Planowanie zasilania obszarów

Ź ródła ciepła i energii elektrycznej
Planowanie zasilania obszarów zurbanizowanych
w skroplony gaz ziemny (LNG)
Planning of liquefied natural gas (LNG) supply to urban areas
JOANNA GRZEGORZEWSKA, WOJCIECH GRZĄDZIELSKI, TOMASZ M. MRÓZ
Wprowadzenie
Skroplony gaz ziemny (LNG) jest medium energetycznym, które może być efektywnie wykorzystane do
pokrycia potrzeb energetycznych obszarów zurbanizowanych. Jest to szczególnie istotne dla obszarów
zlokalizowanych z dala od przesyłowej bądź dystrybucyjnej infrastruktury gazowej. Zastosowanie LNG
w takich obszarach powinno być poprzedzone pracami planistycznymi, uwzględniającymi stan strony popytu i podaży rynku gazu. W artykule przedstawiono
analizę wielokryterialną AHP wyboru sposobu zasilania danego obszaru ze stacji regazyfikacji (LNG) na
przykładzie wybranej gminy z terenu województwa
wielkopolskiego. W analizie przedstawiono główne
kryteria decyzyjne (m.in. cenę końcową paliwa gazowego, cenę zakupu i transportu LNG, odległość od
punktu sprzedaży i załadunku, etc.) uwzględniane
w planowaniu zasilania obszarów zurbanizowanych.
Słowa kluczowe: skroplony gaz ziemny (LNG), planowanie energetyczne
Liquefied natural gas (LNG) is the energetic medium,
which can be effectively used to cover the energy needs
of urban areas. This is particularly important for areas
located away from the distribution or transmission of
the gas infrastructure. The use of LNG in such areas
should be preceded by planning work, taking into
account the demand and supply of gas market. The
research presents an multicriterial AHP choice analysis
of the power station regasification (LNG) of a particular
area on the example of selected community in the
Wielkopolska region. The analysis presents the main
decision criteria (including the final price of gas, the
price of the purchase and transport of LNG, the
distance from the point of sale and loading, etc.) taken
into consideration the planning of urban areas supply.
Keywords: Liquefied Natural Gas (LNG), energy
planning
inż. Joanna Grzegorzewska – magistrantka Politechniki
Poznańskiej, Koło Naukowe Inżynierii Środowiska, Poznań dr inż. Wojciech Grządzielski – koordynator Zespołu ds. rozwoju,
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o., Warszawa dr hab. inż. Tomasz M. Mróz, prof. nadzw. – Politechnika
Poznańska, Instytut Inżynierii Środowiska, Poznań
10 Zgodnie z raportem Międzynarodowej Grupy Importerów LNG
handel skroplonym gazem ziemnym na globalnym rynku w roku
2013 osiągnął poziom 322 mld m3, co jest równoważne 236,8 Mt
(milionów ton). Strona podaży ogółem obejmuje 17 państw, przy
czym aż osiem z nich stanowi źródło około 82% całkowitej ilości
sprzedanego gazu ziemnego w postaci ciekłej. Czołowymi krajami
eksportującymi LNG na rynku w zależności od regionu świata są:
Nigeria (49% udziału eksportu z regionu Afryki), Katar (78% udziału eksportu z regionu Bliskiego Wschodu) i Malezja (35% udziału
eksportu z regionu Oceanu Spokojnego). Inaczej zestawiając dane,
aż 42% globalnego rynku LNG pochodzi z regionu Bliskiego
Wschodu, natomiast 30% z regionu Oceanu Spokojnego. W odniesieniu do głównych importerów LNG, liderem w skali światowej jest
Japonia (37%) oraz Korea Południowa (17%). Łącznie państwa te
w roku 2013 zakupiły ok.175 mld m3 LNG.
Rozwój światowego rynku LNG w latach 1990-2013 przedstawia Rys. 1.
Rys. 1.
Światowy handel LNG [1]
Fig. 1. World trade of LNG [1]
Analiza światowego rynku wykazuje dynamiczny wzrost zapotrzebowania na LNG z 4% udziału zapotrzebowania na gaz
ziemny w 1990 r. do 10% udziału w chwili obecnej [1][2]. Począwszy od 2000 r. wzrost udziału LNG w światowym obrocie paliwami
gazowymi jest najbardziej dynamiczny (7,5% rocznie). Przewidywany jest również ciągły wzrost produkcji LNG związany ze
zwiększającym się wydobyciem i produkcją tego surowca w: Katarze, Australii, Kanadzie, Rosji oraz Stanach Zjednoczonych.
Równie istotnym czynnikiem jest rosnąca zależność Europy od
importu gazu ziemnego (dostarczanego gazociągami transkontynentalnymi oraz metanowcami w postaci LNG) z uwagi na ograniczone możliwości wydobywcze lokalnych złóż oraz ciągły
wzrost zapotrzebowania na gaz ziemny. Obecnie na kontynencie
europejskim funkcjonują 24 terminale importowo–regazyfikacyjne, przy czym ich liczba wzrośnie z uwagi na zaplanowane już
nowe inwestycje do ponad 30. Prognozy dotyczące produkcji
LNG do roku 2030 przedstawiono w tabeli 1.
6/2014
www.informacjainstal.com.pl
Średnie ceny gazu ziemnego w imporcie
do Unii Europejskiej w styczniu 2014 r.
Rok
2010
2015
2020
2025
2030
kształtowały się na poziomie 11,59 USD/
Ilość prod. LNG
[mld m3/rok]
285,6
428,4
544,0
639,2
680,0
MMBtu (ok. 1,3315 zł/Nm3 przy kursie
dolara amerykańskiego 3,0709 zł). Dla
porównania w Japonii, kraju o największym poziomie importu gazu LNG na światowym rynku, ceny kształtowały się na poziomie 15,58
USD/MMBtu (1,7899 zł/Nm3). Na poziom cen wpływają różnego rodzaju czynniki, m.in. informacje o nowych projektach LNG na
świecie (np. w Katarze, Rosji, etc.), niski popyt na gaz w Europie spowodowany słabnącą gospodarką, rozwój odnawialnych źródeł energii, spadek cen węgla, wzrost wydobycia gazu z łupków w USA powodujący zmniejszenie importu gazu, koszty nowych projektów LNG
i konieczność podpisania nowych umów długoterminowych oraz trzęsienie ziemi w Japonii w marcu 2011 r., które zmieniło krótko- i długoterminową dynamikę zapotrzebowania na gaz Japonii [1]. Przykładem tego są obecne zainteresowania Japonii wzrostem importu LNG
z USA [12].
Średni poziom cen gazu LNG w Polsce można przyjąć na poziomie 1,7095 zł/m3, bazując na stosowanej w odazotowniach
formule obliczeń ekonomicznych – cena gazu ziemnego wysokometanowego z systemu przesyłowego powiększona o 30%. Przyszła
cena gazu z terminala LNG w Świnoujściu jest ciągle nieznana, choć mówiono o poziomie 350-550 USD/1000 Nm3, co daje w przeliczeniu wartość średnią ok. 1,1260 zł/Nm3. Jednakże, uwzględniając możliwość uzależnienia ceny LNG od ceny baryłki ropy naftowej [9], przyszła cena LNG może kształtować się na poziomie 577 USD/1000 Nm3 (1,7719 zł/Nm3). Na poziom cen LNG
w światowym obrocie może mieć wpływ wydobycie gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych w Stanach Zjednoczonych i dalszy
jego eksport w postaci LNG. Poziom możliwych cen LNG, uwzględniając produkcję w USA, sprężanie, transport metanowcami i regazyfikację w terminalach odbiorczych, to poziom 8,0-8,5 USD/MMBtu, czyli ok. 0,92-0,98 zł/Nm3 [7].
W kontekście możliwości wykorzystania LNG do zaopatrzenia obszarów zurbanizowanych w szczególności tych oddalonych od istniejącej sieci gazowej, cena LNG w punktach zakupowych może być głównym – dominującym, kryterium oceny.
Źródła ciepła i energii elektrycznej
Tabela 1. Światowa produkcja LNG [2]
Table 1. World production on LNG [2]
LNG jako źródło energii
dla obszarów zurbanizowanych
Charakterystyka rynku LNG w Polsce
Obecnie na terenie Polski istnieją dwa źródła wytwarzające LNG, są to: Zakład Odazotowania gazu ziemnego zlokalizowany
w Odolanowie oraz w Grodzisku Wlkp. Produkcja LNG odbywa się w wyniku procesu przetwarzania gazu ziemnego zaazotowanego w gaz wysokometanowy. Technologia ta wymaga zastosowania głębokiego schładzania wydobytego surowca. LNG jest następnie
dostarczany specjalistycznymi cysternami do stacji regazyfikacji LNG. Ponadto na terenie budowanego terminalu LNG w Świnoujściu
przewidziano miejsce na przeładunek LNG do cystern kontenerowych oraz autocystern [10]. Dostawa LNG cysternami jest alternatywą dla tradycyjnego sposobu transportu gazu ziemnego gazociągami, jak również dla zastosowań tymczasowego zasilania instalacji
gazowych odbiorców podczas prowadzenia prac remontowych na sieciach gazowych bądź bezpośrednio na urządzeniach gazowych [5]. Uruchomienie terminala LNG w Świnoujściu oprócz istotnego wpływu na wzrost bezpieczeństwa dostaw gazu na polskim
rynku (dywersyfikacja dostaw), będzie miało również wpływ na sąsiadujące rynki energetyczne: Słowacji, Czech czy Węgier [6]. Jest
to powiązane z równoległą rozbudową systemu przesyłowego w ramach korytarza Północ-Południe w środkowo-wschodniej części
Europy oraz importem, wydobyciem, eksportem i magazynowaniem gazu. W Polsce sprzedaż skroplonego gazu ziemnego jest stosunkowo niewielka, około 42 mln Nm3 LNG sprzedano na polskim rynku w 2013 roku, z czego ok. 81% zakontraktowała grupa
DUON, prowadząca m.in. działalność obrotu i dystrybucji paliwami gazowymi [11].
Systemy dystrybucyjne oparte o LNG
Wykorzystanie skroplonego gazu ziemnego (LNG) do zasilania obszarów zurbanizowanych jest możliwe i stosowane. Podjęcie decyzji o wyborze takiego wariantu zasilania, bądź rozbudowy liniowej, wymaga jednak zastosowania właściwych metod planowania,
uwzględniających zarówno stronę popytu jak i podaży lokalnego rynku gazu. Podejście takie pozwala na prowadzenie racjonalnej polityki inwestycyjnej.
W procesie planowania rozwoju systemu gazowego opartego o LNG można
wykorzystać ogólny algorytm planowania
zrównoważonego rozwoju systemów
gazowych [3]. Jako narzędzie decyzyjne
w wyborze kompromisowych scenariuszy
rozwoju lokalnego rynku LNG konieczne
jest zastosowanie jednej z metod wielokryterialnego wspomagania podejmowania
decyzji, na przykład metodę analizy hierarchicznej – AHP.
Metoda planowania rozwoju
systemu LNG
Metodyka obliczeń
Algorytm planowania uwzględnia jed-
www.informacjainstal.com.pl
Rys. 2.
Schemat lokalnej sieci gazowej opartej o LNG
Fig. 2. The scheme of local gas network based on LNG
6/2014
11
Ź
noczesną analizę strony podaży i popytu
rynku gazu ziemnego oraz w bloku decyzyjnym analizę hierarchiczną (AHP), jako
narzędzie wielokryterialnego wspomagania podejmowania decyzji. Elementem
algorytmu jest wykorzystanie modelu preferencji decydenta dla agregacji ocen
cząstkowych wariantów zasilania. Po zdefiniowaniu problemu decyzyjnego następuje określenie zbioru możliwych wariantów
zasilania, który po aktywnej współpracy
interesariuszy rynku gazu i konsultacjach
społecznych pozwala wyłonić podzbiór
dopuszczalnych wariantów zasilania. Te
natomiast podlegają ocenie wielokryterialnej. Zbiór kryteriów oceny uzależniony jest
od skali prowadzonych analiz. W następnym kroku (I) budowana jest hierarchiczna
struktura problemu decyzyjnego, (II) definiowanie preferencji decydenta, (III) konstruowanie macierzy porównań parami,
(IV) wyznaczanie wektorów własnych
macierzy i znormalizowanej macierzy
ocen, (V) badanie spójności oraz (VI) tworzenie rankingu końcowego wg hierarchii
uzyskanych ocen. W przypadku wątpliwości w kwestii otrzymanych wyników, algorytm pozwala powrócić do danych wejściowych w celu przekonstruowania ocen.
Tabela 3. Dane charakterystyczne analizowanego projektu
Table 3. Characteristic data of analyzed project
Wyszczególnienie
Dane
Jednostka
713,70
tys. m3/rok
3 341,50
tys. m3/rok
– potrzeby c.o., c.w., przygotowanie posiłków
1 433,50
tys. m3/rok
– potrzeby c.o., c.w., technologia
1 908,00
tys. m3/rok
Początkowe zapotrzebowanie na gaz ziemny
Docelowe zapotrzebowanie na gaz ziemny, z czego:
Szacowana docelowa liczba odbiorców, z czego:
607
odb.
– odbiorcy indywidualni
598
odb.
– odbiorcy adresowani, tj. przemysł, usługi, użyteczność publiczna, etc.
9
odb.
Odległość od istniejącej sieci gazowej
16,3
km
– punkt zakupowy LNG 1 (proj. terminal LNG Świnoujście)
500
km
– punkt zakupowy LNG 2 (Odolanów)
150
km
– punkt zakupowy LNG 3 (Grodzisk Wlkp.)
200
km
Odległość od możliwych punktów załadunkowych LNG:
Tabela 4. Wybrane kryteria analizowanego projektu
Zbiór kryteriów decyzyjnych oraz
struktura problemu decyzyjnego
Kryteria oceny projektu inwestycyjnego, które uwzględniono w analizie AHP to:
(I) techniczne, (II) ekonomiczne, (III) społeczno-środowiskowe oraz (IV) ryzyka.
W ramach kryteriów głównych wyróżniono następujące podkryteria (tabela 2).
Tabela 2. Kryteria i podkryteria oceny
Table 2. Decision criteria and subcriteria
Kryteria
Podkryteria
dostęp do źródeł gazu ziemnego
techniczne
parametry paliwa gazowego w punkcie
wejścia do systemu gazowego
Cel główny
Planowanie zasilania obszarów zurbanizowanych
w skroplony gaz ziemny (LNG)
zapotrzebowanie na gaz ziemny
Cel nadrzędny
nakłady inwestycyjne
ekonomiczne
ocena efektywności ekonomicznej
koszty dostawy gazu ziemnego
Cel podrzędny
redukcja emisji CO2 do środowiska
naturalnego
społecznodostęp do sieci gazowej
środowiskowe
okres oczekiwania na dostawy gazu
ziemnego
ryzyko inwestycyjne
ryzyka
Kryterium techniczne
•
•
•
Kryterium ekonomiczne
dostęp do źródeł gazu ziemnego
parametry paliwa gazowego w
punkcie wejścia do systemu gazowego
zapotrzebowanie na gaz ziemny
•
•
•
nakłady inwestycyjne
ocena efektywności ekonomicznej
koszty dostawy gazu ziemnego
Kryterium społeczno-środowiskowe
•
•
•
•
redukcja emisji CO2 do środowiska
naturalnego
dostęp do sieci gazowej
okres oczekiwania na dostawy gazu
ziemnego
Kryterium ryzyka
•
•
•
ryzyko inwestycyjne
ryzyko konkurencji
ryzyko eksploatacyjne
ryzyko konkurencji
ryzyko eksploatacyjne
Warianty
Uwzględniając ww. kryteria oceny
oraz zidentyfikowane warianty zasilania
obszaru urbanistycznego stworzono hierarchiczną strukturę problemu decyzyjnego, którą przedstawia rys. 3.
Do obliczeń przyjęto model preferencji
12 Wariant 1
rozbudowa liniowa sieci gazowej
w celu gazyfikacji gminy
Wariant 2
gazyfikacja przy zastosowaniu
stacji regazyfikacji LNG
(punkt zakupowy 1)
Wariant 3
gazyfikacja przy zastosowaniu
stacji regazyfikacji LNG
(punkt zakupowy 2)
Wariant 4
gazyfikacja przy zastosowaniu
stacji regazyfikacji LNG
(punkt zakupowy 3)
Rys. 3.
Struktura hierarchiczna problemu decyzyjnego
Fig. 3. Hierarchy structure of decision problem
6/2014
www.informacjainstal.com.pl
Rys. 5.
Wybrane dane charakterystyczne analizowanego projektu
Fig. 5. Chosen characteristic data of analyzed project
Obliczenia dla wybranego obszaru
urbanizowanego
Opis obszaru
Źródła ciepła i energii elektrycznej
decydenta SEKTOR GAZOWY – reprezentatywnie dla operatora systemu dystrybucyjnego oraz model preferencji GMINA –
w odniesieniu do samorządów terytorialnych [3].
Analizowanym obszarem urbanistycznym jest gmina miejsko-wiejska zlokalizowana na terenie Województwa Wielkopolskiego. Potencjalnie potrzeby energetyczne tego rynku regionalnego mogą
zostać zaspokojone gazem ziemnym,
który może zostać dostarczony w drodze:
(I) rozbudowy liniowej bądź (II) lub
poprzez zastosowanie stacji LNG tworząc
tzw. „wyspowy” obszar dystrybucyjny.
Dane charakterystyczne analizowanego
projektu przedstawia tabela 3.
Obliczenia
Po określeniu danych opisujących stronę
popytu i podaży regionalnego rynku gazu,
w kolejnych krokach algorytmu planowania
zgodnie z analizą hierarchiczną AHP,
porównano parami macierze ocen poszczególnych kryteriów i podkryteriów oraz analizowane warianty rozwiązań. Na rys. 4
przedstawiono wyniki uzyskanych porównań osobno dla przyjętego modelu preferencji SEKTOR GAZOWY i GMINA.
W wyniku powyższego otrzymano
uszeregowane warianty pod kątem założonej preferencji decydenta, z której wynika racjonalność budowy „wyspowej” strefy dystrybucyjnej ze stacją LNG zasilaną
gazem dowożonym z odazotowania
w Odolanowie (Wariant 3).
Dzięki zachowaniu racjonalnej polityki
inwestycyjnej i taryfowej, kalkulowane
ceny gazu ziemnego analizowanych proTabela 5. Porównanie średnich cen nośników
energetycznych
Table 5. Comparison of average energy carrier
prices
Wyszczególnienie
Rys. 4.
Wyniki porównań parami macierzy ocen poszczególnych kryteriów i podkryteriów
Fig. 4. Results of calculations of pair comparison using criteria and subcriteria
www.informacjainstal.com.pl
6/2014
Średnia
Wartość
Średnia
cena netto opałowa cena netto
gaz ziemny
(Wariant 1)
1,74 [zł/m3]
10,00
0,174
[kWh/m3] [zł/kWh]
gaz ziemny
(Wariant 2)
2,63 zł/m3]
10,00
0,263
[kWh/m3] [zł/kWh]
gaz ziemny
(Wariant 3)
2,46 [zł/m3]
10,00
0,246
[kWh/m3] [zł/kWh]
gaz ziemny
(Wariant 4)
2,49
[zł/m3]
10,00
0,249
[kWh/m3] [zł/kWh]
olej opałowy
3,04 [zł/litr]
10,00
0,304
[kWh/litr] [zł/kWh]
gaz płynny LPG
3,09 [zł/litr]
7,20
0,429
[kWh/litr] [zł/kWh]
UWAGA: ww. przeliczenia cen na jednostki energii nie uwzględniają sprawności konwersji energii
poszczególnych paliw, dodatkowych kosztów
(np. dzierżawy zbiorników, etc).
13
Ź
Rys. 6.
Wpływ zmian
kosztów składowych na zmianę
ceny końcowej
paliwa gazowego
Fig. 6. The influence of changes
of cost items on
the final cost of
gas fuel
jektów, w których uwzględniano dostawę
skroplonego gazu ziemnego LNG, mogą
być konkurencyjne do substytucyjnych
nośników energetycznych, tj. olej opalowy
czy gaz płynny LPG. Przykładowe porównanie cen nośników energetycznych przedstawia tabela 5.
Jako uzupełnienie powyższych obliczeń wykonano analizę wrażliwości (rys.
6) wpływu zmiany kosztu zakupu LNG,
transportu LNG oraz usługi regazyfikacji
i dystrybucji na zmianę kalkulowanej ceny
końcowej paliwa gazowego wg zależno(1)
ści
(1):
gdzie:
cj – wyznaczana (zmieniana) średnia
cena jednostkowa gazu ziemnego
cj,nom – bazowa średnia cena jednostkowa
ki
gazu ziemnego (cena nominalna)
– i-ty koszt składowej ceny jednostkowej gazu ziemnego (koszt zakupu LNG, koszt transportu LNG, koszt usługi regazyfikacji,
koszt usługi dystrybucji).
Dyskusja wyników obliczeń
Uzyskane wyniki analizy AHP wspomagają decydenta na etapie planowania inwestycji w wyborze sposobu zasilania obszaru zurbanizowanego. W szczególności dotyczy to obszarów oddalonych od istniejącej infrastruktury gazowej, z której tradycyjnie następuje rozbudowa liniowa sieci gazowej dystrybucyjnej. Zastosowanie LNG jako paliwa zasilającego strefę dystrybucyjną stanowi alternatywę dla
liniowej rozbudowy sieci gazowej. Alternatywa ta może być w szczególności atrakcyjna w warunkach polskich po uruchomieniu terminalu LNG w Świnoujściu. Jednakże tego typu zasilanie obszarów zurbanizowanych charakteryzuje wrażliwość na uwarunkowania zewnętrzne, przede wszystkim o charakterze ekonomicznym. Kalkulowana cena końcowa sprzedaży gazu ziemnego wpływa najbardziej na
efektywność ekonomiczną projektu (NPV) gazyfikacji opartego o LNG [4]. Przeprowadzona analiza wrażliwości pozwoliła wykazać, iż
zmiana ceny zakupu LNG (locco punkt zakupowy) ma największy wpływ na kalkulację cen sprzedaży. Inne istotne wielkości wpływające
na tę cenę to: koszty dystrybucji, koszty regazyfikacji oraz koszty transportu LNG. Przykładowo ok. 5% wzrost kosztu zakupu LNG powoduje ok. 3% wzrost kalkulowanej ceny końcowej gazu ziemnego. Zmiana kosztów dystrybucji gazu ziemnego o 5% wpływa natomiast na
zmianę cen końcowych na poziomie 1%. Zmiana kosztów regazyfikacji i transportu LNG wykazuje najmniejszy wpływ na zmianę kalkulowanych cen sprzedaży.
Podsumowanie i wnioski
Przeprowadzona analiza możliwości wykorzystania skroplonego gazu ziemnego (LNG) do zasilania obszarów zurbanizowanych
pozwala na sformułowanie następujących wniosków końcowych:
l planowanie zasilania obszarów zurbanizowanych gazem ziemnym powinno być oparte o analizę wielokryterialną dopuszczalnych
technicznie wariantów, związanych z rozbudową liniową sieci gazowej bądź wykorzystaniem LNG,
l kalkulowana cena końcowa gazu ziemnego, bazująca na kosztach zakupu i transportu LNG oraz kosztach dystrybucji i regazyfikacji
powinna zostać odniesiona do cen jednostkowych dostawy innych nośników energii, tak by zachować efektywność ekonomiczną,
l cena zakupu LNG oraz wybór punktu zakupowego są najbardziej istotnymi czynnikami kalkulacji ceny końcowej gazu ziemnego,
l pozostałe istotne wielkości, które należy uwzględnić w analizie ekonomicznej to: koszty usług dystrybucji, regazyfikacji i transportu LNG.
Relacja kosztów składowych oraz kalkulowanych cen sprzedaży gazu ziemnego w odniesieniu do cen innych nośników energetycznych dostępnych na rynku zawęża możliwości zastosowania skroplonego gazu ziemnego, jako źródła zasilania obszarów zurbanizowanych. Z drugiej strony zastosowanie gazu ziemnego w wyspowych źródłach energii jako alternatywy dla oleju opalowego
czy gazu płynnego, daje realną możliwość podniesienia jakości powietrza w obszarach zurbanizowanych dzięki obniżeniu poziomu
emisji ditlenku węgla. Stąd istotnym elementem planowania energetycznego w obszarach zurbanizowanych jest współpraca operatorów systemu dystrybucyjnego, sprzedawców gazu oraz samorządów terytorialnych, którzy ustawowo odpowiadają za stworzenie
warunków do zrównoważonego rozwoju, bezpieczeństwa energetycznego, dostępu do sieci gazowej i zaopatrzenia w paliwo gazowe. Operator systemu dystrybucyjnego wraz z samorządem terytorialnym planując gazyfikację obszarów powinni w procesie planowania analizować całkowite koszty usług dystrybucji i regazyfikacji LNG oraz rozbudowy dystrybucyjnej sieci gazowej.
L I T E R AT U R A
[1] World LNG Report – 2014 Edition. News, views and knowledge on gas – worldwide., 2014, p. 7–11.
[2] World LNG Report – 2013 Edition. News, views and knowledge on gas – worldwide., 2013, p. 6-11.
[3] GRZĄDZIELSKI W., Planowanie zrównoważonego rozwoju systemu gazowego. Rozprawa doktorska, WBiIŚ Politechnika Poznańska, Poznań 2013.
14 6/2014
www.informacjainstal.com.pl
Źródła ciepła i energii elektrycznej
[4] KOSOWSKI P., WIELGUS G., Ocena rentowności stacji regazyfikacji oraz wyznaczenie minimalnej ceny za LNG z wykorzystaniem symulacji Monte Carlo.
AGH Drilling Oil Gas. Vol. 29, No. 1. 2012. s. 229-239.
[5] WOROCH T., KLONOWSKI K., LNG jako alternatywne źródło energii. Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne. 2006. s. 30-32.
[6] Polska może być hubem gazowym. Rozmowa z Jerome’m Ferrierem, prezydentem IGU (Iternational Gas Union). Przegląd Gazowniczy. Grudzień 2013.
s. 29.
[7] WINTER J., Światowy rynek gazu ziemnego – mity i fakty. Przegląd Gazowniczy. Grudzień 2013. s. 20-23.
[8] http://ycharts.com/indicators/europe_natural_gas_price
[9] http://www.cire.pl/item,90690,1.html?utm_source=newsletter&utm_campaign= newsletter&utm_medium=link
[10] http://www.polskielng.pl/o-firmie/uslugi/
[11] http://www.cire.pl/item,92348,1.html?utm_source=newsletter&utm_campaign= newsletter&utm_medium=link
[12] http://www.cire.pl/item,92297,1.html?utm_source=newsletter&utm_campaign= newsletter&utm_medium=link
n
www.informacjainstal.com.pl
6/2014
15