Wrzesień 2023 | Miesięczne podsumowanie w produkcji energii elektrycznej w Polsce w obszarze źródeł gazowych

Wrześniowy komentarz zacznę od bardzo intersującej i ciekawej informacji. 4/09/2023 r. Technip Energies i Baker Huges poinformowały, że wprowadziły na rynek modułowe i znormalizowane rozwiązanie do produkcji LNG zwane „SnapLNG”.

Zgodnie z oświadczeniem Technip Energies¹, ta innowacja "obiecuje przesunąć granice produkcji LNG, czyniąc proces bardziej wydajnym, elastycznym i przyjaznym dla środowiska".

"SnapLNG", to napędzane elektrycznie rozwiązanie ciągu produkcji LNG o mocy 2,5 mln t/r składającego się z powtarzalnych modułów gotowych do dostawy i instalacji, daje redukcję ok. 350 000 t/r. emisji CO2 w porównaniu z rozwiązaniem standardowym.

Moduły te działają autonomicznie i są wstępnie uruchomione, w celu dostarczenia kompletnej instalacji skraplania gazu ziemnego, przyspieszając czas wprowadzenia na rynek i oszczędzając ponad dwa lata na całkowitym czasie trwania projektu w porównaniu z konwencjonalnym projektem”.

Rys. 1
SnapLNG – wizualizacja modułowych, znormalizowanych ciągów technologicznych do produkcji LNG

Źródło: Technio Energies; www.lngprime.com

Wrzesień przyniósł też informację o podwojeniu zamówień na tankowce LNG. Z danych GlobalData, spółki macierzystej Energy Monitor² wynika, że na całym świecie działa 635 aktywnych tankowców LNG, z których ok. 100 zostało uruchomionych w ciągu ostatnich trzech lat.

Popyt na LNG jest tak duży, że firmy energetyczne zaplanowały kolejne 524 tankowce, co podwoiłoby całkowitą zdolność przesyłową LNG na świecie. Wg w/w danych, do 2028 r. w eksploatacji byłoby więcej zbiornikowców LNG niż VLCC (bardzo dużych tankowców ropy naftowej) i ULCC (ultradużych tankowców do przewozu ropy naftowej). Na całym świecie działają 772 VLCC i ULCC, a kolejne 200 planowane jest i ma zostać ukończone do 2028 r.

To jeszcze taki wtręt, że we wrześniu QatarEnergy poinformował o zamówieniu na 15 zbiornikowców LNG Q-Max w stoczniach w Korei Południowej i Chinach.

Rys. 2
SnapLNG – wizualizacja modułowych, znormalizowanych ciągów technologicznych do produkcji LNG

Źródło: Technio Energies; www.lngprime.com

„Zamówienia mogą być potencjalnie warte miliardy dolarów, ponieważ jeden nowy zbiornikowiec LNG o pojemności 174 000 m sześc. jest obecnie wart ok. 260 mln USD w Korei Południowej i ok. 235 mln USD w Chinach.

Obecnie największymi na świecie zbiornikowcami LNG są katarskie statki Q-Max o długości ok. 345 metrów i pojemności 263-266 tys. m sześc. Katarski Nakilat jest właścicielem 14 zbiornikowców Q-Max LNG zbudowanych przez Hanwha Ocean (DSME) i Samsung Heavy w latach 2008-2010 i wszystkie one transportują LNG z gigantycznego kompleksu Ras Laffan LNG w Katarze do klientów na całym świecie.

QatarEnergy LNG³, wcześniej znany jako Qatargas, obsługuje obecnie 14 ciągów produkcyjnych LNG o pojemności ok. 77 Mtpa w Ras Laffan. Jednak QatarEnergy znacznie zwiększa produkcję LNG ze Złoża Północnego. Pierwsza faza projektu rozbudowy North Field zwiększy zdolność produkcyjną LNG w Katarze z 77 do 110 Mtpa, podczas gdy druga faza jeszcze bardziej zwiększy moce produkcyjne do 126 Mtpa.

QatarEnergy spodziewa się, że w bliskiej przyszłości zwiększy swoją flotę do ponad 100 zbiornikowców LNG, a firma ma rozpocząć przyznawanie nowych kontraktów w ramach drugiej fazy programu budowy statków w tym roku. Druga faza może obejmować budowę do 40 statków, ale całkowita liczba statków pozostaje niejasna. Statki Q-Max są częścią trzeciej fazy gigantycznego programu budowy statków. Będą one obsługiwać głównie długoterminowe umowy związane z projektami rozbudowy North Field QatarEnergy, w tym z klientami z Chin. Hudong-Zhonghua otrzymał niedawno zgodę towarzystw klasyfikacyjnych na to, co twierdzi, że jest największym na świecie zbiornikowcem LNG. Według chińskiego stoczniowców zbiornikowiec Q-MAX LNG ma 344 m długości, 53,6 m szerokości i zanurzenie 12 m.

Posiada napęd dwupaliwowy, system skraplania, system smarowania powietrzem (air lubrication system) i technologię hermetyzacji NO96 Super+ firmy GTT. Statek posiada pięć zbiorników magazynowych. Pomimo swojej wielkości, statek byłby w stanie zacumować w ponad 70 terminalach LNG [w mojej ocenie także w Polsce].⁴

No a właśnie zbliżającej się zimy, a listopada w szczególności, nikt tak nie lubi jak właściciele tankowców właśnie. Brak wolnych miejsc do magazynowania i początek sezonu szczytowego zapotrzebowania w połączeniu z wydłużeniem średniej odległości od rynku (tj. przesunięciem USGC z Europy do Azji Północno-Wschodniej) tworzą szczególne okazje, które zawodzą rzadko.

Rys. 3
Wizualizacja cen czarteru tankowców LNG na obszar Azja/Pacyfic i Atlantyk

Źródło: www.S&PGlobal.com

Czy ktoś jeszcze pamięta dzienny czarter na poziomie 10-20 tys. USD?

Rynek zacieśnia się przed zimą, ponieważ popyt na tankowce stale rośnie. Dodatkowo arbitraż cen dostaw do Azji dla otwartych pozycji dostaw amerykańskich i cen dla pływających „dostaw-magazynów” dla Europy jest ciągle jeszcze pozytywny dla października⁵.

W to wpisuje się zwiększone i długoterminowe zainteresowanie firm amerykańskich europejskimi terminalami. W połowie września amerykański gigant paliwowy ConocoPhillips zagwarantował sobie umową w terminalu GATE w Rotterdamie zdolności przeładunkowe na 15 lat od (UWAGA!) września 2031 r. w wysokości nie mniejszej niż 1,5 mln t rocznie (ok. 2 mld m sześc.). CoP jest już obecne w niemieckim Barensbuettel, gdzie tajemnicą poliszynela była 4-5 września dostawa „polskiego LNG” jako pomoc dla bardzo potrzebującego gazu ziemnego rynku niemieckiego.

GATE będzie rozbudowany o kolejne 4 zbiorniki po 180 tys. m sześc., co daje dodatkową roczna zdolność regazyfikacji 4 mld m sześc. gazu ziemnego od 2026 r.

Rys. 4
Zdjęcie terminala GATE w Rotterdamie

Źródło: www.gate.com

Przypomnijmy, że wcześniej BP i Petrochina zamówiły zdolności przeładunku i regazyfikacji na 20 lat po 2 mld m sześc./r. w GATE. Po rozbudowie terminal będzie miał 20 mld m sześc. zdolności regazyfikacyjnych rocznie i 720 tys. m sześc. zbiorników na LNG.⁶

Rys. 5
Q-Max LNG carrier Al Mafyar

Źródło: Nakilat

Procedura alokacji pojemności na lata 2025-2032 zaczęła się 15 września w Kłajpedos NAFTA. Opiszę i skomentuję wyniki, kiedy tylko się pojawią. A więcej szczegółów z innych, europejskich terminali LNG w podsumowaniu trzeciego kwartału w polskim LNG, gdzie także Czytelników odsyłam.⁷

Rys. 6
Zmiany cen gazu ziemnego w Europie

Źródło: Bloomberg, ICE

O cenach pisałem ww. podsumowaniu kwartału parę dni temu.

W naszej ocenie, Europa jest dobrze przygotowana na drugą zimę bez dużej ilości rosyjskiego gazu rurociągowego, ale pozostaje w stanie wysokiej gotowości na wszelkie zakłócenia w globalnych dostawach. Uzależnienie od LNG oznacza również potencjalną konkurencję z klientami w Azji, jeśli popyt tam wzrośnie.

Ceny gazu ziemnego w Europie wzrosły do 40€/MWh. Początek października, to początek nowego roku gazowego – który zazwyczaj wiąże się z początkowymi wysyłkami gazu z magazynów w miarę zbliżania się sezonu grzewczego w Europie. Jest to również czas, w którym niektóre kontrakty na dostawy w regionie są zazwyczaj odnawiane. Równolegle kolejny zestaw cięć mocy produkcyjnych został ogłoszony w ostatni czwartek w norweskich instalacjach gazowych, ograniczając przepływy od największego dostawcy w Europie.

„Obyś żył w ciekawych czasach.” To stare chińskie przysłowie, które jest raczej przekleństwem, złorzeczeniem, niż życzeniem nadejścia dobrych czasów. Czas, w którym przyszło nam teraz żyć, to czas bardzo stresujący, ciężki i sprawiający, że wiele osób zaczyna odczuwać jego emocjonalne i psychologiczne skutki.

Miał być komentarz co do miesięcznych zmian produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego w Polsce. A jest wstyd. Porównując dane z września i sierpnia br. widać, że mamy największy – od sierpnia 2022 r. – spadek jakie odnotowały elektrownie gazowe: o 45,4 proc. (z 903,985 MWh do 493 370 MWh). Ale to, być może, oznacza brak w Polsce wystarczających ilości gazu ziemnego na zimę – mimo, że na świecie – tuż obok – gazu jest pod dostatkiem. Symptom jest jednoznaczny. Bo oszczędzamy na zimę i mamy szczęście do „hiperciepłej” jesieni. W strukturze mamy i spadek (o 3,44 proc.) w odniesieniu do elektrowni gazowych z poziomu 7,54 proc. do 4,10 proc. Blisko nam do poziomu błędu statystycznego. Taki komentarz.

dr inż. Andrzej P. Sikora – Prezes Zarządu Instytutu Studiów Energetycznych

¹ Por.: https://lngprime.com/europe/technip-energies-launches-new-lng-production-solution/90681/

² https://www.energymonitor.ai/author/nickferris

³ https://www.nasdaq.com/articles/qatargas-changes-name-to-qatarenergy-lng

⁴ Opracowano na podstawie: https://lngprime.com/asia/qatarenergy-eyes-orders-for-giant-lng-carriers/92268/

⁵ Por.: https://lngprime.com/europe/spot-lng-freight-rates-climb-to-160000-per-day-spark-says/91266/ ; https://www.cire.pl/artykuly/opinie/polskie-lng-w-trzecim-kwartale-2023-

⁶ Por.: https://lngprime.com/americas/conocophillips-books-capacity-at-dutch-gate-lng-terminal/91863/

⁷ https://www.cire.pl/artykuly/opinie/polskie-lng-w-trzecim-kwartale-2023-

Czytaj również:

ENTSO-E: wrzesień z niewielkim spadkiem zapotrzebowania, ale minimalnym wzrostem produkcji energii elektrycznej oraz mocnym zmniejszeniem generacji przez elektrownie gazowe