W Polsce planuje się budowę wielu nowych elektrowni systemowych na gaz ziemny. Mają służyć jako „rezerwa mocy”, „źródła dyspozycyjne”, „bilansowanie OZE”, a nawet „niskoemisyjna generacja”. Czy ich powstanie jest uzasadnione? Za każdym razem decyzja o budowie dużej elektrowni powinna być poparta rzetelną analizą wariantową, szczególnie w tak przełomowym dla
+48 512 003 138 psg@ Geotermia W Polsce Na świecie Aktualności Geotermia Stowarzyszenie Kongres geotermalny Konkurs IGA News Wiedza Raporty Baza Danych Geotermicznych Galeria Postulaty Stowarzyszenie PSG Członkowie O nas Dołącz do PSG Statut PSG Nagrody Nagroda Naukowa PSG Medal Honorowy Kontakt Menu Zasoby geotermalne Tabela 1. Geotermie w Polsce – działające ciepłownie geotermalne w Polsce, 2017 r. (prosimy cytować Przegląd stanu wykorzystania energii geotermalnej w Polsce w latach 2016–2018; B. Kępińska, TPGGiG 2018) Lokalizacja Temperatura wody na wypływie[°C] Maksymalna wydajność wody [m3/h] Mineralizacja wody [g/dm3] Zainstalowana cieplna moc geotermalna [MWt] Całkowita zainstalowana moc cieplna [MWt] Produkcja ciepła geotermalnego [TJ] Mszczonów 42 60 0,5 3,7 8,3 17 Poddębice 68 252 0,4 10 10 68 Podhale 82-86 960 2,5 40,7 82,6 512 Pyrzyce 61 360 120 6 22 64 Stargard 83 180 150 12,6 12,6 186 Uniejów 68 120 6-8 3,2 7,4 21 Razem 76,2 142,9 868 Szczegółowa mapa geotermii w Polsce W Polsce występują niskotemperaturowe zasoby geotermalne, które mogą zostać wykorzystane do różnych celów w wielu regionach kraju. Systemy niskotemperaturowe ze złożami wód geotermalnych są powszechne i występują na znacznie większych obszarach w porównaniu z systemami wysokotemperaturowymi. Zawierają wody o temperaturach niższych od 150oC. Źródłem ciepła jest głównie naturalny strumień cieplny kolei złoża par geotermalnych (złoża wysokotemperaturowe, złoża o wysokiej entalpii) występują w obszarach współczesnej lub niedawnej aktywności wulkanicznej lub tektonicznej. Bezpośrednim źródłem ciepła jest magma znajdująca się płytko w skorupie ziemskiej lub wydobywająca się jako lawa podczas erupcji Polsce występują naturalne baseny sedymentacyjno-strukturalne, wypełnione wodami geotermalnymi o zróżnicowanych temperaturach od 20 do 80-90°C, a w skrajnych przypadkach ponad 100°C. Wody te mogą być wykorzystane do celów grzewczych w budownictwie indywidualnym i komunalnym, do przygotowania ciepłej wody użytkowej, do ogrzewania pomieszczeń gospodarczych, szklarni, upraw w gruncie, a także do celów balneoterapeutycznych i na temat zasobów geotermalnych w Polsce jest powszechnie dostępna dzięki wydaniu przez Akademię Górniczo-Hutniczą (Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska, Katedra Surowców Energetycznych) serii Atlasów geotermalnych, przedstawiających rzetelne informację na temat potencjału geotermalnego Niżu Polskiego, Karpat oraz zapadliska wykorzystanie zasobów geotermalnych w PolsceW 2016–2018 r. w Polsce pracowało sześć ciepłowni geotermalnych zaopatrujących sieci na Podhalu oraz na Niżu Polskim: w Mszczonowie, Uniejowie, Poddębicach, Pyrzycach i Stargardzie. Wody geotermalne były stosowane w dziesięciu uzdrowiskach i kilkunastu ośrodkach rekreacyjnych, w pojedynczych przypadkach zagospodarowane były także w innych celach .Ciepło przypowierzchniowych partii górotworu i wód płytkich poziomów było wykorzystywane przy pomocy sprężarkowych pomp przypadku ciepłownictwa pierwsza w Polsce instalacja geotermalna została uruchomiona w 1992 r. na Podhalu: był to Doświadczalny Zakład Geotermalny PAN Bańska – Biały Dunajec. Przygotował on grunt do założenia w 1993 r. i rozwoju działalności Geotermii Podhalańskiej (obecnie PEC Geotermia Podhalańska SA), a także innych instalacji tego typu w Mapa geotermii w polsce Przedstawiamy interaktywną mapę prezentującą miejscowości, w których wykorzystywane są w Polsce wody geotermalne lub realizowane są prace mające na celu udostępnienie i wykorzystanie takich mapie można z łatwością odnaleźć miejscowości, w których funkcjonują geotermie w Polsce – jak ogólnie określa się baseny i ciepłownie geotermalne. Geotermianajnowsze wiadomości Nowe baseny geotermalne – Poddębice 19 kwietnia 2022 Udostępnienie wód geotermalnych stwarza szereg rozlicznych możliwości ich wykorzystania. Jednym z bardziej kreatywnych przedsiębiorstw w tym zakresie jest Geotermia Poddębice. Najnowszym przedsięwzięciem, obok produkcji Czytaj więcej Wytyczne IGA – opis zasobów geotermalnych 4 kwietnia 2022 W ostatnim czasie na stronie internetowej Międzynarodowej Asocjacji Geotermalnej pojawiły się wskazówki dotyczące opisu zasobów i wykorzystania energii geotermalnej. Bezpośrednie wykorzystanie – Heating&Cooling, ogrzewanie Czytaj więcej Zobacz wszystkiewiadomości o geotermii PolskieStowarzyszenie Geotermiczne Al. A. Mickiewicza 30,30-059 Kraków,Gmach Główny AGH/A-0 psg@ NIP 6772282071KRS 0000256917REGON 120349209 PKO BP o. V/Kraków97 1020 2906 0000 1102 0157 3674 Formularz kontaktowy Polskie Stowarzyszenie Geotermiczne© 2021 | Design and coding by Brandobry
Cena za metr gazu (m3) ziemnego może być uzależniona od wielu czynników, takich jak region, w którym kupujący się znajduje, dostawca, z którym współpracuje, a także sposób, w jaki klient korzysta z gazu ziemnego. W Polsce cena 1 m3 gazu ziemnego dla klientów indywidualnych wynosi zwykle od 0,20 do 0,50 złotych, w zależności od
Źródła gazu w Polsce. Bieżące uzależnienie Polski od gazu importowanego z Rosji jest znaczące. Ile procent gazu ziemnego w 2021 w Polsce pochodziło z Rosji? Jak Polska poradzi sobie bez gazu z Rosji? Jak wygląda rynek gazu ziemnego w Polsce - może nam go zabraknąć w 2022 roku? Według danych Eurostatu, zużycie gazu ziemnego w Polsce w 2021 r. wyniosło 23,3 mld m3, a wskaźnik uzależnienia od importu, na poziomie 83,6%. Jednak był niższy niż średnio w UE. Głównym graczem na rynku gazu w Polsce jest PGNiG – grupa zajmuje się produkcją, handlem i usługami związanymi z gazem. Udział PGNiG w krajowym rynku jest szacowany na ok. 85%, reszta sprzedaży gazu do odbiorców końcowych jest dokonywana przez alternatywne spółki obrotu handlujące w Polsce oraz przez podmioty sprzedające zagraniczny gaz bezpośrednio do dużych odbiorców końcowych. W strukturze zaopatrzenia Polski w gaz ziemny największy udział ma import z Rosji. Import rosyjskiego gazu ziemnego do Polski przez PGNIG w 2021 wyniósł ok. 9,9 mld m3 w ramach kontraktu jamalskiego z Gazpromem, który wygasa pod koniec 2022 r.. Umowa opiewa na 10,2 mld m3 rocznie, z czego 85% w ramach systemu take-or-pay, co oznacza, że przedsiębiorstwo musi kupić gaz lub zapłacić umówioną karę. Drugim najpopularniejszym źródłem importu gazu ziemnego do Polski w 2021 r. z udziałem na poziomie 20% (3,9 mld m3) był LNG. Import LNG jest przeprowadzany za pośrednictwem gazoportu w Świnoujściu, którego obecna zdolność regazyfikacyjna wynosi 5 mld Nm3 i może być w najbliższym czasie podniesiona do ok. 8 mld Nm3. Produkcja krajowa gazu ziemnego w 2021 r. wyniosła 3,7 mld m3, a import z kierunku zachodniego i południowego 2,3 mld m3 (włączając własne złoża PGNiG w Norwegii). Polska w poprzednich latach zdywersyfikowała infrastrukturę importu gazu, zliberalizowała rynek gazu oraz zintegrowała go z innymi krajami UE. Źródła gazu ziemnego w Polsce Źródła gazu ziemnego w Polsce, poza Rosją Najważniejszymi i strategicznymi projektami dostarczającymi gaz ziemny do Polski są: 1) Terminal LNG w Świnoujściu, który rozpoczął działalność w 2016. 2) Baltic Pipe łączący bezpośrednio Polskę ze złożami gazu w Norwegii i na Morzu Północnym, który powinien rozpocząć przesył gazu 1 października 2022. 3) Nowe połączenia międzysystemowe ze Słowacją (2022) i Litwą (2022). W celu zapewnienia niezależności od importu gazu z Rosji, PGNiG do tej pory podpisało liczne długoterminowe kontrakty na dostawy gazu LNG, które zagwarantują dostawy 12 mld m3 od 2023. Dostawy te przekroczą możliwości terminala LNG w Świnoujściu, ale spółka może potencjalnie wykorzystać wolne moce terminala w litewskiej Kłajpedzie lub przekierować dostawy w inne miejsce, ponieważ znaczna część to kontrakty FOB (oznaczony port załadunku). Gazociąg Baltic Pipe, który ma połączyć norweski segment Morza Północnego z Polską jest ostatnim stadium procesu dywersyfikacji dostaw gazu do Polski. Gazociąg ma rozpocząć pracę w październiku 2022, początkowo w ograniczonej przepustowości 2 mld m3 rocznie, która jednak w 2023 zostanie podniesiona do docelowego poziomu 10 mld m3. PGNiG może transportować tą drogą gaz z własnych złóż w Norwegii, ale prawdopodobnie podpisze też dodatkowe kontrakty na znaczące dostawy gazu ze skandynawskimi dostawcami. Spółka podpisała już kontrakt z duńską firmą Ørsted na dostawy 6,4 mld m3 gazu rocznie w latach 2023- 2028. Polska dysponuje infrastrukturą do przechowywania 3,2 mld m3 gazu, która jest obecnie zapełniona na poziomie 76% (stan na W 4q21 PGNiG raportowało, że posiada zapasy 3 mld m3 gazu (zarówno w Polsce, jak i za granicą Kto zużywa najwięcej gazu ziemnego w Polsce Sprzedaż gazu ziemnego cechuje duża sezonowość, z najwyższym popytem notowanym zimą. Struktura podmiotowa zużycia gazu ziemnego w Polsce jest dość mocno zróżnicowana. Około 1/3 popytu na gaz pochodzi z sektora gospodarstw domowych, reszta trafia do innych odbiorców przemysłowych (ok. 20%), zakładów azotowych (15%), elektrociepłowni, rafinerii i przemysłu petrochemicznego oraz handlu i pozostałych usług (po 10%). Czy Polsce może zabraknąć gazu w 2022? Według analityków PKO Banku Polskiego, popyt na gaz ziemny w Polsce w 2022 i 2023 wzrośnie w tempie prognozowanym przez operatora gazociągów Gaz-System (odpowiednio 3,2% oraz 1%). Zgodnie z ich wyliczeniami, przy założeniu braku dostaw gazu z Rosji w 2-4 kwartale 2022, szacowana w konserwatywny sposób luka podaży gazu ziemnego wyniosłaby ok. 6,2 mld m3, czyli w kolejnych kwartałach odpowiednio ok. 1,6 mld m3 w 2q, 1 mld m3 w 3q i 3,6 mld m3 w 4q. Biorąc pod uwagę, że minęła już najzimniejsza 1/3 2q szacowana łączna luka podaży to maksymalnie 5,6 mld m3. Ten niedobór mógłby być pokryty przez zapasy gazu zgromadzone przez spółkę oraz transakcje spot. W 4 kwartale 2022 dostępna będzie przepustowość 0,7 mld m3 w gazociągu Baltic Pipe, która wzrośnie do 2,5 mld m3 kwartalnie w 2023. Co więcej, rozbudowywana sieć interkonektorów pozwoliłaby na potencjalny dodatkowy import gazu ze Słowacji, Łotwy, Czech i Niemiecom, możliwe też są spotowe zakupy LNG. Połączone zdolności przesyłowe nowo wybudowanej infrastruktury oraz liczne długoterminowe kontrakty LNG powinny pozwolić Polsce na zastąpienie dotychczasowego importu gazu ze Wschodu (głównie z Rosji) oraz zaspokojenie rosnącego krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny ze strony gospodarstw domowych, przemysłu i energetyki. Podsumowując, według analityków PKO Banku Polskiego polska gospodarka jest w stanie poradzić sobie z nagłym zatrzymaniem dostaw gazu z Rosji już w trakcie 2022 Jak poradzi sobie Unia Europejska bez gazu ziemnego z Rosji Polska wydaje się być lepiej przygotowana do rezygnacji z rosyjskiego gazu, niż przeciętnie inne państwa UE. Według Financial Times, plany Komisji Europejskiej dotyczące ograniczenia importu gazu z Rosji o 2/3 do listopada mogą napotkać na istotne trudności ze względu na niewystarczającą infrastrukturę przesyłową gazu w Europie oraz nieoptymalne geograficzne rozmieszczenie terminali LNG (głównie w Hiszpanii i Portugalii). Drugą trudnością dla UE może być zakontraktowanie wystarczającej ilości LNG z powodu sztywności dostaw i zakłóceń w transporcie morskim.
Dodano, że zużycie gazu w sezonie zimowym 2021/22 wyniosło ponad 11,6 mld m sześc. Zużycie gazu ziemnego w sezonie zimowym 2022/23 będzie zauważalnie niższe niż rok temu - wynika z
Jeszcze niedawno Międzynarodowa Agencja Energii przewidywała wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Miał on prowadzić do zmniejszania opłacalności spalania węgla i upowszechnienia wykorzystania gazu w energetyce. Rzeczywistość potoczyła się jednak w odwrotnym kierunku. W 2009 r. cena pozwoleń na emisję 1 tony CO2 wynosiła średnio 22 dol. Międzynarodowa Agencja Energii w swoim Przeglądzie z 2010 r. prognozowała wzrost cen do 38 dol. w 2020 r. i 46 dol. w 2030 r. Prognozy z 2011 r. zostały obniżone, jednak ceny miały nadal rosnąć. Szacowano wówczas, że w 2020 roku sięgną poziomu 30 dol., a w 2030 r. – 40 dol. za tonę wyemitowanego CO2. Wbrew oczekiwanemu trendowi wzrostowemu, ceny uprawnień spadły do poziomu 9,5 dol. za tonę (7,2 euro). Rynek sprzyja węglowi W przeliczeniu na jednostki energii, cena gazu ziemnego w Polsce wynosi obecnie 32,8 zł/GJ, podczas gdy węgla – 14,3 zł/GJ. Nawet uwzględniając wyższą sprawność nowych bloków gazowych (58%, w porównaniu do 45% dla bloków węglowych), produkcja energii elektrycznej z gazu ziemnego jest dziś znacznie mniej opłacalna. Koszty paliwa potrzebnego do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej wynoszą 114 zł dla węgla i 203 zł dla gazu. Wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 zwiększają opłacalność wykorzystania droższych, lecz emitujących mniej dwutlenku węgla paliw. Produkcja 1 MWh energii elektrycznej z węgla kamiennego wiąże się z emisją 752 kg CO2, podczas gdy z gazu – 346 kg CO2. Dla porównania, podczas wytwarzania energii elektrycznej ze spalania węgla brunatnego, polskie elektrownie emitują do atmosfery 896 kg CO2. Zakup uprawnień po aktualnych cenach zwiększa koszty produkcji 1 MWh energii elektrycznej o 22,1 zł, jeżeli została ona wytworzona podczas spalania węgla i 10,2 zł w przypadku gazu ziemnego. W obecnych warunkach, koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 w znikomym stopniu wpływa na osłabienie konkurencyjności bloków węglowych w stosunku do jednostek zasilanych gazem. Dla zrównania jednostkowych kosztów wytworzenia energii elektrycznej z węgla i gazu, cena uprawnień musiałby wynosić 71 dol. (54 euro). Jedyną szansą na to jest realizacja postulatu Komisji Europejskiej i zwiększenie ceny w sposób nierynkowy. Elektrownie gazowe w Polsce Elektrownie gazowe w Polsce, źródło: PGNiG Jednostki gazowe stanowiły 0,96 z 35,6 GW mocy wytwórczych zainstalowanych w Polsce w 2009 r. Odpowiadały one za zużycie 11% konsumowanego gazu. Obecny udział energii elektrycznej wytwarzanej z gazu ziemnego w Polsce (3%) ma według Agencji Rynku Energii wzrosnąć do 10% w 2030 roku. Tendencję wzrostową w szerszej perspektywie potwierdza również Międzynarodowa Agencja Energii w swoim Przeglądzie z 2012 roku. Według MAE, do 2035 r. w Unii Europejskiej powstaną 162 GW nowych mocy opartych na paliwie gazowym. Po wietrze (324 GW nowych mocy), będzie to drugie najpopularniejsze źródło energii w nowobudowanych jednostkach. Mimo warunków niesprzyjających budowie elektrowni gazowych, w Polsce realizowany jest obecnie szereg nowych projektów tego typu. Elektrownie gazowe w porównaniu do bloków węglowych mają bowiem liczne zalety: krótszy czas budowy, niskie koszty inwestycji, elastyczność i niższe koszty funkcjonowania oraz mniejszą emisyjność. Na ich niekorzyść świadczą natomiast: krótszy ekonomiczny czas życia, wyższe koszty paliwa i trudności w podłączeniu do sieci gazowej. Wybrane projekty budowy elektrowni i elektrociepłowni gazowych w Polsce Nowe elektrownie i elektrociepłownie gazowe będą po 2015 roku głównym źródłem zwiększenia popytu na gaz ziemny w Polsce. Pomagając w realizacji celów unijnej polityki energetycznej, zdywersyfikują portfolio polskich koncernów, uniezależniając je tym samym od węgla. Dla PGNiG będą wydłużeniem łańcucha wartości, gwarantując firmie zbyt na gaz zakontraktowany w Rosji i Katarze. Pojawienie się nowych, dużych konsumentów może okazać się bodźcem do wzrostu konkurencji na rynku gazu ziemnego w Polsce. Niższe koszty inwestycyjne i operacyjne oraz wsparcie dla elektrociepłowni gazowych w postaci „żółtych certyfikatów” mogą się okazać niewystarczające dla zagwarantowania opłacalności funkcjonowania bloków gazowych i gazowo-parowych. Najważniejsza będzie bowiem relacja cen gazu ziemnego i węgla oraz koszt uprawnień do emisji CO2, które w krótkim okresie – jak pokazują ostatnie doświadczenia – trudno przewidzieć. Do obliczeń wykorzystano materiały Agencji Rynku Energii i Ministerstwa Środowiska; ceny paliw z aktualnej taryfy PGNiG i oferty Kompanii Węglowej; ceny uprawnień szacowane przez Thomson Reuters oraz kursy walut z 21 grudnia.
Obsług ę miasta w zakresie zaopatrzenia w gaz realizuje Dolno śląska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. we Wrocławiu poprzez Zakład Gazowniczy Zgorzelec. 9.2 System zasilania w gaz 9.2.1 Układy dosyłowe do miasta, sie ć wysokiego ci śnienia Miasto zaopatrywane jest w gaz ziemny zaazotowany podgrupy Lw (GZ-41,5), którego
Baza surowcowa w Polsce jest zróżnicowana, posiadamy złoża wielu różnych surowców mineralnych rozmieszczonych praktycznie na obszarze całego kraju. Co prawda złoża niektórych z nich są na wyczerpaniu, a pozostałe złoża wystarczą szacunkowo na pół wieku, to obecnie odgrywają dużą rolę w rozwoju przemysłu Polski. To dzięki złożom surowców mineralnych mógł rozwinąć się przemysł wydobywczy — górnictwo i kopalnictwo, a dalej także inne gałęzie przemysłu wykorzystujące surowce mineralne bądź ich półprodukty. Baza surowców energetycznych w Polsce to przede wszystkim złoża: węgla kamiennego, węgla brunatnego, ropy naftowej, gazu ziemnego. Niektóre z wyżej wymienionych złóż występują w Polsce w ilościach wystarczających na zaspokojenie potrzeb energetycznych kraju, inne trzeba importować z zagranicy, gdyż polskie złoża są niewystarczające. Biorąc pod uwagę rodzaj złóż mineralnych i ułożenie warstw skalnych (w wyniku procesów geologicznych) surowce energetyczne są wydobywane różnymi metodami, co w zależności od metody podraża lub obniża koszty ich eksploatacji. Wyróżniamy: metodę wiertniczą — prowadzenie odwiertów wiertniczych poprzez które wydobywa się płynne surowce, a więc ropę naftową i gaz ziemny; metodę podziemną — czyli głębinową; dotyczy to złóż mineralnych zalegających głęboko pod powierzchnią ziemi, przede wszystkim złoża węgla kamiennego (stąd kopalnie na terenach wydobywania tej kopaliny); metodę naziemną — tzw. odkrywkową; dotyczy to kopalin zalegających na niewielkich głębokościach; jest ona tańsza niż dwie pozostałe. Surowiec mineralny, którego ilość w Polsce jest największa to węgiel kamienny, który od wielu lat odgrywa podstawowe znaczenie wśród polskich kopalin, ma największy udział w rynku surowcowym. Zasoby surowcowe węgla kamiennego w Polsce szacuje się na około 46 mld ton, co daje blisko 5% wszystkich zasobów węgla kamiennego na świecie. To bardzo pokaźne zasoby kopalin, które są wydobywane już od kilkudziesięciu lat ale, jak donoszą naukowcy, polskie zasoby węgla kamiennego wystarczą jeszcze na około 50 lat, przy zachowaniu obecnego poziomu wydobycia złóż. Rejony wydobycia węgla kamiennego w Polsce (zwane zagłębiami węglowymi) to przede wszystkim: Górnośląskie Zagłębie Węglowe — tutaj znajdują się największe zasoby surowcowe w Polsce i jest najwięcej kopalń węglowych, a pokłady węgla kamiennego mają dużą miąższość; Lubelskie Zagłębie Węglowe Wałbrzyskie Zagłębie Węglowe Rybnicki Okręg Węglowy. Rozwój Górnośląskiego Zagłębia Węglowego i Rybnickiego Zagłębia Węglowego(często występują razem w terminologii) nastąpił po zakończeniu II wojny światowej; obecnie funkcjonują tutaj kopalnie skupione w tzw. holdingi (spółki zarządzające wydobyciem i sprzedażą węgla kamiennego). Złoża węglowe są obfite, a kaloryczność węgla wynosi między 5000 a 7000 kcal. Poziome ułożenie kopalin na niedużych głębokościach sprawia, iż koszty wydobycia nie są zbyt wysokie. Ta duża zaleta zagłębia, sprawia, że jest konkurencyjne dla Zagłębia Wałbrzyskiego, w którym pokłady węgla zalegają głęboko, mają niższą kaloryczność, toteż obecnie wydobycie w tym zagłębiu nie odgrywa istotnej roli, kopalnie stały się nierentowne, co oznacza że musiały zostać zamknięte. Podobnie niekorzystna jest struktura zalegania złóż węglowych w Zagłębiu Lubelskim — pokłady węglowe są zlokalizowane na głębokości 700 – 800 metrów, do tego dochodzą trudne warunki wodne w tym rejonie, co znacznie utrudnia eksploatację surowca. Obecnie w tym zagłębiu węgiel kamienny jest eksploatowany wyłącznie z okolicy Bogdanki, pod Lublinem; wydobycie w tej kopalni to około 5 mln ton rocznie czystego węgla kamiennego. Współcześnie wydobycie węgla kamiennego w Polsce spada (niegdyś węgiel kamienny był wydobywany masowo, najwięcej w latach 80. — blisko 200 milionów ton rocznie, co było związane z ogromnym zapotrzebowaniem tego surowca w przemyśle; lata następne to powolny spadek wydobycia kopaliny. W roku 2003 wydobycie wynosiło około 100 milionów ton rocznie i ciągle notujemy jego spadek, co ma związek z wieloma czynnikami, najważniejsze z nich to: stopnioprawia, ze wydobywa się kopaliny zalegające głęboko, co z kolei powoduje wzrost kosztów eksploatacji i większe ryzyko pracy; spadek zapotrzebowania na węgiel, jako surowca energetycznego w przemyśle; pojawienie się innych surowców energetycznych, bardziej wydajnych, co sprawia, że węgiel kamienny przestał być niezbędnym surowcem energetycznym Polski; Te wszystkie czynniki zadecydowały o zamykaniu kopalń, które z czasem stały się mało rentowne, a proces restrukturyzacji nie przyniósł pożądanych zmian. Kolejny surowiec energetyczny to węgiel brunatny, jego złoża w Polsce są określane na około 15 mld ton, jest wydobywany przede wszystkim na Nizinie Wielkopolskiej, w Sudetach, Pojezierzu Lubuskim i Nizinie Śląskiej. Węgiel brunatny zalega na niewielkich głębokościach, średnio 100–200 metrów głębokości, co sprawia, że metoda wydobycia nie jest droga, jednak poza głębokością zalegania i ułożeniem warstw skalnych ważna jest miąższość pokładów węgla. Niestety polskie zasoby kopaliny wykazują niską kaloryczność — na poziomie około 2000-2200 kcal, co nie poprawia rentowności wydobycia węgla. Porównując wydobycie węgla kamiennego i węgla brunatnego, należy zauważyć, że górnictwo węgla brunatnego jest mniej pracochłonne i bardziej opłacalne ze względów ekonomicznych. Na skutek wysokiego zawilgocenia pokładów węgla brunatnego (co utrudnia transport) zazwyczaj w miejscu wydobycia kopalin powstają elektrownie, wykorzystujące surowiec do produkcji energii. Główne zagłębia w których jest wydobywany węgiel brunatny w Polsce to: zagłębie Bełchatowskie — największe zasoby węgla brunatnego w Polsce; pokłady węgla brunatnego mają tutaj miąższość około 50 metrów, co oznacza, ze mogą być wydobywane jeszcze przez wiele lat; zagłębie Konińskie, Zagłębie Turoszowskie (zwane także Bogatyńskim). Po węglu kamiennym, to właśnie węgiel brunatny jest najważniejszym surowcem dla przemysłu energetycznego, ale podobnie jak w przypadku węgla kamiennego, jego wydobycie powoduje znaczną degradację środowiska przyrodniczego. Według danych za 2003 rok wydobycie tej kopalny w Polsce wynosiło około 60 milionów ton, zaspokajając w znacznej mierze potrzeby polskiej gospodarki. Surowcem energetycznym, który współcześnie nabiera dużego znaczenia jest gaz ziemny (zazwyczaj spotykany razem z ropą naftową), ze względu na znikomy negatywny wpływ na środowisko przyrodnicze oraz łatwość w transporcie tego surowca. W Polsce zasoby gazu ziemnego są niewielkie, zwłaszcza w obliczu zapotrzebowania na surowiec, stąd też duże ilości gazu ziemnego sprowadzamy z zagranicy. Rodzime zasoby gazu ziemnego kształtują się na poziomie około 150 miliardów m3, przy czym rocznie wydobywamy blisko 5000 nm3 (dane za rok 2003), a z roku na rok zapotrzebowanie na gaz ziemny wzrasta. Krajowy gaz ziemny pokrywa zaledwie 30% zapotrzebowania na surowiec, dlatego też importujemy gaz, przede wszystkim z Rosji i Ukrainy. Sprowadzany gaz ziemny jest zużywany przez gospodarstwa domowe oraz przemysł, zaś nadwyżki importowe są magazynowane w specjalnych zbiornikach, celem zabezpieczenia kraju na skutek nagłych zastojów w przesyle gazu czy kryzysu ekonomicznego na świecie. Takie zbiorniki do magazynowania nadwyżek gazu i ropy naftowej zarazem znajdują się na Podkarpaciu i w rejonie Inowrocławia (te największe), zazwyczaj w wyeksploatowanych kopalniach. W Polsce złoża gazu ziemnego znajdują się: województwo podkarpackie (Przemyśl, Lubaczów, Jarosław) województwo wielkopolskie (Ostrów Wielkopolski) województwo dolnośląskie (Trzebnica) województwo lubuskie (Barnówko) województwo pomorskie (kilka mniejszych ośrodków między innymi Rozewie) dno Morza Bałtyckiego. Obecnie eksploatowane złoża gazu ziemnego w Polsce mają niska kaloryczność i stosunkowo dużą zawartość azotu, co nie jest zbyt korzystne. Biorąc jednak pod uwagę rozwój gospodarki w kierunku energetyki związanej z gazem i ropą naftową, rozpoczęto poszukiwania nowych złóż na terenie Polski, celem wzrostu eksploatacji złóż krajowych i uniezależnienia się od tych importowanych. Podobnie jak gaz ziemny, także ropa naftowa jest obecnie bardzo pożądanym surowcem energetycznym. Współcześnie ropa naftowa jest najważniejszym surowcem energetycznym na świecie, ze względu na wysoką kaloryczność, stosunkowo łatwe wydobycie i przesył rurociągami na znaczne odległości. Wszystkie państwa posiadające własne zasoby ropy naftowej są dzisiaj potęgami gospodarczymi. Oprócz niezależności energetycznej, czerpią ogromne zyski z eksportu ropy naftowej, która jest niezbędnym surowcem mineralnym dla niemal wszystkich światowych gospodarek. Świadczą o tym konflikty, które rozgrywają się właśnie o złoża ropy naftowej, zarówno o te na lądach, jak i na dnie morskim. Ponadto wydobycie ropy naftowej i transport jest dużo tańsze niż w przypadku węgla kamiennego. Polska niestety ma niewielkie złoża ropy naftowej, co stawia nasz kraj w niekorzystnym położeniu, gdyż zapotrzebowanie przemysłu na ten surowiec jest ogromne, stąd też importujemy go przede wszystkim z Rosji, Ukrainy. Krajowe zasoby ropy naftowej sprowadzają się do: złóż na Podkarpaciu, tzw. Karpackie Zagłębie Roponośne w rejonie Krosna, Jasła i Gorlic; obecnie już odgrywa niewielkie znaczenie, gdyż złoża są na wyczerpaniu; rejon Wielkopolski — Gorzów Wielkopolski i Barnówko Zagłębie Pomorskie — Wolin i Kamień Pomorski na szelfie Morza Bałtyckiego — złoża dosyć duże ale jeszcze nie w pełni eksploatowane Początki przemysłu naftowego w Polsce miały miejsce w Karpackim Zagłębiu Naftowym w XIX wieku, gdzie na ziemiach polskich Ignacy Łukasiewicz skonstruował pierwszą na świecie lampę naftową, dzięki procesowi destylacji ropy naftowej. Wówczas w roku 1854 założono pierwszą na świecie kopalnię ropy naftowej w Bóbrce koło Krosna na Podkarpaciu. Ignacy Łukasiewicz jako pierwszy skonstruował i zastosował metodę wiercenia szybu naftowego by wydobywać ropę naftową. Współcześnie w Polsce wydobycie ropy naftowej jest znikome, według danych za 2003 rok kształtowało się na poziomie około 750 tysięcy ton, co zaspokaja zaledwie 2% zapotrzebowania na ten surowiec. Oznacza to, że Polska jest całkowicie zależna od zagranicznych eksporterów ropy naftowej, a więc przede wszystkim z: Ukrainy, Rosji (ropa naftowa jest sprowadzana z Zagłębia Wołżańsko–Uralskiego, dawnego Zagłębia Samary, poprzez rurociągi roponośne, do Płocka gdzie znajduje się rafineria, a stąd siecią przesyłową transportowana jest na cała Polskę); państw arabskich (z Kuwejtu i Arabii Saudyjskiej drogą morską ale ze względu na odległość stopniowo odchodzimy od importu z tych krajów na korzyść państw ościennych) Norwegii — poprzez tankowce do rafinerii w Gdańsku. Ropa naftowa jest towarem wysoce pożądanym na światowych rynkach, jej cena wpływa na sytuację gospodarczą wielu krajów świata, co za tym idzie decyduje o poziomie cen wielu produktów z niemal wszystkich gałęzi gospodarczych. Ostatnie lata pokazały jakie znaczenie ma posiadanie własnych złóż ropy naftowej i jakie są konsekwencje dla kraju, który nie ma ich wcale, bądź ma znikome zasoby, jak Polska. Aby móc sprawnie dystrybuować ropę naftową i wykorzystywać jej walory energetyczne niezbędne jest zbudowanie sieci przesyłowych i rafinerii. Rafinerie w Polsce znajdują się w Gdańsku, Płocku, Gorlicach, Czechowicach-Dziedzice i Trzebini.
Podział systemu dystrybucyjnego na obszary dystrybucyjne (zgodnie z IRiESD). Polska Spółka Gazownictwa na podstawie art. 4 ust. 1 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z dnia 25 października 2011 roku w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (Dz.U.UE.L.2011.326.1), rozporządzenie REMIT, jest zobowiązana publikować informacje wewnętrzne.
Rosja, największy dostawca gazu do Europy, wykorzystuje coraz częściej surowiec do celów politycznych. To obnaża uzależnienie kontynentu rosyjskiego gazu. Ale oprócz Rosji inne państwa korzystają na kryzysie zmniejszyła dostawy gazu ziemnego do Europy pod koniec zeszłego roku. Przy niewielkich zapasach, a także zapotrzebowaniu wskutek traktowania gazu przez UE jako paliwo przejściowe w transformacji energetycznej, wywołało to skoki cen cena kontraktu Dutch TTF (będącego dla europejskiego rynku gazu punktem odniesienia) na dostawę gazu w lutym 2022 r. pod koniec stycznia przekraczała 90 euro za megawatogodzinę. Rok wcześniej było to 20 euro. Tak wysokie ceny przyczyniły się do wzrostu inflacji i wzbudziły niepokoje o bezpieczeństwo energetyczne że tłem dla zmniejszonych dostaw gazu z Rosji jest tlący się konflikt na granicy z Ukrainą oraz naciski na szybsze uruchomienie rosyjskiego gazociągu Nord Stream 2 przez przewidywań, konsumpcja gazu w Unii ma nadal rosnąć. Belgia i Niemcy odchodzą od atomu, a jego miejsce w systemie zajmą tam emisyjne elektrownie gazowe. Także cała UE zamierza traktować gaz jako paliwo przejściowe przy odchodzeniu od paliw kopalnych. To pokazuje, że w najbliższych dekadach gaz z Europy nie duża zależność od rosyjskiego gazu to dla Europy nie tylko problem energetyczny, ale też geopolityczny. Jednak Rosja to nie jedyny dostawca tego surowca. I nie jedyny wygrany kryzysu oraz małej niezależności gazowej Europy. Skąd oprócz Rosji, możemy go zatem pozyskiwać?Zapotrzebowanie na gaz w UEWiększość państw UE zwiększyła swoją konsumpcję gazu ziemnego. Na przykład w Polsce zużycie gazu ziemnego w 2018 roku wyniosło 17,2 mld m3 – o 0,8 mld m3 więcej niż rok z danych Eurostatu wynika, że produkcja i import gazu w Unii Europejskiej zmniejszyły się w 2020 roku względem roku 2019. Jeśli chodzi o produkcję – spadła ona o 22,1 całkowity import gazu ziemnego do UE spadł o 6,4 proc. w badanym okresie. Mimo to, import gazu do Europy nadal ma się dobrze. Głównym dostawcą tego surowca dla Europy pozostaje Rosja. Choć teoretycznie jest drugim po Norwegii (24, 5 proc. importu do UE) importerem spoza UE, dostarczając 23 proc. tego surowca, to rosyjski gaz dociera do Europy także z Ukrainy i Białorusi. Te dwa państwa odpowiadają one odpowiednio za 12,8 oraz 10,3 proc. importu gazu do największych krajów-importerów netto w UE to: Niemcy z 79 mld m3, Włochy z 66 mld m3, Francja z 37 mld m3, Hiszpania z 31 mld m3 i Holandia z 20 mld m3. Wielka Brytania (niebędąca w UE) importowała 32 mld m3 gazu ziemnego w 2020 rachunek za import gazu do UE wyniósł w ubiegłym roku 36,5 mld euro, w porównaniu z 59,4 mld euro w 2019 z NorwegiiNorwegia, jedno z najbogatszych państw na świecie, wiele zyskała na trwającym w Europie kryzysie energetycznym. To ona jest największym po Rosji dostawcą gazu do z ogromnymi polami naftowymi i gazowymi, sam opiera swoją energetykę na elektrowniach wodnych. W 2021 roku posiadała 90 pól produkujących ropę i gaz, ale wedle prognoz ich liczba może wzrosnąć do 130. W 2015 roku z pól wydobywczych pod dnem Morza Północnego i Norweskiego uzyskano 109 mld m3 surowca, co stanowi 3,1 proc. światowego tym czynnikom Norwegia notowała w minionym roku rekordy eksportu kopalin, zyskując na wysokich cenach gazu, a ponosząc ich minimalne konsekwencje. Przy rekordowo wysokim poziomie cen gazu w ubiegłym roku, kraj wyeksportował gaz w samym październiku 2021 r. za ponad 7 mld euro. To również rekord. Według szacunków norweskiego rządu na poprzedni rok przychody z paliw miały wzrosnąć w 2021 roku o 72 proc. do 184 miliardów koron (18,8 miliarda dolarów), czyli o 30 miliardów koron więcej niż szacowano na początku roku. W 2022 r. mają sięgnąć 277 miliardów Norwegii planuje kontynuować rozwój lukratywnych złóż ropy i gazu, nie patrząc na ekologiczne szkody niekonwencjonalnego wydobycia z podmorskiego dna. Zwłaszcza, że kraj skorzystała na ostatnich zmianach cen gazu najmocniej spośród konkurentów. To dlatego, że zamiast długoterminowych kontraktów z ustalonymi cenami, norweskie są zawierane raczej w oparciu o bieżące rynkowe gaz z Norwegii będzie tańszy czy droższy niż rosyjski? Zapytaliśmy o to w wywiadzie dr Andrzeja Sikorę z Instytutu Studiów Energetycznych:„Tańszy raczej nie będzie. Norwegia też ma przemyślaną strategię. Norwegia wzbudza zaufanie, jako państwo, które kurka nigdy nie zakręci, które zapewnia zwiększenie wydobycia, które gwarantuje dostawy na trzy pokolenia do przodu, ale w zamian za to bezpieczeństwo dostaw stawia wyższą cenę.”Z Norwegii gaz ma przesyłać w przyszłości między innymi idący do Polski gazociąg Baltic Pipe, którego budowa ma zakończyć się pod koniec 2022 roku. Inwestycja ma umożliwić transport gazu z Norwegii na rynki duński i polski, a także do użytkowników końcowych w sąsiednich krajach. Przy jego pomocy PGNiG chce transportować gaz ziemny z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego przez Morze Północne, Danię i Morze Bałtyckie. Grafika pochodzi z tego tekstu:Produkcja w krajach UE – złoże GroningenWewnątrz Unii Europejskiej największym producentem gazu ziemnego jest Holandia. W 2020 roku wyprodukowała 24 mld m3 gazu. Za nią znalazła się Rumunia z wydobyciem w ubiegłym roku na poziomie 9 mld m3. Rumunia posiada potencjał rozwoju produkcji gazu, dzięki odkrywanym w ostatnich latach zasobom na Morzu Czarnym. Trzecie miejsce mają Niemcy z produkcją 4,9 mld m3 w ubiegłym Niderlandów pierwsze miejsce ma dzięki produkcji w Groningen. Złoże w pobliżu Groningen odkryto około 60 lat największe złoże tego surowca w Europie. Jego zasoby szacowane były początkowo na blisko 3 bln metrów sześciennych. W latach świetności Groningen dawało nawet 80 mld m3 gazu rocznie. Są od niego zależne m. in. Francja, Belgia czy wydobycie w największym w Europie złożu gazu ziemnego miało za chwilę zostać wstrzymane. To dlatego, że wywołuje regularne trzęsienia ziemi w regionie. Ostatnie większe wstrząsy miały miejsce w listopadzie – były największe od trzęsienia ziemi w maju 2019 roku. Według przewidywań ich częstotliwość będzie się nasilać w miarę dalszego wyczerpywania złoża i jest spowodowana wydobyciem tego powodu holenderski rząd planował zaprzestanie wydobycia w Groningen do 2030 r. Dziś sięga ono blisko 22 mld m sześc. rocznie. Jednak duże zapotrzebowanie na gaz spowodowało, że rząd Królestwa Niderlandów zdecydował niedawno o podwojeniu wydobycia w Groningen. Decyzja wywołała jednak znaczący sprzeciw lokalnej społeczności, dotykanej przez trzęsienia gazu ziemnego w PolsceCałkowite udokumentowane i wydobywalne zasoby konwencjonalnego gazu ziemnego w Polsce wynoszą około 140 mld m3 i są skoncentrowane głównie w złożach na Niżu Polskim, przedgórzu Karpat oraz w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego. Biorąc pod uwagę obecną skalę wydobycia, żywotność wskazanych zasobów przewidywana jest na około 25 lat. (złoża konwencjonalne, czyli nie takie, które wymagają szczelinowania hydraulicznego, by wydobyć surowiec).Źródła gazu dla EuropyZebrane w jednym miejscu główne źródła pozyskiwania gazu przez Europę ilustruje ta grafika:Co ciekawe, Europa importuje kopaliny także z Arktyki. To Europa odpowiada za 36 proc. pozyskiwanej tam ropy i gazu. Mimo to, wspólnota zaapelowała niedawno o zakaz wydobycia tych surowców w regionie Arktycznym ze względu na pogłębiające się globalne ocieplenie, najszybciej odczuwalne na kołach podbiegunowych, i ekologiczne konsekwencje wydobycia przy pomocy szczelinowania. Wydobycie surowców w tym obszarze przyspiesza topnienie śniegu i lodu, a tym samym przyspiesza ciemnienie tych obszarów, zwiększając pochłanianie przez nie ciepła. To także przyspiesza globalne na szczelinowanie na Morzu Arktycznym przez 5 lat wydała niedawno Kanada, a Joe Biden, prezydent USA, cofnął decyzję o wierceniu w Arctic National Wildlife Refuge w Stanach. Jedynie Rosja nie jest zainteresowana wstrzymaniem wydobycia w Arktyce. Zasoby naturalne Arktyki są warte 10 proc. rosyjskiej produkcji gospodarczej, a Kreml rozważa dalsze inwestycje w tym obszarze – podaje The ziemny – nieekologiczny surowiec strategicznyW dobie zamykania elektrowni węglowych, a także gdzieniegdzie jądrowych, gaz ziemny stał się kluczowy dla europejskiej energetyki. Jego niedobory, jak w tym roku, mają znaczenie polityczne (stosunki Europa-Rosja) i gospodarcze (rosnąca inflacja). Z powodu tej roli gazu ziemnego, Unia podjęła w tym tygodniu decyzję o tym, aby uznać tymczasowo gaz za paliwo obejdziemy się bez gazu z Rosji. Ale taniej nie będzie. Wywiad z dr Andrzejem SikorąBarbara RogalaDziennikarka 300Gospodarki zajmująca się problematyką związaną ze zmianami klimatu. Absolwentka Międzywydziałowych Indywidualnych Studiów Humanistycznych na Uniwersytecie Warszawskim oraz UMFC w Warszawie.
Od niedzieli do piątku od 18:00 do 17:00, z 60-minutową przerwą każdego dnia. Jeśli zdecydujesz się na handel kontraktami CFD, możesz śledzić ceny gazu ziemnego na żywo w dolarach amerykańskich, korzystając z kompleksowego wykresu cen gazu ziemnego z Capital.com: Od poniedziałku do czwartku, w godzinach 00:00 - 21:00 i 22:05 - 00:00.
W poniedziałek po południu gaz ziemny w holenderskim hubie TTF drożeje o 10 proc. do 176 euro za MWh. W poniedziałek ok. 18 gaz z dostawą w sierpniu kosztuje 176 euro za MWh, po zwyżce o 10 proc. Również o 10 proc. zdrożały kontrakty wrześniowe, do 178 euro za MWh. W piątek na zamknięciu kontrakty sierpniowe były wyceniane na 159,9 euro. Rok temu, w lipcu za MWh gazu w hubie TTF trzeba było zapłacić 22,5 euro. Najdrożej za gaz TTF trzeba było zapłacić na początku marca tego roku, kiedy cena doszła do 199 euro. Biura do wynajęcia. Zobacz oferty na
Należy tu również zaznaczyć, że gaz ziemny jest w części indeksowany do ceny produktów ropopochodnych, tak więc jego ceny poszły w górę automatycznie, wraz z ropą. Paliwa w Polsce jeszcze nigdy nie były tak drogie jak obecnie, ceny benzyny oscylowały jesienią 2021 roku przy poziomie 85 dolarów za baryłkę (w zeszłym roku o
Gazociąg. Gazociąg – specjalnie zaprojektowana i zbudowana sieć rur przesyłająca gaz (najczęściej gaz ziemny) na różne odległości.
W piątek (22 września) na zamknięciu gaz w holenderskim hubie TTF w kontraktach na październik kosztował 39,79 euro za MWh, a na listopad 44,29 euro za MWh. W dniu ataku Rosji na Ukrainę, 24 lutego 2022 r., notowania gazu na TTF przekraczały 128 euro za MWh. W szczytowym momencie, w sierpniu 2022 r., ceny gazu sięgały 350 euro za MWh.
. 86y78tvbr7.pages.dev/7386y78tvbr7.pages.dev/15386y78tvbr7.pages.dev/36686y78tvbr7.pages.dev/67386y78tvbr7.pages.dev/30386y78tvbr7.pages.dev/5686y78tvbr7.pages.dev/85986y78tvbr7.pages.dev/4386y78tvbr7.pages.dev/11486y78tvbr7.pages.dev/63786y78tvbr7.pages.dev/91586y78tvbr7.pages.dev/12486y78tvbr7.pages.dev/22286y78tvbr7.pages.dev/89386y78tvbr7.pages.dev/165
gaz ziemny w polsce mapa
