Miesiąc: lipiec 2018

psav zdjęcie główneZainaugurowany w ostatnim czasie w Głównym Instytucie Górnictwa (GIG) w Katowicach projekt o akronimie MEGA+ dotyczy produkcji metanu z głęboko zalegających europejskich pokładów węgla w połączonych procesach odzysku tego gazu z węglowych pokładów oraz podziemnego zgazowania węgla.
Po raz pierwszy w swoich badaniach naukowcy postanowili połączyć obie technologie w jednym projekcie, aby zbadać, na ile można skutecznie powiązać ze sobą proces odzysku metanu z pokładów węgla z wysokociśnieniowym procesem podziemnego zgazowania, ukierunkowanym na produkcję substytutu gazu ziemnego – przy użyciu do obu zadań tej samej infrastruktury, zarówno podziemnej jak i naziemnej.
Przedsięwzięcie sfinansują środki europejskiego Funduszu Badawczego Węgla i Stali. Partnerami międzynarodowego konsorcjum, oprócz GIG i Polskiej Grupy Górniczej, są: firma TATA Steel UK, Uniwersytet Cardiff i Imperial College London z Wielkiej Brytanii, Instytut Podstawowych Procesów Chemicznych z Czech, Centrum Badawcze GFZ z Niemiec oraz instytut INERIS z Francji.
Przedmiotem badań będą głęboko zalegające pokłady węgla, powyżej 900 m pod ziemią. Przeprowadzone będą m.in. specjalistyczne badania nad wykorzystaniem katalitycznej aktywności składników popiołu z wysokociśnieniowego procesu podziemnego zgazowania w reakcjach metanizacji gazu syntezowego. Zaplanowano też próby podziemnego zgazowania węgli, w tym antracytów, na dużą skalę.
Eksperymenty będą prowadzone z wykorzystaniem infrastruktury badawczej działającego przy katowickim GIG Centrum Czystych Technologii Węglowych, w tym wysokociśnieniowej instalacji do badań procesu podziemnego zgazowania w warunkach laboratoryjnych. Ponadto dla wybranych trzech obszarów modelowych z Polski (Zagłębie Górnośląskie), Niemiec (Zagłębie Rury) i Wielkiej Brytanii określone zostaną warunki techniczne, ekonomiczne oraz środowiskowe jednoczesnej realizacji procesu odmetanowania i podziemnego zgazowania w głębokich pokładach.
Z pokładów metanowych pochodzą cztery na pięć ton wydobytego w Polsce węgla. Na każdą z nich przypada średnio o ponad połowę więcej tego gazu niż przed kilkunastu laty. Prawie połowa wydobycia pochodzi z miejsc zaliczanych do czwartej, najwyższej kategorii zagrożenia metanowego. W ostatnich latach w polskich kopalniach węgla kamiennego wydzielało się ok. 900 mln m sześc. metanu rocznie, czyli średnio ponad 1,6 tys. metrów sześciennych na minutę.
Podziemne zgazowanie węgla to jeden z pomysłów zmierzających do tego, by spalanie tego surowca nie szkodziło środowisku i klimatowi. Polscy naukowcy, we współpracy ze spółkami węglowymi, od kilkunastu lat badają, na ile możliwe i opłacalne jest, zamiast wydobywania węgla na powierzchnię, zgazowanie go w podziemnych georeaktorach; na powierzchni wydobyty gaz byłby używany do celów energetycznych.
Kilka lat temu naukowcy z GIG pomyślnie zgazowali węgiel na małą skalę w Kopalni Doświadczalnej Barbara w Mikołowie. W 2014 r., w ramach projektu badawczego, kolejną udaną próbę przeprowadzono w katowickiej kopalni Wieczorek, gdzie zgazowano ok. 245 ton węgla, uzyskując ok. 1 mln m sześc. gazu. To jednak za mało, by uznać technologię za w pełni bezpieczną i opłacalną – aby to stwierdzić, potrzebna jest instalacja demonstracyjna. Dalsze badania i analiza ich wyników mogą posłużyć do decyzji o możliwości wdrożenia technologii na skalę przemysłową.
W swoim raporcie z 2016 r. Najwyższa Izba Kontroli oceniła, że wdrożenie technologii podziemnego zgazowania węgla na skalę przemysłową będzie możliwe nie wcześniej niż za 15 lat. Izba przyjrzała się wówczas postępom badań w tej dziedzinie, wyliczając, że w ostatnich latach wydano na nie w Polsce już ponad 96 mln zł.
Niezależnie od badań procesów zgazowania węgla, GIG uczestniczy też w projektach – także międzynarodowych – dotyczących pozyskiwania i wykorzystania towarzyszącego złożom węgla metanu. W ostatnim czasie podsumowano np. projekt o akronimie GASDRAIN, służący opracowaniu ulepszonych technik drenażu metanu poprzez stymulacje pokładów węgla. Celem tych działań jest zapobieganie zagrożeniom i zwiększenie możliwości wydobycia węgla. Partnerami koordynowanego przez GIG projektu, także realizowanego ze środków Funduszu Badawczego Węgla i Stali, byli: Jastrzębska Spółka Węglowa, Instytut Nafty i Gazu w Krakowie, Grupa Hunosa i Instytut Aitemin z Hiszpanii, Imperial College London z Wielkie Brytanii, RWTH z Niemiec oraz instytut INERIS z Francji.
W ramach projektu zbudowany został specjalnie zaprojektowany system do hydroslottingu, czyli techniki odprężania pokładu poprzez wycinanie strugą wody pod wysokim ciśnieniem dysków w caliźnie węglowej. Urządzenie testowano w Zakładzie Badań Dołowych i Utrzymania Powierzchni Kopalni Doświadczalnej Barbara, gdzie określono m.in. warunki bezpieczeństwa użytkowania systemu, efektywność i wydajność dysz urabiających oraz czas operacji hydrocięcia, potrzebny do wykonania stymulacji otworów drenażowych. Urządzenie pozwala na pracę w otworach do 100 m w głąb górotworu i cięcie węgla strugą wody o ciśnieniu tysiąca barów.
Naukowcy z GIG przypominają, że metan jest jednym z najgroźniejszych zagrożeń naturalnych w kopalniach węgla kamiennego. W ostatnich latach odnotowano wzrost emisji metanu na jedną tonę wydobytego węgla o ok. 63 proc., co wiąże się ze wzrostem głębokości oraz koncentracją eksploatacji węgla. Zwiększone uwalnianie metanu jest nie tylko groźne dla górników, ale także ogranicza eksploatację węgla. Wkrótce, w związku z polityką klimatyczną, stanie się też przyczyną wysokich opłat emisyjnych, podobnie jak w przypadku dwutlenku węgla.

psav zdjęcie główneJak ocenia dziennik, jest to krok w tył w stosunku do wcześniejszych gróźb Waszyngtonu, który domagał się całkowitego wstrzymania importu ropy naftowej do 4 listopada, kiedy mają zacząć obowiązywać sankcje nałożone na Iran.
„Jesteśmy gotowi do współpracy z krajami, które zmniejszają swój import w poszczególnych przypadkach” – powiedział dziennikarzom cytowany przez „WSJ” przedstawiciel Departamentu Stanu USA Brian Hook w odpowiedzi na pytanie o plany Indii oraz Turcji dotyczące dalszego zakupu irańskiej ropy. Odmówił odpowiedzi, czy podmioty gospodarcze w tych krajach będą karane za import tego surowca mimo nałożonych sankcji.
Hook podkreślił, że sankcje wymierzone w irański sektor motoryzacyjny i eksport kluczowych metali wejdą ponownie w życie 6 sierpnia, podczas gdy sankcje na sektor naftowy zaczną obowiązywać 4 listopada br. Dodał, że Stany Zjednoczone chcą ostatecznie zredukować do zera przychody Iranu z eksportu ropy naftowej.
Przedstawiciel Departamentu Stanu zaznaczył, że Stany Zjednoczone współpracują z krajami europejskimi i azjatyckimi w celu uzgodnienia dalszych działań. Poinformował, że ostatnie konsultacje odbywały się z Francją, Niemcami oraz Wielką Brytanią. Odmówił jednak udzielenia odpowiedzi, które kraje oraz przedsiębiorstwa są brane pod uwagę przy wyłączeniu z sankcji lub złożyły wniosek o ich złagodzenie.
„Pracujemy nad zminimalizowaniem zakłóceń na rynku światowym” – powiedział Hook. Jak dodał, Stany Zjednoczone stoją na stanowisku, że istnieją wystarczające moce produkcyjne, aby zastąpić irańską ropę naftową surowcem np. z Wenezueli.
Jak zauważa „WSJ”, analitycy twierdzą, że nawet jeśli Arabia Saudyjska i inni ważni producenci ropy zwiększą produkcję, może zabraknąć mocy produkcyjnej, aby szybko nadrobić przerwy w dostawach tego surowca. „Rosnące koszty paliwa już teraz szkodzą konsumentom i przedsiębiorstwom, a prezydent Trump powiedział, że ceny ropy są zbyt wysokie” – odnotowuje „WSJ”.
8 maja Trump podjął decyzję o wycofaniu się USA z umowy nuklearnej z Iranem i ponownym wprowadzeniu wszystkich sankcji nałożonych na ten kraj, które obowiązywały przed zawarciem umowy. Część sankcji ma wejść ponownie w życie po upływie 90-dniowego okresu przejściowego, tj. 6 sierpnia, a część po 180 dniach, czyli 4 listopada.

psav zdjęcie główne”Trybunał Arbitrażowy zgodził się z argumentami spółki Gazprom Eksport i w całości odmówił PGNiG zmiany ceny według żądania, które zgłaszała ta firma” – głosi poniedziałkowy komunikat wystosowany przez Gazprom. Koncern podkreślił też, że decyzja Trybunału ma charakter tymczasowy i że ostateczny werdykt zostanie wydany „po dodatkowych konsultacjach ze stronami”.
PGNiG odniósł się do oświadczenia Gazpromu w informacji przesłanej PAP w poniedziałek wieczorem. „W poniedziałek Gazprom Eksport potwierdził, że Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie w częściowym wyroku uznał, iż PGNiG miał prawo w listopadzie 2014 r. zażądać od rosyjskiego koncernu obniżki cen gazu dostarczanego na podstawie długoterminowego kontraktu” – napisano.
Zdaniem PGNiG „Trybunał Arbitrażowy ustalił, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie Spółki w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące”.
„Trybunał Arbitrażowy orzekł, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. Komunikat Gazpromu Eksport nie informuje o tej decyzji, a jest ona kluczowa, ponieważ pozwala ona PGNiG uniknąć kolejnych negocjacji cenowych z rosyjskim dostawcą” – zauważa PGNiG.
„W poniedziałkowym komunikacie Gazprom Eksport minimalizował znaczenie korzystnego dla PGNiG wyroku (…). Ustalona w dalszym postępowaniu przez Trybunał w Sztokholmie nowa cena rosyjskiego gazu dla Polski będzie obowiązywać wstecz od 1 listopada 2014 r., co oznacza, że Gazprom będzie musiał zwrócić PGNiG nadpłatę, prawie za cztery lata” – podkreślono.
W sobotę PGNiG poinformowało, że Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie orzekł, że spełniona została przesłanka kontraktowa uprawniająca PGNiG do żądania zmiany ceny za gaz dostarczany do Polski w ramach Kontraktu Jamalskiego. Zdaniem Gazpromu Trybunał potwierdził przewidziane w kontrakcie prawo PGNiG do żądania zrewidowania ceny w razie istotnych zmian na rynku. Rosyjska firma twierdzi, że Trybunał nie zgodził się natomiast z zaproponowanym przez PGNiG sposobem zmiany ceny i formuły jej ustalania. Ponadto, według Gazpromu, arbitraż nie uznał argumentów PGNiG, iż ceny w hubach gazowych są jedynym znaczącym czynnikiem kształtowania cen w długoterminowych kontraktach na dostawy gazu.
Prezes PGNiG Piotr Woźniak poinformował w sobotę, że Trybunał Arbitrażowy „uwzględnił kluczowe argumenty PGNiG wskazujące na konieczność obniżenia ceny kontraktowej i odrzucił zarzuty formalne Gazpromu, nakierowane na utrzymanie dotychczasowych, nierynkowych warunków cenowych w Kontrakcie Jamalskim”.
Według komunikatu PGNiG Trybunał Arbitrażowy „ustalił, że w listopadzie 2014 r. PGNiG złożyło ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej”, a także „ustalił, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie Kontraktu Jamalskiego”. Jednocześnie, jak przyznała polska spółka, trybunał uznał, że „pierwotne żądanie Spółki (tj. PGNIG – PAP) w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące”. Zarazem – jak dodało PGNiG – „Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania”.
Polska spółka uważa, że dotychczasowa cena kontraktowa nie odpowiadała cenie rynkowej, dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie jamalskim możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a w lutym 2016 r. złożyła pozew przeciwko Gazpromowi.
Podpisany w 1996 r. kontrakt jamalski przewiduje dostawy ok. 10 mld metrów sześciennych gazu rocznie. Zgodnie z narzuconą przez Gazprom klauzulą take-or-pay PGNiG musi odebrać co najmniej 8,7 mld m sześc. zakontraktowanego gazu rocznie. Umowa obowiązuje do 2022 r.

PGNiG miało prawo żądać od Gazpromu zmiany cen za gaz dostarczany do Polski w ramach Kontraktu Jamalskiego. Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok częściowy w tej sprawie.

W przypadku tego kraju komunizm wyjątkowo nie zadziałał.

psav zdjęcie główneNiemało zamieszania w sobotę wywołał prezydent Trump swoim twittem dotyczącym możliwości zwiększenia wydobycia ropy naftowej nawet o 2 mln baryłek dziennie (bpd) przez Arabię Saudyjską.
Już sama konstrukcja wiadomości Donalda Trumpa była niejasna. Trudno było powiedzieć, czy zgodził się on z Arabią Saudyjską w kontekście zwiększenia wydobycia, czy z faktem, że mamy do czynienia z wysokimi cenami. Dodatkowo 2 mln bpd to dokładnie tyle, ile wynoszą wolne moce produkcyjne tego kraju. Zwiększenie podaży o maksymalny limit może i obniżyłoby teraz ceny, ale odebranie możliwości reakcji na nieprzewidywalne wydarzenia (nagłe problemy w produkcji na świecie) wcale nie byłoby takie korzystne dla konsumentów, gdyż generowałoby zagrożenie zupełnie niekontrolowanym wzrostem cen (np. o kilkanaście lub nawet kilkadziesiąt procent w krótkim czasie).
Po kilkunastu godzinach, w oficjalnym komunikacie Białego Domu okazało się, że król Salman bin Abdulaziz jedynie potwierdził prezydentowi USA, że Saudyjczycy mają 2 mln bpd przestrzeni do zwiększenia produkcji (informacja powszechnie znana od lat), ale „będzie ona użyta rozważnie, jeśli zajdzie konieczność, aby zapewnić rynek o równowadze i stabilizacji i w porozumieniu z innymi producentami”. Ten ostatni fragment to oczywiście sugestia, że Arabia Saudyjska trzyma się ostatnich zobowiązań w stosunku do OPEC.
Fundamenty i geopolityka podnoszą ceny
W poniedziałek rano ropa minimalnie taniała, ale widać, że weekendowe zamieszenie w żaden sposób nie zmieniło sentymentu inwestorów. Przede wszystkim Rijad mimo zacieśnienia współpracy z Waszyngtonem nie jest chętny, by rezygnować z OPEC, którego Saudyjczycy są de facto liderem i dzięki temu nie tylko starają się optymalizować ceny ropy (na korzyść producentów), ale także rozbudowują swoje wpływy w regionie.
Należy także pamiętać, że głównym elementem wzrostu cen jest obawa o dalsze dramatyczne zmniejszenie wydobycia przez Iran oraz Wenezuelę oraz solidny popyt (wchłaniający zwiększającą się produkcję z USA). Niższa niż oczekiwana podaż z tych krajów według jednego ze scenariuszy IEA to nawet 1,5 mln bpd. Niepewność także towarzyszy np. odnośnie podaży w Libii czy Kanadzie
W rezultacie wydarzenia z minionego weekendu niewiele zmieniają w kontekście przyszłych cen. Na razie szanse na rozwiązanie OPEC i pełną konkurencję rynkową pomiędzy producentami są niewielkie mimo nacisków Waszyngtonu. Dodatkowo sankcje nałożone na Iran oraz katastrofa ekonomiczna połączona z izolacją Wenezueli nadal podnoszą ceny, a obawy o kolejne kilkaset tys. bpd z Kanady i Libii nie pozwalają na większą korektę cen.
Niedługo rekordy na polskich stacjach
Ropa wyrażona w dolarach notowana jest blisko najwyższych poziomów od końca 2014 r. Dodatkowo złoty jest słaby, co powoduje, że ceny paliwa na europejskim rynku wyrażone w polskiej walucie wracają do szczytów osiągniętych pod koniec maja.
Szybko rosnące notowania w hurcie prawdopodobnie jeszcze w pierwszej połowie lipca przełożą się na wzrost cen w okolice 5,10 zł/litr w przypadku diesla i 5,15 zł/litr w odniesieniu do benzyny bezołowiowej. Biorąc pod uwagę zarówno sytuację na rynku ropy jak i złotego rośnie ryzyko, że te poziomy zostaną przekroczone w drugiej części miesiąca.>>> Polecamy: Europejskie parkiety na czerwono. Niemiecka polityka ciąży giełdom i euro

psav zdjęcie główneCoraz więcej przedstawicieli Komisji Europejskiej dostrzega, że Nord Stream 2 to projekt polityczny, a nie tylko biznesowy – mówił w wywiadzie dla TVP Info Maroš Šefčovič wiceprzewodniczący KE odpowiedzialny za kwestie energetyczne. Dodał, że zyski z tego projektu od początku były przeszacowane, a napędzany był on przede wszystkim przez ukraińsko – rosyjskie napięcia, obawy przed ograniczeniem dostaw do Europy Zachodniej, a także spadkiem wydobycia gazu m.in ze złóż Morza Północnego.
Šefčovič zaznaczył również, że z ekonomicznego punku widzenia, najlepszą opcją dla Europy Zachodniej jest korzystanie z ukraińskiego tranzytu „w jak największym stopniu”. „Cieszę się, że mamy w UE porozumienie w tej sprawie i dziś 28 państw chce kontynuacji przesyłu gazu przez Ukrainę. Przytoczył przy tym dane, z których wynika, że w ubiegłym roku rurociągi przebiegające przez ten kraj były wykorzystane tylko w 50-60 proc.
Zapytany o to, czy KE jako całość popiera projekt Nord Stream 2 podkreślił, że Komisja musi mieć pewność, że projekt ten uwzględnia interesy Ukrainy i Europy Środkowo – Wschodniej, a także musi być zgodny z przepisami prawa europejskiego, czyli z dyrektywami gazowymi. Podkreślił, że prawo to powinno obowiązywać we wszystkich jurysdykcjach UE, włącznie w wodami terytorialnymi i strefą ekonomiczną. Przyznał, że obecny zapis w III pakiecie energetycznym może budzić pewne wątpliwości w tej kwestii, ale „można to rozwiązać krótką poprawką, która teraz jest popierana przez PE i omawiana w RE”. Zaznaczył też, że doprecyzowanie tego jest ważne dla wszystkich projektów związanych z rurociągami w Europie.
Šefčovič odniósł się również do orzeczenia KE w sprawie Gazpromu, która uznała, że rosyjska firma nadużywała pozycji dominującej narzucając krajom Europy Centralnej i Wschodniej ceny gazu i wymuszając warunki. Wiceprzewodniczący Komisji przytoczył przykład łamania prawa przez rosyjski koncern: „jeżeli Polska kupiła gaz, to był to gaz polski, ale Polska nie mogła go (…) odsprzedać”. Zaznaczył, że zgodnie z prawem europejskim jest to naruszenie przepisów jednolitego rynku.
Pytany o to, czy Gazprom będzie respektował orzeczenie KE, Šefčovič powiedział: „bardzo mocno wyłożyliśmy zasady na stół (…), a Gazprom jest w pełni świadomy, jakie mogą być konsekwencje, jeśli nie będzie respektować zobowiązań”. Dodał też, że grzywna nałożona na koncern może wynieść 10 proc. jego obrotów. „Wiemy, że Gazprom robi wszystko co może, by umocnić swoje udziały w rynku europejskim” – zaznaczył.
Powiedział również, że UE w dalszym ciągu będzie dążyć do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego i że obecnie bardzo jest zainteresowania gazem kaspijskim, który „najpóźniej w 2020 roku popłynie w europejskich sieciach gazowych”. Europa nam odjeżdża. Czy Polska ma jeszcze wpływ na Wspólnotę?

psav zdjęcie główneSPA potwierdziła jedynie, że Król Salman rozmawiał telefonicznie z Donaldem Trumpem oraz, że podczas rozmowy obaj przywódcy „podkreślili potrzebę utrzymania stabilności rynków ropy naftowej i wzrostu światowej gospodarki”.
W komunikacie wspomniano jedynie ogólnikowo, że porozumiano się, iż kraje produkujące ropę będą musiały „uzupełnić jakiekolwiek potencjalne niedobory”.
Trump wcześniej napisał na Twitterze, że podczas rozmowy król Salman zgodził się na zwiększenie wydobycia „może o 2 mln baryłek” w celu przywrócenie stabilności na rynkach po zmniejszeniu produkcji w Iranie i Wenezueli.
Amerykański przywódca nie podał, jakiego okresu miałby dotyczyć ewentualny wzrost produkcji. W swoim tweecie ponownie zaznaczył za to, że ceny ropy są zbyt wysokie.
We wtorek Biały Dom poinformował, że będzie chciał całkowicie zablokować eksport ropy naftowej z Iranu. W ten sposób Amerykanie chcą odciąć to państwo od podstawowego źródła dochodów z eksportu. Z powodu amerykańskich restrykcji wydobycie ropy w Iranie, który jest trzecim największym producentem w OPEC, może spaść do końca 2018 roku nawet o jedną trzecią.
Potencjalną lukę w dostawach ropy może powiększyć dramatyczny spadek wydobycia tego strategicznego surowca w ogarniętej chaosem i przeżywającej dramatyczny kryzys gospodarczy, a także polityczny, Wenezueli.
Wysokie ceny ropy, a więc droga benzyna, zagrażają pozytywnym trendom w amerykańskiej gospodarce. Mogą też zaszkodzić Republikanom w listopadowych wyborach do Kongresu w USA.Ceny ropy rosną. OPEC zdecydował o podwyższeniu dostaw, ale na rynkach panuje niepewność