CP v2

Category: Energetika

  • Moldova didina privalomas dujų atsargas Padnestrėje: ką keičia rinkos reforma ir nauji skaičiai

    Moldovos energetikos reguliuotojas ANRE perskirstė privalomą gamtinių dujų atsargų kiekį 2026–2027 metų žiemos sezonui. Iš viso iki lapkričio 1 dienos turi būti sukaupta 140,35 mln. kubinių metrų dujų, o perskaičiavimo tikslas – subalansuoti prievolę tiekėjams po reikšmingų rinkos pokyčių.

    Pokytį išprovokavo balandžio 1 dieną įsigaliojusios gamtinių dujų rinkos reformos. Pagal jas 203 stambūs vartotojai, per metus sunaudojantys daugiau nei 100 000 kubinių metrų dujų, perėjo nuo reguliuojamo tiekimo prie pirkimo laisvoje rinkoje, sudarant sutartis su tiekėjais derybų būdu.

    ANRE nurodo, kad šis perėjimas apima apie 55 proc. viso Moldovos dujų vartojimo. Todėl reguliuotojas perskaičiavo kaupimo apimtis, įvertinęs minėtų įmonių dujų suvartojimą 2026 metų pirmąjį ketvirtį, kad pareiga kaupti atsargas netaptų neproporcingai didele vienam tiekėjui ar siauram rinkos dalyvių ratui.

    Atskirai pakoreguotos ir Padnestrės regionui numatytos privalomos atsargos. ANRE padidino reikalaujamą kiekį nuo anksčiau nustatytų 53,7 mln. kubinių metrų iki 135,972 mln. kubinių metrų.

    Šis skaičiavimas grindžiamas per pastaruosius penkerius metus fiksuotu vidutiniu galutinių vartotojų dujų suvartojimu Padnestrėje. Reguliuotojo logika – privalomų atsargų lygis turi atitikti realų vartojimo profilį, kad žiemos laikotarpiu būtų galima amortizuoti tiekimo sutrikimus ar kainų šuolius.

    Privalomų atsargų politika regione pastaraisiais metais tapo vienu svarbiausių energetinio saugumo instrumentų, ypač valstybėms, kurios siekia sumažinti riziką dėl importo priklausomybės ir geopolitinių įtampų. Moldovos sprendimas rodo, kad pasikeitus vartojimo struktūrai ir taisyklėms, privalomų atsargų modelis peržiūrimas taip, kad geriau atspindėtų rinkos realybę ir faktinius poreikius.

  • Islandijos geoterminės energijos pamokos Europai: ekspertas apie svarbiausią pranašumą ir kliūtis

    Geotermija be ugnikalnių

    Islandijos patirtis geoterminėje energetikoje dažnai siejama su vulkanine geografija, tačiau geoterminės šilumos ir elektros gamyba nėra vien ugnikalnių šalių privilegija. Geoterminės energijos ekspertas Árni Magnússon pabrėžia, kad svarbiausia Islandijos „eksporto“ dalis Europai yra ne geologija, o sukauptos žinios ir praktika.

    Pasak jo, Europoje jau yra sėkmingų pavyzdžių, kai geoterminiai projektai vystomi ne vulkaninėse teritorijose. Vienas dažniausiai minimas regionas yra Panonijos baseinas Vidurio Europoje, kur geoterminė šiluma taikoma centralizuotam šildymui, žemės ūkiui, SPA infrastruktūrai ir pramonei.

    „Vertingiausias dalykas, kuriuo Islandija gali pasidalyti su Europa, yra ne jos geologija, o žinios“, – sakė Árni Magnússon.

    Ką Europa gali perimti

    Eksperto teigimu, Islandijos modelis remiasi dešimtmečiais kaupta kompetencija: nuo išteklių žvalgybos, gręžinių planavimo ir gręžybos iki telkinių vertinimo, jų tvaraus naudojimo ir praktinių panaudojimo scenarijų. Šias kompetencijas galima pritaikyti šalims, turinčioms žemos ar vidutinės temperatūros geoterminius išteklius.

    Toks potencialas ypač svarbus šilumos sektoriui, kuriame daugelyje Europos valstybių išlieka didelė priklausomybė nuo iškastinio kuro. Geoterminė šiluma gali tapti patikimu baziniu šaltiniu centralizuotame šildyme, šiltnamiuose, akvakultūroje ar pramoniniuose procesuose, jei sudaromos tinkamos sąlygos investicijoms ir projektų įgyvendinimui.

    Leidimai ir rizika investuotojams

    Magnússon akcentuoja, kad didžiausia kliūtis plėtrai dažnai yra ne technologijos, o reguliacinė aplinka. Jo vertinimu, greitesnės ir labiau prognozuojamos leidimų išdavimo procedūros ženkliai pagerintų investicinį klimatą ir padėtų spartinti geoterminių projektų plėtrą visame regione.

    „Greitesnės ir labiau prognozuojamos leidimų išdavimo procedūros reikšmingai pagerintų investicinę aplinką ir padėtų paspartinti geotermijos plėtrą“, – sakė Árni Magnússon.

    Kita esminė tema yra ankstyvosios stadijos rizika, ypač žvalgybos ir gręžybos etapuose, kai projektai reikalauja didelių investicijų, o rezultatas nėra garantuotas. Ekspertas teigia, kad riziką galima mažinti etapiniu principu, aiškiai apibrėžiant sprendimų taškus ir pradedant nuo santykinai mažesnių sąnaudų tyrimų, o tik tada pereinant prie brangiausio gręžimo etapo.

    Jo nuomone, tam padeda ir viešojo sektoriaus instrumentai: garantijos, rizikos pasidalijimo mechanizmai ar kitos finansavimo priemonės, kurios sumažina barjerą privačiam kapitalui. Ilgalaikės šilumos ar elektros supirkimo sutartys taip pat gali suteikti daugiau pajamų aiškumo ir palengvinti finansavimą.

    Partnerystės ir geotermijos taškai regione

    Kalbėdamas apie bendradarbiavimą, Magnússon išskiria partnerystes tarp Šiaurės šalių technologijų tiekėjų, konsultantų, inžinerinių įmonių ir vietos vystytojų bei institucijų. Jo teigimu, derinant geologines ir technines kompetencijas galima greičiau identifikuoti perspektyvius telkinius ir sumažinti klaidų kainą ankstyvuose etapuose.

    Vertindamas Vidurio ir Rytų Europos potencialą, ekspertas akcentuoja, kad galimybių yra daug ir jos nėra sutelktos viename taške. Perspektyvos minimos įvairiose šalyse, o didelė dalis išteklių vis dar menkai ištirta arba nepakankamai naudojama, ypač geoterminės šilumos tiesioginiam panaudojimui.

    Pasak jo, geoterminiai ištekliai yra vietiniai, gali užtikrinti stabilų bazinį energijos tiekimą, prisidėti prie energetinio saugumo ir paprastai pasižymi palyginti mažu poveikiu aplinkai. Tinkamai suplanuoti ir suvaldyti projektai gali būti konkurencingi vartotojui ir patrauklūs ekonomiškai.

  • EBRD skolina 190 mln. eurų „Enerjisa Enerji“: Turkijoje spartinamas elektros tinklų modernizavimas

    EBRD skolina 190 mln. eurų „Enerjisa Enerji“: Turkijoje spartinamas elektros tinklų modernizavimas

    Europos rekonstrukcijos ir plėtros bankas (EBRD) suteikia apie 190 mln. eurų paskolą Turkijos elektros skirstymo bendrovei „Enerjisa Enerji“, kad ši modernizuotų ir plėstų skirstomuosius tinklus trijuose regionuose: Baskent, Ayedas ir Toroslar.

    „Enerjisa Enerji“ aptarnauja maždaug ketvirtadalį Turkijos gyventojų, todėl projektas laikomas reikšmingu šalies elektros infrastruktūrai. Investicijos planuojamos tuo metu, kai Turkija didina atsinaujinančios energijos gamybos apimtis ir siekia greičiau integruoti naujus pajėgumus į tinklą.

    Numatoma, kad atnaujinimai padės mažinti skirstymo nuostolius ir didinti tinklo patikimumą, ypač augant apkrovoms ir prisijungimų skaičiui. Kartu akcentuojamas ir atsparumas sutrikimams, nes elektros tinklai vis sparčiau skaitmeninami, o tai didina ir technologinių, ir kibernetinių rizikų svarbą.

    Projektui taip pat taikoma Europos Sąjungos garantija per Europos tvaraus vystymosi fondo „Plus“ (EFSD+) Hi-Bar programą. Tokia garantija paprastai mažina finansavimo riziką ir leidžia greičiau nukreipti lėšas į kritinę infrastruktūrą, šiuo atveju į elektros skirstymo tinklus.

    EBRD Turkijoje yra vienas aktyviausių tarptautinių investuotojų: bankas nurodo, kad iki šiol į šalį yra investavęs daugiau kaip 25 mlrd. eurų, daugiausia į privatų sektorių. Anksčiau EBRD taip pat finansavo vėjo energetikos plėtrą ir prisidėjo prie elektros tinklų atstatymo bei modernizavimo Toroslar regione po žemės drebėjimų.

    Energetikos rinkoje tokio tipo projektai vis dažniau siejami su platesnėmis tendencijomis: didesniu atsinaujinančių išteklių dalies augimu, paskirstytos gamybos plėtra ir būtinybe tinklą valdyti pažangiais skaitmeniniais sprendimais. Praktikoje tai reiškia daugiau investicijų į linijų atnaujinimą, skaitiklių ir valdymo sistemų modernizavimą bei tinklo veikimo stebėseną realiu laiku.

  • Lenkija patvirtino „Jamal–Europa“ dujotiekio planą: ką keis 2027 metais startuosianti reforma

    Lenkijos energetikos reguliuotojas URE patvirtino nacionalinį dešimties metų infrastruktūros plėtros planą Lenkijos „Jamal–Europa“ tranzitinio dujotiekio sistemos daliai. Dokumentas apima 2027–2028 metų laikotarpį ir nustato gaires, kaip bus prižiūrimi bei atnaujinami tranzitiniai pajėgumai.

    Planą įgyvendins valstybės valdoma perdavimo sistemos operatorė Gaz-System, valdanti svarbiausią dujų perdavimo infrastruktūrą šalyje. URE sprendimas iš esmės patvirtina strateginį kelią, kuriuo remiantis bus planuojamos investicijos į vamzdynus, apskaitos mazgus ir automatizuotas valdymo sistemas.

    Kas numatyta 2027–2028 metais

    Pagal patvirtintą kryptį prioritetas teikiamas esamų vakarų–rytų perdavimo pajėgumų išlaikymui ir techniniams atnaujinimams. Tai apima modernizavimą ir atskirų elementų keitimą, kad tranzitinė sistema atitiktų saugos, patikimumo ir eksploatacijos reikalavimus.

    Taip pat numatomas tęstinis infrastruktūros atskyrimas, kai patikėtas tranzitinis turtas struktūriškai atskiriamas nuo kitos, ne tranzitui priskirtos infrastruktūros. Toks modelis siejamas su ilgalaikiu patikėjimo susitarimu, galiojančiu iki 2068 metų.

    Vienas balanso taškas ir vienas tarifas

    Vienas reikšmingiausių elementų – rinkos sujungimas, kurį planuojama įgyvendinti 2027 metais. Gaz-System ketina Nacionalinę perdavimo sistemą ir Tranzitinio dujotiekio sistemą integruoti į vieną balansavimo zoną.

    Tokiu atveju turėtų būti taikomas vieningas perdavimo tarifas, o tai gali supaprastinti administravimą ir sumažinti atskirų sistemų dubliavimą. Praktikoje tai taip pat gali keisti rinkos dalyvių planavimą, nes balansavimo ir tarifų logika būtų suvienodinta.

    Kodėl tai svarbu regionui

    „Jamal–Europa“ istoriniame kontekste buvo vienas pagrindinių rusiškų dujų tranzito į Vakarų Europą maršrutų, tačiau pastaraisiais metais jo reikšmė keitėsi dėl geopolitikos ir Europos energetikos politikos poslinkių. Vis dėlto tranzitinė infrastruktūra išlieka svarbi sistemos patikimumui, techninei integracijai ir galimam srautų valdymo lankstumui.

    Lenkijos sprendimas rodo, kad šalis siekia turėti aiškų, reguliuotojo patvirtintą kelią infrastruktūrai eksploatuoti ir modernizuoti net ir pasikeitus regioniniams srautams. Toks planavimas taip pat atliepia platesnę ES kryptį stiprinti energetinį saugumą, užtikrinti tinklų atsparumą ir didinti reguliacinį aiškumą rinkai.

  • Vyriausybė pritaria Klaipėdos CO2 terminalo reguliavimui: ką tai keičia pramonei?

    Vyriausybė pritaria Klaipėdos CO2 terminalo reguliavimui: ką tai keičia pramonei?

    Vyriausybė pritarė Energetikos įstatymo pataisoms, kuriomis Lietuvoje įtvirtinamas anglies dioksido terminalų apibrėžimas ir nustatoma jų vieta energetikos infrastruktūroje. Energetikos ministerijos teigimu, taip kuriamas aiškesnis teisinis pagrindas CO2 transportavimui ir su tuo susijusioms investicijoms.

    Pataisomis CO2 terminalai būtų priskiriami energetikos objektams, o Klaipėdos CO2 terminalo projektui suteikiamas nacionalinės svarbos statusas. Tai reikštų didesnį reguliacinį aiškumą planuojant leidimus, techninius reikalavimus ir priežiūrą, ypač pramonės įmonėms, kurios svarsto CO2 surinkimo ir perdavimo sprendimus.

    Kaip veiktų Klaipėdos CO2 terminalas

    Projektą vystanti bendrovė KN Energies Klaipėdoje planuoja atviros prieigos CO2 terminalą, skirtą priimti pramonėje sugautą anglies dioksidą. Terminale CO2 būtų laikinai saugomas ir vėliau išgabenamas į ilgalaikes saugojimo vietas, pirmiausia jūroje.

    Pagal projekto koncepciją, kroviniai galėtų būti nukreipiami į Šiaurės jūros geologinius saugyklų klodus arba prijungiami prie kitų CO2 transporto sistemų. Tokia logistika yra svarbi vadinamiesiems sunkiai dekarbonizuojamiems sektoriams, tarp jų cemento, chemijos ir trąšų pramonei, kur tiesioginis emisijų mažinimas dažnai susiduria su technologinėmis ribomis.

    Investicijos ir priežiūra

    Pradiniai skaičiavimai rodo, kad reikalingos privačios investicijos galėtų siekti apie 300 milijonų eurų. Energetikos ministerija pabrėžia, kad teisinis aiškumas yra viena iš esminių sąlygų, kad tokio masto infrastruktūra galėtų pritraukti finansavimą ir paslaugų naudotojus.

    Pagal naują sistemą techninę priežiūrą vykdytų Valstybinė energetikos reguliavimo taryba. Numatoma, kad ši priežiūra būtų užtikrinama ne valstybės biudžeto lėšomis, o reguliuojamoje sistemoje taikomais mechanizmais.

    Kada įsigaliotų pokyčiai

    Įstatymo pataisų paketas toliau keliaus svarstyti į Seimą. Jei parlamentas pritars, naujas reguliavimas įsigaliotų 2027 metų gegužės 1 dieną.

    „CO2 infrastruktūros plėtra ypač svarbi tiems pramonės sektoriams, kuriuose visiškai panaikinti emisijas technologiniu požiūriu yra sudėtinga“, – sakė energetikos ministras Lukas Savickas.

    Ministerijos vertinimu, tokie sprendimai turėtų padėti pramonei mažinti emisijas, prisitaikyti prie griežtėjančių klimato politikos reikalavimų ir išlaikyti veiklos tęstinumą. Taip pat akcentuojama ambicija, kad Klaipėda galėtų tapti svarbia Baltijos regiono CO2 logistikos grandinės dalimi.

  • Europos Komisija patvirtino 2,3 mlrd. eurų planą: kaip keisis Graikijos salų energetika

    Europos Komisija ir Europos investicijų bankas patvirtino 2,3 mlrd. eurų programą, skirtą Graikijos salų energetikos ir aplinkos transformacijai. Finansavimas numatytas per Salų dekarbonizacijos fondą, kuris sujungia kelias kryptis: elektros jungtis su žemynine sistema, atsinaujinančią energetiką, energijos kaupimą ir elektromobilumą.

    Fondas sukurtas kaip atskiras finansinis mechanizmas, taikomas būtent Graikijai, siekiant mažinti priklausomybę nuo taršių, salose veikiančių naftą naudojančių elektrinių. Praktikoje tai turėtų reikšti stabilesnį elektros tiekimą, mažesnę kuro importo riziką ir aiškesnį kelią į klimato tikslus salų regionuose.

    Pinigai jungtims ir tinklams

    Didžiausia programos dalis, apie 1,1 mlrd. eurų, skiriama elektros jungtims ir susijusiai infrastruktūrai Dodekaneso salose, Kikladų salyne ir Šiaurės rytų Egėjo salose. Tokios jungtys leidžia saloms naudotis žemyninės sistemos pajėgumais, o kartu didina tinklo patikimumą, ypač piko sezonu, kai elektros paklausa dėl turizmo išauga.

    Jungčių plėtra paprastai laikoma būtina sąlyga didesnei atsinaujinančių išteklių integracijai salose, nes ji suteikia daugiau lankstumo balansavimui. Be to, sumažėja poreikis laikyti rezervinius, brangiai eksploatuojamus iškastinio kuro pajėgumus vietoje.

    Atsinaujinantys ištekliai ir kaupimas

    Dar apie 977 mln. eurų numatyta atsinaujinančios energijos projektams su energijos kaupimu, ypatingą dėmesį skiriant savivartai. Prioritetu įvardijamos saulės elektrinės, kurias galėtų diegti namų ūkiai ir verslai, įskaitant viešbučius, restoranus, parduotuves bei biurus, taip pat viešojo sektoriaus objektai, tokie kaip ligoninės, mokyklos ar kiti visuomeniniai pastatai.

    Ši kryptis atitinka platesnę Europos tendenciją, kai vietinė generacija derinama su baterijomis ar kitais kaupimo sprendimais, siekiant mažinti tinklo apkrovas ir didinti energetinį savarankiškumą. Salose tai ypač aktualu dėl ribotų vietinių tinklų galimybių ir didelių sezoniškumo svyravimų.

    Vandens projektai ir įkrovimas

    Programoje taip pat numatyta apie 200 mln. eurų daugiafunkciams užtvankų ir rezervuarų projektams. Tokios investicijos dažniausiai siejamos su vandens išteklių valdymu, atsparumu sausroms ir platesniais infrastruktūros poreikiais, kurie salose tampa vis aktualesni dėl klimato kaitos ir augančio vartojimo.

    Elektromobilumo daliai skiriama apie 56 mln. eurų, numatant elektromobilių įkrovimo infrastruktūros plėtrą. Tai turėtų padėti saloms pasirengti augančiam elektrinio transporto poreikiui, ypač turizmo regionuose, ir sudaryti sąlygas vietoje mažinti transporto taršą.

    Pasak programos rengėjų, bendra investicijų kryptis orientuota į anglies dioksido pėdsako mažinimą, energetinio saugumo stiprinimą ir spartesnį perėjimą prie švaresnės energetikos. Fondo finansiniai ištekliai priklauso nuo Europos Sąjungos apyvartinių taršos leidimų sistemos kainų dinamikos, todėl galutinis investicijų tempas ir apimtis gali kisti priklausomai nuo rinkos sąlygų.

  • Nauja vėjo energetika Europoje 2026 metais: augimas 30 proc. ir mažesnis SGD importo poreikis

    Nauja vėjo energetika Europoje 2026 metais: augimas 30 proc. ir mažesnis SGD importo poreikis

    Europoje 2026 metų pirmąjį pusmetį į tinklą prijungta 8,8 gigavato naujų vėjo elektrinių galios, arba 30 proc. daugiau nei tuo pačiu laikotarpiu pernai, rodo „WindEurope“ duomenys. Didžiausią naujų įrengimų dalį sudarė sausumos parkai, o jūroje prijungta 2,3 gigavato.

    Bendra vėjo elektrinių įrengtoji galia Europoje jau viršija 311 gigavatų, iš kurių apie 270,5 gigavato tenka sausumai ir 40,9 gigavato jūrai. Europos Sąjungos 27 valstybėse narėse sukaupta beveik 252 gigavatų vėjo galios, didžioji dalis taip pat yra sausumoje.

    Rekordiniai metai ir poveikis dujų importui

    Prognozuojama, kad 2026 metai gali tapti rekordiniai: iki metų pabaigos Europoje gali būti įrengta apie 24 gigavatai naujos vėjo galios. „WindEurope“ skaičiuoja, kad vien šių metų naujai įrengtos elektrinės gali pagaminti tiek elektros, kiek jos pakaktų maždaug 7 milijonams Europos namų ūkių.

    Organizacijos vertinimu, toks papildomas generacijos kiekis gali sumažinti iškastinio kuro importą, prilygstantį maždaug 25 suskystintų gamtinių dujų tanklaiviams per metus. Tai ypač aktualu po pastarųjų metų energetikos kainų šuolių, kai Europa aktyviai didino tiekimo šaltinių įvairovę ir spartino atsinaujinančių išteklių plėtrą.

    Kur augimas sparčiausias?

    Didžiausią postūmį 2026 metų pirmąjį pusmetį suteikė Vokietija, kur įrengta apie 3,4 gigavato. Reikšmingas augimas fiksuotas ir Danijoje, Lenkijoje, Portugalijoje bei Prancūzijoje, o Ukraina, nepaisant karo sąlygų, prijungė daugiau nei 400 megavatų.

    „WindEurope“ prognozuoja, kad 2026–2030 metais Europoje gali būti įrengta 148 gigavatai naujos vėjo galios, o Europos Sąjungoje 27 valstybėse – 111 gigavatų, vidutiniškai po 22 gigavatus per metus. Toks mastas reikštų, kad iki 2030 metų vėjas galėtų patenkinti reikšmingą elektros poreikio dalį, stiprindamas energetinį saugumą ir mažindamas priklausomybę nuo importuojamų iškastinių energijos išteklių.

    Investicijos ir aukcionų bumas

    Per 2026 metų pirmąjį pusmetį Europoje į naujus vėjo parkus investuota apie 9 milijardus eurų, o šie projektai bus įgyvendinami artimiausiais metais. Vyriausybės per tą patį laikotarpį aukcionuose paskirstė daugiau nei 17 gigavatų vėjo galios, o antrąjį metų pusmetį planuojama papildomai skelbti konkursus dar dėl 26 gigavatų.

    Jei šie planai bus įgyvendinti, 2026 metai gali tapti metais, kai Europoje aukcionuose paskirstyta daugiausia naujos vėjo galios per visą istoriją. Tai signalizuoja apie prasidedantį spartesnės plėtros etapą, kurio tikslas – 2030-aisiais pasiekti nuoseklų maždaug 30 gigavatų metinį įrengimų tempą.

  • „Enefit Industry“ atidarė naują skalūnų naftos gamyklą Auverėje: ką keičia 380 mln. eurų projektas

    „Enefit Industry“ atidarė naują skalūnų naftos gamyklą Auverėje: ką keičia 380 mln. eurų projektas

    Naujas etapas Auverėje

    Estijos valstybei priklausanti energetikos bendrovė „Enefit Industry“ Auverėje pradėjo eksploatuoti naują skalūnų naftos gamyklą „Enefit 280-2“. Įmonė pranešė, kad objektas po pradinių bandymų pasiekė projektinį pajėgumą ir dėl to laikomas oficialiai atidarytu.

    Gamyklos statybos startavo 2021 metais, o investicinis sprendimas priimtas dar 2020 metais, patvirtinus maždaug 380 mln. eurų vertės projektą. Pasak bendrovės, gamykloje dirbs apie 150 darbuotojų.

    Gamyba ir pajėgumai

    Pirmoji skalūnų naftos partija pagaminta balandį, o iki rugpjūčio pabaigos pagaminta apie 15 000 tonų produkcijos. Bendrovė nurodo, kad stabilus darbas visu pajėgumu numatomas rudenį, kai bus užbaigti įvedimo į eksploataciją etapai.

    „Enefit 280-2“ pagrindinis produktas yra mažo sieringumo nafta, orientuota į tarptautinę jūrinio kuro rinką. Stabiliai veikiant, gamykla turėtų pagaminti apie 250 000 tonų skalūnų naftos per metus.

    Technologija ir platesnis kontekstas

    „Enefit 280“ technologija suprojektuota taip, kad apdorotų visą išgaunamą naftingąjį skalūną, įskaitant smulkias frakcijas. Procesas taip pat sukuria didelio kaloringumo pirolizės dujas, kurios gali būti panaudotos elektros gamybai.

    Naujasis įrenginys papildė Auverėje jau veikiančius „Enefit 140“ ir „Enefit 280-1“ blokus. Bendrovės skaičiavimu, bendra trijų gamyklų maksimali metinė gamyba dabar siekia iki 700 000 tonų, o vien iš naujojo objekto iki metų pabaigos tikimasi apie 100 000 tonų.

    „Vietinė skystojo kuro gamyba turi vertę tiek įprastomis sąlygomis, tiek krizėse“, – sakė „Enefit Industry“ valdybos pirmininkas Lauri Karp.

    „Mūsų naftos gamyklose pagamintas skalūnų aliejus yra vertinamas produktas pasaulinėje rinkoje, padedantis išlaikyti Estijos poziciją kaip Europos Sąjungos valstybės su mažiausia priklausomybe nuo energijos importo ir geriau pasirengti krizėms vis labiau nestabiliame pasaulyje“, – sakė Lauri Karp.

  • SOCAR žengia į JAV dujų gavybą: 1,4 mlrd. eurų sandoris su Comstock ir aiškus tikslas

    SOCAR žengia į JAV dujų gavybą: 1,4 mlrd. eurų sandoris su Comstock ir aiškus tikslas

    Azerbaidžano valstybinė naftos ir dujų bendrovė „SOCAR“ paskelbė žengianti į JAV gamtinių dujų gavybos rinką: pasirašytas ketinimų protokolas dėl strateginės partnerystės su „Comstock Resources“. Susitarimas apima investiciją į Haynesville skalūnų baseino aktyvus Teksase ir Luizianoje – viename svarbiausių JAV dujų regionų, glaudžiai susietame su SGD eksporto infrastruktūra.

    Pagal paskelbtas sąlygas „SOCAR“ įsigytų 20 proc. „Comstock“ Legacy Haynesville gavybos aktyvų ir 15 proc. Western Haynesville aktyvų. Taip pat numatytas 15 proc. paketas „Comstock“ 73 proc. valdomoje „Pinnacle Gas Services“ dalyje, kuri siejama su dujų tiekimo ir paslaugų grandine regione.

    Western Haynesville dalyje įdėtas ir rezultatų mechanizmas: „SOCAR“ 15 proc. paketas, pasiekus 15 proc. investicijų grąžą ir įvykdžius numatytas sąlygas, turėtų sumažėti iki 7,5 proc. Tai signalizuoja, kad sandoris struktūruojamas taip, jog didesnė pradinė rizika būtų kompensuojama aiškiai apibrėžtu grąžos tikslu.

    Sandorio vertė ir terminai

    Bendra sandorio vertė, įskaitant įprastus kainos koregavimus, siekia 1,65 mlrd. JAV dolerių, tai yra apie 1,5 mlrd. eurų. „SOCAR“ nurodė planuojanti šį įsigijimą finansuoti pritraukdama finansavimą, o galutinį pirkimo ir pardavimo susitarimą šalys siekia suderinti ir pasirašyti ne vėliau kaip iki spalio 31 dienos.

    Numatoma, kad sandorio užbaigimas galėtų įvykti iki gruodžio 31 dienos, tačiau jis priklausys nuo įprastų išankstinių sąlygų įvykdymo. Energetikos sektoriuje tai dažniausiai reiškia reguliacinius patvirtinimus, trečiųjų šalių sutikimus, finansavimo dokumentų užbaigimą ir kitus procedūrinius žingsnius.

    Ką tai keičia „Comstock“?

    „Comstock“ šį susitarimą sieja su skolos mažinimu ir investicijų tęstinumu. Skelbiama, kad įvykus sandoriui bendrovės skola sumažėtų nuo 3,1 mlrd. iki 1,5 mlrd. JAV dolerių, tai yra maždaug nuo 2,8 mlrd. iki 1,4 mlrd. eurų.

    Įmonė pabrėžia, kad išlaikys operatoriaus statusą, kitaip tariant, toliau valdys kasdienę gavybos ir plėtros veiklą, kartu palaipsniui mažindama savo dalį. Toks modelis JAV skalūnų gavyboje yra įprastas: operatorius valdo projektą, o finansiniai partneriai prisideda kapitalu ir dalijasi rizika bei grąža.

    Partnerystės logika: prieiga prie tarptautinių rinkų

    Šalys taip pat deklaruoja ketinančios bendradarbiauti plečiant „Comstock“ prieigą prie tarptautinių gamtinių dujų rinkų. Pastaraisiais metais JAV tapo viena svarbiausių pasaulio SGD tiekėjų, o papildomos investicijos į gavybą tokiuose baseinuose kaip Haynesville yra tiesiogiai susijusios su ilgalaikiu eksporto poreikiu ir tiekimo patikimumu.

    Strategiškai „SOCAR“ toks žingsnis reiškia diversifikaciją: dalyvavimas JAV gavybos grandinėje leidžia turėti tiesioginę ekspoziciją į didžiausią ir likvidžiausią dujų rinką, kartu stiprinant pozicijas tarptautinėje dujų prekyboje. Tuo tarpu „Comstock“ gauna kapitalą ir finansinį „kvėpavimą“ plėtrai, išlaikydama kontrolę operaciniu lygmeniu.

  • „ČEZ“ pradėjo unikalios turbinos bandymus Orlíke: didžiausias Čekijos hidroprojektas per 30 metų

    „ČEZ“ pradėjo unikalios turbinos bandymus Orlíke: didžiausias Čekijos hidroprojektas per 30 metų

    Didžiausia Čekijos energetikos bendrovė „ČEZ“ kartu su rangovu „Litostroj Engineering“ pradėjo grįžtamosios Francis turbinos modelio bandymus Orlíko hidroelektrinėje. Projektas vertinamas kaip didžiausia Čekijos hidroenergetikos investicija per pastaruosius tris dešimtmečius.

    Modernizacija numato esminį elektrinės funkcijos išplėtimą: dalis agregatų turėtų veikti ne tik kaip įprastos turbinos, bet ir kaip siurblinė elektrinė. Tai reiškia, kad perteklinės elektros laikotarpiais vanduo būtų pumpuojamas iš žemiau esančio Kamýko rezervuaro atgal į Orlíko tvenkinį, o vėliau, esant didesnei paklausai, nuleidžiamas gaminant elektrą.

    Tokios sistemos svarba pastaraisiais metais išaugo visoje Europoje dėl sparčiai didėjančios vėjo ir saulės elektrinių generacijos. Kai gamyba svyruoja, elektros tinklui reikia lankstumo ir greitai pasiekiamų rezervų, o siurblinės hidroelektrinės laikomos vienu patikimiausių didelės apimties energijos kaupimo sprendimų.

    „Orlík yra svarbi grandis Vltavos kaskados energetinėje dalyje, o jo pertvarka – modernizacijos darbų, kuriuos „ČEZ“ hidroelektrinėse vykdė pastaruosius dvidešimt metų, viršūnė“, – sakė „ČEZ“ hidroelektrinių padalinio vadovas Róbertas Heczko.

    Šiuo metu inžinieriai Blanske vertina 1:13 mastelio modelį, kad patikrintų hidraulinius parametrus, efektyvumą ir stabilų darbą skirtingais režimais prieš pradedant pilno dydžio įrangos gamybą. Bandomas penkių metrų skersmens turbinos sprendinys pritaikytas darbui tiek generuojant elektrą, tiek pumpuojant vandenį atgal į viršutinį baseiną.

    Pagal planą iki 2033 metų du iš keturių Orlíko agregatų būtų pritaikyti grįžtamajam režimui. Skelbiama, kad vieno ciklo metu sistema galėtų sukaupti iki 750 megavatvalandžių energijos, o tai prilyginama maždaug 80 000 Čekijos namų ūkių paros poreikiui.

    Numatoma, kad po rekonstrukcijos bendra elektrinės galia išliks 364 megavatai: dalį sudarytų du standartiniai 95 megavatų agregatai, o dar du – 87 megavatų grįžtamojo veikimo agregatai. Aktyvūs statybos darbai turėtų startuoti 2027 metais, kartu pabrėžiant, kad užtvankos konstrukcija ir baziniai vandens lygiai neturėtų būti keičiami.

    „ČEZ“ akcentuoja, kad modernizacija turėtų prailginti elektrinės eksploatacijos laiką keliems dešimtmečiams ir sustiprinti visos šalies tinklo valdymą. Praktinis tikslas – užtikrinti, kad pertvarkos metu visada veiktų bent du agregatai, todėl darbai būtų vykdomi etapais.

    Investicijos vertė siekia apie 330 milijonų eurų. Energetikos sektoriuje tai laikoma reikšmingu signalu, jog hidroenergetika regione vis dažniau vertinama ne tik kaip gamybos šaltinis, bet ir kaip sistemos stabilumo bei energijos kaupimo infrastruktūra.