Search results

Filters

  • Journals
  • Authors
  • Keywords
  • Date
  • Type

Search results

Number of results: 10
items per page: 25 50 75
Sort by:

Abstract

Meteorological and biometeorological conditions during the warm seasons (June– September) of 1979–2008 are described for the Hornsund area, Spitsbergen. The measure− ments were taken at four sites: at Hornsund, at the Hans Glacier (at its equilibrium line and in the firn section) and at the summit of Fugleberget. The variation of meteorological and biometeorological conditions was analysed in relation to altitude, distance from the sea and the ground type. In warm seasons, the air temperature at Hornsund was 2.2°C higher on aver− age than at the Hans Glacier (central section) and by 2.8°C than at the Hans Glacier (firn sec− tion) and at Fugleberget. The average wind speed recorded at Hornsund was higher (0.6ms−1) than at the Hans Glacier and lower (0.9ms−1) than at Fugleberget. Four biometeorological in− dices were used: wind chill index (WCI), predicted insulation of clothing (Iclp), cooling power (H) and subjective temperature index (STI). The strongest thermal stimuli were ob− served on the Hans Glacier and in the upper mountain areas. The study has found a consider− able degree of spatial variation between the meteorological elements investigated and the biometeorological indices in the Hornsund area. The impact of atmospheric circulation on meteorological elements and biometeorological indices is also presented. The mildest bio− meteorological conditions of the warm season found at Hornsund were associated with air masses arriving from the southwest and west.
Go to article

Abstract

In the over 150 years of hydrocarbon history, the year 2017 will be one of the many similar. However, it will be a breakthrough year for liquefied natural gas. In Asia, China grew to become the leader of import growth, becoming the second world importer, overtaking even South Korea and chasing Japan. The Panama Canal for LNG trade and the “Northern Passage” was opened, so that Russian LNG supplies appeared in Europe. The year 2017 was marked by a dramatic shortening of the length of long-term concluded contracts, their shorter tenure and reduction of volumes – that is, it was another period of market commoditization of this energy resource. The article describes the current state of LNG production and trade till 2018. It focuses on natural gas production in the United States, Qatar, Australia, Russia as countries that can produce and supply LNG to the European Union. The issue of prices and the contracts terms in 2017 was analyzed in detail. The authors stress that the market is currently characterized by an oversupply and will last at least until mid–2020. Novatek, Total – Yamal-LNG project leaders have put the condensing facility at 5.5 million tons into operation. The Christophe de Margerie oil tanker was the first commercial unit to cross the route to Norway and then further to the UK without icebreakers and set a new record on the North Sea Road. In 2017, the Russian company increased its share in the European gas market from 33.1 to 34.7%. In 2017, Russia and Norway exported record volumes of „tubular” – classic natural gas to Europe (and Turkey), 194 and 122 billion m3 respectively, which is 15 and 9 billion m3 more natural gas than in 2016. The thesis was put forward that Russia would not easily give up its sphere of influence and would do everything and use various mechanisms, not only on the market, that it would simply be more expensive and economically unprofitable than natural gas. It was also emphasized that the pressure of the technically possible and economically viable redirection to European terminals of methane carriers landed in the American LNG, results in Gazprom not having a choice but to adjust its prices. The Americans, but also any other supplier (Australia?) can simply do the same and this awareness alone is enough for Russian gas to be present in Europe at a good price.
Go to article

Abstract

W artykule podjęto próbę opracowania prognozy dotyczącej wydobycia, konsumpcji i salda wymiany z zagranicą surowców energetycznych będących źródłem energii pierwotnej w Polsce. Ze względu na brak nowej polityki energetycznej Polski, autorzy oparli się na dostępnych dokumentach zarówno krajowych, jak i zagranicznych, z których najważniejsze to nadal obowiązująca Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, przyjęta w 2009 r. oraz Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050 roku opracowana przez Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A. Uwzględniono również Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 roku wraz z najważniejszymi analizami prognostycznymi wykorzystywanymi podczas jego przygotowywania. W artykule odniesiono się do prognozy Krajowej Agencji Poszanowania Energii wykazując jej liczne błędy, jak na przykład nieuwzględnianie: spadków cen nośników energii na światowych rynkach, możliwych wzrostów cen uprawnień do emisji CO2 w Unii Europejskiej, czy też zakładanie zbyt niskich celów wykorzystywania OZE w polskiej gospodarce. Autorzy artykułu wyrazili pogląd co do możliwości uruchomienia pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej w połowie trzeciej dekady obecnego stulecia. W dalszej części artykułu przedstawiono prognozy dotyczące wydobycia, zużycia i salda wymiany węgla kamiennego i brunatnego, ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w perspektywie do 2040 roku. Zwrócono uwagę na prognozowany spadek poziomu wydobycia węgla w Polsce, zwłaszcza węgla kamiennego, co zwiększy import tego surowca do Polski. W przypadku gazu ziemnego planowany jest wzrost wydobycia do poziomu 8,5 mld m3 w 2040 roku, ale w najbliższych latach nadal głównym dostawcą gazu ziemnego do Polski będzie rosyjski Gazprom, a zapotrzebowanie będzie uzupełniane przez terminal LNG w Świnoujściu. Jeszcze poważniejsza, z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, jest sytuacja związana z dostawami ropy naftowej do Polski. Jeszcze w 2015 r. aż 88% krajowego zapotrzebowania na ropę naftową było pokrywane dostawami z Rosji (ropa REBCO) (POPiHN 2017). W 2016 r. udział ten znacząco się obniżył do 81%, mimo obowiązujących kontraktów z firmami rosyjskimi i już 1/4 surowca, który trafia do Grupy LOTOS pochodzi z krajów Zatoki Perskiej, a w przypadku PKN ORLEN udział dostawców alternatywnych wobec dostaw z kierunku wschodniego wynosi 12% (POPiHN 2017).
Go to article

Abstract

W ostatnich latach światowy rynek gazu ziemnego uległ bardzo znaczącym zmianom. Dotychczas stosowane podejście w relacjach handlowych dostawca–odbiorca gazu ziemnego determinowane było sposobem dostawy tego surowca – tj. głównie za pomocą gazociągów. Powodowało to istotne napięcia polityczno-gospodarcze pomiędzy zainteresowanymi stronami. Należy także mieć na uwadze, że dostawy gazu w formie LNG mogą umocnić swoją pozycję w strukturze bilansu energetycznego Unii Europejskiej ze względu na obserwowane zmniejszające się wydobycie gazu na terenie państw należących do UE. Pomimo spadku konsumpcji gazu ziemnego w UE w ostatnich latach jego rola może wzrosnąć m.in. z powodu realizowanej polityki klimatycznej. Jednym z głównym czynników wpływających na zmiany na światowym rynku gazu jest tzw. rewolucja łupkowa jaka miała miejsce w Stanach Zjednoczonych oraz plany tego kraju, aby stać się istotnym graczem na światowym rynku gazu, dzięki wykorzystaniu technologii LNG. Do roku 2013 USA intensywnie rozbudowywały swoje zdolności importowe LNG, które stanowiły ponad 19% światowych zdolności regazyfikacyjnych. Mając na uwadze wzrost udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w USA, zrezygnowano z realizacji kolejnych projektów terminali importowych, a w ich miejsce powstają terminale skraplające, dzięki którym USA będą eksporterem LNG, co znacząco może zmienić światowy rynek gazu ziemnego. Zgodnie z przewidywaniami do 2022 roku zdolności eksportowe LNG wzrosną o 460 mld m3/rok, z czego 82 mld m3/rok przypadać będzie na USA. W artykule przedstawiono możliwy wpływ rewolucji łupkowej w USA na rynek gazu ziemnego w Europie. Przedstawiono uwarunkowania ekonomiczne eksportu LNG w USA. Należy jednak mieć na uwadze, że jednym z najważniejszych czynników decydujących o przekierowaniu LNG do Europy będą miały ceny na azjatyckim rynku gazu ziemnego, gdzie dostawy LNG odgrywają istotną rolę w zbilansowaniu zapotrzebowania na gaz.
Go to article

Abstract

W pracy przedstawiono koncepcję wykorzystania koksu naftowego do produkcji metanolu. Wymieniono sposoby oraz omówiono istniejące instalacje przetwarzania koksu naftowego do gazu syntezowego dla produkcji metanolu i energii elektrycznej. Zaprezentowano możliwości rozwoju rynku metanolu w Polsce w kierunku chemii, paliw i dodatków dla paliw, a także produkcję olefin i benzyn. Przedstawiono koncepcję instalacji produkcji metanolu z koksu naftowego. Zaprezentowano model ekonomiczny oraz analizę wyników obliczeń przeprowadzonych w celu określenia opłacalności produkcji metanolu na bazie koksu naftowego, dla różnych scenariuszy dostaw węgla oraz opcji kosztów emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Wykazano, że opłacalność projektu produkcji metanolu poprzez zgazowanie koksu naftowego jest możliwa jedynie w przypadku uzyskania darmowych uprawnień do emisji CO2 oraz redukcji kosztów inwestycyjnych w stosunku do aktualnych predykcji. Nie gwarantuje to jednakże sukcesu przedsięwzięcia w przypadku znaczących spadków cen metanolu poniżej wartości prognozowanych w scenariuszu zmiennych cen.
Go to article

This page uses 'cookies'. Learn more