POLSKA

Gazoport lekiem na krach

 Do końca 2011 roku w Szczecinie ma powstać gazoport. Koszt inwestycji szacowany jest na 350 mln euro. Jednak jak donosiły media, SNC Lavalin kanadyjska firma nie zdoła w terminie przygotować dokumentacji technicznej ani zdobyć pozwoleń na budowę terminalu LNG. Polskie LNG rozważa nawet zerwanie umowy. Zerwanie umowy może opóźnić budowę nawet o dwa lata.

 LNG to jeden z najszybciej rozwijających się podsektorów energetycznych na świecie. Terminal na wybrzeżu ma stanowić nowe źródło zaopatrzenia w gaz z kierunku północnego i pozwoli na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju i dywersyfikację kierunków dostaw tego paliwa.  Przepustowość terminalu ma wynieść od 3 do 5 miliardów metrów sześciennych gazu ziemnego rocznie.

Z  specjalnych zbiornikach gaz będzie poddawany procesowi regazyfikacji. Polega on na przywróceniu gazu z postaci skroplonej do postaci gazowej. W takiej postaci gaz jest przesyłany siecią gazociągów do odbiorców. 

Zalety LNG 

Podstawową zaletą jest możliwość zróżnicowania źródeł dostaw gazu oraz uzyskania niezależności od dotychczasowych dostawców. Poza tym jak podaje PGNiG gaz skroplony ma objętość 600 razy mniejszą niż w postaci gazowej. Ważną sprawą jest też możliwość przewożenia statkami na praktycznie nieograniczone odległości, w tym do miejsc nie podłączonych do tradycyjnych gazociągów.

 Istnieje też aspekt ekologiczny. Gaz ziemny jest paliwem przyjaznym środowisku. Podczas spalania gazu emitowane jest do atmosfery o wiele mniej zanieczyszczeń niż w procesie spalania węgla i ropy. Sam LNG nie ma właściwości toksycznych, ani korozyjnych, a w razie ewentualnego wycieku nie wybucha, tylko odparowuje i rozcieńcza się w powietrzu. Nie ma zatem możliwości poważnego skażenia środowiska.

 Korzyści dla Polski

 To przede wszystkim zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego poprzez zapewnienie ciągłości oraz zaspokojenie przewidywanego wzrostu zapotrzebowania  na gaz w Polsce. 
Po zakończeniu realizacji projektu PGNiG będzie miał mocniejsza pozycję negocjacyjną z dotychczasowymi dostawcami gazu ziemnego.

Na razie jednak pozostaje nam import gazu ziemnego. I to z Rosji

Polska jest skazana na import gazu. Własne zasoby wystarczają na pokrycie 30 proc. potrzeb. Większość importu pochodzi z Rosji. W 2007 roku import gazu ziemnego do Polski wyniósł 9,3 mld m sześc. i był o 7,4 proc. mniejszy niż w 2006 roku, kiedy do Polski sprowadzono 10 mld m. sześc. gazu.

PGNiG SA jest największym polskim importerem gazu z Rosji, w ramach długoterminowego kontraktu oraz w ramach kontraktów średnioterminowych z Azji Środkowej (Uzbekistan, Turkmenistan) i z Niemiec.

Polska jest ważnym obszarem w tranzycie gazu ziemnego z półwyspu Jamał do Niemiec i innych krajów Europy Zachodniej poprzez gazociąg o łącznej długości ponad 4 tys. km. Polski odcinek gazociągu liczy 682 km, a jego średnica wynosi 1400 mm. Jego właścicielem jest spółka SGT EuRoPol GAZ, w której PGNiG ma 48 proc. udziałów. Gaz ziemny odbierany jest w dwóch punktach zdawczo-odbiorczych zlokalizowanych we Włocławku i Lwówku Wielkopolskim. W roku 2007, SGT EuRoPol GAZ przesłał prawie 30,8 mld m sześc. gazu ziemnego.

Polski rynek – dominacja PGNiG i importu z Rosji

PGNiG miał w 2007 roku podpisane 4 kontrakty. Jak wspominaliśmy na początku, spółka importuje gaz w ramach wymienionych umów i kontraktów: długoterminowego kontraktu importowego z Rosji oraz trzech kontraktów średnioterminowych na dostawy odpowiednio z krajów Azji Środkowej oraz Niemiec.

Cztery kontrakty

Pierwszy z nich to wieloletni kontrakt na dostawy gazu rosyjskiego z 25 września 1996 roku z OOO Gazexport (od 1 listopada 2006 roku nastąpiła zmiana nazwy na OOO "Gazprom Eksport"), obowiązujący do 2022 roku (17 listopada 2006 roku został podpisany Aneks nr 26 do kontraktu na dostawy gazu rosyjskiego, na mocy, którego zmieniona została formuła ustalania ceny zakupu).

Drugi to umowa na import gazu z 17 sierpnia 2006 roku z VNG Verbundnetz Gas AG, obowiązujący do 1 października 2016 roku,.

Trzeci to umowa sprzedaży gazu z 15 września 2004 roku z VNG Verbundnetz GAS AG/ E.ON Ruhrgas AG, obowiązujący do 30 września 2008 roku.

Czwarty to umowy na import gazu środkowoazjatyckiego z 17 listopada 2006 roku z RosUkrEnergo AG, obowiązujący do 1 stycznia 2010 roku (z możliwością przedłużenia okresu dostaw, po upływie tego okresu, na dwa kolejne lata).

PGNiG ma problem - to kłopoty rosyjskiego partnera

Na początku 2010 roku przestaje obowiązywać kontrakt zawarty, z RosUkrEnergo, którego większościowym udziałowcem jest Gazprom. RosUkrEnergo ma poważne problemy finansowe. Istnieje obawa, że już w 2009 r. może ona przestać funkcjonować. Dlatego też PGNiG nie wyklucza zawarcia dodatkowego kontraktu krótkoterminowego, z Gazpromem.

Wiceminister gospodarki Joanna Strzelec-Łobodzińska wyjaśniała w grudniu w Sejmie, że dodatkowy kontrakt będzie uzależniony m.in. od rozmów i od uzgodnień ze stroną rosyjską. Posiedzenia grupy roboczej do spraw paliwowo-energetycznych, a następnie posiedzenia Międzyrządowej Komisji ds. Współpracy Gospodarczej zaplanowano na 22-23 stycznia 2009.

Trzy spółki

W skład polskiego segmentu gazowego wchodzą trzy spółki: Polskie LNG, INVESTGAS oraz STG EuRoPol GAZ. Każda z nich ma oddzielne zadania.

 Polskie LNG Sp. z o.o.

 Spółka została powołana 29 marca 2007 roku. Kapitał założycielski PLNG wynosił 28 mln zł. Głównym celem spółki jest prowadzenie działalności regazyfikacyjnej, a w szczególności rozładunek, przeładunek i regazyfikacja skroplonego gazu ziemnego w terminalu LNG. Obecnie, na pierwszym etapie realizacji projektu budowy terminalu LNG, spółka odpowiada między innymi za uzyskanie zgód i pozwoleń administracyjnych umożliwiających budowę terminalu oraz wykonanie dokumentacji techniczno-ekonomicznej FEED (front end engineering design). Następnie spółka dokona wyboru generalnego wykonawcy inwestycji, któremu zostanie zlecona budowa terminalu w Świnoujściu. 

10 stycznia 2008 roku została podpisana umowa pomiędzy PLNG a SNC Lavalin Services Ltd. na wykonanie dokumentacji techniczno-ekonomicznej terminalu LNG wraz z uzyskaniem wymaganych pozwoleń.

INVESTGAS

Spółka INVESTGAS specjalizuje się w realizacji projektów z zakresu magazynowania oraz transportu węglowodorów. Prowadzi także prace w zakresie budownictwa specjalistycznego i ogólnego. Wykonuje usługi obejmujące całość procesu inwestycyjnego, poczynając od przygotowania, poprzez projektowanie, prowadzenie budowy, rozruch technologiczny oraz eksploatację magazynów gazu w kawernach solnych i innych obiektów objętych zakresem zlecenia. 

Celem INVESTGAS jest utrzymanie dominującej pozycji w zakresie budowy i eksploatacji magazynów gazu oraz paliw w Polsce. W roku 2008 spółka ma między innymi kontynuować zadania prowadzone w poprzednim okresie oraz prace przygotowawcze związane z rozpoczęciem budowy gazociągu morskiego Baltic Pipe. Zakres działalności INVESTGAS będzie rozszerzony o dostarczanie kompleksowych rozwiązań dla realizacji inwestycji strategicznych PGNiG. Ponadto spółka planuje zwiększyć wartość świadczonych usług poprzez pozyskanie nowych, dużych kontraktów paliwowych. 

EuRoPol GAZ S.A.

 System Gazociągów Transportowych to EuRoPol GAZ SA (STG EuRoPol GAZ SA).
Postawą działalności spółki jest świadczenie usług przesyłu gazu ziemnego. Spółka przesyła gaz oraz udostępnia moce przesyłowe w polskim odcinku systemu gazociągów tranzytowych (od granicy Białoruskiej z Polską do końcowych punktów zdawczo-odbiorczych gazu na granicy polsko-niemieckiej) o łącznej długości ponad 4 tys. km. W ramach usługi przesyłu spółka w 2007 roku przetransportowała 30,8 mld m sześc. gazu. PGNiG ma 48 proc. akcji w kapitale zakładowym SGT EuRoPol GAZ (pozostali akcjonariusze to: OAO Gazprom – 48 proc. udziałów; GAS-TRADING SA – 4 proc. udziałów). Kapitał zakładowy spółki wynosi 80 mln zł i dzieli się na 800 tys. akcji o wartości nominalnej 100 zł każda. 

Przesył gazu na terenie Polski odbywa się za pośrednictwem OGP GAZ-SYSTEM SA. W roku 2005 PGNiG podpisało z tą spółką wieloletnią umowę leasingu operacyjnego. PGNiG zostało zobowiązane do stopniowego zbywania określonych składników sieci przesyłowej na rzecz OGP GAZ-SYSTEM SA. Umowa ta jest ważna do 2022 roku (oprocentowanie na podstawie stawki 3M WIBOR, powiększonej o marżę). 

W lipcu 2007 roku PGNiG podpisało aneks do umowy, na podstawie którego z przedmiotu leasingu z dniem 1 stycznia 2008 roku wyłączono składniki majątkowe o charakterze dystrybucyjnym o łącznej wartości 852 mln zł (zgodnie z przyjętą przez Radę Ministrów Polityką dla przemysłu gazu ziemnego z 20 marca 2007 roku, której celem jest usprawnienie funkcjonalności systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych). W ramach prowadzenia tej polityki niezbędny stał się podział systemu gazowego, obecnie znajdującego się w leasingu, na część przesyłową oraz część dystrybucyjną, a następnie, po wyłączeniu z leasingu majątku o charakterze dystrybucyjnym, przekazanie go do korzystania operatorom systemu dystrybucyjnego.

 Spółki PGNiG prowadzą poszukiwania i wiercenia złóż gazu i ropy naftowej w Polsce oraz wielu krajach świata, m.in. w: Libii, Egipcie, Kazachstanie, Pakistanie.

 Dystrybucją zajmuje się 6 spółek

 W ramach segmentu dystrybucja PGNiG działa sześć regionalnych Spółek Gazownictwa, które odpowiadają za dostarczanie gazu do odbiorców domowych, przemysłowych i hurtowych, jak również za eksploatację, remonty oraz rozbudowę gazociągów.

Spółki Gazownictwa prowadzą działalność w zakresie eksploatacji, remontów i rozbudowy sieci dystrybucyjnej. Sieci dystrybucyjne (sieć niskiego, średniego, podwyższonego średniego i wysokiego ciśnienia, własna i użytkowana przez spółki) to około 107 tys. km gazociągów.

 Za pomocą sieci dystrybucyjnej obsługiwanej przez Spółki Gazownictwa gaz ziemny dociera do ponad 6 mln klientów indywidualnych i biznesowych w całej Polsce.

Są to spółki: Dolnośląska Spółka Gazownictwa (DSG), Górnośląska Spółka Gazownictwa,
Karpacka Spółka Gazownictwa (KSG); Mazowiecka Spółka Gazownictwa (MSG); Pomorska Spółka Gazownictwa (PSG); Wielkopolska Spółka Gazownictwa (WSG).

Jak podaje PGNiG w roku 2007 wynik operacyjny tego segmentu był ujemny, wyniósł minus 1,311 mld zł. Strata była przede wszystkim związana z aktualizacją wartości majątku, która spowodowała zmniejszenie wyniku operacyjnego segmentu o 1,317 mld zł, nie wpływając jednak na przepływy środków pieniężnych.

Gaz z polskiej ziemi

W roku 2007, podobnie jak w 2006, PGNiG wydobyła 4,3 mld m sześc. gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy), z czego 2,4 mld m sześc. gazu zostało wydobyte w oddziale zielonogórskim, natomiast pozostałe 1,9 mld m sześc. w oddziale sanockim. Uwzględniając podział gazu na wysokometanowy i zaazotowany, spółka wydobyła odpowiednio 2,8 mld m sześc. oraz 1,5 mld m sześc. (w roku 2006 produkcja gazu wysokometanowego wyniosła 2,9 mld m sześc., a gazu zaazotowanego 1,4 mld m sześc.)

 Eksploatujemy 56 własnych złóż

PGNiG ekspolatuje 56 złóż gazu ziemnego, udostępnionych 392 odwiertami eksploatacyjnymi. Dotychczas PGNiG  wydobyto ponad 83 mld metrów sześciennych gazu, a do wydobycia pozostało około 60 mld m3 gazu ze złóż zagospodarowanych. Zasoby wydobywalne w obecnie zagospodarowywanych, przeznaczonych do eksploatacji w najbliższym czasie złożach, wynoszą 30 mld m3.

Rodzime złoża gazowe zlokalizowane są na: Podkarpaciu, w Kotlinie Sandomierska, Nizinie Wielkopolskiej, Zagłębiu Gorzowskim, na terenach Górnego i Dolnego Śląska oraz w szelfie Morza Bałtyckiego. Pierwszymi odkryciami były w zachodniej Polsce: złoże ropne Rybaki koło Krosna Odrzańskiego w 1961 roku i złoża gazowo-ropne Nowa Sól i Otyń w 1964 roku. Potwierdziły one słuszność wcześniejszych prognoz, które dawały duże perspektywy obszaru Niżu Polskiego dla poszukiwania węglowodorów. Przełom w poszukiwaniach na Niżu stanowiło odkrycie w 1964 roku otworem Uciechów - 1 pierwszego złoża gazu ziemnego w utworach wapienia podstawowego i czerwonego spągowca w rejonie tzw. niecki zielonogórskiej.  Rejon ten stanowił przez szereg lat główny obszar zainteresowania górnictwa naftowego na Niżu Polskim, przynosząc kolejne odkrycia i udokumentowanie zasobów gazu.

 Lata 70. przyniosły kolejne duże odkrycia - jak np. złoża Bogdaj, Wierzchowice, Załęcze, Żuchlów. Wiele z tych złóż jest eksploatowanych do dziś. Wśród największych odkryć złóż gazu ziemnego w latach 80. należy wymienić Radlin, Paproć, a w następnym dziesięcioleciu największe z dotychczasowych złóż ropno-gazowych na terenie Polski: Barnówko - Mostno - Buszewo oraz szereg złóż w rejonie Kościana: Kościan, Brońsko, Ruchocice, Bonikowo.

Trwają też poszukiwania

Rejon, w którym PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze obejmuje Niż Polski i Monoklinę Przedsudecką, na których udokumentowano dotychczas 172 mld m3 zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i do dziś wydobyto ponad 83 mld m3. Zasoby największych złóż występujących w zachodniej Polsce wahają się w granicach 10-25 mld m3. Charakteryzują się one dużymi wydajnościami z jednego odwiertu, dochodzącymi do 200 m 3 /min.

W magazynach znajdują się zapasy na 1-1,5 miesiąca

 Jak podaje PGNiG, magazyny przejmują nadwyżki gazu latem i uzupełniają system w gaz w okresie zimowym. Obecnie spółka ma siedem, a eksploatuje sześć magazynów gazu o łącznej pojemności czynnej 1,66 mld m sześc. W przeliczeniu dobowym oznacza to zapewnienie średniego zużycia gazu przez 49 dni. Według spółki, z jednej strony pozwala na zwiększenie poziomu bezpieczeństwa dostaw, z drugiej umożliwia utrzymanie konkurencyjnej pozycji na liberalizowanym rynku gazu. 

Ambitne plany magazynowe

 Do roku 2015 spółka planuje zwiększenie posiadanych pojemności magazynowych do 4 mld m sześc. W planach PGNiG jest także budowa dwóch podziemnych magazynów gazu zaazotowanego, w Daszewie oraz w Bonikowie. Dzięki temu będzie możliwa optymalizacja dostaw gazu ziemnego w podsystemie gazu zaazotowanego oraz pokrycie zwiększonego zapotrzebowania na gaz zaazotowany w tych regionach.

                                                                                     ŚWIAT

Największe na świecie zasoby gazu naturalnego znajdują się w Rosji, wynoszą one przeszło 27 proc. globalnych rezerw, ocenianych na 6 188 bilionów stóp sześciennych*. Dwaj inni gazowi potentaci to Iran i Katar, które mają – odpowiednio – po 15,3 proc. i 14,6 proc. światowych rezerw..

Pozostałe 50 proc. to głównie rezerwy gazu w krajach Półwyspu Arabskiego, USA, Algierii, Wenezueli, Nigerii, Iraku, a w Europie w Norwegii i Holandii
Rosja dominuje również na rynku producentów. Przypada na nią jedna piąta światowego wydobycia, które w 2005 roku wynosiło 101,9 bln stóp sześc. Według raportu przygotowanego przez amerykańska administrację (US EIA) na producentów nie należących do OECD w latach 2005-2030 przypadnie 90 proc. ogólnego wzrostu wydobycia gazu naturalnego na świecie. Produkcja ta rośnie w tempie 2,5 proc. rocznie i w latach 2005-2030 zwiększy się niemal dwukrotnie – z 63 bln stóp sześć. do 116 bln stop sześć. W tym samym okresie wydobycie w krajach OECD wzrośnie zaledwie o 0,3 proc., z 39 do 42 bln stóp sześć. 

Firmy szukają gazu

Drastyczny wzrost cen ropy naftowej i gazu naturalnego w pierwszej połowie 2008 roku zwiększył aktywność firm poszukujących surowców energetycznych. W odpowiedzi na wzrost cen gazu produkcja na świecie zwiększyła się o 1,1 proc. Według najnowszych szacunków „Oil & Gas Journal” światowe rezerwy gazu wzrosły do 6 254 bln stóp sześć. 

W samej Ameryce rezerwy wzrosły do 237,7 bln stóp sześć, czyli o 13 proc. EIA, amerykańska agenda ds. informacji energetycznej podkreśla, że nowe odkrycia w 2007 proc. w znacznym stopniu przyczyniły się do wzrostu rezerw. 

Znaczna część produkcji gazu naturalnego w krajach spoza OECD jest przeznaczana na eksport. Przodują w tej dziedzinie zwłaszcza producenci z Bliskiego Wschodu i Afryki, koncentrując się na rozwijaniu eksportu gazu skroplonego LNG. Ocenia się, że oba regiony zwiększą do 2030 roku produkcję o 21 bln stóp sześć., podczas gdy ich spożycie wzrośnie tylko o 9,9 bln stóp sześć. Stąd wyjście w eksporcie. Na przykład Katar do 2015 roku ma zwiększyć swoje możliwości wysyłania gazu do 3,6 bln stóp sześć (77 mln ton LNG), wobec 1 bln stóp sześć w 2005 roku.

Azjaci otwierają złoża

Gazowe projekty rozwijają także Chiny i Indie – do 2015 roku zamierzają one podwoić produkcją. Stanie się tak dzięki uruchomieniu złóż Kriszna Godavari w Indiach i złóż chińskim Syczuanie, skąd – podobnie jak z innych mniejszych instalacji - błękitne paliwo dotrze na rynek. Na szczególna uwagę w Azji zasługuje rozwój produkcji gazu skroplonego LNG w indonezyjskim projekcie Tangguh. Ale wydobycie i przetwarzanie gazu naturalnego w Azji ma głownie na celu pokrycie szybko rosnącego zapotrzebowania w regionie. W konsekwencji kurczy się eksport, który w 1995 roku stanowił jeszcze 30 proc. całej produkcji regionu, a w 2005 roku – już tylko 17 proc. Do 2015 roku kraje te mogą być importerami gazu netto.

W europejskich krajach spoza OECD oraz w Rosji i pozostałych państwach b. ZSRR produkcja gazu powinna wzrosnąć z 29,3 bln stop sześć. w 2005 roku do 36,1 bln stop sześć. w 2015 roku i 43 bln stop sześć w roku 2030. Problemem są jednak dostawy od głównego producenta, czyli Rosji. Już w marcu 2008 roku rosyjski Gazprom na trzy dni zakręcił kurek z gazem płynącym na Ukrainę żądając zapłaty za surowiec według własnych stawek. Obecnie mamy powtórkę gazowego szantażu, ale na większą skalę.

Zamykanie kurków – nic nowego

Problemy pojawiają się także na innych magistralach gazowych w regionie. W marcu 2007 roku Azerbejdżan rozpoczął eksport surowca rurociągiem do Gruzji i w lipcu 2007 roku do Turcji. Turcja rozpoczęła reeksport azerskiego gazu do Grecji po otwarciu nowego rurociągu między obu krajami w listopadzie 2007 roku. W styczniu 2008 roku Turkmenia przerwała dostawy gazu naturalnego do Iranu, powołując się na trudności techniczne. Później jednak wyjaśniono, że zaległości w opłatach przez Iran uniemożliwiały remont magistrali. Ale zdaniem ekspertów prawdziwym powodem wstrzymania dostaw był spór cenowy. Turkmenia zażądała bowiem od Teheranu podwójnej stawki za import gazu. Iran zareagował obcięciem dostaw Turcji, która z kolei wstrzymała reeksport azerskiego gazu do Grecji, aby zrekompensować sobie zamknięcie irańskiego kurka. Równocześnie Rosja zwiększyła dostawy do Turcji. 

*stopa sześcienna (cu ft) = 0,028316846592 m3

                                            PRZYSZŁOŚĆ - GAZ SKROPLONY (LNG)

Jedynym sposobem uniezależnienia się Europy od dostaw gazu rosyjskiego jest korzystanie ze źródeł tego paliwa z odległych zasobów, np. w postaci skroplonej (LNG). Zamiast rurociągów gaz trzeba przewozić specjalnymi statkami (gazowcami).

W tej chwili LNG dostarcza na świecie 15 krajów, od Kataru, poprzez Algierię, Indonezję, a na Gwinei Równikowej kończąc. Importuje zaś kolejnych 18 państw, z USA na czele, które korzystają w 86 proc. z dostaw gazu kanadyjskiego.

W USA działa obecnie 5 terminali do „przelewu” tego paliwa, cztery inne są w budowie nad Zatoką Meksykańską i dwa w stanie New England nad brzegiem Atlantyku, gdzie ma być transportowany gaz m.in. z Rosji. Gdy zostaną oddane do użytku, potencjał przeładunkowy podwoi się z obecnych ok. 200 mln m sześc. dziennie do blisko pół mld m sześc.

Rynek LNG rośnie najszybciej

Terminale gazowe to przyszłość światowej energetyki. O ile konsumpcja gazu ziemnego na świecie rośnie średnio w tempie 2-3 proc. rocznie, jak wynika z danych koncernu Royal Dutch Shelll, to popyt na LNG zwiększa się aż o 7-10 proc. i stanowi już ponad jedną czwartą międzynarodowego handlu gazem.

Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) przewiduje, że obrót tym paliwem podwoi się w okresie 2006-2013 do 393 mld m sześc. rocznie. Ale możliwości zamiany gazu w postać płynną rosną jeszcze szybciej i ten potencjał podniesie się do 846 mld m sześc. w 2010 r.

Spółki energetyczne, aby uniknąć kłopotów z ostrymi przepisami ochrony środowiska, często lokują je poza lądem na szelfie przybrzeżnym. Tak usytuowany jest np. terminal wielkości dwóch boisk piłkarskich, który jest położony w odległości 45 km na południe od Wenecji, skąd prowadzi 15 km gazociąg na ląd.

Innym trickiem jest budowa terminala tuż za granicą państwa. Tak postąpiła firma amerykańska Sempra, wznosząc instalacje już na terenie Meksyku, za granicą stanu Kalifornia, gdzie obowiązują b. ostre przepisy ekologiczne.

Kluczowa sprawą dla potencjalnych odbiorców LNG, w tym Polski, która zamierza wybudować taki terminal w Świnoujściu, są długoterminowe kontrakty na dostawę ciekłego paliwa. Zawiera się je z dużym wyprzedzeniem. Dlatego należy się spodziewać pierwszych dostaw LNG do Polski po 2012 r.

Obecnie cena LNG zależy nie tylko od możliwości wydobywczych, ale i popytu na paliwo. Są rozwiązania technologiczne pozwalające ja obniżyć. Koncern Shell planuje np. budowę pływających zakładów skraplania gazu, które byłyby przeciągane od jednego złoża podmorskiego do drugiego, dramatycznie redukując koszty.

Inne firmy chcą gaz transportować specjalnymi statkami pod wysokim ciśnieniem zamiast w stanie płynnym. Jest to tańszy i bardziej dochodowy sposób dla producenta, przydatny w mniej zasobnych złożach.

USA też dostrzegła LNG

W Stanach Zjednoczonych wzrasta ostatnio zapotrzebowanie na gaz ziemny. O ile produkcja w 2007 r. wzrosła o 4,3 proc., to w 2008 r. już o 9 proc. Coraz częściej mówi się o wykorzystaniu rodzimych zasobów. W grę wchodzi gazyfikacja potężnych złóż węgla, łupków i piasków bitumicznych. - Oznacza to, że Ameryka przestanie być największym importerem LNG na świecie jeszcze w tej dekadzie - twierdzi Michael Stoppard z firmy konsultingowej Cambridge Energy Research Association.

Ameryka nie jest jedynym krajem na świecie, który ma „niekonwencjonalne” złoża gazu. Firmy energetyczne w sąsiedniej Kanadzie i Australii już ruszyły z adaptacją amerykańskich technologii pozyskiwania gazu. Każdy kraj, który ma duże złoża węgla, jak Chiny, Indie, Rosja czy Polska, może go pozyskiwać w podobny sposób. Kilka firm z Australii zamierza nawet uzyskany w ten sposób gaz skraplać i jako LNG eksportować. Klientów im na pewno nie zabraknie.