Statoil wchodzi w głąb Rosji

W 2014 roku norweski koncern Statoil przeznaczy na inwestycje poszukiwawczo-wydobywcze do 3,5 mld euro. Jednym z priorytetowych kierunków będą projekty rosyjskie: eksploatacja szelfu kontynentalnego, wydobycie ropy z łupków, a także badanie potencjału syberyjskiego pola naftowego. Do końca tego roku norweski koncern paliwowy Statoil planuje dojść do końcowego porozumienia w sprawie zagospodarowania rosyjskiego szelfu kontynentalnego – zapowiedział dyrektor Statoil ds. wydobycia, Tim Dodson. Norwegowie współpracują z rosyjskim koncernem państwowym Rosnieft. W czerwcu br. partnerzy podpisali porozumienie w sprawie finalizacji rozmów dotyczących współpracy na szelfie Morza Barentsa i Morza Ochockiego. Ogólna powierzchnia inwestycyjna złóż szelfowych wynosi 102 tys. km2. Dodatkowo Norwegowie będą działać w obwodzie samarskim (w europejskiej części kraju), gdzie rosyjska spółka ma dostęp do 12 pól z potencjałem wydobycia ropy z łupków. Udział Rosnieftu w tym projekcie wynosi 51%. Statoil otrzymał 49% udziałów i zobowiązał się zainwestować do 60 mln USD w prace poszukiwawcze. Najbardziej perspektywiczne złoża ropy zakumulowanej w łupkach znajdują się właśnie na terenie Rosji i w Angoli. Statoil jest już właścicielem 134 hektarów złoża ropy naftowej zakumulowanej w łupkach Bakken w Północnej Dakocie, w USA. Norwegowie wydobywają tu 167 tys. baryłek ropy na dobę. Planuje się, że do 2020 roku wydobycie wzrośnie do 300 tys. baryłek. Porównując potencjał rosyjskich złóż w obwodzie samarskim do tej inwestycji Tim Dodson nazwał amerykański projekt „drobiazgiem”. W Rosji wydobyciem ropy z łupków zamierza zająć się też ExxonMobil. Razem z Rosnieftem Amerykanie będą prowadzić poszukiwania na terenie złoża Bażenowskoje, które leży na Syberii Zachodniej. Szacowane zapasy tego pola wynoszą ponad 1 mld ton surowców. Statoil również chce rozpocząć działalność na Syberii. Według relacji Tima Dodsona, koncern przygotowuje dwa próbne odwierty poszukiwawcze, by ocenić potencjał tego regionu. Prace wiertnicze w tej części Rosji zostały zaplanowane na 2014 rok.

PAP, 28 sierpnia 2013 r.

 

Norwegia ma przyznać pierwsze koncesje na wschodnim Morzu Barentsa

Norweski Dyrektoriat ds. Paliw rozpoczął proces koncesyjny, którego przedmiotem mają być koncesje na poszukiwanie i wydobycie węglowodorów we wschodniej części Morza Barentsa. Do niedawna Norwegia toczyła na tych terenach spór graniczny z Rosją. Norweski rząd zaprosił zainteresowanych inwestorów do składania wniosków koncesyjnych do stycznia 2014 roku. Koncesje mają zostać przyznane w II kwartale 2015 roku. W będącej pod norweskim zwierzchnictwem wschodniej części Morza Barentsa znajdować się może prawie 2 mld baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego około 15% stanowią ciekłe węglowodory. Obszar, na którym znajdują się potencjalne koncesje, jeszcze do 2010 roku był przedmiotem sporu granicznego pomiędzy Norwegią a Rosją. Dyrektoriat zaznaczył jednak, że część złóż może znajdować się pod granicą, co może komplikować potencjalne wydobycie. Według ostatnich szacunków norweskiego rządu wydobycie ropy i gazu w tym kraju może w tym roku spaść do poziomu najniższego od 25 lat. Poprzednia runda koncesyjna zaowocowała przyznaniem 24 koncesji, z czego aż 20 znajduje się w zachodniej części Morza Barentsa.

PAP, 29 sierpnia 2013 r.

 

UOS traci optymizm

Założona w Polsce przez amerykańskiego biznesmena i inżyniera Dennisa McKee firma United Oilfield Services (UOS), która miała budować swoją potęgę na „łupkowym” boomie w naszym kraju, stopniowo przechodzi do planu B w strategii, czyli do szukania zleceń poza granicami Polski. UOS pracuje w Polsce m.in. dla San Leon Energy, Lane Energy, 3Legs Resources i Wisent Oil & Gas czy FX Energy, ale firma liczyła na to, że w naszym kraju powstaną setki odwiertów poszukiwawczych. Jednak, jak podkreśla Dennis McKee, w Polsce wszystko trwa dużo dłużej niż w USA. W jego ocenie w USA sektor łupkowy tak szybko się rozwinął, bo nie tracono tam tyle czasu co w Polsce. Jak mówi, to co można zrobić w kilka dni, w Polsce trwa parę tygodni. W tej sytuacji firma stopniowo przechodzi do szukania zleceń poza granicami Polski. – Nie zamierzam dalej marnować potencjału, który stworzyłem. Z naszymi kompetencjami i sprzętem jesteśmy w stanie przeprowadzać nawet 200 szczelinowań rocznie, i to z łatwością – mówi McKee.

Puls Biznesu, 3 września 2013 r.

 

PERN planuje wydać 820 mln zł na rozbudowę Naftoportu

820 mln zł ma kosztować rozbudowa magazynów i infrastruktury przeładunkowej będącej zapleczem Naftoportu w Gdańsku; pierwszy etap inwestycji ma ruszyć w przyszłym roku – poinformował prezes PERN „Przyjaźń” Marcin Moskalewicz. Obecnie maksymalny wolumen przeładunków Naftoportu wynosi 30÷34 mln ton ropy rocznie. Według PERN-u potrzeby rafinerii, z którymi współpracuje spółka, wynoszą kolejne 35÷40 mln ton ropy rocznie. „Terminal to nowe pojemności magazynowe, nowe pojemności przeładunkowe rzędu 700 tys. m sześc. W sumie 20 zbiorników dużych, 4 zbiorniki małe. Pierwszy etap, który rozpocznie się na początku przyszłego roku, będzie obejmował budowę sześciu zbiorników ropy naftowej i całej infrastruktury” – powiedział Moskalewicz. Drugi etap inwestycji przewiduje budowę pozostałych 14 zbiorników, a także budowę dodatkowej sieci kolejowej, która będzie umożliwiała przeładunek i rozładunek paliw. „Z tą inwestycją wiąże się też rozbudowa Naftoportu. (...) Rzeczywiście zabezpieczy to przyszłość naszego kraju przed uzależnieniem od dostaw ropy z jednego kierunku” – podkreślił prezes PERN. Zwrócił uwagę, że rynek dostaw ropy zmienia się – jest mniej stałych umów, a więcej umów na dostawy odpowiednich ilości surowca i umów spotowych. Moskalewicz zapowiedział, że jego spółka chce zrealizować pierwszy etap inwestycji z własnych środków; druga cześć ma być finansowana zewnętrznie.

PAP, 2 września 2013 r.

 

Białoruś grozi Rosji blokadą rurociągu „Przyjaźń”

Białoruś zagroziła Rosji wstrzymaniem tranzytu rosyjskiej ropy naftowej do Europy Środkowej przez rurociąg „Przyjaźń”. Magistralą tą surowiec z Rosji płynie również do Polski. Ultimatum w imieniu Mińska sformułował białoruski politolog Siarhiej Musijenko, uważany za osobistego doradcę prezydenta Białorusi Alaksandra Łukaszenki. Według „Moskowskiego Komsomolca” ultimatum stanowi odpowiedź na zmniejszenie przez Federację Rosyjską we wrześniu br. dostaw ropy na Białoruś o 400 tys. ton, tj. o 20%. Posunięcie Moskwy jest odwetem za aresztowanie przez władze w Mińsku dyrektora generalnego rosyjskiego koncernu nawozów potasowych Urałkalij, Władisława Baumgertnera. Swój krok strona rosyjska oficjalnie uzasadniła potrzebą wymiany rur na jednym z odcinków ropociągu „Przyjaźń”. Ogłaszając tę decyzję, wiceprezes Transnieftu, państwowego koncernu zarządzającego wszystkimi rurociągami naftowymi w Rosji, Michaił Barkow nie podał terminu zakończenia prac. Musijenko, szef zbliżonego do białoruskich władz mińskiego centrum analitycznego EcooM, oznajmił, że jeśli rurociąg „Przyjaźń” nie nadaje się do eksploatacji, to trzeba nie ograniczać dostaw o 400 tys. ton, lecz całkowicie wstrzymać tłoczenie surowca. „Nawet nie dopuszczamy do głowy myśli, że Barkow może mówić nieprawdę. W tej sytuacji będziemy zmuszeni dokładnie sprawdzić nasz odcinek rurociągu. Dlatego w najbliższym czasie w celach kontroli będziemy musieli całkowicie zatrzymać tranzyt rosyjskiej ropy na Zachód. Cały tranzyt może stanąć” – przytacza „Moskowskij Komsomolec” słowa mińskiego politologa. Baumgertner jest przewodniczącym rady nadzorczej rosyjsko-białoruskiej spółki sprzedającej nawozy potasowe – BKK. Połowę udziałów ma w niej Urałkalij, 45% należy do białoruskiego państwowego koncernu Biełaruśkalij, a 5% – do białoruskich kolei. Komitet Śledczy Białorusi postawił przedsiębiorcy zarzut nadużycia władzy i uprawnień służbowych w celu osiągnięcia korzyści, co naraziło białoruskie państwo, Biełaruśkalij i BKK na poważnie straty finansowe. Strona białoruska wyceniła je na 100 mln USD.

PAP, 3 września 2013 r.

 

Prezydenci Chin i Turkmenistanu otworzyli turkmeńską rafinerię gazową

Prezydenci Chin i Turkmenistanu otworzyli rafinerię gazową, w której będzie oczyszczany surowiec z wielkiego złoża Gałkynysz na wschodzie Turkmenistanu; gaz popłynie rurociągami do Chin. Zakłady zostały zbudowane przy współpracy państwowego koncernu TurkmenGas z chińską firmą China National Petroleum Corp (CNPC). „Jest to najważniejszy kompleks w regionie, z mocą przerobową 30 mld m sześc. rocznie” – powiedział turkmeński prezydent. Gałkynysz obejmuje 4 główne złoża gazu w regionie Mary, 500 km na południowy wschód od Aszchabadu, stolicy Turkmenistanu. Zasoby tego złoża szacuje się na 21,2 bln m sześc. gazu. Prezydenci Turkmenistanu i Chin uczestniczyli w podpisaniu umowy między CNPC i koncernem TurkmenGas o zakupie przez stronę chińską 25 mld m sześc. gazu rocznie. Jak powiedział prezydent Turkmenistanu, w przyszłości „możliwe będzie wysyłanie do 65 mld m sześc. gazu rocznie”. Według przedstawiciela turkmeńskiego sektora gazowego, eksport gazu do Chin osiągnie taki poziom do 2020 roku. W ubiegłym roku eksport gazu z Turkmenistanu do Chin wyniósł 20 mld m sześc. W liczącym 5,5 mln ludności Turkmenistanie znajdują się czwarte co do wielkości złoża gazu – po rosyjskich, irańskich i katarskich.

PAP, 4 września 2013 r.

 

Gazprom podpisał umowę z CNPC o warunkach dostaw gazu do Chin

Aleksiej Miller, prezes Gazpromu oraz Zhou Jiping, prezes chińskiego koncernu CNPC, podpisali porozumienie o warunkach dostaw rosyjskiego gazu do Chin tzw. wschodnią trasą. Szczegółów umowy nie ujawniono, podano jedynie, że porozumienie zawiera wszystkie najważniejsze warunki przyszłych dostaw surowca na chiński rynek, m.in.: ilość oraz datę rozpoczęcia eksportu, wysokość zapisu take or pay, okres wzrostu dostaw, kwotę zabezpieczonej płatności i punkt przesyłowy na granicy. Według umowy cena gazu nie będzie ustalana według indeksu Henry Hub. Umowę ramową w sprawie podstawowych warunków dostaw rosyjskiego gazu ziemnego do Chin Gazprom i CNPC podpisały w październiku 2009 roku. Zgodnie z nią na chiński rynek Rosjanie mają dostarczać do 68 mld m sześc. gazu rocznie. Rok później, we wrześniu 2010 r. porozumienie zostało doprecyzowane, a w marcu 2013 roku obie firmy podpisały protokół ustaleń w sprawie współpracy przy projekcie gazociągu, którym rosyjski gaz ma być dostarczany do Chin.

CIRE.PL, 5 września 2013 r.

 

Raport o wpływie poszukiwań gazu w łupkach na środowisko dopiero za rok

Opóźnia się opracowanie pierwszego w Europie kompleksowego raportu o wpływie poszukiwań gazu w łupkach na środowisko. Raport pod nazwą „Ocena zagrożeń dla środowiska powodowanych procesem poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów”, przygotowywany pod egidą resortu środowiska, miał być gotowy pod koniec tego roku, jednak prace nad nim potrwają co najmniej rok dłużej. Piotr Woźniak, wiceminister środowiska i główny geolog kraju wyjaśnił, że opóźnienia wynikają z harmonogramu wierceń prowadzonych przez koncerny na poszczególnych koncesjach. Celem opracowania raportu jest identyfikacja potencjalnych ryzyk w zakresie oddziaływania prac towarzyszących poszukiwaniu i eksploatacji gazu z formacji łupkowych na środowisko oraz wskazanie optymalnych, z punktu widzenia przepisów prawa, uwarunkowań geologicznych i technologii prowadzenia prac rozpoznawczych, procedur zarządzania tymi ryzykami. W projekcie wyodrębnić można dwie fazy. Faza pierwsza obejmuje przeprowadzenie prac badawczych w miejscach, gdzie operatorzy koncesji realizują proces inwestycyjny, wykonanie analiz laboratoryjnych i opracowanie kompleksowych raportów. W fazie drugiej opracowane zostaną szczegółowe wytyczne i katalogi dobrych praktyk w zakresie: wymogów, które muszą być spełnione przez podmioty ubiegające się o uzyskanie stosownych decyzji i pozwoleń (m.in. środowiskowych) na różnych etapach procesu inwestycyjnego, sporządzania raportów i ocen oddziaływania na środowisko, rekultywacji terenu na obszarach wydobywania gazu z łupków, sposobu prowadzenia monitoringu stanu środowiska oraz gospodarowania odpadami powstałymi w procesie poszukiwania, rozpoznawania i przyszłej eksploatacji niekonwencjonalnych złóż gazu. Monitoringiem środowiskowym objęto dotychczas pięć obiektów, na których inwestorzy prowadzą prace nad udostępnieniem niekonwencjonalnych złóż gazu, na obszarze basenów węglowodorowych: pomorskiego i podlasko-lubelskiego, na obszarach koncesyjnych należących do czterech podmiotów: Eni, Chevronu, PGNiG oraz ORLEN Upstream. Prace badawcze w ramach projektu prowadzone są w sposób umożliwiający prześledzenie całego „cyklu życia” odwiertu, począwszy od stadium budowy infrastruktury (placu wiertni), skończywszy na etapie likwidacji odwiertu i rekultywacji terenu. Monitoring środowiskowy obejmuje: wody powierzchniowe i podziemne, grunty i powietrze glebowe, poziom hałasu, zanieczyszczenie powietrza, przekształcenia morfologii terenu i krajobrazu oraz zjawiska sejsmiczne. Projekt od początku 2012 r. realizuje Minister Środowiska działając przy pomocy Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska. Realizacja prac badawczych powierzona została Państwowemu Instytutowi Geologicznemu – PIB, Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, Politechnice Gdańskiej i Głównemu Instytutowi Górnictwa w Katowicach. Zadanie w całości finansowane jest ze środków NFOŚiGW.

CIRE.PL, Dziennik Gazeta Prawna, 11 września 2013 r.

 

Aneks do kontraktu na terminal LNG: gotowość do końca 2014 r.

Terminal LNG w Świnoujściu będzie gotowy do eksploatacji do końca 2014 r. – przewiduje aneks do kontraktu, podpisany przez spółkę Polskie LNG i budujące terminal konsorcjum Saipem-Techint-PBG. Dotychczasowa umowa przewidywała oddanie terminala do eksploatacji 30 czerwca 2014 r., ale od dłuższego czasu wiadomo było, że termin ten odsunie się w czasie, m.in. z powodu ostrego kryzysu branży budowlanej i bankructw wykonawców inwestycji w 2012 r. Jak podało Polskie LNG, spółce udało się uzyskać bezpieczne rozwiązanie, bowiem moment oddania terminala do eksploatacji do końca 2014 r. mieści się w przedziale czasowym, w którym – zgodnie z kontaktem na dostawy skroplonego gazu z Kataru – PGNiG musi odebrać pierwszy transport surowca. „Aneks jest pierwszą modyfikacją postanowień kontraktowych, skutkującą zmianą umowy z wykonawcą. Z punktu widzenia zarządzania projektem, jego podpisanie było konieczne w celu ograniczenia ryzyk związanych z procesem inwestycyjnym, a także zabezpieczeniem pozycji biznesowej i prawnej spółki. Jest to najbardziej optymalne rozwiązanie, które gwarantuje narzucenie wysokiego tempa prac i osiągnięcie założonych postępów w realizacji inwestycji” – powiedział prezes zarządu Polskie LNG Rafał Wardziński. Polskie LNG, informując o podpisaniu aneksu podkreśliło, że w wyniku negocjacji umowy z generalnym wykonawcą – konsorcjum Saipem-Techint-PBG – wartość kontraktu została podwyższona o 67,5 mln euro, jednak w zamian rozszerzony został zakres prac, wydłużony został też okres odpowiedzialności konsorcjum za ewentualne wady i operacyjnego wsparcia po zakończeniu budowy. Kwota 67,5 mln euro została ustalona w trakcie wielu rund negocjacyjnych i jest znacząco niższa od początkowo wskazywanej przez konsorcjum – podała spółka. Wzrost wartości kontraktu oznacza, że całkowite wynagrodzenia za budowę terminala, jakie otrzyma konsorcjum, wyniesie 2,4 mld zł. Całkowity koszt terminala to obecnie ok. 3 mld zł. Terminal LNG w Świnoujściu jest pierwszym tego typu projektem w Europie Środkowo-Wschodniej.

PAP, 10 września 2013 r.

 

Kolejne zagraniczne firmy przygotowują się do handlu gazem w Polsce

Duńskie firmy Danske Commodities i Neas Energy chcą handlować w Polsce gazem. Podobne zamiary ma również Shell, GdF Suez, RWE oraz firmy rosyjskie. Danske Commodities dostała już koncesję na handel gazem, natomiast Neas Energy ma ją otrzymać w ciągu najbliższych dni. Przychody Danske Commodities w ubiegłym roku przekroczyły 1,2 mld euro, zaś zysk sięgnął niemal 30 mln euro. Firma handluje gazem w 31 krajach, w tym w największych gazowych hubach w Europie: w Austrii, Belgii, Niemczech, Francji, Włoszech i Holandii. Neas Energy, który operował do tej pory w Skandynawii, Niemczech i Wielkiej Brytanii, chce handlować gazem w Polsce, Czechach, na Słowacji i na Węgrzęch. Firma chce sprowadzać gaz z zagranicy i handlować na giełdach energii. Możliwe są też jej przyszłe inwestycje w magazyny gazu. Koncesję na handel gazem w Polsce otrzymał już Shell, który chce w naszym kraju sprzedawać paliwo z własnych złóż. Firma zamierza skoncentrować się na dużych klientach z przemysłu i energetyki. Slavko Preocanin, prezes Shell Energy Europe, zwraca uwagę, że Polska jest największym rynkiem gazu w Europie Środkowej i Wschodniej, a prognozowany wzrost zapotrzebowania na to paliw czyni go jeszcze atrakcyjniejszym. Na polskim rynku gazu chcą też znaleźć się Mercuria i Gunvor – jedni z największych światowych traderów na rynku surowców, którzy m.in. dostarczali już ropę Orlenowi i Lotosowi.

Dziennik Gazeta Prawna, 12 września 2013 r.

 

Ukraina podpisała nową umowę gazową z RWE

Ukraina podpisała nową umowę gazową z RWE. Dzięki niej kraj ten będzie kupować od niemieckiego koncernu gaz taniej niż z Rosji, a RWE jako pierwsza europejska firma będzie mogła przechowywać gaz w podziemnych magazynach Ukrainy. Na podstawie obecnej umowy Naftohaz może kupować od RWE do 5 mld m sześc. gazu rocznie, ale już w tym roku Ukraińcy zapowiedzieli, że chcieliby zwiększyć tę ilość do 6 mld m sześc. Z informacji ukraińskiego ministerstwa energetyki wynika, że w III kwartale tego roku za 1000 m sześc. gazu kupowanego od RWE Naftohaz będzie płacić 385 USD, podczas gdy za rosyjski gaz zapłaci 400 USD za 1000 m sześc.

Wyborcza.biz, 12 września 2013 r.

 

Pierwsza ropa z kazachskiego złoża Kaszagan

„11 września 2013 roku z głębokości około 4200 m pod dnem Morza Kaspijskiego zostały wydobyte pierwsze baryłki ropy. Po wielu latach budowy Kaszagan wstępuje w etap produkcji” – podano w komunikacie. Odkryte w 2000 roku złoża Kaszagan są uważane za największe na świecie odkrycie pola naftowego w ciągu ostatniego półwiecza, a początek wydobycia z tego pola znacznie wzmocni pozycje Kazachstanu na światowym rynku naftowym. Złoże wspólnie zagospodarowują: kazachski koncern państwowy KazMunajGaz, włoski Eni, francuski Total, amerykański ExxonMobil, brytyjsko-holenderski Royal Dutch Shell, które posiadają po 16,81% udziałów w projekcie, natomiast China National Petroleum Corporation (CNPC) ma 8,4%, a japoński Inpex – 7,56%. Koncern Eni poinformował, że produkcja ropy powinna osiągnąć w pierwszym etapie poziom 180 tys. baryłek dziennie, z dalszym wzrostem do 370 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Dzienne wydobycie gazu z tego złoża ma wynieść ok. 8,8 mln m sześc. Zasoby Kaszaganu szacowane są na 4,8 mld ton ropy. Całkowite rezerwy ropy to 38 mld baryłek (6 mld ton), z których wydobywalne liczą co najmniej 10 mld baryłek.

PAP, 11 września 2013 r.

 

Prezes TGE: dziś robimy pierwszy krok w stronę wolnego rynku gazu

Wchodzą w życie regulacje nakazujące spółkom obracającym gazem sprzedaż co najmniej 30% jego ilości poprzez giełdę. To duży krok w stronę stworzenia konkurencyjnego rynku, dzięki któremu ceny błękitnego paliwa mają być niższe. Zdaniem prezesa Towarowej Giełdy Energii, samo obligo jednak nie wystarczy. Konieczny jest jeszcze rozwój infrastruktury. Już pod koniec ub. roku PGNiG zdecydowało się wypuszczać co kwartał na parkiet 100 mln m sześc. gazu, co uchyliło drzwi do powstania wolnego rynku gazu. – Każdego miesiąca przybywa wolumenu gazu, transakcji jest coraz więcej. Ale najważniejsze jest to, że „mały trójpak” wchodzi w życie. Dzięki temu spodziewamy się zwiększonego wolumenu obrotu wynikającego choćby z tego obowiązku, jaki nakłada ta ustawa – mówi Ireneusz Łazor, prezes Towarowej Giełdy Energii, na której dokonuje się transakcji gazem. Chodzi o nowelizację ustawy Prawo energetyczne, która nakazuje sprzedaż przez giełdę określonej ilości gazu. Do końca br. będzie to 30%, w przyszłym roku – 40%, a od początku 2015 r. – 55%. – Giełda jest jednym z elementów; muszą zostać też spełnione pozostałe warunki, by doprowadzić w efekcie do płynnego, konkurencyjnego, transparentnego rynku gazu – informuje prezes TGE. – Najważniejsza jest infrastruktura i dostęp do niej tak, abyśmy mogli zwiększać liczbę graczy, nie tylko polskich, ale również międzynarodowych. Pierwszym krokiem do umiędzynarodowienia tego rynku mogłoby być doprowadzenie do wymiany surowca pomiędzy różnymi obszarami gazowymi, np. pomiędzy państwami Grupy Wyszehradzkiej, poprzez zbudowanie wspólnego rynku.

CIRE.PL, newseria.pl, 11 września 2013 r.

 

Prezes URE: liberalizacja rynku nie doprowadzi do wzrostu cen gazu

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Marek Woszczyk poinformował, że kolejne etapy uwalniania rynku gazowego będą uzależnione od efektów, jakie przyniesie pierwszy etap. Nie obawia się on jednak, by zagrożone było wprowadzenie 40-procentowego obliga w 2014 roku. Nie spodziewa się on także, by liberalizacja rynku doprowadziła do niekontrolowanego wzrostu cen gazu. „Kolejne etapy (...) będą zależały od efektów, jakie przyniosą wcześniejsze etapy realizacji obliga. Nie jest tak, że będziemy bezwarunkowo uwalniać rynek. Wszystko zależy od tego, jakie efekty przyniesie pierwsza faza realizacji obliga, w ramach której 32 odbiorców będzie mogło kontraktować się poza taryfą” – powiedział Woszczyk. „Jestem spokojny jeśli chodzi o wprowadzenie 40-procentowego obliga w 2014 roku. Wymagania co do wskaźników strukturalnych rynku nie będą zbyt wygórowane” – dodał. Wyjaśnił, że wymagania te wynikają z przepisów prawa, które zobowiązują regulatora, by kontrolował liczbę aktywnych uczestników rynku, ich udziały w rynku, przejrzystość zasad funkcjonowania oraz by sprawdzał, czy nie ma przypadków dyskryminowania uczestników rynku. Woszczyk nie obawia się, że liberalizacja rynku gazu doprowadzi do niekontrolowanego wzrostu cen hurtowych surowca. „Wszelkie pogłoski o tym, że wraz z liberalizacją może nam towarzyszyć niekontrolowany wzrost hurtowych cen gazu są niewiele warte. Nie widzę takiej możliwości. (...) Pamiętajmy, że istota obliga polega na tym, że spółka jest zobowiązana sprzedać gaz, a nikt nie jest zobowiązany go kupić. Jeśli spółka musi go sprzedać, to musi dostosować ofertę do oczekiwań popytu. To raczej łagodzi tak naprawdę presję na eskalowanie cen w momencie, w którym te ceny przestają być regulowane” – powiedział Woszczyk. Jego zdaniem ważne jest zbudowanie na wstępnym etapie liberalizacji dużego zaufania do instytucji rynku. „Zwłaszcza na polskim rynku gazu, gdzie od lat żyliśmy w takim przekonaniu – i długo jeszcze będzie spora część odbiorców żyła w takim przekonaniu – że w zasadzie gaz zawsze kupowało się od PGNiG. I trudno sobie wyobrazić, że może być inaczej. Jednak tą samą drogą przechodziliśmy na rynku energii elektrycznej” – podkreślił prezes URE. Jak dodał, liczy, że w przyszłym roku z regulacji cen zwolnionych powinno zostać ponad 300 podmiotów. „To będzie miarą otwarcia tego rynku” – powiedział.

PAP, 11 września 2013 r.

 

Egipt jest winien zagranicznym firmom naftowym 6 mld USD

Egipt jest winien zagranicznym firmom naftowym 6 mld USD – poinformował szef tymczasowego rządu Hazim el-Biblawi. Dodał, że rząd jest bliski porozumienia dotyczącego terminów spłat, które umożliwi wzrost inwestycji ze strony tych firm. Społeczne niepokoje, jakich wciąż doświadcza Egipt po obaleniu w 2011 roku prezydenta Hosniego Mubaraka zadziałały hamująco na ruch turystyczny i zagraniczne inwestycje – dwa główne źródła dochodów finansowych państwa. Rezultatem było zaciągnięcie miliardowych kredytów na międzynarodowych rynkach finansowych i opóźnianie płatności na rzecz koncernów naftowych.

PAP, 12 września 2013 r.

 

Mieszkańcy gminy Kosakowo nie chcą PMG

Mieszkańcy gminy Kosakowo nie chcą budowy na swoim terenie podziemnych magazynów gazu. Podczas debaty nad projektem studium rozwoju zdecydowanie protestowali oni przeciwko planom poszerzenia strefy, w której można budować tego typu obiekty. Przedstawicielom samorządu i PGNiG nie udało się ich przekonać do przeznaczenia na podziemne zbiorniki gazu około 500 hektarów w okolicach Rewy i Mostów. Zgromadzony w tych zbiornikach gaz miałby stanowić kilkumiesięczną rezerwę paliwa dla Polski północnej.

puck.naszemiasto.pl, 12 września 2013 r.

 

Soros: problemem dla gazu niekonwencjonalnego są tylko konwencjonalni eksperci

George Soros – jeden z najbardziej znanych inwestorów na świecie, ma już udziały w co czwartej koncesji na poszukiwanie gazu zakumulowanego w łupkach w Polsce. Konsekwentnie też przejmuje firmy i ściąga kolejnych inwestorów. Soros postawił na poszukiwania gazu w Polsce w 2010 r. W chwili obecnej posiada udziały w firmach dysponujących w sumie aż 30 ze 107 wydanych dotychczas przez Ministerstwo Środowiska koncesji na poszukiwanie gazu zakumulowanego w łupkach. Soros jest przekonany, że dzięki niekonwencjonalnym surowcom Europa może osiągnąć efekt gospodarczego przyspieszenia, jaki miał miejsce w USA. Powiedział on: „Problemem dla niekonwencjonalnego gazu są tylko konwencjonalni eksperci, którzy twierdzą, że Europa dla „łupkowych” poszukiwań jest zbyt gęsto zaludniona, warunki geologiczne są nieodpowiednie, a jakość gazu słaba”. Polska ma być dla niego poligonem doświadczalnym, na którym udowodni, że się mylą.

Dziennik Gazeta Prawna, 16 września 2013 r.

 

Marathon Oil wycofa się z Polski w drugiej połowie 2014 r.

Pomimo iż Marathon Oil już w maju br. ogłosił o wycofaniu się z poszukiwań gazu w łupkach w Polsce, nie wpłynęło to na tempo prac realizowanych na jego koncesjach. Jak poinformowało Ministerstwo Środowiska, Amerykanie wypełniają swoje zobowiązania na 11 koncesjach w pasie Pomorza, Podlasia i Lubelszczyzny zgodnie w warunkami koncesji, a firma nie przekazała żadnego formalnego zawiadomienia o planach wycofania się z nich. Wszelkie wątpliwości rozwiewa jednak centrala firmy w Arizonie. Według Johna Porretto z Marathon Oil, firma nie zmieniła zdania, a jej decyzja o wycofaniu się z naszego kraju była efektem analiz, zgodnie z wynikami których aktywa w Polsce nie pasują do strategii koncernu. Firma planuje wycofanie się w naszego kraju w II połowie 2014 r. Zakupem posiadanych przez Marathon Oil koncesji zainteresowane są co najmniej cztery firmy: Orlen, San Leon, Breitling Oil (amerykańska firma wyspecjalizowana w poszukiwaniach i wydobyciu surowców niekonwencjonalnych) oraz dotychczasowy udziałowiec koncesji – kanadyjski Nexen.

Dziennik Gazeta Prawna, 16 września 2013 r.

 

W Japonii wyłączono ostatni reaktor jądrowy

W Japonii rozpoczęto proces wyłączania ostatniego reaktora jądrowego. Reaktor ten, o mocy 1180 MW, działał w elektrowni Ohi w prefekturze na zachodzie kraju – poinformował rzecznik operatora Kansai Electric Power (KEPCO). Po jego całkowitym zatrzymaniu, Japonia zostanie pozbawiona energii nuklearnej. W kraju nie pracuje obecnie żaden z 50 reaktorów. W marcu 2011 roku Japonię nawiedziło silne trzęsienie ziemi, a w wybrzeże uderzyła fala tsunami, która poważne uszkodziła jeden z reaktorów w elektrowni Fukushima. Jej operator, firma TEPCO, stale walczy ze skutkami katastrofy, w tym regularnymi wyciekami skażonej wody. Wyłączone reaktory są modernizowane, by mogły spełniać nowe normy bezpieczeństwa. Prawdopodobnie część z nich zostanie uruchomionych pomiędzy grudniem 2013 r., a połową 2014 roku.

PAP, 15 września 2013 r.

 

Sejm znowelizował ustawę nakładającą akcyzę na gaz

Sejm znowelizował ustawę o podatku akcyzowym. Przyjęta nowela nakłada akcyzę na gaz ziemny, wprowadzając regulacje unijne. Nowelizacja implementuje do polskiego prawa przepisy unijnej dyrektywy 2003/96/WE dotyczącej opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej. Obecnie w Polsce obowiązuje zwolnienie z akcyzy gazu ziemnego przeznaczonego do celów opałowych, jednak – zgodnie z ustawą o podatku akcyzowym – zwolnienie to wygasa z końcem października 2013 r. Zgodnie z oceną skutków regulacji, gdyby projektowaną akcyzą objąć cały zużywany w Polsce gaz, to przyjmując poziom zużycia z 2010 r., czyli 14,4 mld m sześc., podatek przyniósłby 535 mln zł. Jednak na skutek licznych zwolnień dochody budżetu szacuje się na 116 mln zł rocznie. Zwolnieniu podlega gaz przeznaczony do celów opałowych przez gospodarstwa domowe, organy administracji publicznej, wojsko, szkoły, przedszkola i inne placówki oświatowe, żłobki i kluby dziecięce, szpitale, przychodnie i inne podmioty lecznicze, jednostki organizacyjne pomocy społecznej, a także organizacje pożytku publicznego. Zwolnione z akcyzy mają być też paliwa gazowe przeznaczone do celów opałowych; chodzi o przewóz towarów i pasażerów koleją, wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu (kogeneracja), prace rolnicze, ogrodnicze, hodowlę ryb oraz leśnictwo, procesy mineralogiczne, elektrolityczne, metalurgiczne itp. Zwolnieniem objęto również biogaz używany w kogeneracji. Zwolnieniu podlegać będzie także użycie wyrobów gazowych w celach opałowych przez zakłady energochłonne, w których wprowadzony został system podnoszący efektywność energetyczną.

PAP, 13 września 2013 r.

 

Projekt rurociągu Brody–Płock uzyskał decyzję środowiskową

Plan budowy rurociągu naftowego Brody–Płock, z możliwością jego przedłużenia do Gdańska lub w kierunku zachodnim, uzyskał decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych. Według spółki Sarmatia, koordynującej projekt, uzyskanie tej decyzji otwiera możliwość ubiegania się w przyszłości o wydanie pozwolenia na budowę. Jest ona też niezbędnym załącznikiem do wniosku o finansowanie projektu z funduszy Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, który spółka planuje złożyć w najbliższym czasie. Postępowanie administracyjne o wydanie decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych dla budowy polskiej części rurociągu Brody–Płock z możliwością przedłużenia magistrali zostało wszczęte w lutym bieżącego roku na wniosek Sarmatii. Wystąpienie o wydanie tej decyzji było możliwe po zakończeniu etapu wniesienia inwestycji do miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego w 19 gminach na trasie przebiegu magistrali. W lipcu br. Sarmatia informowała, że projekt Euro-Azjatyckiego Korytarza Transportu Ropy Naftowej, obejmujący budowę rurociągu naftowego z Brodów, znalazł się na wstępnej liście „projektów wspólnego zainteresowania”, którą Komisja Europejska ma zatwierdzić w październiku. Ostatecznie zatwierdzone projekty będą mogły ubiegać się o kredyty ulgowe w Europejskim Banku Inwestycyjnym. Trasa planowanego rurociągu po stronie polskiej ma mieć długość ok. 270 km. Koszt całego przedsięwzięcia jest szacowany na ok. 1,8 mld zł. Zgodnie z wcześniejszymi założeniami, projekt miałby być gotowy do końca 2015 r. Uruchomienie rurociągu w 2016 r. dawałoby możliwość przesyłania do Polski do 10 mln ton ropy naftowej rocznie z Azerbejdżanu.

PAP, 16 września 2013 r.

 

Chevron wygrał przetarg na wydobycie gazu z łupków na Litwie

Litewskie ministerstwo środowiska ogłosiło, że przetarg na poszukiwania i wydobycie gazu z pokładów łupków w tym kraju wygrał amerykański koncern Chevron. Firma była jedynym uczestnikiem postępowania przetargowego. Zwycięzcę przetargu ostatecznie ma zatwierdzić litewski rząd w ciągu najbliższych pięciu dni, a następnie – w ciągu 90 dni – pomiędzy Chevronem a rządem Litwy mają być zawarte odpowiednie porozumienia. „Koncern spełnił wszystkie warunki i inna decyzja ze względów prawnych nie mogła być podjęta” – podkreśliła wiceminister środowiska Daiva Matoniene. Przetarg na poszukiwanie i wydobycie gazu z łupków na Litwie trwał ponad pół roku. Towarzyszyły mu burzliwe dyskusje polityków i naukowców na temat bezpieczeństwa procesu wydobywczego. Dyskusje te stały się powodem m.in. do znowelizowania ustawy o zasobach naturalnych i wzmocnienia bezpieczeństwa eksploatacji węglowodorów z łupków. Nie przekonało to jednak społeczności lokalnych miejscowości, gdzie mają być prowadzone prace poszukiwawcze. Obawiają się one zanieczyszczenia gleby i zapowiadają protesty. Według danych amerykańskiej agencji informacyjnej ds. zasobów energetycznych (Energy Information Administration), złoża gazu zakumulowanego w łupkach znajdują się w południowo-zachodniej części Litwy i ciągną się w stronę Polski oraz obwodu kaliningradzkiego. Złoża mają się znajdować na głębokości od 1,5 do 2 km. Szacuje się, że gazu z łupków wystarczyłoby na zaspokojenie potrzeb Litwy przez 30÷50 lat. Obecnie kraj ten rocznie zużywa rocznie ok. 3 mld m sześc. gazu dostarczanego przez Gazprom.

PAP, 16 września 2013 r.

 

Orlen kupuje kanadyjską spółkę

Orlen Upstream podpisał umowę przejęcia kanadyjskiej spółki TriOil Resources, która zajmuje się poszukiwaniami oraz wydobyciem ropy naftowej i gazu. „Przejęcie TriOil Resources wprowadzi PKN Orlen do grona producentów ropy naftowej i gazu ziemnego. Akwizycja rozszerzy również nasze kompetencje w zakresie prowadzenia projektów wydobywczych i umożliwi operowanie na zagranicznych rynkach” – powiedział Wiesław Prugar, prezes Orlen Upstream. TriOil zbudowała swój portfel aktywów na obszarach, na których od wielu lat prowadzone jest wydobycie, tj. głównie na terenie kanadyjskiej prowincji Alberta. Łączny potencjał wydobywczy spółki wynosi ok. 20 mln baryłek ekwiwalentu ropy na poziomie kategorii rezerw udowodnionych i prawdopodobnych. W roku 2012 wydobycie węglowodorów TriOil wzrosło o 65% w porównaniu z 2011 rokiem. Z kolei w pierwszych dwóch kwartałach 2013 r. średnie dzienne wydobycie – na poziomie ok. 4 tys. baryłek ekwiwalentu ropy – było dwukrotnie wyższe niż w porównywalnym okresie 2012 r.

CIRE.PL, PAP, 16 września 2013 r.

 

Gazprom i KE porozumiały się w sprawie eksploatacji gazociągu OPAL

Gazprom i Komisja Europejska porozumiały się w sprawie eksploatacji gazociągu OPAL, łączącego magistralę Nord Stream z siecią przesyłową Niemiec. Wynegocjowane na forum powołanej przez resort energetyki Federacji Rosyjskiej i KE grupy roboczej porozumienie zakłada, że OPAL (Ostsee-Pipeline-Anbindungs-Leitung) zostanie wyłączony spod rygorów trzeciego pakietu energetycznego UE. Gazprom ze swej strony zobowiązał się do wystawiania na przetarg wolnych mocy przesyłowych w tej rurze. Trzeci pakiet energetyczny Unii Europejskiej nakazuje oddzielenie własności infrastruktury przesyłowej od obrotu i sprzedaży (energii elektrycznej i gazu). Stanowi też, że właściciel gazociągu ma prawo wykorzystywać tylko połowę jego zdolności przesyłowej; druga połowa jest zarezerwowana dla innych dostawców. Gazprom sprzeciwia się tym regulacjom, twierdząc, że bezprawnie pozbawiają go kontroli nad należącymi do niego gazociągami na terenie UE. W przypadku magistrali OPAL argumentował również, że wykorzystywanie tylko połowy jej mocy sprawia, że koszty transportu surowca przez nią są wyższe niż przez Ukrainę. OPAL został oddany do użytku w 2011 roku. Jego długość wynosi 470 km, a moc przesyłowa – 36 mld m sześc. gazu rocznie. Biegnie na terytorium Niemiec wzdłuż granicy z Polską do granicy z Czechami, gdzie łączy się z systemem przesyłu tego kraju. W ten sposób gaz z gazociągu Nord Stream, łączącego Rosję z Niemcami przez Morze Bałtyckie, można dostarczać do Czech, a stamtąd także do Polski i na Słowację. „W rozmowach postawiona została kropka. Szczegóły porozumienia zostaną wkrótce ogłoszone” – ogłosił wiceminister energetyki Federacji Rosyjskiej Anatolij Janowski. Dodał, że porozumienie zostanie podpisane do końca października. Rosja domaga się wyłączenia spod przepisów trzeciego pakietu energetycznego wszystkich projektów, których realizacja rozpoczęła się przed przyjęciem tych regulacji. Pakiet wszedł w życie w marcu 2011 roku.

PAP, 17 września 2013 r.

 

Łupkowa umowa społeczna w pomorskiej gminie

Mieszkańcy i władze gminy Mikołajki Pomorskie oraz przedstawiciele firmy Eni Polska, która posiada koncesję na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu na tym terenie, podpisali umowę społeczną. Sygnatariusze umowy deklarują w niej działania, które mają się przyczynić do stworzenia warunków do dobrej i korzystnej dla wszystkich stron współpracy w procesie poszukiwania i ewentualnego późniejszego wydobycia gazu ze zlokalizowanych na terenie gminy złóż niekonwencjonalnych tego surowca. Inwestor – Eni Polska, zadeklarował oprócz tego, że wszelkie prace będzie prowadził w zgodzie z przepisami i najlepszymi praktykami oraz poszanowaniem lokalnej społeczności i środowiska naturalnego. Spółka ma też angażować się w zgłaszane przez mieszkańców inicjatywy lokalne, a także oferować, w miarę możliwości, na etapie prac poszukiwawczych praktyki dla studentów pochodzących z gminy, studiujących kierunki związane z działalnością firmy. Eni Polska deklaruje również, że jeśli dojdzie do etapu wydobycia, może zaoferować studentom pochodzących z gminy i studiującym na kierunkach związanych z działalnością prowadzoną przez firmę możliwości ubiegania się o stypendia w ramach programu Master Medea. Władze gminy natomiast, oprócz współpracy z inwestorem i wsparcia go w procedurach administracyjnych oraz działaniach z zakresu komunikacji z mieszkańcami, deklarują prowadzenie otwartej polityki informacyjnej wobec mieszkańców, poprzez udostępnianie im wszelkich informacji o poszukiwaniu i eksploatacji gazu w pokładach łupków, a także o działaniach inwestora. Porozumienie wypracował tzw. Lokalny Komitet Dialogu, złożony z mieszkańców gminy, przedstawicieli urzędu gminy oraz firmy Eni Polska, w ramach projektu „Razem o łupkach”, finansowanego przez Fundację im. Stefana Batorego. W ramach tego projektu planowane są kolejne działania na terenie trzech województw: pomorskiego, kujawsko-pomorskiego i warmińsko-mazurskiego. Będą one prowadzone przez Fundację Rozwiązań Ekoenergetycznych, a finansowane ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz trzech funduszy wojewódzkich.

CIRE.PL, 17 września 2013 r.

 

Azerbejdżan podpisał kontrakty na dostawy gazu do Europy

Azerska państwowa firma SOCAR poinformowała o podpisaniu z europejskimi kontrahentami kontraktów na dostawy gazu w ramach projektu Shah Deniz. Azerski gaz ma popłynąć gazociągiem TAP do odbiorców m.in. w Bułgarii, Niemczech, Grecji, Włoszech, Francji oraz Szwajcarii. Projekt TAP przewiduje przesył azerskiego gazu z Turcji przez Grecję, Albanię, Włochy do zachodniej Europy. W czerwcu br. konsorcjum operatorów złoża Shah Deniz wybrało tą opcję przesyłu gazu, ostatecznie kończąc projekt Nabucco. Shah Deniz to największe pole gazu ziemnego w Azerbejdżanie. Leży na głębokości 600 m pod dnem Morza Kaspijskiego u wybrzeży Azerbejdżanu, 70 km od Baku. W lutym br. prognozowano, że dostawy gazu z tego złoża rozpoczną się w 2019 roku. Azerbejdżan planuje, że w ramach drugiej fazy zagospodarowania złoża Shah Deniz do Europy będzie eksportowane 10 mld m sześc. paliwa rocznie.

PAP, 19 września 2013 r.

 

Gazprom wycofuje się prac na złożu gazu w Kowykcie pod Irkuckiem

Gazprom wykreślił ze swoich planów inwestycyjnych prace na największym lądowym złożu gazu – w Kowykcie pod Irkuckiem. Prace na syberyjskim złożu zostaną odłożone co najmniej do 2024 r. Zgodnie z wcześniejszymi planami prace na tym złożu miały rozpocząć się w latach 2017–2018. Kowykta to złoże znajdujące się 450 km na północ od Irkucka, zawierające ok. 1,5 bln m sześc. gazu i 77 mln ton gazowego kondensatu, czyli tyle co całe zasoby Kanady czy Kazachstanu. Roczne wydobycie gazu z tego złoża miało wynosić 35 mld m sześc.. Gazprom twierdzi, że ma obecnie dość gazu, by zaspokoić popyt na ten surowiec, a w 2017 r. ruszy wydobycie ze złoża Czajandinskiego w Jakucji, o zasobach 1,2 bln m sześc. gazu i 79 mln ton kondensatu.

Rzeczpospolita, 21 września 2013 r.