OIES: Rezervní těžební kapacita plynu Ruska se v posledním roce významně snížila
Energetický think tank Oxford Institute for Energy Studies (OIES) vydal studii s názvem Shrinking surplus: the outlook for Russia’s spare gas productive capacity. Studie se zabývá vývojem rezervní těžební kapacity plynu Ruska. Studie zároveň popisuje vývoj poptávky po ruském plynu a vývoj těžby v posledních letech.
Energetický think tank Oxford Institute for Energy Studies (OIES) vydal studii s názvem Shrinking surplus: the outlook for Russia’s spare gas productive capacity. Předmětem této studie je vývoj rezervní těžební kapacity Ruska, tedy množství ropy, o které může Rusko krátkodobě zvýšit těžbu, pokud vzroste poptávka. Tento koncept nebyl pro trhy se zemním plynem až donedávna klíčový. Naopak klíčovým je pro trh s ropou, kde byla dlouhé roky hlavním rezervním producentem Saúdská Arábie. S rozvojem LNG a postupnou globalizací trhu s plynem se ale podle OIES rezervní těžební kapacita stává důležitou i na trhu s plynem.
Poptávka po ruském plynu vzrostla
V důsledku uvedení do provozu nových těžebních lokalit v regionu Jamal, snižující se poptávky po ruském plynu v zahraničí a stagnující poptávky doma mělo Rusko přibližně od roku 2012 velký objem rezervní těžební kapacity. Rezervní těžební kapacita dosahovala až 200 miliard kubických metrů (bcm) ročně, tedy více než roční exporty plynu z Ruska do Evropy.
V roce 2016 se ovšem začala poptávka po ruském zemním plynu měnit. Poptávka po plynu v Evropě v 2017/2018 rychle rostla a částečně se zotavila i domácí poptávka. Na rostoucí poptávku Rusko přirozeně odpovědělo zvýšenou těžbou, což ve výsledku snížilo rezervní těžební kapacitu země.
Ruská rezervní těžební kapacita na konci roku 2018
Na začátku roku 2017 CEO Gazpromu Alexey Miller dle oficiálních záznamů Vladimiru Putinovi nahlásil rezervní těžební kapacitu Ruska v objemu 150 bcm plynu ročně. Na základě své analýzy OIES na konci roku 2018 odhadl rezervní kapacitu na 40 bcm plynu ročně. Tento rapidní pokles byl pak zapříčiněn především zvýšením těžby na plynových polích, zejména Bovanenkovo a Zapolyarnoye.
Pokud vezmeme v potaz sezónní výkyvy v poptávce po zemním plynu, tak 40 bcm rezervní kapacity ročně není mnoho. Pokud je chladná zima, tak Rusko těží při maximálním výkonu a zároveň čerpá ze zásobníků plynu, aby poptávku uspokojilo. Podle studie OIES ovšem Rusko stále zůstane hlavním zdrojem zemního plynu i během nadcházejících let. Ruské zásoby zemního plynu odpovídají přibližně 18,1 % světových zásob.
Produkce pole Groningen klesá stejně jako těžba v Severním moři a dostupnost LNG je pro evropské trhy díky zájmu v Asii také omezená. Je zde tedy potenciál, aby se navrátila alespoň část bývalého vlivu Gazpromu v Evropě. Důležitým aspektem zde bude prodloužení tranzitní smlouvy s Ukrajinou. Její neprodloužení může mít dle OIES dopady na budoucí roli zemního plynu v dekarbonizované energetice EU.
Mohlo by vás zajímat:
Z informací z článku je patrné, že rezervní těžební kapacity zemního plynu v Ruské federaci značně poklesly a zároveň se tenčí zásoby těžitelného zemního plynu v Severním moři. Na základě těchto informací je nesmyslné předpokládat například, že v Německu při zmenšeném množství vyrobené elektrické energie pomocí větrníků při nedostatečném vanutí větrů se může hospodářství Německa spolehnout na zvýšenou výrobu elektrické energie pomocí plynových turbín a odstavit do zhruba konce roku 2020 všechny jaderné elektrárny v Německu z provozu. Zároveň se Německo zavázalo k rychlému odstavování z provozu většiny německých uhelných elektráren a tím snížit produkci CO2. Podle mého názoru je toto řešení jen cesta k rozvratu německé energetické sítě a v případě nedostatku elektrické energie v rozvodné elektrické síti se budou v prvé řadě snižovat dodávky elektrické energie pro domácnosti a to i v ČR, tak aby nenastal průmyslový vícednový kolaps v celé Západní Evropě. Řešením nejsou ani dodávky zkapalněného zemního, nebo břidličného plynu z USA a dalších států, protože je tento produkt výrazně dražší o proti zemnímu plynu nezkapalněnému. Kolaps průmyslové výroby v Německu by vyvolal i kolaps průmyslové výroby v ČR, který by byl doprovázen zvýšenou nezaměstnaností a velkým snížením životní úrovně většiny obyvatel v ČR.
Máte neuvěřitelnou pravdu. Bez kvalitních a nových jaderek to nepůjde a nebo půjdeme do prd...
Hezké Vánoce nejen Vám, ale všem normálním lidem...
No vy dva konspirační teoretikové jste se opravdu hledali, hledáte spíš něco co potvrdí váš postoj, než cokoliv jiného. I kdyby to bylo něco co má periodu změny výrazně kratší než 15 let, což je minimální doba pro výstavbu JE.
Výkyv, pokles, v tomto oboru nějak nic moc neznamenají, jednak se to neustále mění dle ceny komodity. Pokles kapacity v Rusku, co si pamatuji co se psalo v posledních letech, vůbec ale vůbec nic nemusí znamenat, jenom to že jim zastarává infrastruktura, což je řešitelné v krátkých horizontech, co je zajímavější je situace v severním moří, Británii atd. Zapomínáte také na snahy na jihu dostat plyn ze středního Východu do Evropy.
Když se podíváte na cenu plynu, představuje asi 4.5UDS/GJ, tedy pokud to propočítáme na elektřinu, je to 27USDMWh, elektřina z PPE stojí asi 60€/MWh, z toho tedy jen 23€ představuje cena paliva, pokud i pokud bude LNG stát dvojnásobek toho co plyn dodávaný potrubím, jsme na relativně obyčejných 70-73€/MWh. Navíc kolik tam budete mít podílu plynu v celkovém mixu? 30-40%? To nebude představovat tak velký problém.
Jenom dotaz, kolik si myslíte že z ČR protlačíte do Německa? Napojení na okolní soustavy představuje asi 30% kapacity parních elektráren v ČR, to je asi 5GW, z toho je tu napojení na Slovensko a do Polska. Pokud někdo něco nepodělá v zimě, jako třeba odstávka 5 ze 6 reaktorů, tak dřív než byste tu musel omezovat dodávky tak narazíte na limit kapacity vedení. Dále se například o pár procent dá snížit napětí a podobně. Aby k něčemu takovému došlo, tedy k tomu aby docházelo k omezování dodávek v celé Evropě, pak by propojení muselo být ~100% maxima spotřeby, respektive kapacity elektráren.
Dále na co zapomínáte že soustava se dost pravděpodobně nezhroutí dokud bude v Německu dost elektráren aby bylo dodrženo pravidlo 1milion = cca 1GW parních elektráren, pak záleží na tom jak se chová zbytek soustavy, jaké jsou výkyvy, sedla a podobně, jestli budou pracovat PVE, kolik je tam akumulačních hydroelektráren..., ale situaci v Německu do detailu neznám.
Pro výše zmíněné si nemyslím že by Vámi popsané mělo nastat v dohledné době.
Milý Carlosi, a zkoušel jste se zamyslet, proč ještě paroplynové elektrárny totálně nepřeválcovaly evropskou energetiku, když jsou podle Vašeho výpočtu provozně tak levné? Jestli tam náhodou nemáte nějakou fatální chybu...
Nejsem Carlos. Přesto si dovolím několik postřehů. Paroplynová elektrárna má tři důležité komponenty: spalovací turbína, parní turbína, parní kotel. Dále jsou dva druhy napojení spalovací turbíny na parní kotel. Přímé napojení a napojení přes by-pass kde jeden směr je napojen na spalinový kotel a druhý směr je napojen do atmosféry. Pokud je napojení přes by-pass tak spalovací turbína startuje velice rychle a není omezena následnými zařízeními. Pokud je napojen spalinový výstup přímo na parní kotel tak start musí být velmi zvolný a ztrácí se výhoda zátěžové rychlosti spalovací turbíny. Proč se používá jeden nebo druhý způsob napojení? Je to pouze rozdíl v ceně. Mechanicky ovládaný by-pass je podstatně dražší než přímé napojení.
No pokud je to v roce 2018 40 bcm, tak to bude nejpozději do 4 let nula. K tomu Norsko poblíž peaku… A křížové tažení proti uhelným elektrárnám v kombinaci se zavíráním jaderných elektráren. Docela výbušný koktejl...
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se