Menu
Patronat honorowy Patronage
  1. Główna
  2. >
  3. Energetyka konwencjonalna
  4. >
  5. Węgiel brunatny
  6. >
  7. Europa rezerwuje na długo LNG z Kataru. Co z neutralnością klimatyczną?

Europa rezerwuje na długo LNG z Kataru. Co z neutralnością klimatyczną?

Tydzień Energetyka: Shell i Total stawiają na gaz po 2050 r.; PGE i Enea wyceniają przedwyborcze prezenty rządu; Chiny wprowadzają restrykcje na eksport grafitu potrzebnego do baterii; Co z rynkiem mocy po 2025 r.
LNG tanker and carrier as floating LNG storageand import terminal in port. Alternative gas supply, commercial freight, energy crisis, diversification
fot. Depositphotos

Shell i Total stawiają na gaz po 2050 r.

Shell i TotalEnergies podpisały 27-letnie kontrakty na dostawy LNG z gigantycznego projektu rozbudowy złóż North Field w Katarze. Od 2026 roku Shell będzie odbierał rocznie 3,5 mln ton LNG, czyli ponad 5 mld m sześc. w terminalu Gate w Rotterdamie. Tyle samo Total będzie odbierał w terminalu Fos Cavaou koło Marsylii. Co ciekawe, kontrakty wybiegają swoim horyzontem poza rok 2050, kiedy to UE teoretycznie powinna osiągnąć neutralność klimatyczną. Jak widać, energetyczni giganci uważają, że importowany gaz będzie potrzebny Europie dłużej. 

Rozbudowa wydobycia z North Field i terminale skraplające to największy projekt LNG na świecie, a zasoby pola szacuje się na 10% wszystkich znanych rezerw gazu na świecie. Przy czym część zasobów znajduje się na wodach Iranu. 

Shell jest już udziałowcem dwóch faz rozbudowy – North Field South i North Field East. Z kolei Total zdecydował się objąć 25% udziałów w szacowanym na 30 mld dolarów projekcie North Field East. Firma będzie miała prawo do 25% wolumenu LNG z nowego terminala o zdolnościach eksportowych 32 mln ton rocznie. 

Dzięki zagospodarowaniu nowych złóż na North Field Katar ma zwiększyć swoje roczne możliwości eksportu LNG z 77 mln ton obecnie do 110 mln ton w 2025 r. i 126 mln ton w 2027 r. 

PGE i Enea wyceniają przedwyborcze prezenty rządu

PGE szacuje na 291 mln zł koszt przedwyborczego prezentu rządu dla wyborców, a Enea na 264 mln zł. Chodzi o wsteczną obniżkę cen prądu dla gospodarstw domowych w całym 2023 roku, dzięki której każdy odbiorca indywidualny ma dostać z powrotem maksymalnie 125 zł.

PGE poinformowała, że spółka obrotu Grupy musi utworzyć rezerwę na 291 mln zł, co spowoduje obniżenie zysku EBITDA o tyle samo. Natomiast Enea podała, że utworzy rezerwy w kwocie ok. 264 mln zł, co obniży wynik EBITDA grupy w tej samej kwocie, a wynik netto o ok. 213,8 mln zł.

Dla przypomnienia, w ramach przedwyborczego festiwalu obietnic rząd we wrześniu wprowadził rozporządzeniem 12-procentową obniżkę cen prądu w rozliczeniach z uprawnionymi odbiorcami, ale tyko do pewnego limitu zużycia w 2023 r., określonego na poziomie 2523 kWh. Obniżka obowiązuje od początku roku. Koszty spełnienia tej obietnicy PGE ogłosiła jako pierwsza. Rozporządzenie ministra klimatu nie przewiduje rekompensat za tę obniżkę, PGE i inne spółki będą więc musiały pokryć ją z własnych środków, ewentualnie iść do sądu.

Jak się jednak wydaje, 125 zł nadpłaty za prąd nie zrobiło jednak na wyborcach spodziewanego przez rząd wrażenia.

Opłata kogeneracyjna w 2024 r. górę

Wbrew wcześniejszym zapowiedziom ministerstwa klimatu, opłata kogeneracyjna na rachunkach za energię, czyli wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji, pójdzie w przyszłym roku w górę – z 4,96 do 6,18 zł za każdą zużytą przez odbiorcę megawatogodzinę. Odpowiednie rozporządzenie zostało już opublikowane w Dzienniku Ustaw.

Co ciekawe, jeszcze we wrześniu ministerstwo opublikowało projekt tegoż rozporządzenia, z którego wynikało, że stawki opłaty kogeneracyjnej nie zostaną podniesione w 2024 r.

Chiny: restrykcje eksportowe na grafit

Chińskie władze wprowadziły mechanizmy kontroli eksportu grafitu, jednego z najważniejszych materiałów, niezbędnych do budowy baterii, m.in. do elektrycznych samochodów. Zgodnie z nowymi regulacjami eksport grafitu wymaga specjalnego zezwolenia. Powodem było „bezpieczeństwo narodowe”. Decyzja władz w Pekinie pojawiła się w kilka dni po wejściu w życie amerykańskich restrykcji, regulujących sprzedaż chińskim firmom najnowszych generacji układów scalonych, oraz po decyzjach KE co do wszczęcia postępowania antymonopolowego wobec chińskich producentów aut na prąd. 

Grafit w formie, w jakiej jest używany do produkcji elektrod w bateriach pochodzi z dwóch źródeł. Droższy jest grafit syntetyczny, produkowany z ropy naftowej, tańszy to tzw. grafit naturalny, produkowany z odpowiedniego węgla, wydobywanego w kopalniach. 

Tak się składa, że Chiny to największy producent grafitu naturalnego, oraz dostawca ok. 70% grafitu syntetycznego.

To kolejna odsłona narastającej wojny handlowej USA i UE z Chinami – kolejne kroki Zachodu wywołują reakcję Chińczyków. Pekin wprowadził już ograniczenia w eksporcie galu i germanu, surowców również potrzebnych do produkcji baterii.

Jak podaje „FT”, Polska jest trzecim po USA i Korei Południowej importerem chińskiego grafitu. Od początku 2023 r. wartość importu wyniosła ponad 400 mln dol. W Polsce znajdują się m.in. duże zakłady koncernu LG, które produkują baterie do samochodów elektrycznych.

Rynek mocy dla węglówek po 2025 r. dalej niepewny

Pierwszy trilog, czyli negocjacje w trójkącie KE-PE-Rada UE ostatecznej wersji reformy rynku energii elektrycznej nie przyniosły ostatecznego uzgodnienia. Polska ciągle nie może być pewna, czy będzie mogła wspierać po 2025 roku w ramach rynku mocy elektrownie niespełniające limitu emisyjności 550 g CO2 na kWh – czyli elektrownie na węgiel.

Na razie pewną derogację uzgodniono w ramach Rady UE – ministrowie ds. energii zgodzili się, że wydłużenie finansowania takich elektrowni będzie możliwe, o ile dane państwo wystąpi o zgodę Komisji. Są jednak dodatkowe warunki: mechanizm uzyskania wsparcia musi być konkurencyjny, kontrakty mocowe przyznawane na co najwyżej rok, a elektrownie, które je dostaną – rzeczywiście niezbędne dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. 

Do końcowego sukcesu jeszcze trochę zostało, ponieważ Parlament Europejski prezentuje znacznie bardziej ostre stanowisko wobec mocowych derogacji. 

Bułgaria srogo sobie policzy za tranzyt rosyjskiego gazu

Bułgarski operator przesyłowy gazu, na mocy nowego prawa drastycznie podniósł taryfy za przesył rosyjskiego surowca z gazociągu Turkish Stream na Węgry i do Serbii. Nowa taryfa wynosi 10,2 euro za przesył jednak MWh, a decyzja wywołała już gniewne reakcje u odbiorców gazu z Rosji. 

Prezydent Serbii Aleksander Vucić stwierdził, że nowa taryfa przełoży się na podwyżkę cen gazu rzędu 100 euro za 1000 m sześc. i będzie dla kraju poważnym problemem. Zapowiedział też rozmowy z Bułgarami. 

Z kolei szef węgierskiej dyplomacji Peter Szijjártó oświadczył, że krok Bułgarów jest nieakceptowalny. W dodatku to nie jedyny ostatnio problem Węgrów z importem tanich surowców z Rosji, opłaty tranzytowe za przesył ropy podniosła im ostatnio Ukraina. 

Bułgarski rząd, wprowadzając nowe prawo chciał w ten sposób podkreślić swoje twarde prozachodnie nastawienie. Niektórzy eksperci powątpiewają jednak w skuteczność rozwiązania. wysoka taryfa dotyczy bowiem wyłącznie przesyłu gazu rosyjskiego, tymczasem w rurze zwanej Balkan Stream miesza się gaz z różnych źródeł, oprócz Rosji np. z Azerbejdżanu, czy greckich terminali LNG. Trudno będzie więc jednoznacznie określić, czy dane molekuły są akurat rosyjskie.

Trzecia runda unijnych zakupów: prawie 12 mld m sześc. gazu

Trzecia runda aukcji w ramach wspólnotowego mechanizmu zakupów gazu AggregateEU przyniosła skojarzenie transakcji na 11,86 mld m sześc. Zgłoszony popyt wyniósł w sumie 16,5 mld m sześc., a podaż ze strony dostawców przekroczyła 18 mld m sześc. Dostawy obejmują okres od grudnia 2023 do marca 2025 r.

Dostawcy i potencjalni klienci, których oferty zostały skojarzone będą teraz musieli dogadać się indywidualnie i zawrzeć odpowiednie kontrakty, ale już między sobą. 

W dwóch poprzednich rundach w ramach AggregateUE skumulowany popyt wyniósł 27,5 mld m sześc. gazu, a dostawcy i odbiorcy skojarzyli oferty na prawie 23 mld m sześc. 

Materiał Partnera
Społeczności energetyczne stają się ważnym czynnikiem w transformacji sektora energetycznego. Włączają społeczności lokalne w procesy decyzyjne, przyczyniając się do bardziej zrównoważonej, elastycznej i lokalnie zakorzenionej infrastruktury energetycznej. To model, który odpowiada na współczesne wyzwania i aspiracje społeczne związane z energią.
dla koordynowanych klastrów i spółdzielni energetycznych (1)
Rynek energii rozwija:
Zielone technologie rozwijają:
W wyborczą niedzielę rekordowe 16 godzin doby zostało wycenionych na warszawskiej giełdzie energii poniżej zera. Rynek zareagował tak na chybioną prognozę wysokiej produkcji OZE. Ostatecznie ceny na Rynku Bilansującym nawet na chwilę nie spadły poniżej zera. Jednak OZE straciły już prawo do zielonych certyfikatów, taryfy gwarantowanej lub pokrycia ujemnego salda z aukcji OZE. O tych przepisach ustawy o OZE niemal nikt nie pamiętał.
2023-10-15-produkcja oze 16h ujemnych rdn
Autor zdjęcia: WysokieNapiecie.pl
Rynek energii rozwija:
Fotowoltaikę wspiera:
Zielone technologie rozwijają:

Śledź zmiany w energetyce.
Zapisz się do naszego newslettera!