Nowoczesne technologie w przemyśle gazowniczym

Projekt współfinansowany przez Unię Europejską w ramach Europejskiego Funduszu Społecznego Nowoczesne technologie w przemyśle gazowniczym Andrzej Bąk

Rozpatrując geopolitykę w Europie możemy za wzór wziąć jednego z na j- większych potentatów czyli USA. Postęp w technologii wiercenia i wydobyw a- nia gazu z niekonwencjonalnych źródeł, takich jak łupki sprawił, że USA z i m- portera mogą stać się eksporterem tego surowca co ma olbrzymi wpływ na amerykańska gospodarkę i bezpieczeństwo energetyczne. Ameryka ma mnóstwo g a- zu, a dzięki zmianom w technologii wydobycia własne zapasy tego paliwa w y- starczą jej na ok. 100 lat. Jeśli technologie te wprowadzono by w Europie m o- głyby zmienić euroazjatycki krajobraz geopolityczny. str. 2

Jako potencjalne regiony, w których można będzie wydobywać gaz taką metodą w Niemczech, Szwecji i Polsce, gdyż mają podobną budowę geologiczną jak bogate złoża w USA czy Kanadzie. Międzynarodowa Agencja Energetyczna i amerykańskie ministerstwo energetyki szacują, że złoża te wystarczyłyby na pokrycie obecnego europejskiego importu gazu przez 40 lat. Charakteryzująca gaz łupkowy należy zwrócić uwagę na fakt, iż pierwsze próby wydobycia gazu z łupków podejmowano już w XIX wieku, jednak ze względu na niewielką przepuszczalność tych skał - niewystarczającą do zapewnienia przepływu gazu do odwiertu, nie udało się wykorzystać tego źródła gazu. Pozyskiwanie gazu ze skały o niskiej przepuszczalności wymaga jej perforacji. Gaz łupkowy produkowany był z łupków z naturalnymi szczelinami. W ciągu ostatnich lat opracowano technologię kruszenia hydraulicznego, w celu stworz e- nia sztucznych pęknięć w okolicy odwiertów. Dla szybów łupkowych często stosuje się otwory kierunkowe, o długości odgałęzień do około 3 km, w celu maksymalizacji powierzchni obsługiwanej przez odwiert. Łupki zawierające ekonomiczne ilości gazu mają sporo wspó l- nych cech. Są one bogate w materiał organiczny (0,5% do 25%) i są zwykle sk a- łami macierzystymi ropy naftowej, w których wysoka temperatura oraz ciśnienie doprowadziły do konwersji ropy naftowej w gaz ziemny. Zwykle są one także wystarczająco kruche i twarde, aby po szczelinowaniu pozostawać otwartymi. Na niektórych obszarach najbardziej produk tywnymi okazują się łupki o wys o- kim promieniowaniu gamma, dlatego że jego natężenie związane jest z wysoką zawartością węgla. Część powstającego gazu pozostaje w naturalnych szczelinach, niektóre w przestrzeniach porów, a część jest adsorbowana w materiale organicznym. Gaz ze szczelin wydobywany jest natychmiast, gaz z substancji organicznych wyd o- bywa się wraz ze spadkiem ciśnienia w odwiercie. Wśród innych niekonwencj o- nalnych źródeł gazu ziemnego wymienić można także metan z pokładów węgla, gaz zamknięty (tight gas), gaz głębinowy (deep gas) oraz hydraty metanu. str. 3

Przyglądając się statystykom zasobów jakie występują na Świecie przen o- simy się na kontynent Ameryki. Ameryka Północna przoduje w rozwoju i pr o- dukcji gazu z łupków. Wielki sukces gospodarczy złoża B arnett Shale w Teksasie zachęcił do poszukiwania innych złóż w USA i Kanadzie. Duże złoża gazu łupkowego odkryto też w Argentynie, Chinach a także w Afryce Północnej i na Bliskim Wschodzie. Początek eksploatacji złóż łupkowych niektóre źródła opisują jako cichą rewolucję gazową. W 2002 w USA rozpoczęto komercyjną eksploatację złóż, w roku 2009 USA stały się największym wydobywcą gazu ziemnego (745,3 mld m³), przy czym, ponad 40% przypadało na źródła niekonwencjonalne (pozysk i- wanie ze złóż węgla oraz łupków). W pierwszej dekadzie XXI w. średnie wydobycie gazu z łupków w USA wyniosło 51 mld m³ rocznie. W tej sytuacji pozycja Gazpromu, jako potentata w wydobyciu i eksporcie gazu ziemnego, na początku 2010 roku okazała się zagrożona. Wielu ekspertów jednak uważa, że zamieszanie wokół gazu z łupków jest wynikiem akcji PR, inspirowanej przez firmy energetyczne, które zainwestowały sporo w projekty wydobycia gazu z łupków, potrzebujące dodatkowego kapitału na ukończenie eksperymentów. Niektórzy uważają, że gaz z łup ków w rzeczywistości jest znacznie droższy niż w kalkulacjach przedstawionych przez przedsi ę- biorstwa wydobywcze. Według nich, na uzyskanie gazu z łupków trzeba wydać 212-283 USD/1000 m³. Oprócz tego należy wziąć pod uwagę fakt, że ciepło sp a- lania gazu z łupków jest prawie 2,3-krotnie niższe niż gazu ziemnego (14500 kj/m3 wobec 33500 kj/m3). Natomiast inaczej jest w Europie. Kontynent ten jeszcze nie posiada ek s- ploatowanych złóż gazu łupkowego, jednak sukces Ameryki Północnej zachęcił geologów z wielu krajów europejskich do sprawdzenia możliwości wydobycia z własnych pokładów łupków zawierających materiał organiczny. Norweska fi r- ma Statoil rozpoczęła współpracę z Chesapeake Energy w celu wydobycia gazu str. 4

na wschodnich obszarach USA, nie kryjąc zainteresowania w ykorzystaniem zdobytego doświadczenia w przedsięwzięciach gazowych w Europie. Rosyjski Gazprom wyraził chęć kupna amerykańskiej firmy zajmującej się gazem z łu p- ków w celu wykorzystania jej doświadczenia w rosyjskich projektach gazowych. Francuska firma naftowa Total SA zawiązała joint venture z Chesapeake w Ba r- nett Shale w Teksasie. Z danych statystycznych wynika, że w Polsce według danych z roku 2010, Polska dwie trzecie używanego gazu importuje z Rosji. Polskie zasoby gazu łu p- kowego do niedawna były szacowane na największe w Europie, jednak 21 marca 2012 r. Państwowy Instytut Geologiczny wydał raport, w którym oszacował, że wielkość polskich złóż z największym prawdopodobieństwem mieści się w prz e- dziale 346-768 miliardów m 3. Do sierpnia 2011 wydano 97 koncesji na poszukiwanie złóż gazu niekonwencjonalnego. ConocoPhillips ogłosił plany poszuk i- wań gazu z łupków w Polsce. Podobne plany zgłaszała również firma Lane ene r- gy. Marathon Oil zdobył koncesje na spore złoża sylurskich łupków gazon o- śnych. Pierwszy odwiert w Polsce przeprowadzony przez PGNiG w Markowoli (woj. mazowieckie) nie dał pozytywnego wyniku, natomiast złoża w okolicy L u- bocina (woj. pomorskie) uznane zostały za obiecujące. We wrześniu 2011 PGNiG poinformowała, że w 2014 roku na rynek gazu tr afi surowiec z pierwszych sześciu odwiertów w Lubocinie. W czerwcu 2011 firma 3Legs Resources poinformowała, że przeprowadziła w okolicach Łebienia odwiert poziomy w p o- szukiwaniu gazu łupkowego i odnalazła surowiec. Ponowne wiercenia na Lubelszczyźnie przyniosły rezultaty. Gaz łupkowy odkryto we wrześniu 2011 roku w rejonie wsi Krupe i Krynica w powiecie kr a- snostawskim. Odwiert wykonała tam spółka ExxonMobil. Zasoby polskich g a- zów łupkowych charakteryzują się dość wysoką szacowaną ceną wydobycia. Oceny firmy Wood Mackenzie z roku 2011 mówią o cenie 335 $/1000 m3, czyli taniej od rekordowej ceny gazu z Rosji (500 $/1000 m3), i niewiele taniej niż str. 5

obecnie odbiorcy europejscy płacą Gazpromowi. "Pas łupkowy", obejmujący ok. 37 tys. km2, tj. 12% obszaru Polski, rozciąga się od północnych obszarów kraju (basen bałtycki), przez regiony centralne (basen podlaski), po wschodnie (basen lubelski). Ostatnie prace poszukiwawcze zdają się potwierdzać, że najbardziej obiecująca jest formacja bałtycka i to na tym obszarze k oncentruje się obecnie większość projektów i badań. Do sierpnia 2012 r. Ministerstwo Środowiska wydało 111 koncesji na p o- szukiwanie gazu łupkowego w Polsce. Najwięcej koncesji otrzymały: spółka Skarbu Państwa PGNiG (15), Petrolinvest (14), Marathon Oil Com pany (11), 3leg resources (9), Orlen Upstream Sp. z o.o. (7) i BNK Petroleum (6). Do wrz e- śnia 2012 r. zdołano wykonać w całości ok. 25 odwiertów, a kolejnych 12 jest w fazie realizacji. Jak ocenia PMR, do końca 2012 r. rozpocznie się jeszcze bl i- sko 20 odwiertów. Ostatnie projekty koncentrują się przede wszystkim na uz y- skaniu nowych profili danych, które pozwolą opracować dalsze plany rozwoju sektora. Patrząc od strony opłacalności widać, że Spore ceny gazu ziemnego w ostatnich latach oraz postęp technologii kruszenia oraz wiercenia horyzonta l- nego zwiększyły opłacalność wydobycia gazu łupkowego. Jego cena produkcji jest zazwyczaj znacznie wyższa od tego z szybów konwencjonalnych z powodu ogromnych koniecznych wydatków inwestycyjnych (kruszenie hydrauliczne). Z drugiej strony szyby łupkowe obarczone są niższym ryzykiem błędu oceny wielkości złoża. Jak na razie, wszystkie udane próby wydobycia odbywały się ze skał ery paleozoicznej i mezozoicznej. Korzyści z wykorzystania t ych nowych zasobów są oczywiste. Po pierwsze zmniejszenie wpływów Rosji na jej europejskich klientów. Po drugie może to zapobiec przeobrażeniu się Forum Państw Eksporterów Gazu, do którego n a- leżą m.in. Iran, Libia czy Wenezuela, w gazowy kartel podobny do OPEC. Co więcej rosyjski gigant gazowy Gazprom ryzykuje utratę znaczących udziałów w europejskim rynku, a wykorzystanie niekonwencjonalnych zasobów gazu może sprawić, że koncern stanie się bardziej wiarygodnym i uległym dostawcą. Rosja str. 6

wciąż ma duże nienaruszone jeszcze rezerwy gazu, ale jego wydobycie wciąż spada z powodu braku inwestycji i technologii. Jeśli Europa pójdzie w ślady Ameryki w wydobyciu gazu, kwestia tego kto jest zależny od kogo w jej relacjach z Rosją może ulec radykalnej zmianie. Niestety Europa nie ma obecnie ani odpowiedni ej infrastruktury ani umiejętności. Sprawi to, że w Europie niekonwencjonalne zasoby gazu nie będą w y- korzystywane tak szybko jak w USA. Z kolei jeśli Europa tego nie zrobi zwię k- szy to jej zależność od krajów, których polityka uważana jest za kontrowersyjną. Dbając o ekologie i środowisko naturalne obecnie na wokandzie jest kilka głównych problemów jakie widzą politycy, działacze czy ekolodzy. Należy je d- nak zauważyć, iż wydobycie gazu odbywa się metodą szczelinowania. Proces szczelinowania hydraulicznego jest sprawdzony i bezpieczny. W USA wykonano dotąd 1 milion odwiertów i żaden nie spowodował katastrofy ekologicznej. Z a- nieczyszczenia wody mogą się pojawić jedynie wtedy, kiedy dojdzie do błędów w procesie wiercenia i cementowania odwiertu lub niezachowania zasad dobrej praktyki wiertniczej. Znaczna część produkcji gazu ziemnego nie mogłaby być realizowana, gdyby nie korzystano i udoskonalano tej technologii. Wyspecjalizowane służby ochrony środowiska nigdzie nie stwierdziły, by doszło do niekorzystnych ekol o- gicznie zdarzeń, jeśli proces był przeprowadzany zgodnie z normami i przebi e- gał bezawaryjnie. Stwierdzono, że prawidłowo wykonane szczelinowanie nie powoduje negatywnych zjawisk. Podczas prac poszukiwawczych gazu z łupków firmy przestrzegają wsze l- kich norm środowiskowych, by nie doprowadzić do żadnych zagrożeń dotycz ą- cych wody. W Polsce wody podziemne użytkowe są dodatkowo bezpieczne ze względu na swoje położenie - znajdują się na głębokości 100-200 m, podczas gdy szczelinowanie wykonuje się na głębokościac h ok. 3 tysięcy metrów. P o- między pokładami skał wodonośnych i skał łupkowych znajduje się ponad 2km często całkowicie nieprzepuszczalnych skał. Nieprzepuszczalna jest też sama skała łupkowa. Zabiegi szczelinowania są zabiegami dobrze poznanymi, stos o- str. 7

wanymi od dziesięcioleci w praktyce polskiego górnictwa węglowodorów. Be z- pieczeństwo źródeł i zasobów wody potwierdzają również naukowe ekspertyzy. Polscy naukowcy badali otwór wiertniczy LE-2H w Łebieniu, gdzie w zeszłym roku przeprowadzono zabieg szczelinowania hydraulicznego. Jego wpływ na środowisko analizował zespół ponad 30 specjalistów z pięciu instytucji. Wyniki badań zawarto w raporcie przygotowanym przez Państwowy Instytut Geologic z- ny, który koordynował prace badawcze. Wnioski przedstawiono podczas konf e- rencji prasowej 2 marca 2012 r. Raport jednoznacznie stwierdza, że przeprow a- dzenie prac zgodnie z normami i przepisami jest w pełni bezpieczne dla środ o- wiska. Woda wykorzystywana przy poszukiwaniu gazu z łupków nie jest za da r- mo. Opłatę za pobór wody ustala się według stawek za 1 m3 wody obowiązujących w okresie, w którym pobór wód miał miejsce. Są one określone przepisami rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 14 października 2008 r. w sprawie opłat za korzystanie ze środowiska(dz. U. Nr 196, poz. 1217 ze z m.). Opłata jest zależna od jakości pobranej wody, od tego, czy jest to woda powierzchniowa, czy podziemna, a - w przypadku wód powierzchniowych- także od dostępności zasobów wodnych w różnych częściach obszaru kraju. Firmy zaopatrujące się w w o- dę korzystają np. z istniejących ujęć wody na podstawie umów i za opłatą lub z własnych ujęć w oparciu o stosowne pozwolenie wodno-prawne, lub też zwód opadowych. Jeśli spółka zbuduje własne studnie głębinowe, to często przekazuje je na własność gminie. str. 8

Nie należy również obawiać się o to, że tam gdzie prowadzone będzie w y- dobycie, może zacząć brakować wody do innych celów przemysłowych i ko n- sumpcyjnych. W tej chwili w skali kraju wykorzystywane jest jedynie 12 proc. ogólnych zasobów wody. Do szczelinowania średnio zużywa się ok. 20 tys. m sześć., a jedynie stolica na dobę potrzebuje 410 tys. m sześc. Zatem ilość w o- dy niezbędna technologicznie do wydobycia nie jest zbyt wysoka, a poza tym część z niej (20 do 60 proc.) może być wykorzystywana wielokrotnie. Jak wyl i- czyli eksperci Państwowego Instytutu Geologicznego, w ciągu 3 5 lat w Polsce str. 9

wykonanych zostanie 200 odwiertów, co pochłonie około 1 mln m sześc. wody, a to zaledwie 0,06 proc. łącznego rocznego wykorzystania wód podziemnych. Do procesu szczelinowania używa się co prawda chemikaliów, jednakże po zakończeniu procesu szczelinowania płyn szczelinujący powraca na p o- wierzchnię i jest ponownie wykorzystywany, przechowywany w zamkniętych zbiornikach. Recykling zużytego płynu szczelinującego w celu jego powtórnego wykorzystywania może się odbywać na miejscu w mobilnych lub stacjonarnych stacjach oczyszczania. Zanim rozpoczną się prace następuje rozpoznanie warunków geologic z- nych tj. głębokość występowania złoża, miąższość i rozprzestrzenienie formacji gazonośnych, szczelność nadkładu, tektonika, stopień konfliktowości z innymi złożam. Następnie rozpoznanie warunków hydrogeologicznych czyli środowisko wodno-gruntowe, poziomy wodonośne głębokość występowania, izolacja od powierzchni terenu, kierunki przepływu w warstwach wodonośnych, miąższość warstw wodonośnych, ciśnienia. Kolejnym krokiem jest rozpoznanie warunków środowiskowych stan bazowy str. 10

Konstrukcja otworu pionowego powinna zapewnić izolację poszczególnych przewiercanych warstw. Szczelinowanie hydrauliczne to proces stymulacji przepływu gazu w skale zbiornikowej, zabieg stosowany również w wydobyciu węglowodorów ze złóż konwencjonalnych, ale dotychczas w Polsce tylko w otworach pionowych i na niewielką skalę. W przypadku złóż niekonwencjonalnych, ze względu na efe k- tywność, przeprowadzany obecnie w poziomych odcinkach odwiertów. Polega na sekwencyjnym zatłaczaniu dużej ilości płynów szczelinujących do pokładów łupków gazonośnych pod wysokim ciśnieniem. Wytworzone w efekcie szczeliny nie zamykają się dzięki zastosowaniu materiału podsadzkowego, co umożliwia wyzwolenie gazu i jego przepływ do otworu str. 11

Liczba zabiegów szczelinowania hydraulicznego wykonywana w pojedy n- czym otworze poziomym: od 10 do 30 Zasoby wody przechowuje się zazwyc zaj w sztucznych zbiornikach lub w zbiornikach mobilnych Płyn szczelinujący prz y- gotowuje się bezpośrednio przed zatłoczeniem. Część zatłoczonego płynu wraca na powierzchnię jako płyn zwrotny, ale jego skład chemiczny jest zmieniony w wyniku ługowania skał Płyn zwrotny może być do pewnego stopnia powtórnie wykorzystany. Użyty w tym procesie płyn szczelinujący to woda słodka lub nisko zmin e- ralizowana solanka, od 1 000 do 5 000 m3 na pojedynczy zabieg oraz substancje chemiczne, regulujące m.in.: lepkość, ciężar właściwy, ph, eliminujące bakterie, zapobiegające korozji; mniej niż 0,5% (przy użyciu 5 000 m3 wody 25 t chem i- kaliów), a także materiał podsadzkowy (tzw. propant): piasek, materiały cer a- miczne, metalowe i plastikowe kulki, płyny polimerowe prze kształcające się w siatkę splątanych włókien; około 250 ton na jeden zabieg, który tłoczony do otworu pod ciśnieniem nawet powyżej 600 barów. Na potencjalne źródła zaopatrzenia w wodę składają się m.in. wody p o- wierzchniowe, podziemne płytko występujące pierwszy poziom wodonośny str. 12

(PPW), podziemne głębszych poziomów użytkowe poziomy wodonośne, w tym GUPW, wody poprodukcyjne, solanki płytszych formacji (kreda, jura), o czys z- czony płyn zwrotny. Zasoby dostępne do zagospodarowania w Polsce to 37 331 059 m3/24h = 13 626 mln m3/rok, a obecny pobór rejestrowany wód podziemnych to 1 585 mln m3/rok przy wykorzystaniu ok. 11,6%. str. 13

str. 14

Wynika zatem, że Eksploatacja gazu z łupków co do zakresu prowadz o- nych prac będzie zbliżona do funkcjonowania konwencjonalnej kopalni gaz u. I tutaj można zauważyć pośredni problem. Problem hałasu i uciążliwości. Jednak nie są one aż tak bardzo nastręczające. Zgadza się, że prace przy wydobywaniu gazu najbardziej intensywne prace mają miejsce podczas wiercenia otworu i trwają od 4 do 6 tygodni. W tym czasie faktycznie ma miejsce wzmożony ruch ciężarówek, transport odbywa się jednak tylko w ciągu dnia, poza godzinami szczytu. Z kolei samo szczelinowanie hydrauliczne, które powoduje wzmożony hałas, zajmuje od kilkunastu godzin do dwóch tygodni, zupełnie ustaje w momencie rozpoczęcia wydobycia. Jednak prace wiertnicze podlegają stałemu m o- nitoringowi i jeśli normy hałasu zostają przekroczone, koncesariusz płaci kary finansowe lub musi się liczyć ze wstrzymaniem prac. Zatem koncesariusz bac z- nie zwraca uwagę na normy jakie zostały ustalone, poza tym po zakończeniu eksploatacji inwestor ma obowiązek przywrócenia obszaru wydobycia do stanu pierwotnego. M.in. musi przywrócić wcześniejsze ukształtowanie terenu, podział dziełek rolnych wraz z miedzami, zr ekultywować glebę na tych działkach, obs a- dzając je odpowiednimi uprawami. Gaz łupkowy to taki sam gaz jak ten, który dostarczany jest do polskich mieszkań, firm, szpitali czy szkół. Chemicznie gaz łupkowy nie różni się niczym od gazu ziemnego. Różnicą są skały, w których oba surowce występują, ich głębokość i co się z tym wiąże - sposób wydobycia. Gaz z łupków uwięziony jest bardzo głęboko w skałach, ziemny - stosunkowo płytko w porach skalnych. Gaz z łupków zwany jest także gazem niekonwencjonalnym, co wyn ika z tego, że jego wydobycie wymaga specyficznej i skomplikowanej techniki. Zazwyczaj, szukając złóż, wystarczy wiercić pionowo w dół na określoną głębokość. Żeby pozyskać gaz ze źródeł niekonwencjonalnych, trzeba wiercić w różnych kieru n- kach i szczelinować skały, aby gaz mógł się z niej wydostawać. Dotąd wykorz y- stanie tej technologii opanowało zaledwie kilka koncernów na świecie. Jeżeli ktoś używa gazu ziemnego do ogrzewania domu, podgrzewania wody czy prz y- gotowywania posiłków, nie będzie musiał wymieniać pieca czy instalacji gaz o- str. 15

wej, gdy gazociągiem zacznie płynąć gaz z łupków, bo jest to dokładnie taki sam gaz. Należy zatem patrzyć bardzo optymistycznie na wydobycie i przede wszystkim sam gaz łupkowy. Jeśli potwierdzą się bardzo optymistyczne progn o- zy co do wielkości polskich złóż gazu łupkowego, mamy szansę na kompletne przemodelowanie krajowego rynku energetycznego. Zyska też cała krajowa g o- spodarka. Inwestycje łupkowe napędzą koniunkturę w wielu sektorach przem y- słu, wpływy podatkowe od firm wydobywczych poprawią kondycję budżetu, nowe kopalnie stworzą dodatkowe miejsca pracy, a z importera surowca możemy stać się jego istotnym eksporterem. Wcześniej jednak trzeba zainwestować w tę branżę kilkadziesiąt miliardów złotych. Gaz łupkowy pozyskiwany z krajowych złóż stwarza olbrzymią szansę dla energetyki na wykorzystywanie taniego i łatwo dostępnego paliwa. Pojawienie się nowego źródła energii z pewnością przyspieszy modernizację branży energ e- tycznej, stopniowe jej przestawianie z węgla na gaz, co w efekcie znacznie obniży emisję CO2, i łatwiej pozwoli Polsce spełniać unijne wymogi redukcji zani e- czyszczeń. Gaz łupkowy pociągnie też za sobą konieczne inwestycje w energet y- ce, z których skorzystają tak dostawcy turbin energetycznych i innych urządzeń, jak i spółki budowlane Nowe tańsze paliwo to również niższe ceny energii zarówno dla przem y- słu, jak i odbiorców indywidualnych. W tej chwili ceny gazu w Polsce, odbier a- nego od rosyjskiego Gazpromu, należą do najwyższych w Europie. W raporcie Fundacji Naukowej CASE Ekonomiczny potencjał produkcji gazu łupkowego w Polsce w latach 2012 2025 eksperci dowodzą, że dzięki wydobyciu gazu już od 2020 r. średnia krajowa cena gazu spadnie o 60 dol. za 1 tys. m sześc. i w y- niesie średnio 360 dol./ 1 tys. m sześc. Dalszy rozwó j łupkowego biznesu, w ocenie Fundacji Naukowej CASE, pozwoli, by po 2031 r. cena 1 tys. m sześc. surowca spadła do 260 dol., czyli o 40 proc. wobec cen z 2012 r. Gaz z niekonwencjonalnych źródeł zmieni nie tylko naszą energetykę, ale też da szansę na uniezależnienie się od dostaw surowca z zagranicy i zapewni str. 16

bezpieczeństwo energetyczne kraju. Dziś 75 proc. gazu pochodzi z importu, głównie z Rosji. Krajowe wydobycie gazu łupkowego może spowodować, że z importera tego surowca możemy stać się znaczącym europ ejskim eksporterem. W ocenie ekspertów Instytutu Kościuszki powstanie nowej branży wydobywczej gazu może zaowocować korzystnymi zmianami na lokalnych rynkach pracy. Te oczekiwania to efekt porównania z sytuacją miejscowości i powiatów, gdzie już powstają kopalnie gazu konwencjonalnego. W latach 2004 2011 w powiatach, gdzie takowe kopalnie lub magazyny gazu powstały, średnia stopa bezrobocia sięgała 8,5 proc., podczas gdy w powiatach ościennych wynosiła 10,3 proc. Ten trend może mieć szerszy zasięg. Według Instytutu Kościuszki w perspektywie 10 najbliższych lat zatrudnienie związane z branżą wydobywczą gazu i w sektorach z nim powiązanych stalowym, maszynowym, transportowym, handlu wyniesie od 120 do 190 tys. osób.. Eksploatacja gazu z łupków będzie mieć swoje znaczenie z punktu widzenia makroekonomicznego i fiskalnego. Szacunki zawarte w raporcie Fundacji Naukowej CASE mówią, że dzięki wydobyciu gazu niekonwencjonalnego fiskus może liczyć na dodatkowe wpływy do budżetu centralnego i kas samorządowych na poziomie 20 90 mld zł. Są to kwoty zbliżone do tych otrzymywanych przez Polskę z Brukseli w ramach programów spójności. Jak można dowiedzieć się z najnowszych źródeł Polscy naukowcy są coraz bliżej odkrycia nowej technologii wydobywania gazu łupkowego. Jeśli udałoby się wdrożyć nową technologie, na którą rząd chce dać około miliarda złotych okazałoby się, że nawet o jedną piątą można zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w łupkach, jednocześnie znaczenie redukując koszty. Takie informacje można znaleźć w firmie Schlumberger, gdzie w lipcu w USA padł nowy miesięczny r e- kord wydobycia gazu, głównie dzięki strumieniowi gazu ze złóż w łupkach. Ale tamtejsze koncerny narzekają, że ich zyski spadają, bo 1000 m sześc. gazu w Stanach Zjednoczonych kosztuje teraz ok. 96 dol., co nie rekompensuje kosztów eksploatacji niektórych złóż w łupkach. Gazownicy nie tracą jednak czasu i opracowują nowe technologie. Jedną z nich jest system Hiway opracowany przez str. 17

znaną międzynarodową firmę wiertniczą Schlumberger i stosowany przez nią od końca zeszłego roku. Schlumberger twierdzi, że technologia Hiway pozwala zmniejszyć nawet o 60 proc. ilość wody używanej do szczelinowania w stosunku do tradycyjnych technologii, a także zredukować nawet o 40 proc. ilość mieszaniny dodawanej do wody przy szczelinowaniu. Dzięki temu potrzeba mniej ciężarówek dowożących materiały na teren odwiertu. Technologia Hiway pozwala też zmniejszyć liczbę odwiertów, a jednocześnie o 20 proc. zwiększa wydobycie gazu z odwiertów. Zwykle przy szczelinowaniu hydraulicznym wykonuje się jeden silny wtrysk. Technologia Hiway polega na wtrysku pulsacyjnym, czyli jest to seria wtrysków pozwalająca drobinom piasku dotrzeć dalej, do większej ilości gazu. W przerwie między wtryskami mieszaniny wody z piaskiem wtryskuje się też rozpuszczalne włókna tworzące wydajniejsze niż przy tradycyjnej metodzie k a- naliki do wypływu gazu ze skał. Nowe możliwości przed gazownikami otwarły też technologie wprow a- dzone w tym roku na rynek przez amerykańską firmę National Instruments. Z e- staw wyrafinowanych czujników i oprogramowanie tej firmy pozwalają skutec z- niej niż dotąd analizować dane z prac poszukiwawczych i wybrać najbardziej obiecujące pokłady do wierceń, zmniejszając liczbę odwiertów i ograniczając ich skutki dla środowiska. Zdaniem ekspertów dopiero zaczyna się technologiczny wyścig o zmnie j- szenie kosztów eksploatacji łupków. Odpowiedzią na oczekiwania współczesnego rynku w przemyśle gazown i- czym są: Technologia GTL (Gas To Liquids) to oparta na procesie Fischera-Tropscha nowoczesna technologia umożliwiająca przeróbkę gazu ziemnego na ultra cz y- ste, lekkie destylaty ropy naftowej, takie jak: syntetyczny olej napędowy o w y- sokiej liczbie cetanowej (70-76), paliwo lotnicze, nafta, oleje silnikowe i woski. Technologia ta umożliwia ekonomiczne wykorzystanie złóż marginalnych gazu str. 18

ziemnego do produkcji paliw, wykorzystanie zakontraktowanych nadwyżek g a- zowych, ograniczenie importu ropy naftowej oraz wykorzystanie gazu towarz y- szącego wydobyciu ropy. Proces polegający na wytwarzaniu paliw płynnych z gazu ziemnego można podzielić na trzy etapy: 1. Reforming gazu ziemnego (wytwarzania gazu syntezowanego -syngas-co + H2), 2. Konwersja gazu syntezowego w procesie Fischera-Tropscha do mieszaniny węglowodorów głównie liniowych. W zależności od warunków przebiegu procesu F-T otrzymywane są różne produkty końcowe. W niskote m- peraturowym procesie F-T otrzymywane są woski, które mogą być nastę p- nie przerabiane na benzynę ciężka, naftę lub olej napędowy. Natomiast w wysokotemperaturowym procesie F-T otrzymywana jest głównie benzyna. 3. rozdzieleniu i mieszaniu składników co w efekcie daje określone paliwa (hydroprocessing). Głównymi produktami technologii GTL są: str. 19

1. olej napędowy (ang. diesel) jest to paliwo nie zawierające siarki, cechuje się ono wysoka liczba cetanowa oraz niska gęstością. Cechy te powodują, że udział tego paliwa w przyszłości będzie wzrastać. 2. benzyna ciężka (ang. naphtha) - nie zawiera siarki i jej budowa (długie łańcuchy) czyni ja idealnym do dalszej przeróbki na bardziej pożądane produkty. 3. Woski (ang. waxes) ciężkie parafiny i woski, nie zawierają siarki, są idealne do dalszej przeróbki m.in. na wysokiej jakości smary. Typowymi produktami otrzymywanymi w procesie FT są: 1. olej napędowy (ang. diesel) 35-45%; 2. nafta (ang. kerosene) - 25-35 %; 3. benzyna ciężka (ang. naptha) - 20-30%; 4. olej opałowy (ang. heating oil) 0-5%. Paliwa GTL wykazują znaczna redukcje emisji zanieczyszczeń: 1. cząstki stałe emisja mniejsza o 26%; 2. tlenki azotu emisja mniejsza o 6%; 3. węglowodory emisja mniejsza o 63%; 4. tlenek węgla (CO) emisja mniejsza o 91%. Pomimo, że paliwa syntetyczne cechują się wysoka jakością oraz są bezpośre d- nim substytutem paliw bazujących na ropie naftowej niewiele instalacji GTL funkcjonuje obecnie na świecie. W przyszłość oczekuje się, że udzia ł paliw wyprodukowanych w technologii GTL będzie rosnąć jednak wzrost ten będzie ni e- wielki. Jednak e, po 2030 roku przewidywane jest zwiększenie dynamiki wzrostu, który miałby pokryć zmniejszające się dostawy ropy naftowej na światowe rynki. MAE prz e- widuje, e GTL i CTL w 2050 roku będzie pokrywało od 5 do 10% zapotrzebowania na paliwa w sektorze transportu. Istotnym czynnikiem decydującym o rozwoju str. 20

technologii GTL są koszty wytwarzania paliw. Koszty te mogą różnic się znac z- nie, w zależności od regionu oraz od czynników takich jak lokalne ceny gazu ziemnego, czy wielkości produkcji. Cena rynkowa paliw uzależniona jest nie tylko od kosztów ich wytwarzania ale tak e od sytuacji rynkowej, konkurencji na rynku paliw oraz obciażen podatkowych. MAE przeprowadziła analizy kosztów wytwarzania paliw syntetycznych. Anal i- zy te zostały przeprowadzone przy założeniu, e cena ropy naftowej wynosić będzie 60 USD/bbl oraz 120 USD/bbl. Te warianty badają koszty różnych paliw przy założeniu określonej ceny ropy naftowej oraz przy założeniu, e ta cena wpływa na pojawienie się na rynku innych paliw. Technologia CNG (Compressed Natural Gas) to technologia magazynowania i przewożenia sprężonego gazu ziemnego o ciśnieniu ok. 20 MPa przy temperat u- rze otoczenia 15 C. Gaz ten świetnie spisuje się jako paliwo dla autobusów i samochodów osobowych. Jest znacznie bezpieczniejszy w stosowaniu w odró ż- nieniu od paliw ciekłych. Pozwala na obniżenie emisji zanieczyszczeń, poziomu hałasu i kosztów eksploatacji. Światowym liderem w liczbie samochodów napędzanych CNG jest A r- gentyna. Według danych The Gas Vehicle Report w Argentynie znajduje się 1,4 mln tego typu pojazdów. Na drugim miejscu znajduje się Brazylia z 921 t y- siącami samochodów na CNG, na trzecim zaś Pa kistan z 475 tysiącami samochodów. Polska zajmuje odległe miejsce z dwoma tysiącami pojazdów napędz a- nymi CNG. str. 21

Zalety zastosowania gazu ziemnego do napędu pojazdów to m.in.: Paliwo bardziej ekologiczne od paliw tradycyjnych (mniej CO2 i NOx o 20%, mniej CO, NMHC, PM prawie 0, brak czynników kancerogenne i mniejsza emisja hałasu, bezpieczne). Brak wpływu stacji tankowania na jakość gazu - pochodzi on bezpośrednio z miejskiego gazociągu średniego ciśnienia, a nie ze zbiorników danej st a- cji Najwyższa liczba oktanowa wśród paliw silnikowych - 110 do 120. Gaz ziemny jest dostarczany do stacji za pomocą gazociągu miejskiego, brak konieczności transportu CNG autocysternami Poprawa bezpieczeństwa energetycznego (dywersyfikacja rodzaju paliwa i dostawców, krajowe zasoby gazu dla potrzeb komunikacji publicznej) Względy ekonomiczne (cena paliwa gazowego to zwykle 50-60% ceny paliw tradycyjnych) W razie rozszczelnienia butli lub instalacji gaz szybko ulega rozproszeniu (nie rozlewa się jak benzyna i nie zalega przy ziemi jak LPG) Nie jest produkowany z ropy naftowej str. 22

wysoka temperatura samozapłonu (dla CNG 537 C, dla benzyny 340 C, dla ON 270 C) w pełni hermetyczna instalacja tankowania oraz składowania, brak emisji oparów gazu do atmosfery w sprzedaży dostępne są auta z zamontowaną fabrycznie instalacją CNG, instalację do auta dobiera producent, dostosowując do tego rodzaju zasil a- nia sterownik wtrysku oraz silnik; butle o znacznej pojemności zwykle są umieszczone pod podwoziem, nie ograniczając funkcjonalności poja zdu najwyższa liczba oktanowa wśród paliw silnikowych - 110 do 120 najwyższa wartość opałowa wśród paliw silnikowych, dla CNG 55,5 MJ/kg, dla benzyny 45 MJ/kg Z kolei wady, a raczej zasadnicze problemy to: Konieczności instalacji butli wysokociśnieniowych do 20 MPa, ciężkich stalowych lub drogich kompozytowych Konieczności sprężania gazu przez stację tankowania do bardzo wysokiego ciśnienia W przypadku silników z zapłonem samoczynnym - dostosowanie ich do zasilania CNG wymaga zabudowania iskrowego układu z apłonowego lub wtryskiwania niewielkiej dawki ON do komory spalania z jednoczesnym wtryskiem CNG do kolektora dolotowego Stosunkowo małej sieci stacji tankowania CNG w Polsce, znacznie mnie j- szej niż LPG Większej objętości zajmowanej przez CNG niż ma to miejsce dla benzyny czy LPG, ilość sprężonego gazu równoważna litrowi benzyny lub 1,3 l LPG zajmuje ponad 4 l. str. 23

Wg szacunkowych ocen zapotrzebowanie na gaz ziemny w postaci CNG dla pojazdów do roku 2020 moŝe wzrosnąć do 100 mln m3 co odpowiada ilości ok. 40 tys. Pojazdów samochodowych na CNG. Osiągnięcie zakładanej sprz e- daŝy CNG bez podjęcia bardziej skutecznych działań ze strony PGNiG SA jest bardzo mało prawdopodobne. Korzystna jest dla rynku CNG decyzj a o zniesieniu akcyzy str. 24

str. 25

Technologia LNG (Liquid Natural Gas) to nowa, szybko rozwijająca się tec h- nologia, która pozwala na transport lądowy lub morski dużych ilości gazu zie m- nego bez konieczności budowania kosztownych rurociągów tranzytowych. Umożliwia przewożenie dużych ilości gazu do miejsc, gdzie dostarczenie go i n- ną drogą jest niemożliwe lub ekonomicznie nieuzasadnione. Technologia LNG wymaga schłodzenia gazu do znacznych temperatur ujemnych (-162 C) przy wykorzystaniu między innymi proces ów kriogenicznych zachodzących podczas jego rozprężania (efekt Joula-Thomsona). Procesy kriogeniczne mogą mieć również zastosowanie do oczyszczania gazu z różnego rodzaju zani e- czyszczeń, a także osuszania go z ciężkich płynnych węglowodorów. Polski terminal gazu skroplonego (LNG) Budowa terminalu odbioru gazu skroplonego w Świnoujściu to jedna z najważniejszych inwestycji infrastrukturalnych realizowanych w Polsce. Obiekt ten będzie miał dla naszego kraju znaczenie strategiczne, wzmocni bowiem z nacząco bezpieczeństwo energetyczne i poprawi ekonomiczne warunki importu g a- zu. Uruchomienie w połowie 2014 r. gazo-portu pozwoli na realną dywersyfik a- cję dostaw gazu ziemnego do Polski. Korzystanie z transportu morskiego umo ż- liwi kontraktowanie gazu z dostawcami pochodzącymi z różnych rejonów świata i przy uwzględnieniu aktualnych tendencji na rynku Liquefied Natural Gas str. 26

(LNG), pozwoli na uzyskanie niższych cen. Ze względu na prognozy rozwoju polskiego rynku potrzebna jest dywersyfikacja dostaw gazu. Spodziewany wzrost konsumpcji gazu ziemnego przy jednoczesnym wzroście jego znaczenia dla gospodarki, wymagał odpowiedniego zabezpieczenia źródeł jego dostaw. Wspomniana wyżej uchwała sejmowa zalecała zarówno zwiększenie wydobycia krajowego jak i dostaw zewnętrznych, z zastrzeżeniem dotyczącym konieczności zróżnicowania ich kierunków. Według przyjętego w 1992 r. przez rząd Progr a- mu zapotrzebowania Polski na gaz do 2010 r. organem odpowiedzialnym za realizację tego postulatu zostało Ministerstwo Przemysłu i Han dlu (MPiH). Jednocześnie w tym samym dokumencie zobowiązywano MPiH do ( ) zawarcia wieloletniego kontraktu na dostawy gazu z Rosji oraz dodatkowo pozyskanie surowca z ( ) przewidywanego do realizacji gazociągu tranzytowego z Rosji do Europy Zachodniej przez Polskę 6). Przewidywano więc, że w latach 2000 2010 większość importowanego gazu będzie pochodziła z Federacji Rosyjskiej. Wschodni sąsiad Polski postrzegany był w tym czasie przede wszystkim jako wiodący producent gazu na świecie, stale zwiększający ilość udokumentowanych złóż tego surowca. Podkreślano także dogodne położenie Polski na trasie między Rosją a dużymi odbiorcami gazu w Zachodniej Europie. To tranzytowe położ e- nie uznawane zostało za wystarczającą gwarancję dla bezpieczeństwa dostaw gazu na rynek krajowy. Utrzymaniu i rozwojowi dostaw z tego kierunku sprzyj a- ła także istniejąca infrastruktura gazociągowa, która pozwalała na przesył (p o- przez punkty w Drozdowiczach i Wysokoje) 5 mld m3 gazu rocznie. Pozytywnie oceniono także polsko-rosyjskie porozumienie rządowe z 1993 r. dotyczące b u- dowy gazociągu tranzytowego i dostaw gazu oraz umowę z 1996 r. zawartą mi ę- dzy PGNiG i GAZPROMEM na dostawy do Polski 250 mld m3 gazu w ciągu 25 lat, budowanym tranzytowym gazociągiem Jamalskim. Uzupełniające dostaw y gazu do Polski mogły także pochodzić z brytyjskiego i norweskiego szelfu M o- rza Północnego. Jednym z potencjalnych sposobów na pozyskanie dodatkowych ilości surowca mógł być także zakup gazu skroplonego transportowanego drogą morską. Przyjęcie takiego rozwiązania musiałoby się z kolei wiązać z budową str. 27

terminala do odbioru tegoż gazu na polskim wybrzeżu. Przystąpienie do takiej inwestycji zalecane było jeszcze w wymienionym wyżej Planie rozwoju gazo w- nictwa, w którym stwierdzono konieczność geograficznego zróżnicowania źródeł dostaw gazu do Polski. W ramach przyjmowanych scenariuszy rozwoju infrastruktury w okresie 1990 2010 rekomendowano uruchomienie dostaw ( ) w postaci ciekłego gazu ziemnego dostarczonego gazowcami do terminala ci e- kłego gazu ziemnego usytuowanego w rejonie Gdańska. Natomiast w rządowym programie z 1992 r. dopuszczano możliwość pozyskania gazu skroplonego z p o- zaeuropejskich źródeł. Tylko budowa terminala LNG mogła umożliwić realizacje tego celu. Transgraniczne połączenia systemów przesyła gazu. tycznego. Połączenia tego rodzaju są niezwykle ważne dla bezpieczeństwa energ e- str. 28

str. 29

Istniejące i rozpatrywane połączenia międzysystemowe str. 30

str. 31

str. 32

str. 33

str. 34

str. 35

str. 36

Z powyższych informacji wynikałoby, że realizacja kilku interkonektorów może zastąpić dostawy z jednego wielkiego projektu transgranicznego, a połączenia międzysystemowe w powiązaniu z rozbudową pojemności magazynowej pozw a- lają na aktywne uczestnictwo w europejskim rynku handlu gazem. Współpraca państw Europy Środkowej w realizacji połączeń systemowych umoŝliwi w dalszej perspektywie uruchomienie korytarza przesyłowego północ południe, w oparciu o terminale LNG Świnoujście i KRK, oraz współpracę z hub em CEGH (Baumgarten). str. 37

Celem przewidywanych przez przywołane przedsiębiorstwa gazownicze procesów inwestycyjnych są głównie zapewnienie bezpieczeństwa rynku i prz e- syłu gazu, zapewnienie świadczenia usług przesyłowych dla nowych podmiotów oraz zwiększenie przepustowości sieci i podłączenie nowych podmiotów. Jest to zgodne z projektem Polityki energetycznej do 2030 roku, który wskazuje po d- stawowe kierunki dla polskiej energetyki tj.: poprawę efektywności energetyc z- nej, wzrost bezpieczeństwa energetycznego, ograniczenie oddziaływania energ e- tyki na środowisko. Reasumując zmiany zachodzące i wdrażane projekty widzimy jak obecny kształt systemu przesyłowego gazu ziemnego powstał w wyniku wieloletniego str. 38

utrwalenia jednostronnego przepływu na kierunku wschód zachód. Wskaźnik obciążenia sieci przesyłowej w Polsce wynosi 0,9 mln m3/k m, kilkakrotnie niższy w porównaniu do pozostałych krajów Europy. Równocześnie system posiada niedobory przepustowości m.in. w części płn. wschodniej i płn. zachodniej. Ocenia się że dodatkowym czynnikiem hamującym rozwój rynku gazu jest ni e- wystarczająca dywersyfikacja dostaw gazu. Rozwój rynku gazu ziemnego ma wsparcie w Polityce dla przemysłu g a- zowniczego, gdzie w zadaniach decydujących o bezpieczeństwie energetyc z- nym Polski wymieniono m.in. potrzeby : rozbudowy systemu przesyłowego, zwiększenia pojemności PMG, zwiększenia możliwości wydobycia krajowego, budowy terminala LNG, połączeń ze złożami skandynawskimi. Rozwój rynku gazu ziemnego oceniany prognostycznie na 23,62 mld m3 (35 MJ/m3) w 2030 roku ma szanse spełnienia przy konsekwentnej realizacji z adań infrastrukturalnych wspieranych finansowo ze środków UE. Istotny wpływ będzie mieć rozwój wdrożeń nowych technologii użytkowania gazu (napęd pojazdów, kogeneracja, trigeneracja) oraz bardziej aktywne działania w zakresie gazyfikacji białych plam z wykorzystaniem tworzenia lokalnych połączeń transgranicznych lub za pośrednictwem wirtualnych gazociągów (dowóz LNG/CNG). Rozwojowi rynku gazu sprzyjać będzie budowa konkurencyjnego rynku przy stopniowym ogran i- czaniu taryfikowania cen. W zakresie kreowania charakteru rynku gazu i jego udziału w bilansie energetycznym istotny wpływ mają krajowe i europejskie r e- gulacje prawne. Kończąc rozpatrywanie nowoczesnych technologii jakie występują w przemyśle gazowniczym należy jeszcze zwrócić uwagę nt. czynników wpływających na konkurencyjność gazu względem innych nośników energii. 1. Konkurencyjność cenowa a) Cena gazu i innych nośników b) Sprawność urządzeń (wysoka sprawność urządzeń skojarzonych) c) Nakłady inwestycyjne d) Koszty eksploatacji urządzeń str. 39

e) Polityka energetyczna państwa subsydiowanie przemysłu węglowego preferencyjne kredyty dla przedsięwzięć termomodernizacyjnych 2. Uwarunkowania ekologiczne a) Wysokość opłat za korzystanie ze środowiska b) Podatek węglowy c) Zysk ekologiczny 3. Uwarunkowania prawne a) Prawo Energetyczne, obowiązek zakupu przez operatorów sieciowych energii elektrycznej i cieplnej b) Uwarunkowania koncesyjne, obowiązek uzyskania koncesji przy pr o- dukcji energii elektrycznej od 5MW ciepła od 1MW Oczekuje się, że zwiększenie udziału gazu w bilansie paliwowoenergetycznym sprzyjać będzie zwiększeniu bezpieczeństwa energetycznego kr a- ju. Zakres tego wzrostu zależeć będzie od wielu czynników, a głównie od cen o- wej konkurencyjności paliw, na którą mają wpływ: a) relacje cenowe na rynkach międzynarodowych miedzy gazem ziemnym, ropa i paliwami ropopochodnymi, b) sposób i zakres realizacji dywersyfikacji kierunków dostaw gazu b ę- dzie miał wpływ na ceny gazu z importu, c) obciążenia inwestycyjne w zakresie modernizacji i rozbudowy systemu przesyłowego, a głównie rozbudowy pojemności strategicznych PMG, d) realizacja finansowego zysku ekologicznego dla gazu będzie korzystnie oddziaływać na wzrost konkurencyjności gazu, e) reperkusje zmian polskich norm prawnych i przepisów w związku z wejściem do Unii Europejskiej mogą mieć istotne znaczenie. str. 40

Podziemne magazyny gazu użytkowane (w różnych fazach) i rozbudowywane W Polsce pierwsze próby magazynowania gazu w sczerpanym złożu gazu ziemnego rozpoczęły się w 1954 r. w Karpatach w złożu Roztoki (w okolicach Jasła). Pojemność 24,18 mln m3 uzyskano w przedziale ciśnień 1,27-2,86 MPa. W 1976 roku w zaazotowanym złożu gazu ziemnego Tarchały utworzono pierwszy w Europie magazyn helu. W okresie 17 lat (od 1976 do 1993 r.) zatłoczono do niego około 5,56 mln m3 helu, który został całkowicie odebrany z magazynu. Spośród obecnie czynnych podziemnych magazynów gazu najwcześniej, pod koniec lat 70 XX wieku, rozpoczęto eksploatację PMG Swarzów i PMG Brzeźnica. Obecnie w Polsce funkcjonuje sześć podziemnych magazynów gazu wysokometanowego: pięć w wyeksploatowanych złożach i jeden zlokalizowany w kawernach solnych. Ich podstawowe parametry przedstawia tabela. Pojemności czynne i moce odbioru podziemnych magazynów gazu w Polsce Nazwa PMG Pojemność czynna [mln m 3 ] Maksymalna moc odbioru [mln m 3 /d] Swarzów Strachocina Brzeźnica Husów Wierzchowice Mogilno Razem 90,00 330,00 65,00 350,00 575,00 411,89 1821,89 1,0 3,36 0,93 5,76 4,8 20,64 36,49 Cztery podziemne magazyny gazu: PMG Husów, PMG Strachocina, PMG Brzeźnica i PMG Swarzów znajdują się w południowo-wschodniej Polsce. PMG Wierzchowice zlokalizowany jest na Dolnym Śląsku, a jedyny polski magazyn kawernowy - KPMG Mogilno mieści się niedaleko Włocławka, przy gazociągu jamalskim. Obecnie głównym zadaniem podziemnych magazynów gazu w Polsce jest równoważenie sezonowych wahań zużycia gazu ziemnego, które ze względu na klimat panujący w Polsce i strukturę odbiorców są stosunkowo duże W latach 1989-1991 nastąpił niewielki spadek zużycia gazu ziemnego, ale w późniejszym okresie notujemy stały wzrost str. 41

zużycia. Wraz ze wzrostem zużycia rośnie również amplituda wahań sezonowych, przyczyniając się do zwiększenia zapotrzebowania na pojemności magazynowe. Podziemne magazyny gazu są rezerwuarami surowca budowanymi na potrzeby stabilizacji systemu przesyłowego. Przestrzeń magazynowa lokowana jest przeważnie pod ziemią z uwagi na większe bezpieczeństwo oraz niższe koszty zagospodarowania. W Polsce surowiec składuje się w wyeksploatowanych złożach ropy naftowej i gazu ziemnego oraz kawernach solnych czyli wyrobiskach w złożach soli kamiennej. Właścicielem wszystkich podziemnych magazynów gazu w Polsce jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Na mocy ustawy jest ono zobligowane do gromadzenia rezerw na wypadek przerw w dostawach. Obowiązek ten dotyczy wszystkich przedsiębiorstw zajmujących się importem oraz dystrybucją surowca, które importują ponad 50 mln m szesc. gazu bądź obsługują ponad 100 tys. odbiorców. Zaletą PMG jest zwiększanie bezpieczeństwa energetycznego w Polsce w sytuacji odcięcia od dostaw surowca z importu. Pozwalają tym samym na niezakłócone dostawy do gospodarstw domowych nawet w sytuacji kilkumiesięcznego wstrzymania importu. Zgodnie ze strategią rozwoju PGNiG SA do 2015 r. zaplanowano znaczne zwiększenie pojemności PMG z obecnych 1,8 mld m sześc. do ponad 3 mld m sześc. Inwestycje kosztować będą ok. 3,5 mld zł. W 2010 roku Komisja Europejska zaakceptowała wniosek PGNiG SA i przyznała dofinansowanie na cztery projekty PMG realizowane w Polsce w wysokości 390,5 mln EUR czyli ok. 1,54 mld zł. W najbliższych latach PGNiG SA wybuduje w sumie dziewięć podziemnych magazynów gazu, z których cztery w ok. 25-30% zostaną wybudowane przy udziale środków finansowych z Unii Europejskiej. Brzeźnica Oddany do użytku w 1979 roku. Napełniany z magistrali południowej i wykorzystywany do pokrycia nierównomierności zużycia gazu przez odbiorców zasilanych z lokalnego gazociągu Jarosław-Tarnów. Pojemność czynna ponad 65 mln m sześc. Husów str. 42

Oddany do eksploatacji w 1987 roku. Współpracuje z magistralą południową. Przeznaczony do pokrycia nierównomierności lokalnego zużycia gazu w południowo-wschodniej części Polski. Pojemność czynna - 400 mln m sześc. PMG Strachocina Oddany do użytku w 1982 roku. Zbudowany w wyeksploatowanym złożu i przeznaczony do pokrycia nierównomierności zużycia gazu w rejonie Podkarpacia. Napełniany gazem importowanym z kierunku Drozdowicze-Hermanowice. Planowana rozbudowa pojemności do ok. 300 mln m sześc. Pojemność czynna - 100 mln m sześc. PMG Swarzów Oddany do eksploatacji w 1979 roku. Napełniany z magistrali południowej i wykorzystywany do pokrycia nierówności zużycia gazu w rejonie aglomeracji krakowskiej. Pojemność czynna - 95 mln m sześc. PMG Mogilno W części złoża soli powstaje kawernowy zbiornik gazu - 25 kawern na różnych głębokościach o łącznej pojemności ok. 1100 mln m sześc. i zdolności oddawania 40 mln m sześc. na dobę. W 1993 r. podjęto decyzję o realizacji I etapu inwestycji obejmującego osiem kawern i dwie dodatkowe o pojemności ok. 440 mln m sześc. oraz zdolności oddania 20 mln m sześc. na dobę. Budowę dalszych 15 przewiduje się w zależności od zapotrzebowania na gaz w latach następnych. Osiągnięta pojemność czynna w 2000 r. - około 150 mln m sześc., a docelowo - 1153 mln m sześc. PMG Wierzchowice W złożu gazu ziemnego zaazotowanego powstaje podziemny zbiornik gazu ziemnego wysokometanowego o pojemności czynnej 1,2 mld m sześc. i zdolności dyspozycyjnej dostawy ok. 50 mln m sześc. na dobę. Przeznaczony będzie do pokrywania sezonowych niedoborów gazu. PMG Kosakowo str. 43

W złożu soli kamiennej "Mechelinki" planuje się budowę zbiornika gazu. Jego lokalizacja na końcówce systemu gazociągów Gustorzyn-Gdańsk umożliwi wykorzystanie magazynu jako lokalnego regulatora nierównomierności zużycia gazu w okresach szczytowego zapotrzebowania. Istnieje możliwość budowy 20 kawern o łącznej pojemności czynnej ok. 450 mln m sześc. Rozważa się możliwość utworzenia 11 kawern. Projektowana docelowo pojemność czynna - 250 mln m sześc. str. 44

str. 45

str. 46

str. 47

str. 48

str. 49

str. 50

str. 51

str. 52

str. 53

Zużycie gazu ziemnego wysokometanowego w latach 2000-2006: str. 54

Jeden z rocznych cykli magazynowych przedstawiony jest poniżej: przebieg zapotrzebowania na gaz ziemny wysokometanowy w ciągu jednego sezonu. Zużycie gazu przedstawia granatowa krzywa, natomiast poziom dostaw symbolizuje krzywa zielona. Gdy dostawy są na wyższym poziomie niż zużycie następuje napełnianie magazynów - oznaczone kolorem fioletowym. W sytuacji odwrotnej, gdy zużycie gazu jest większe niż poziom dostaw, magazyny oddają zgromadzony gaz do systemu, równoważąc niedobory, co jest zaznaczone na rysunku kolorem żółtym. Zużycie gazu w Polsce jest bardzo silnie uzależnione od temperatury. Poniżej przedstawiono zależność miesięcznego zużycia gazu ziemnego od średniej miesięcznej temperatury, która potwierdza potrzebę wykorzystywania magazynów. Zależność miesięcznego zużycia gazu ziemnego od temperatury w Polsce w latach 2000-2006: str. 55

str. 56

Wielkość posiadanych przez PGNiG S.A. na przestrzeni ostatnich lat pojemności magazynowych i maksymalnych mocy odbioru: Łączna pojemność czynna podziemnych magazynów gazu należących do PGNiG S.A. w latach 2000-2009: Łączna maksymalna moc odbioru podziemnych magazynów gazu należących do PGNiG S.A. w latach 2000-2009: str. 57