CERTYFIKATY ISO 9001, ISO 3834

News

12 stycznia br. Towarowa Giełda Energii oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo podpisały porozumienie o współpracy, którego celem jest wykorzystanie wspólnego doświadczenia i potencjału w zbudowaniu rynku biometanu w Polsce.

TGE i PGNiG chcą wspólnie przygotować nowoczesne rozwiązania wspierające utworzenie i rozwój rynku biometanu w Polsce. Doświadczenie PGNiG jako kluczowego podmiotu na rynku gazu oraz TGE jako platformy handlowej, na której koncentrują się obroty gazem oraz certyfikatów promujących obszar OZE, powinny przyczynić się do transformacji nie tylko rynku energii w stronę zielonych technologii, ale również powstającego rynku paliw alternatywnych, takich jak biometan i wodór.

– TGE od ponad 20 lat wspiera wszelkie procesy transformacji rynku energii oraz aktywnie działa na rzecz jego rozwoju, oferując jego uczestnikom kompleksowe rozwiązania i produkty. Współpraca z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem w zakresie stworzenia rynku biometanu, to szansa dla Giełdy na dalszy rozwój segmentu związanego z odnawialnymi źródłami energii. Z całą pewnością kluczową rolę w tym projekcie odegrają nasze rejestry – powiedział Piotr Zawistowski, Prezes Zarządu TGE.

– PGNiG od początku powstania giełdowego rynku gazu jest jego aktywnym członkiem i nieustannie przyczynia się do jego rozwoju, o czym m.in. świadczy rekordowy wolumen obrotu gazem ziemnym w 2020 roku na TGE. Teraz rozpoczynamy nowy rozdział współpracy, który pozwoli nam na stworzenie nowoczesnych rozwiązań rynkowych w zakresie obrotu biometanem. To zielone paliwo, którego potencjał da nam w przyszłości możliwość aktywnego włączenia się w transformację energetyczną polskiej gospodarki, a jednocześnie realizowania naszych celów biznesowych przy zapewnieniu Polsce bezpieczeństwa energetycznego – powiedział Paweł Majewski, Prezes Zarządu PGNiG.


W pierwszym etapie współpracy przewiduje się wykorzystanie doświadczeń Giełdy prowadzącej obecnie Rejestr Świadectw Pochodzenia jako elementu potencjalnego systemu wsparcia dla biometanu opartego na certyfikatach oraz Systemu Gwarancji Pochodzenia jako potencjalnego instrumentu realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego.

Komisja Europejska zamierza promować wykorzystanie "odnawialnych i niskoemisyjnych gazów", w szczególności wodoru. Plany polityków zależą teraz od inżynierów, którzy muszą przestawić swoje bardzo drogie urządzenia do spalania zupełnie nowego paliwa.

Od opublikowania w lipcu tego roku unijnej strategii wodorowej staje się jasne, że sektor gazowy będzie musiał zacząć uwzględniać w rozwoju dekarbonizację. Czyste paliwa, jak "zielony" wodór, zrównoważone biopaliwa i biogaz, mają pomóc w dekarbonizacji sektorów, w których wprowadzenie "czystej" elektryfikacji jest trudne.

Wodór może być nośnikiem energii oraz może zapewnić magazynowanie energii z OZE. Potrzebny jest jednak do tego rozwój produkcji czystego wodoru, systemów jego magazynowania i transportu oraz technologii jego zastosowania.

Czy obecne jednostki gazowe będą mogły spalać wodór?
Producenci turbin testują spalanie wodoru w turbinach o mocy od kilku do kilkuset megawatów. W przeciwieństwie do biometanu, który mógłby niemal z marszu zastąpić w infrastrukturze gaz ziemny, zastosowanie wodoru nie jest tak proste. W odniesieniu do masy, gęstość energii w wodorze jest ponad dwa razy większa niż w gazie ziemnym, ale niska jest gęstość energii względem objętości. Wodór pali się bardzo łatwo, niewidocznym czystym płomieniem. Podczas spalania jego płomienie pochłaniają paliwo z prędkością około 300 centymetrów na sekundę, 10 razy szybciej niż płomienie gazu ziemnego. Wyzwań jest jednak więcej – to możliwość produkcji dużej ilości zielonego wodoru, jego magazynowanie czy kwestie związane z zapewnieniem bezpieczeństwa instalacji wodorowej.

Na rynku jest już wiele turbin gazowych, które mogą pracować na mieszance gazu ziemnego i wodoru. Celem jest turbina gazowa spalająca 100 proc. wodoru.

 

Ale czy to się opłaca?
Jest jeszcze kwestia kosztów. Sama turbina gazowa nie wystarczy do osiągnięcia technologii spalania w 100 proc. opartej na wodorze. Mitsubishi Power ocenia, że turbina gazowa o mocy 500 MW i sprawności 60 proc. zużywałaby 1,4 tony wodoru na godzinę. Dlatego też konieczne jest zapewnienie pewnego źródła wodoru.

Na rynku amerykańskim gaz ziemny kosztuje od 2 do 3 dolarów za milion BTU i około dwa razy więcej w Europie, a wodór może kosztować od 10 do 60 dolarów za milion BTU, w zależności od tego, jak jest wytwarzany - wylicza GE.

Producenci wskazują, że turbina gazowa opalana wodorem prawdopodobnie wymagałaby elektrolizera i magazynowania "zielonego" wodoru na miejscu. To wymaga bardzo niskiego kosztu energii elektrycznej, czyli korzystania z nadwyżek energii z OZE, co nada sens ekonomiczny takim projektom. A ponieważ rozwój OZE postępuje bardzo szybko, to wielu ludziom z branży oraz organów regulacyjnych jest przekonanych, że wodór stanowi idealną odpowiedź na zagospodarowanie nadwyżek tej energii. Czy tak się stanie i w jakim tempie wodór będzie zastępował gaz ziemny - to okaże się w ciągu najbliższych lat.

Pierwsza w 2021 r. dostawa skroplonego gazu ziemnego dla PGNiG dotarła do terminalu LNG w Świnoujściu - podało dzisiaj Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Spółka spodziewa się "pracowitego roku" i wielu dostaw gazu do Polski.

O pierwszej dostawie LNG w nowym roku spółka PGNiG poinformowała w poniedziałek na Twitterze. Jak napisano, metanowiec Maran Gas Apollonia dostarczył w piątek do terminalu LNG w Świnoujściu ok. 90 mln m sześc. gazu ziemnego (wolumen po regazyfikacji). Dodano, że spółka spodziewa się "pracowitego roku" i "wielu dostaw" gazu do Polski.

Odbiór pierwszej dostawy komercyjnej LNG miał miejsce w czerwcu 2016 r. Wcześniejsze dwa ładunki, które trafiły na przełomie 2015 i 2016 r., posłużyły do technicznego rozruchu instalacji.

W portfelu importowym PGNiG znajdują się obecnie kontrakty na zakup LNG od katarskiej firmy Qatargas oraz cztery kontrakty długoterminowe na zakup LNG produkowanego w terminalach zlokalizowanych w USA – zawarte z Cheniere Energy, Venture Global LNG i Port Arthur LNG. Kontrakt z Cheniere realizowany jest od lipca 2019 r., a realizacja kolejnych umów z firmami ze Stanów Zjednoczonych ma się rozpocząć w latach 2022-2024.

Zapraszamy Wirtualny Kongres Technologów, Działów Rozwoju i Jakości Branży Mięsnej MEATing 2021.

Na Kongresie spotkamy się z Państwem na naszym wirtualnym stoisku, gdzie będziemy mogli porozmawiać na indywidualnym czacie.
Zaprezentujemy Państwu katalogi, foldery oraz inne multimedia przybliżające działalność naszej firmy.

Spotkajmy się 26-27 stycznia 2021 roku na Wirtualnym Kongresie MEATing 2021.

Więcej szczegółów: https://meating-online.pl/wydarzenie

 

W dynamicznie zmieniającym się świecie technologia oferuje olbrzymie możliwości. Realne wsparcie dla firm produkcyjnych stanowi jednak tylko w sytuacji, kiedy zostanie właściwie dobrana i wdrożona. Tu ważne są odpowiedzialność i kompetencje dostawców oferujących rozwiązania. Dlatego dołączyliśmy do serwisu, który wspiera branżę spożywczą w kontakcie najbardziej innowacyjnymi firmami, w tym BEST Systemy Grzewcze.

Profil naszej firmy jest dostępny pod adresem: https://foodindustry-support.pl/dostawcy/best-systemy-grzewcze/

W BEST Systemy Grzewcze od ponad 30 lat realizujemy zadania od studiów wykonalności do uzyskania pozwolenia na użytkowanie. Wykonaliśmy wiele zadań w prawie wszystkich branżach przemysłowych. Realizujemy prace w kraju i poza jego granicami.

– Realizujemy kompleksowo zadania: projektowanie i montaż kotłowni wodnych i parowych, instalacji mediów (gaz, para, woda, oleje termalne, próżnia, tlen, azot) oraz innych urządzeń ciśnieniowych zgodnie z dyrektywą PED.
– Wykonujemy remonty, rozbudowy, przebudowy urządzeń i instalacji w ciągach technologicznych.
– Realizujemy relokacje ciągów technologicznych i pojedynczych urządzeń.
– Oferujemy serwis eksploatacyjny, gwarancyjny i pogwarancyjny wykonanych przez nas układów technologicznych.
– Stosujemy nowoczesne rozwiązania i nieprzerwanie spełniamy najwyższe wymagania jakościowe naszych Klientów co potwierdzają referencje i certyfikaty. Od 2010 roku jesteśmy dystrybutorem LNG w Polsce.
– Posiadamy własne stacje regazyfikacji w wielu zakładach przemysłowych. Gwarantujemy dostawy LNG (skroplonego gazu ziemnego) własnym transportem kriogenicznym.
– Zapewniamy elastyczny harmonogram dostaw i proste zasady obliczania wartości za dostarczany LNG.
– Kompleksowo realizujemy czynności administracyjne, począwszy od uzyskania pozwolenia na budowę, poprzez proces budowy i odbiorów, aż do pozwolenia na użytkowanie.
– Budujemy na zlecenie lub dzierżawimy nasze stacje magazynowania i regazyfikacji LNG wykonane w oparciu o tradycyjne parownice atmosferyczne lub innowacyjny układ odzysku chłodu.
– Prowadzimy prace serwisowe i konserwacyjne stacji regazyfikacji oraz instalacji gazowych.
– Modernizujemy istniejące stacji regazyfikacji LNG. Montujemy instalacje odzysku chłodu bazujące na wymienniku kriogenicznym opatentowanym przez BEST.
– Proponujemy specjalną ofertę dla klientów oczekujących na przyłączenie do sieci gazowej – tymczasową mobilną stację regazyfikacji LNG z wymiennikiem chłodu.
– Mamy doświadczony i wykwalifikowany zespół pracowników, który udowodnił że sprosta wymaganiom każdego klienta. 

 

Skroplony metan to dziś przede wszystkim sposób na dywersyfikację dostaw błękitnego paliwa i zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego Polski. PGNiG ma jednak ambicje, by mocniej zagrać na globalnym rynku LNG. Pomogą w tym dwa nowoczesne tankowce, których budowa wkrótce się rozpocznie.

W pierwszych trzech kwartałach 2020 roku Grupa Kapitałowa PGNiG sprzedała w kraju o 6 proc. więcej gazu niż rok wcześniej. I to pomimo wyjątkowo ciepłej zimy, epidemii i spadku aktywności gospodarczej. Jednak odporność polskiego rynku gazu w 2020 roku nie dziwi, jeżeli wziąć pod uwagę dotychczasowe tempo jego wzrostu. Jeszcze 5 lat temu krajowe zapotrzebowanie na błękitne paliwo wynosiło nieco ponad 15 mld m sześc. a w roku ubiegłym sięgnęło prawie 19 mld m sześciennych. I – jak wskazują wszelkie dostępne prognozy – dalej będzie rosło, między innymi ze względu na potrzebę szybkiego obniżenia emisji dwutlenku węgla w polskiej energetyce.

Perspektywa dynamicznego rozwoju rynku gazu rodzi pytanie o źródła pozyskania paliwa. Krajowe wydobycie wynosi ok. 4 mld m sześc. i raczej nie będzie rosło z uwagi na ograniczone zasoby. Pozostaje import, który, po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego z końcem 2022 r., PGNiG chce oprzeć na dwóch filarach. Pierwszym będzie gaz wydobywany na Morzu Północnym i Norweskim Szelfie Kontynentalnym, który będzie transportowany do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Drugim filarem zaopatrzenia będzie skroplony metan, czyli LNG.

Wykorzystana szansa

Już dziś, dzięki Terminalowi LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu, skroplony metan stanowi realną alternatywą dla paliwa ze Wschodu. W ciągu pierwszych 9 miesięcy roku, PGNiG sprowadziło przez Świnoujście prawie 3 mld m sześc. gazu, co stanowi ponad ¼ importu spółki.

Duża część paliwa importowanego przez PGNiG, będzie pochodzić z USA. Spółka ma podpisane z tamtejszymi firmami 4 długoterminowe umowy na sprzedaż, docelowo, około 9 mld gazu rocznie. Jeden z kontraktów jest już realizowany, ale dostawy w ramach pozostałych będą uruchamiane stopniowo od 2022 roku. Ich specyfiką jest formuła określana jako Free on Board (FOB), co oznacza, że to kupujący jest zobowiązany zapewnić statek, który odbierze ładunek z terminala skraplającego.

Do tej pory PGNiG nie musiało organizować transportu, bo wszystkie realizowane kontrakty pozostawiały tę kwestię po stronie sprzedawcy. Ale kontrakty typu FOB to możliwość decydowania, dokąd skierować ładunek. PGNiG będzie mogło wysłać amerykańskie LNG do Świnoujścia, ale również do dowolnego innego terminalu na świecie. – Dążymy do zbudowania jak najbardziej elastycznego portfela dostaw gazu. Kontrakty typu FOB taką elastyczność zapewniają. Możliwość swobodnego dysponowania posiadanym gazem pozwoli nam maksymalizować rentowność naszej działalności handlowej – podkreśla Paweł Majewski, prezes Zarządu PGNiG SA.

PGNiG będzie musiała zatem dysponować specjalistycznymi statkami do przewozu skroplonego gazu. Pierwszy krok do zapewnienia potrzebnej floty został już zrobiony. W listopadzie tego roku PGNiG Supply and Trading (PST) z GK PGNiG ogłosiło, że wyczarteruje dwa nowoczesne tankowce LNG, którymi będzie dysponować przez 10 lat począwszy od 2023 roku.

W kolebce globalnego handlu

Jednym z terminali, z którego PGNiG będzie odbierać gaz wyczarterowanymi jednostkami, jest Calcasieu Pass. Terminal leży u ujścia rzeki Calcasieu, w południowo-zachodniej Luizjanie. To miejsce to kolebka światowego handlu gazem skroplonym. To z Lake George, miejscowości położonej nad Calcasieu, 25 stycznia 1959 r. wyruszyła pierwsza międzynarodowa dostawa LNG. Jednostka przewożąca ładunek nosiła nazwę „Methane Pioneer” i z dzisiejszej perspektywy może wydawać się zabawką – miała nieco ponad 100 metrów długości i mogła zabrać na pokład zaledwie 5 tys. metrów sześc. LNG. Rejs do portu docelowego w Wielkiej Brytanii zabrał jej prawie miesiąc.

Współczesne tankowce do przewozu LNG są nie tylko większe, szybsze, ale przede wszystkim dużo bardziej zaawansowane technologiczne, aby zapewnić bezpieczny transport LNG, które przez cały czas musi być utrzymywane w temperaturze poniżej –160 st. Celsjusza. W budowie takich jednostek specjalizuje się tylko kilka stoczni na świecie. W jednej z nich – należącej do koreańskiego Hyundai Heavy Industries – trwają właśnie przygotowania do budowy tankowców, które będzie czarterować GK PGNiG.

shutterstock 9833917

O nas

Od 2014 roku firma BEST Systemy Grzewcze weszła w skład Wałbrzyskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej i w 2016 roku przeniosła się do nowoczesnej siedziby przy ulicy Towarowej 15 w Świdnicy.

Adres

ul. Towarowa 15, 58-100 Świdnica

(+48) 74 856 81 88

best@systemy-grzewcze.pl

Pon - Pt: 7:00 - 15:00

Na skróty

O nas

Realizacje

O firmie

Kontakt

RODO

 

©2019 BEST Systemy-Grzewcze. Wszystkie prawa zastrzeżone. Projekt Art Open Studio Reklamy