Energia XXVII
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 141 (5914) 19 czerwca 2001 r.
Źródła zaopatrzenia w gaz ziemny
Wydobycie krajowe
Polskie udokumentowane zasoby gazu ziemnego wysokometanowego i zaazotowanego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy) oceniane są na ok. 110 mld przeliczeniowych m3. Eksploatowane obecnie złoża gazu ziemnego i ropy naftowej występują głównie w południowej i zachodniej części Polski. Ostatnio sukcesem zakończyły się prace poszukiwawcze prowadzone w przez Oddział Górnictwo Naftowe PGNiG S.A. – na obszarze Wielkopolski i Pomorza odkryto nowe złoża ropy naftowej. Nowy obszar roponośny na wschód od Gorzowa Wielkopolskiego ma powierzchnię około 370 km2, a jego zasoby geologiczne ocenia się na 50 mln ton ropy naftowej i 10 mld m3 gazu ziemnego.
W 2000 r. wydobyto ogółem w Polsce 4,6 mld m3 gazu ziemnego, w tym 1,7 mld m3 gazu wysokometanowego oraz 2,9 mld m3 zaazotowanego.
W przeliczeniu na gaz wysokometanowy wyniosło to 3,9 mld m3.
Wydobywany w Polsce gaz ziemny jest eksploatowany z około 120 złóż zgrupowanych w 65 kopalniach.
Kontrakty
Zbilansowanie potrzebnych ilości gazu będzie możliwe tylko pod warunkiem podpisania długoterminowych umów na import gazu ziemnego.
W 1996 roku Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. podpisało z GAZPROM S.A. kontrakt na dostawy gazu ziemnego z Rosji do Polski. Kontrakt przewiduje dostawę 250 mld m3 gazu ziemnego w ciągu 25 lat za pośrednictwem gazociągu tranzytowego. Gazociąg tranzytowy przez Polskę, łączący największe źródła gazu na świecie znajdujące się w Rosji z Europą Zachodnią, jest jednym z najważniejszych elementów realizowanej polityki zaopatrzenia Polski w gaz ziemny. Możliwość dostępu do dużego strumienia gazu i skala jego regulacji umożliwia elastyczny odbiór gazu oraz stwarza warunki podłączenia dużych odbiorców (elektrownie, elektrociepłownie). Gazociąg tranzytowy przebiega przez teren Polski środkowej, umożliwiając tym samym rozwój gazyfikacji środkowej i północnej Polski, oddalonej dotychczas od źródeł gazu. Uruchomienie gazociągu tranzytowego i dostawa gazu do polskiego systemu gazowniczego pozwala na zmniejszenie nakładów na rozprowadzenie rosnących ilości gazu do odbiorców. Zawarty pomiędzy PGNiG S.A. a GAZPROM S.A. kontrakt stanowi podstawę gwarantowania długoletnich dostaw gazu ziemnego zarówno dla istniejących odbiorców, jak i nowych przedsięwzięć realizowanych przez inwestorów krajowych i zagranicznych.
W latach 1992-1998 zrealizowano 3 lokalne połączenia gazociągowe z niemieckim systemem przesyłowym w rejonie Świnoujścia, Zgorzelca i Gubina, przez które realizowana jest wymiana i dostawy gazu z Niemiec w ilości ok. 440 mln m3 rocznie.
Podstawowym, spośród potencjalnych partnerów strategicznych dla dywersyfikacji dostaw gazu jest Norwegia, reprezentowana przez Norweski Komitet Negocjacyjny (GFU), w którego skład wchodzą przedstawiciele firm właścicieli zagospodarowywanych złóż. Priorytetowe traktowanie oferty norweskiej wynika z faktu, że jedynie z Norwegii można poprowadzić gazociąg łączący bezpośrednio złoża gazu w szelfie norweskim z wybrzeżem polskim. Przewiduje się zawarcie długoterminowego kontraktu na dostawę tą drogą do Polski ok. 5 mld m3 gazu ziemnego rocznie. W marcu 2001 r. PGNiG S.A. podpisało z duńską firmą DONG i Statoil protokół o wspólnej realizacji projektu dostaw gazu duńskiego i norweskiego do Polski, w efekcie którego DONG i PGNiG S.A. założą konsorcjum, mające na celu zrealizowanie projektu BalticPipe, czyli budowa gazociągu z Danii do Niechorza.
Wcześniej, bo już w październiku 2000 r. przez terytorium Niemiec i istniejące połączenie systemów Niemiec i Polski w Zgorzelcu, niezależnie od dostaw 440 mln m3 gazu zakontraktowanego z VNG/Ruhrgas, rozpoczęła się realizacja dostaw gazu w ramach kontraktu pięcioletniego zawartego z norweskim GFU w ilości do 500 mln m3 rocznie. W okresie od października 2000 r. do września 2001 r. przez połączenie w Zgorzelcu przesłane zostanie 200 mln m3 gazu norweskiego. W następnych latach do 2006 r. przez połączenie w Zgorzelcu, PGNiG S.A. będzie odbierać z Norwegii w 500 mln m3 gazu rocznie oraz z Niemiec – 440 mln m3 rocznie.
Alternatywne źródło
Rozpatrywanym źródłem dywersyfikacji zasilania w gaz jest dostawa gazu ziemnego skroplonego (LNG). PGNiG S.A. analizowało możliwości dostawy gazu ziemnego skroplonego z Kataru, Algierii, Jemenu, Nigerii i Norwegii. Dotychczasowe prace studialne wskazują możliwą lokalizację terminalu regazyfikacyjnego oraz wstępne określenie kosztów jego budowy. Ze względu na niezbędne, duże nakłady inwestycyjne oraz wyższe od dostaw przewodowych koszty pozyskania gazu na wybrzeżu polskim (po regazyfikacji), wymagane są dalsze prace dla przygotowania decyzji. Projekty dostawy LNG muszą uwzględniać realia rynku polskiego i możliwość akceptacji kosztów przedsięwzięcia. Okres realizacji takiej inwestycji to 7 do 9 lat.
Rozbudowa podziemnych magazynów gazu
Wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego państwa w zakresie dostaw gazu wymaga budowy podziemnych magazynów gazu dla potrzeb handlowych w celu pokrycia sezonowej nierównomierności zapotrzebowania na gaz oraz przygotowania warunków do tworzenia strategicznych zapasów gazu. Bardzo ważne jest nadanie priorytetu budowie magazynów dla potrzeb handlowych w celu pokrywania sezonowej nierównomierności zapotrzebowania na gaz, wynikającej z zawieranych z odbiorcami umów sprzedaży gazu. Potrzeby w tym zakresie ocenia się na 4,1 – 5,1 mld m3 w 2010 r. i 5,3 – 6,8 mld m3 w 2020 r. W Polsce istnieją korzystne warunki dla budowy podziemnych zbiorników gazu w wyeksploatowanych złożach gazu ziemnego, zlokalizowanych zarówno na Niżu Wielkopolskim, jak i na Podkarpaciu oraz w złożach soli.
W PGNiG S.A. prowadzi się budowę zbiornika w złożu soli w Mogilnie, obejmującą 10 kawern o pojemności ok. 400 mln m3 oraz prace nad wykorzystaniem wyeksploatowanych złóż gazu ziemnego na podziemne zbiorniki gazu. Realizowana jest też budowa zbiornika Wierzchowice o pojemności ok. 3,5 mld m3 oraz rozbudowa zbiornika Husów do pojemności 400 mln m3. Rozpatrywane są również możliwości budowy małych zbiorników lokalnych w wyeksploatowanych złożach gazu i starych wyrobiskach górniczych.
Przewidywane wejście Polski do Unii Europejskiej i powiązanie sieci transportowej UE z siecią polską będzie miało dobry wpływ na różnicowanie kierunków źródeł zasilania gazem i wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju.
Rozprowadzanie zwiększonych ilości gazu wymagać będzie rozbudowy systemu gazowniczego w zakresie układów umożliwiających odbiór i rozprowadzenie gazu importowanego z Rosji (z systemu gazociągów tranzytowych Jamał – Europa Zachodnia) i projektowanych dostaw gazu z Norwegii, a także dostosowania systemu krajowego do pokrywania zwiększonych zapotrzebowań szczytowych przez odbiorców, w tym budowy tłoczni gazu oraz rozbudowy podziemnych magazynów gazu i sieci dystrybucyjnej. Realizowana rozbudowa systemu gazowniczego pozwoli na sprostanie nowym potrzebom w zakresie zapotrzebowania i dostaw gazu, wynikającym ze zmiany struktury, zarówno w odniesieniu do ilości przesyłanego gazu, jak i poboru szczytowego. Zwiększenie zagospodarowania gazu wymaga ustalenia jego ceny na poziomie zabezpieczającym ponoszone koszty pozyskania, magazynowania i dostawy gazu do odbiorców, jak również potrzeby rozwoju systemu gazowniczego. Warunki te stwarza nowe prawo energetyczne i uchwalona dyrektywa gazowa Unii Europejskiej. Dla ich realizacji PGNiG S.A. dostosowuje swoją organizację.
POLSKIE
GÓRNICTWO NAFTOWE
I GAZOWNICTWO S.A.
00-537 Warszawa, ul. Krucza 6/14,
tel. 022 583-50-00, fax 022 583-58-56
Internet: http://www.pgnig.com.pl
- Informacje o Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie S.A.