniwa pełnego łańcucha dostaw skroplonego gazu ziemnego. Są nimi w kolejności: 1) Złoża gazu ziemnego (dedykowane do projektu na co najmniej 20 lat); 2) Gazociąg zaopatrujący w gaz instalację do skraplania (często bardzo długi > 1000 km); 3) Instalacje do obróbki gazu (usuwanie ciężkich węglowodorów, H2O, CO2, H2S, rtęci itd.); 4) Instalacja do skraplania gazu ziemnego (najdroższe ogniwo w łańcuchu); 5) Terminal wysyłkowy, eksportowy wraz z nadbrzeżem załadowczym i basenem do zawijania metanowców; 6) Metanowce (tankowce LNG dla transportu morskiego); 7) Metanowce z regazyfikacją LNG na pokładzie, łączące dwie funkcje: transportu morskiego i terminala regazyfikacyjnego; 8) Instalacja odbiorcza LNG, która obecnie posiada alternatywę w postaci: klasycznej - lądowy terminal odbiorczy LNG, innowacyjnej - terminal w morzu lub przybrzeżny do odbioru regazyfikowanego LNG. Instalacje odbiorcze, stanowiące dla każdego kraju-importera ostatnie ogniwo łańcucha dostaw gazu LNG, także dla Polski - są przedmiotem dalszych rozważań w raporcie, przy czym więcej uwagi poświęcono zagadnieniom dotyczącym terminala lądowego. Obecne decyzje o dostawach LNG do Polski biorą pod uwagę jedynie rozwiązanie z klasycznym terminalem lądowym (z nabrzeżem portowym). 2.2. Ogólna charakterystyka rynku LNG na świecie Technologie LNG rozwinęły się na skalę handlową dokładnie 43 lata temu, jako próba zapewnienia ze strony producentów dodatkowych dochodów ze sprzedaży gazu, a z drugiej zainteresowania odbiorców odbiorem gazu w tej nowej postaci, szczególnie na rynkach oddalonych od dostaw rurociągowych (w pierwszej kolejności kraje takie jak Korea Południowa i Japonia). Bowiem główną zaletą technologii skroplonego gazu ziemnego jest stworzenie możliwości zagospodarowania oraz waloryzacji (nadania wartości ekonomicznej) dużych lub bardzo dużych zasobów gazu ziemnego odległych geograficznie od rynków użytkowania gazu ziemnego. 5

Obecnie rynek LNG staje się coraz bardziej podobny do globalnego rynku ropy naftowej, a zatem nabiera cech dobra konkurencyjnego w obrocie. Wielki wzrost popytu na LNG spowodował silny wzrost nakładów inwestycyjnych na cały łańcuch infrastruktury dostaw LNG zarówno już poniesionych jak i przewidywanych do poniesienia w najbliższych latach. Przykładowo można podać, że wartość ogólnych nakładów, liczona w UDS wyniosła 7,2 mld US$ w 2004 roku, zaś oczekuje się jej wzrostu do ok. 17,5 mld US$ w 2009 r. W okresie 2005-2009 nakłady te wyniosą ogółem: około 67 miliardów US$, z czego: na instalacje do skraplania gazu: ok. 31 mld US$ (27 nowych linii produkcyjnych o łącznej wydajności 191 mln ton LNG/rok tj. ok. 265 mld m 3 /rok gazu; przewiduje się wzrost mocy jednego ciągu skraplającego z 5 do ok. 8 mln ton LNG/rok). na metanowce: ok. 21 mld US$; ogółem w 2009 r. będzie pływało 300 jednostek; nastąpi wzrost jednostkowych pojemności metanowców ze 150 1 do 216 a nawet do 260 tysięcy m 3 LNG, budowanych w oparciu o technologię francuską GTT; w ciągu ćwierćwiecza potrzeba będzie 800 nowych metanowców, których koszt ogólny przekroczyć może 150 mld US$ (średnio 185 mln US$ za jeden metanowiec), na 37 nowych terminali importowych, w tym 8-10 w morzu (off-shore) i na rozbudowę sześciu istniejących ok. 15 mld US$. Główną siłę napędową tej niezwykłej koniunktury na LNG stanowi sektor elektroenergetyczny, do którego skierowana jest większość dostaw rynkowych LNG. Poniżej, w tabl. 2.1. zestawiono wybrane cechy charakterystyczne dostaw LNG, które w ocenie Wykonawcy w dużej części stanowią wytłumaczenie tak wielkiej dynamiki rozwoju rynku LNG. 1 z czego po regazyfikacji uzyskuje się ok. 90 mln m3 gazu 6

Tablica 2.1. Mocne i słabe strony dostaw LNG do Polski - wg [3.] i [8.] Kategoria (kryterium oceny) specyfiki dostaw LNG 1. Nowa droga dostaw 2. Ceny LNG a ceny gazu ziemnego rurociągowego 3. Rynek dostawcy/ odbiorcy 4. Nowa droga zasilania Polski w pasie północnym i zachodnim 5 Przepisy prawa Mocne strony dostaw LNG Możliwa dostawa z wielu źródeł - zmiesza ryzyko zależności od jednego dostawcy Coraz częściej porównywalne, a nawet niższe przy kontraktach terminowych (KT) Większa konkurencyjność pomiędzy dostawcami, szczególnie jeśli nie są wielkimi producentami ropy Większa szansa na zaopatrzenie nowych, niezgazyfikowanych obszarów kraju Dobrze znane w krajach o rozwiniętym rynku gazu LNG (Hiszpania, Francja, Belgia) Słabe strony dostaw LNG Na ogół spore odległości od centrów produkcji gazu W dostawach natychmiastowych (spot) często wyższe, a czasem bardzo wysokie podatne na koniunkturę cen ropy Wobec wielkiej skali popytu, znacznie przewyższającego moce dostaw, prawdopodobny rynek dostawcy co najmniej do 2012-2013 roku Wymaga dodatkowej budowy kosztownej infrastruktury gazowniczej, wyprowadzającej gaz rurociągami z terminala LNG Obecnie mało precyzyjne zapisy w prawie polskim - wymagają doprecyzowania 2.3. Dostawa LNG do Polski potencjalne ryzyka realizacji Program dywersyfikacji dostaw gazu LNG do Polski jest bardzo dużym przedsięwzięciem ekonomiczno-finansowym, które obecnie w całości spoczywa na spółce PGNiG S.A. Zapewne w tym celu m.in. dokonano zmian w statucie spółki, zezwalając na realizację przedsięwzięć nieekonomicznych, i jako takich zakazanych prawem na gruncie KSH. W ocenie autorów nawet w tak złożonej sytuacji istnieją nadal możliwości poprawy efektywności tego niezwykle złożonego i kosztownego przedsięwzięcia. Jednym z początkowych sposobów eliminacji przynajmniej części zagrożeń jest identyfikacja głównych ryzyk, a następnie podjęcie spójnych działań w celu ich racjonalizacji. Poniżej przedstawiono najważniejsze zdaniem autorów ryzyka. 7

Tablica 2.2. Potencjalne ryzyka towarzyszące realizacji projektu LNG w Polsce wg [3.] i [9.] Ryzyko/słabe strony 1. Zagrożenie wyborem nadmiernie drogiego wariantu dostaw 2. Wysokie nakłady na terminal, na infrastrukturę portową oraz na budowę nowej sieci przesyłowej 3. Brak doświadczenia w realizacji projektów LNG; realizacja przedsięwzięcia w pojedynkę 4. Brak podpisanych kontraktów na dostawy LNG, przy sygnalizowanych korektach w dół zasobów u ważnych dostawców, np. Katar 5. Ryzyko związane z pozwoleniami środowiskowymi w obecnej lokalizacji (tereny Natura 2000) 6. Brak rozpoznania chłonności rynku krajowego, a w tym regionalnego (Pomorze i Ziemia Lubuska) na gaz ziemny 7. Ryzyko braku koordynacji działań dywersyfikacji dostaw powodujące nadmierną koncentrację odbioru Opis Pominięcie, nawet w początkowej analizie biznesowej nowej, innowacyjnej technologii dostaw LNG regazyfikowanego na metanowcu (pływający terminal) Z dostępnych publikacji wynika, że łączne nakłady mogą przekroczyć ogółem 1,3 mld. Powstaje wątpliwość, czy takie łączne szacunki (terminal + sieci przesyłowe) były wykonane dla dwu konkurencyjnych ośrodków budowy terminalu LNG. Brak fachowców i doświadczeń oraz brak obecnie jakiegokolwiek programu szkoleniowego Brak dostępnych informacji o podpisanych kontraktach, lub choćby przyrzeczeniach dostaw LNG, wg uzgodnionego harmonogramu czasowego Budowa infrastruktury klasycznego terminala lądowego LNG istotnie ingeruje w środowisko; dodatkowe utrudnienia w dostawach z odpowiednio dużego metanowca (poprawa ekonomiki dostaw). Brak informacji o potencjalnych, zwłaszcza dużych odbiorcach, brak analiz i ocen rynkowych w funkcji przewidywanej ceny gazu z dostaw LNG. TO OBECNIE KLUCZOWE ZAGROŻENIE DLA RYNKU DOSTAW GAZU ZIEMNEGO! Niejasna sytuacja w zakresie zapewnienia spójności dostaw pomiędzy terminal LNG oraz dostawy rurociągowe z krajów skandynawskich (Baltic Pipe, Skanled); bliskość obu terminali powodująca wysoką koncentrację odbioru, co może zwiększyć koszty infrastruktury przesyłowej. 8

3. Współczynniki przeliczeniowe i definicje pojęć w obrocie LNG W tablicy 3.1 zestawiono przeliczniki energetyczne, istotne z punktu widzenia dostaw LNG, a następnie jego konwersji na lotny gaz ziemny rozprowadzany w kraju siecią rurociągową, w rozliczeniach kontraktów międzynarodowych. Tablica 3.1 Zastosowane w opracowaniu współczynniki przeliczeniowe Przeliczniki energetyczne 1 tona LNG 1 m 3 LNG 1000m 3 gazu ziemnego w war. Normaln. w war. Standard. (0 o C) (15 o C) 1 tona LNG GCV 1 2,21 1,289 1,36 54,40 1 toe** GJ MWh MMBtu 1,30 15,11 51,63 1 m 3 LNG GCV 0,45 1 0,583 0,61 0,96 40,00 11,11 37,96 1000 m 3 gazu war. Norm.(0 o C) 0,78 1,72 1 1,06 0,94 39,50 10,97 37,49 ziem. (wg GCV) war. Stand.(15 o C) 0,74 1,63 0,95 1 0,89 37,44 10,40 35,53 1 toe** 0,77 1,05 1,00 1,12 1 41,87 11,63 39,73 GJ 0,02 0,03 0,02 0,03 0,02 1 0,28 0,95 MWh 0,07 0,09 0,09 0,10 0,09 3,60 1 3,42 MMBtu*** 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 1,05 0,29 1 Uwaga: wartości dla gazu ziemnego w postaci gazowej i LNG z zastosowaniem ciepła spalania wg danych PGNiG ciepło spalania (Gross Calorific Value- GCV) wysokometanowego gazu = 39,5 GJ/tys.m3 Wybrane definicje pojęć stosowanych w obrocie gazem LNG W obrocie rynkowym LNG dokonywanym pomiędzy dużymi, światowymi firmami naftowymi i gazowniczymi, takimi jak: ExxonMobil, Shell, Gaz de France, Total, British Gas stosuje się zestaw definicji (glosariusz branżowy) jako narzędzie ułatwiające przepływ informacji, wzajemną komunikację i statystykę oraz zawiązywanie transakcji handlowych. Glosariusz taki znajduje zastosowanie również w działalności instytucji monitorujących rynek węglowodorów (Międzynarodowa Agencja Energii, Komisja Europejska i jej delegatury i inne). Jak się okazuje, obok braku specjalistów, braku szkoleń cyklicznych, zwłaszcza branżowych, brak znajomości fachowej terminologii utrudnia proces wprowadzania LNG na każdy rynek gazowy, w tym i na rynek Polski oraz może opóźnić realizację projektów LNG. Mając to na uwadze, w tabl. 3.2 zestawiono wybrane terminy dotyczące obrotu na rynku LNG. 9

Tablica 3.2. Glosariusz ważniejszych terminów stosowanych w obrocie handlowym LNG wg [2.] Hasło (angielskie/ polskie) LNG/ SGZ (propozycja) Ogniwa pełnego łańcucha LNG (ang. LNG chain) Formuła kontraktowa dostaw: dostępny na pokładzie (ang. Free On Board F.O.B.) Formuła kontraktowa dostaw: Koszt- Ubezpieczenie-- Transport (ang. Cost-Insurance- Freight C.I.F.) Formuła kontraktowa dostaw: Ex-ship Krótki opis Liquefied Natural Gas LNG czyli Skroplony Gaz Ziemny SGZ; jest to gaz ziemny w postaci ciekłej (głównie do transportu morskiego) w temperaturze 162 C złoża gazu ziemnego (dedykowane do projektu na co najmniej 20 lat) gazociąg zaopatrujący w gaz instalację do skraplania (czasem b. długi) instalacje do obróbki gazu (usuwanie ciężkich węglowodorów, H 2 O, CO 2, H 2 S, rtęci itd.) instalacja do skraplania gazu ziemnego (najdroższe ogniwo w łańcuchu) terminal wysyłkowy, eksportowy wraz z nadbrzeżem załadowczym i basenem do zawijania metanowców, metanowce (tankowce LNG, do transportu morskiego) w tym przystosowane do regazyfikacji LNG na pokładzie terminal odbiorczy, importowy, regazyfikacyjny (lądowy, przybrzeżny lub na morzu) W tym kontrakcie odbiorca otrzymuje LNG na terenie instalacji do skraplania (na wyjściu z terminala eksportowego) i jest on odpowiedzialny za transport morski do terminala importowego. Odbiorca jest odpowiedzialny za transport własnym metanowcem lub wyczarterowanym od jego właściciela. W tym kontrakcie dostawca wymaga gwarancji aby protokoły transportowe gwarantowały bezpieczny i niezawodny odbiór LNG i zapobiegały w ten sposób zerwaniu porozumień kupna/sprzedaży. W tym kontrakcie odbiorca otrzymuje prawo własności LNG zarówno w chwili jago załadunku na metanowiec jak też w trakcie rejsu do terminala importowego. Płatność za LNG jest dokonywana w chwili transferu własności, natomiast dostawca (sprzedający) jest odpowiedzialny za ubezpieczenie ładunku w imieniu odbiorcy (kupującego). Opłata za transport LNG czyli fracht jest realizowana przez dostawcę. W tym kontrakcie prawo własności LNG przechodzi na odbiorcę (nabywcę) po wyładowaniu LNG z metanowca w terminalu importowym i należność (płatność) powinna być dokonywana w tym samym czasie Uwagi Wzorem innych krajów dobrze byłoby wprowadzić polską nazwę i skrót Metanowiec jest najlepszą definicją dla tankowca LNG; nieraz używany Gazowiec i dla terminala Gazoport nie są nigdzie stosowanymi i w dodatku nie są określeniami precyzyjnymi bo odnoszą się do wielu gazów (skroplonego gazu ziemnego, głównie metanu, etylenu, LPG, amoniaku) Ta formuła jest rozważana przez właściciela terminala krajowego i przez PGNiG S.A. - odbiorcę LNG 10

Hasło (angielskie/ polskie) Krótki opis Uwagi Formuła kontraktowa dostaw: na wyjściu z terminala regazyfikacyjnego (ang. Ex-terminal) Roczny program dostaw (ang. Annual delivery program ADP) Kontrakt Kupna i Sprzedaży (ang. Sales and Purchase Agreement SPA) Instalacja do skraplania gazu ziemnego typu kompensacyjnego (ang. Tolling LNG Plant) Marża paliwowa (ang. Spark Spread ) Nowe technologie dostawy metanowcem LNG regazyfikowanego Kontrakt na wykonanie projektu technicznego Front End Engineering and Design Contract FEED Contract W tym kontrakcie odbiorca otrzymuje na wyjściu z terminala i na wlocie do systemu przesyłowego, regazyfikowany LNG, po wyładowaniu z metanowca, przejściu przez zbiorniki i regazyfikatory, instalację do nawaniania; koszt gazu jest obarczony wszystkimi kosztami przejścia przez terminal ponoszonymi przez dostawcę LNG. Kluczowy, podstawowy dokument dla kupującego i dla dostawcy, określający w jaki sposób będą oni współpracować ze sobą w ciągu trwania projektu LNG w celu osiągnięcia dobrych dostaw LNG i dobrego jego odbioru. Końcowy, definitywny kontrakt pomiędzy sprzedawcą I kupującym dot. sprzedaży i zakupu określonej ilości LNG lub gazu ziemnego w określonych terminach po określonych cenach Na podstawie porozumienia kompensacyjnego marketer lub odbiorca LNG dostarczają gaz ziemny do produkcji ich własnego LNG, wg. ustalonej marży paliwowej ( spark spread ), uzyskując w ten sposób prawo do odbioru odpowiedniej ilości wyprodukowanego LNG. Jest to różnica, przy danej lokalizacji i w określonym czasie, pomiędzy kosztem gazu ziemnego służącego do skraplania gazu i ceną LNG, przez analogię do energii elektrycznej, gdzie jest to różnica pomiędzy kosztem paliwa do generowania energii elektrycznej i ceną energii elektrycznej. Dokładny jej opis zamieszczono w rozdziale 5 Prawny dokument porozumienia stron określającego wszystkie warunki działalności wymaganych dla zdefiniowania instalacji np. terminala odbiorczego w stopniu koniecznym dla rozpoczęcia następnie kontraktu na budowę czyli na EPCC Engineering-Procurement- Construction-Commissioning Te dostawy są uwarunkowane dostępem dostawcy LNG do terminala na zasadach TPA lub wynajęcia przepustowości; taką formułę proponuje nam np. firma algierska SONATRACH 11

4. Charakterystyki techniczno-ekonomiczne dostaw LNG do 2030 roku W rozdziale zaprezentowano charakterystyki dostaw gazu ziemnego (LNG) do Polski, w latach 2010-2030. W tabl. 4.1 przedstawiono prawdopodobne wolumeny dostaw LNG do terminala, z podaniem możliwych terminów uruchomienia pierwszych dostaw, a następnie rozbudowy zdolności odbiorczych terminala LNG. Tablica 4.1. Przewidywane wielkości i harmonogram dostaw LNG do Polski wg [8.] i [9.] Przewidywane źródła dostaw LNG : Rodzaj kontraktu (długotermino wy- KD; spot) Pierwszy rok dostawy LNG od 2015 do 2020 Roczne dostawy w mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG od 2021 do 2025 od 2026 do 2030 po 2030 1. Algieria KD + spot 2013 2,5 2,5 2,5 2,5 lub (5,0) 2. Katar j.w. 2018/19 2,5 2,5 2,5 3. Angola, Iran j.w. 2030/31 2,5 lub (0,0) 4. Pomostowe dostawy z Gaz de France Awaryjne okresowo przez 2-3 lat, np. do 2015 r. 2013 (2,5) jeżeli nie ma LNG z Algierii W tabl. 4.2 zestawiono przewidywane, orientacyjne koszty dostawy LNG dostarczanego na warunkach ex-ship do Polski, przy założeniu alternatywnych źródeł (krajów) dostawy. Tablica 4.2. Przewidywane, orientacyjne koszty dostawy LNG loco burta statku w Polsce (formuła ex-ship lub CIF) na rampie wyładowczej) - wg [5.] Zakładany kontrakt 1. Algieria 2. Katar 3. Angola, Iran 4. Pomostowe dostawy z Gaz de France Cena w IV kw. 2007 roku w [USD/ MMBtu] Cena ( IV kw. 2007) za 1000 m 3 regazyfikowanego LNG (po przeliczeniu) w [EUR/1000 m 3 ] * 9,0 219 9,5 231 9,3 226 8,9 216 Uwagi w oparciu o cenę dostaw w Montoir (Francja) w oparciu o cenę dostaw w Zeebrugge (Belgia) w oparciu o cenę LNG z Nigerii w oparciu o cenę LNG z Algierii lub z Egiptu UWAGA: ceny LNG są indeksowane do tej pory głównie na cenach ropy naftowej, rzadziej na ropopochodnych - jak to mam miejsce w przypadku gazu ziemnego rurociągowego. Dostawy CIF czy też ex-ship są proponowane ze względu na brak w Polsce własnych metanowców. Do przeliczeń cen kontraktów z USD na EUR zastosowano kurs wymiany: 1 = 1,45 USD. 12

Tabl. 4.3 prezentuje nakłady na budowę terminala LNG. Są to nakłady główne, wraz z niezbędną infrastrukturą magazynową i przyłączeniową do sieci. Wyszczególniono zagregowaną strukturę nakładów: urządzenia technologiczne, infrastruktura towarzysząca i inne. Oszacowano bardzo wstępnie koszty nadmierne tj. bardziej rozległe zagospodarowanie nadbrzeża, aniżeli niezbędne tylko do obsługi terminala. Tablica 4.3. Przewidywane nakłady inwestycyjne na budowę terminala LNG bez infrastruktury czysto portowej oraz systemu podłączenia do sieci i infrastruktury przesyłowej wg - [1.] [16.] [20.] Kategoria jednostka do 2,5 mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG 1. Nakłady inwestycyjne 2. Struktura kosztów kapitału Skalowane zależnie od mocy terminalu (zdolności regazyfikacji LNG) do 5 mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG do 7,5 mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG mln EUR 350 500 650 mln EUR 55% kosztów z pożyczek bankowych (na 10 lat) Kapitał własny na rozbudowę Kapitał własny na rozbudowę 3. Struktura nakładów: Struktura nakładów inwestycyjnych, w % od poz. 1 - zbiorniki magazynowe % 30 40 47 - regazyfikatory, pompy, boil-off, % 15 17 17 orurowanie - nabrzeże z nalewakami % 12 12 13 - p-poż., wod.-kan., % 11 8 6 - częściowe udziały w nowobudowanym porcie (ok. 25% % 20 14 11 nakłady obce) - pomocnicze % 12 9 6 W tabl. 4.4 zawarto szacunkowe wartości przewidywanego rozkładu kosztów realizacji całego przedsięwzięcia budowy terminala. Podano w niej także rozkład kosztów przyszłej rozbudowy - planując ich harmonogram w sposób umożliwiający regazyfikację założonych wolumenów LNG w tabl. 4.1. A zatem należy pamiętać, że zmieniając dane w tabl. 4.1 należy je również odpowiednio skorygować w tabl. 4.4. 13

Tablica 4.4. Oszacowany rozkład nakładów inwestycyjnych na budowę terminala LNG wg [1.] Przedsięwzięcie budowa/ rozbudowa Projektowana moc terminala w mld m 3 /rok, regazyfikowanego LNG Procent nakładów do poniesienia w danym roku budowy (rozbudowy) terminala (uwaga : ostatni rok nakładów = pierwszy rok produkcji)) Budowa 2,5 Rozbudowa do 5,0 Rozbudowa do 7,5 Rok 1 2 3 4 5 6 20% (2009) 30 30 10 Rok 2016 2017 50% 50% 10% (2013) Rok 2023 2024 50% 50% UWAGA: lata rozbudowy terminala wyprzedzają o dwa lata rok dostawy z tabl. 4.1. W kolejnej tabl. 4.5 zestawiono silnie uproszczony bilans gazu w terminalu. Na wejściu podano wsad w mln ton LNG dostarczanego metanowcem, zaś na wyjściu z terminala wolumen gazu po regazyfikacji (mln ton LNG i mln m 3 ); określenie strat gazu oraz zużycia własnego gazu w procesie (m 3 / tys. m 3 gazu na wejściu); w przypadku spalania w bilansie wystąpią emisje NO x oraz CO 2 i małe ucieczki metanu - CH 4. Tablica 4.5. Uproszczony bilans gazu LNG w terminala dla mocy około 2,5 mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG wg [1.] Kategoria na wejściu Jednostka Wejście do terminala- (masa LNG) Wyjście (masa LNG po regazyfikacji) Dostawa gazu LNG mln ton LNG/a 1,930 1,894 *) Zużycie elektryczności (pompy, sprężarki, oświetlenie, napędy, inne) Emisje zanieczyszczeń **) - CO 2 - NO x - CH 4 (wycieki) GWh/rok 30 ~ 16 tys. t CO2/a pomijalne *) - odpowiada to 2,5 mld m 3 /rok gazu ziemnego wychodzącego z terminala, czyli mocy/ przepustowości nominalnej. Jej uzyskanie wymaga na wejściu powiększenia dostaw o ok. 1,5% tej ilości na regazyfikację + ok. 0,3% na generowanie energii elektrycznej. **) - emisje pochodzą od spalania gazu na potrzeby regazyfikacji oraz z ewentualnego spalania części oparów LNG (boil-off zbiorników magazynowych równy ~0,05%/dobę) 14

Kolejna tablica - 4.6 zestawia oszacowanie rocznych kosztów eksploatacji terminala. Dane te podano w EUR/ tys. m 3 gazu na wejściu. Wyróżniono koszty zmienne na które składają się głównie koszty zużytego gazu oraz koszty opłat środowiskowych i koszty zakupionej dodatkowo (niewielkie ilości) energii elektrycznej. W kosztach stałych wyróżniono remonty i konserwacje oraz wynagrodzenia, opłaty i podatki, ubezpieczenia), nie uwzględniono kosztów kapitałowych. Tablica 4.6. Roczne koszty eksploatacji terminala liczone na 1000 m 3 gazu ziemnego na wyjściu dla różnych zdolności regazyfikacji wg [1.] i [5.] Kategoria Koszty remontów i konserwacji (bez amortyzacji) Koszty stałe (wynagrodzenia, podatki, ubezpieczenia, inne jednostka Skalowane zależnie od mocy terminalu (zdolności regazyfikacji LNG) Moc do 2,5 mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG Moc do 5 mld m 3 /rok regazyfikowanego LNG do 7,5 mld m 3 /rok mln /rok 3,5 5,0 6,5 mln /rok 1,6 1,7 1,8 Koszty zmienne (zależne tylko od godzin pracy terminalu w roku = kosztom zużytego gazu + opłaty eko. mln /rok* (zużyty gaz) 10,8 (36000t/rok LNG) 23,4 (78000) 33,9 (113000) Koszty O & M razem mln /rok 15,9 30,1` 42,2 Koszt jednostkowy (bez amortyzacji) /1000 m 3 6,36 6,02 5,62 Uwaga: przyjęto pesymistyczną wielkość uśrednionej ceny jednej dostarczonej do terminala tony LNG = 300 EUR ( 2007) co odpowiada ~230 /1000 m 3 gazu ziemnego Ze względu na brak tego rodzaju obiektu w Polsce jego charakterystykę ruchową (sposób pracy w sezonach oraz w dobie zimowej) Wykonawca określił na podstawie informacji z literatury fachowej. Z wieloletnich doświadczeń eksploatacyjnych terminala LNG w kilku krajach europejskich wynika, że operator terminala pracującego na pokrywanie podstawowego zapotrzebowania systemu gazowniczego (tzw. base load), identycznie jak to się zakłada dla Polski, w małym stopniu bierze pod uwagę zmienności zapotrzebowań dobowych oraz sezonowych. Jest to możliwe, ponieważ najczęściej terminal LNG współpracuje z tzw. kompensatorami mocy, którymi są szczytowe (kawernowe) magazyny gazu (PMG). W świecie istnieją instalacje LNG na szczytowe zapotrzebowania, ale nie są to terminale zasilane z importu, a z własnych złóż (np. USA). Dla terminali odbiorczych, których zadaniem jest zapewnienie odbioru w podstawie ( base load ), to operator terminala LNG decyduje o wielkości oddawania regazyfikowanego LNG do sieci. Wynika z tego, że zarówno w polskich przepisach prawa, jak również w praktyce biznesowej zajdzie potrzeba nowych uregulowań w przepisach, czy też opracowania nowych umów biznesowych. Niezbędne bowiem będzie zachowanie równowagi pomiędzy stronami umowy także w przypadku 15

zasilania elektrowni czy EC z terminala. Brak tego rodzaju równowagi może zadecydować o znacznych trudnościach z wejściem na rynek gazu LNG. Z analizy reżimu (trybu) pracy, terminale europejskie cechują się, średnio-rocznym stopniem wykorzystania mocy stosunkowo niskim, bo ok. 70% czasu rocznego. Dlatego Komisja Europejska obecnie opracowuje nowe zasady dostępu do terminali i wtórnych rynków gazu, które w ciągu następnych miesięcy powinny zostać poddane publicznym konsultacjom. Założony na podstawie obserwacji czasów pracy terminali w krajach EU roczny stopień wykorzystania mocy prezentuje tabl. 4.7. Tablica 4.7. Założony, roczny stopień wykorzystania mocy, z uwzględnieniem zmienności sezonowej, terminala LNG w Polsce Skalowane zależnie od mocy terminala jednostka Kategoria (zdolności regazyfikacji LNG) mld m 3 /rok do 2,5 do 5,0 do 7,5 Stopień wykorzystania mocy w roku: w % mocy 70% 70% 70% - sezon zimowy (X-III) % 80% (?)* 75% (?) 75% (?) - sezon letni (IV-IX) % 60% (?) 70% (?) 70% (?) W ostatnich latach współczynniki wykorzystywania przepustowości terminali regazyfikacyjnych obniżyły się do 70% i poniżej (dane uzyskane od Gas LNG Europe, Komisji Europejskiej). W tabl. 4.8 zestawiono oszacowanie skali nakładów niezbędnych do poniesienia na konieczną rozbudowę sieci przesyłowej w poszczególnych latach. Jest to niezbędne ze względu na wyprowadzenie mocy terminala LNG; który stanie się jednym z kluczowych elementów polskiego systemu przesyłowego. Dane te oszacowano wstępnie z wykorzystaniem publikacji przedstawicieli polskiego operatora systemu gazociągów przesyłowych (Gaz-System), dostosowując je do założonego harmonogramu uruchamiania mocy terminala LNG. Wykonawca musi jednak wyraźnie podkreślić, że założenia te mogą zostać zmienione, zależnie od planów i gotowości, a także zdolności kredytowej Gaz- Systemu. Są to zagadnienia, na które może i powinien kompetentnie i wiążąco wypowiedzieć się Gaz-System. Zaznacza się, że w ramach Programu operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, w ramach priorytetu XI (Bezpieczeństwo energetyczne), przewidziano na lata 2007-2013 wydatkowanie kwoty ok. 1000 mln EUR na współfinansowanie: terminala 400 mln EUR, rozbudowę sieci przesyłowej ok. 500 EUR oraz ok. 70 mln EUR na budowę magazynów tawernowych (Kossakowo i Mechelinki). Założenia te z pewnością zwiększają szansę na dochowanie dyscypliny realizacyjnej i finansowej przez obu głównych inwestorów, tj. PGNiG oraz Gaz-System. 16

Tablica 4.8. Przewidywane, wstępne nakłady inwestycyjne na budowę sieci przesyłowych do podłączenia z terminalem LNG wg [14.] i [[17.] Kategoria jednostka Wartość Uwagi: 1. Nakłady inwestycyjne 2. Struktura nakładów: - gazociągi (Gaz System) - przetłocznie (Gaz System) - PMG na potrzeby terminala (PGNiG S.A.) - inne urządzenia (stacje red.- pom.) mln PLN (ceny 2007) ok. 2 500 % 80 % 4 % 12 % 4 Przetłocznia Goleniówkoszt ~75 mln PLN ~ 300 mln zł (PMG Kossakowo) Uwaga: Nakłady skalowane zależnie od mocy (zdolności regazyfikacji LNG) od 2,5 - do 5 mld m 3 /rok 17

5. Innowacyjne technologie dostaw gazu LNG Najbardziej znaną i rozpowszechnioną metodę dostawy LNG stanowi konwencjonalny terminal lądowy z nabrzeżem, ze zbiornikami magazynowymi, z instalacją do regazyfikacji i z urządzeniami do ewentualnego wykorzystania oparów LNG tzw. boil-off - współpracujący z połączoną instalacją systemu przesyłowego gazu. Aktualnie opanowane są cztery nowe konkurencyjne technologie dostaw, rozważane przez Komisję Europejską. Są to: dostawa do specjalnego terminala pływającego zakotwiczonego na stałe na morzu, ze zbiornikami magazynowymi i z instalacją do regazyfikacji (FSRU- Floating Storage Regasification Unit) lub osadzonego na dnie morza (to rozwiązanie proponowało konsorcjum projektowe dla rejonu Gdańska), terminal LNG w postaci struktury betonowo-stalowej (Offshore Gravity Based Structures - GBS) posadowionej na dnie morza, samowystarczalny energetycznie i bytowo (woda do picia odsalana z wykorzystaniem gazu), platforma wydobywcza ropy naftowej lub gazu ziemnego odpowiednio zaadaptowana dla zamontowania terminala LNG (rzadko stosowana ze względu na znaczne koszty), dostawy przy użyciu metanowca z regazyfikacją na pokładzie do terminala, zwanego też portem, znajdującego się na morzu lub w strefie przybrzeżnej, z przesyłem regazyfikowanego LNG do gazociągu podmorskiego lub też dostawa przy nabrzeżu (alongside moored ship) do gazociągu lądowego na nabrzeżu. W marcu 2005 roku w USA powstała nowa technologia dostaw LNG, polegająca na jego regazyfikacji na pokładzie metanowca i bezpośredniego przesłania gazu do PMG lub do sieci przesyłowej. Wydarzenie miało miejsce w Zatoce Meksykańskiej, a regazyfikowany LNG popłynął do zbiornika w kawernach solnych (7 mld m 3 ) i do sieci przesyłowej największej amerykańskiej firmy gazowniczej, El Paso w Teksasie. Technologię tę opracowała amerykańska firma Excelerate z Houston i z powodzeniem nadal ją rozwija. Od tego czasu przeprowadzono kilkanaście dostaw regazyfikowanego LNG. Gotowa do natychmiastowego wdrożenia jest prawie identyczna technologia opracowana przez firmę norweską Höegh LNG, przygotowywana dla pierwszego projektu ciągłych dostaw około 4 mld m 3 /rok gazu ziemnego w ramach projektu Neptun do Bostonu w USA, wspólnie z firmą SUEZ - Gaz de France i Exmar. Ogólny, przewidywany koszt projektu Neptun LNG tworzą wydatki na: 3 metanowce z regazyfikacją na pokładzie, boja (tzw. podwodna wieżyczka wyładowcza - STL Submerged Turret Loading) i gazociągi podwodne. Razem szacuje się nakłady na kwotę ok. 600 mln 18

EUR. Firmy zaangażowane w budowę tego przedsięwzięcia przewidują początek realizacji dostaw w połowie 2009 roku. Wykorzystując dotychczasowe osiągnięcia tradycyjnej technologii dostaw LNG w postaci ciekłej, metoda - wg projektu Neptun - istotnie uelastycznia dostawy LNG. Jej stosowanie przewiduje się wszędzie tam, gdzie występują utrudnienia lub też budowa - albo lądowego terminala LNG, albo terminala pływającego, albo też terminala morskiego zakotwiczonego lub posadowionego na dnie, okażą się nieopłacalne. Wykonawca pragnie podkreślić, że metoda wg projektu Neptun nie stanowi istotnej konkurencji dla tradycyjnych metod dostaw LNG, ale głównie uzupełnia tradycyjne rozwiązania, których budowa albo jest nieopłacalna albo też niewykonalna ze względu na bardzo krótki, wymagany okres realizacji dostawy. A zatem gdy chodzi o szybkie wprowadzenie gazu ziemnego do danego regionu, zwłaszcza w procesie dywersyfikacji i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw, warto zastanowić się nad budową wg metody projektu Neptun - oczywiście mając zapewnione kontrakty na zakup gazu LNG u producenta/ dostawcy. Niektórzy eksperci twierdzą, że metoda ta może stanowić rodzaj probierza opłacalności dla wprowadzenia LNG na dany rynek krajowy lub regionalny, który jeszcze jest niezbyt dobrze zdefiniowany, a zatem ryzykowny dla inwestora oraz potencjalnego dostawcy (zależnie od podziału ryzyka inwestycji). W chwili obecnej realizowane są trzyletnie dostawy LNG według tej technologii w Teesside w płn.-wsch. Anglii, w ilości 5 mld m 3 rocznie. Czas realizacji projektu wyniósł 11 miesięcy a koszt ~68 mln. Zarys nakładów inwestycyjnych oraz pewnych dodatkowych kosztów zestawiono w tabl. 5.1, jednakże przed ich wykorzystaniem w obliczeniach opłacalności należałoby wykonać dodatkową, bardziej szczegółową analizę przypadków wspomnianych w tym rozdziale. Tablica 5.1. Nakłady inwestycyjne na projekty dostaw LNG regazyfikowanego na pokładzie metanowca Rodzaj metody dostaw: jednostka Zdolności regazyfikacji LNG Metanowiec typu alongside moored ship mld m 3 /rok 5,0 68 Nakłady inwestycyjne na przygotowanie nabrzeża, budowę gazociągu odbiorczego, elastyczne przewody wysoko-ciśnieniowe, urządzenia pomiarowe mln EUR plus dodatkowe składniki opisane poniżej, np. instalacje na statku, dłuższy czas wyładunku 1) Metanowiec typu przybrzeżnego, morskiego mld m 3 /rok 4,0 19

Nakłady inwestycyjne na tzw. terminal podmorski składający się z boji wyładowczej, pionowego odcinka gazociągu (risera), kolektora podwodnego, ewent. urządzeń pomiarowych i gazociągu podmorskiego na ląd mln EUR 120 2) 1) dane pochodzą z jedynego dotychczas projektu w Teesside w Anglii (czas realizacji 11 miesięcy) 2) nakłady inwestycyjne wynoszące ogólnie 600 mln, z projektu Neptun w Bostonie (USA) pomniejszone o koszty 3 metanowców (3X 160 = 480 mln ) szacowane na około 120 mln Oczywiście do tych, tak optymistycznie wyglądających kosztów, zestawionych w tabl. 5.1, należy dodać, w przypadku posiadania własnego metanowca, dodatkowy koszt jego adaptacji do wyładunku regazyfikowanego LNG - rzędu 20/25% kosztu metanowca, lub też dodatkowy, wyższy koszt opłaty czarterowej (np. 60/70 tys. /dobę, zamiast 45/60 tys. /dobę). Ponadto będzie potrzebna większa liczba czarterowanych statków - w porównaniu do tego samego wolumenu dostaw do terminala lądowego. Jest to konieczne ze względu na co najmniej dwukrotnie dłuższy czas wyładunku. A zatem porównanie kosztów dla różnych typów dostawy wymaga wykonania szerszej analizy, której wykonanie wykracza poza zakres niniejszej pracy. Tego rodzaju, innowacyjne rozwiązanie mogłoby być zastosowane w Polsce np. w Gdańsku na nabrzeżu Naftoportu, po uprzednim przeanalizowaniu wszystkich warunków biznesowej opłacalności jego zastosowania. Tym niemniej, w opinii Wykonawcy, na przypadek wystąpienia tego rodzaju specjalnych warunków zagrożenia ciągłości dostaw gazu, warto mieć przygotowany tego rodzaju projekt awaryjnego zasilenia. Z pewnością przyczyniłby się on do wzrostu bezpieczeństwa dostawy gazu w danym regionie kraju. Inne, interesujące przypadki innowacyjnych sposobów dostaw LNG rozważane są m.in. w Wilhelmshaven w Niemczech - zdolność dostaw ok. 5,25 mld m 3 /rok; w Pakistanie ok. 4-7 mld m 3 /rok, oraz kilka wariantów w USA np. projekt Floryda dla dostaw około 4 mld m 3 rocznie. W przypadku projektu dostaw do Singapuru - około 4 miliona ton LNG/rok (5,3 miliarda m 3 /rok), przy założeniu realizacji dostaw z importu z Indonezji (1.150 mil morskich), analiza ekonomiczna wykazała, że roczne oszczędności mogą wynieść ok. 44 mln EUR, w porównaniu z terminalem lądowym. Reasumując - zaletami tej technologii dostaw LNG są w opinii Wykonawcy: niezwykła elastyczność, łatwość zainstalowania urządzeń, demontażu i przeniesienia jeżeli zajdzie tego potrzeba instalacji podmorskich w inne miejsce i ich ponownego wykorzystania, szybki czas realizacji maksymalnie do 18-24 miesięcy dla dostaw w strefie przybrzeżnej, to jest prawie dwa razy krótszy od budowy terminala lądowego, a przy metodzie nabrzeżnej od 5 do 12 miesięcy, czyli od 3 do 4 razy krócej niż na lądzie, krótki czas uzyskiwania zezwoleń na realizację i budowę, 20