The Polish-Bolshevik War 1920

Pawlak popiera Ambera

Pawlak popiera Ambera
Nasz Dziennik, 2007-12-15
Polska będzie namawiać kraje Europy Zachodniej do poparcia projektu budowy gazociągu Amber, którym rosyjski gaz ziemny można by transportować przez kraje nadbałtyckie i Polskę do Niemiec i dalej na zachód. Gdyby zrealizowano projekt Amber, niepotrzebny byłby podmorski rosyjsko-niemiecki Gazociąg Północny. Na razie wydaje się jednak, że zablokowanie budowy rury pod dnem Bałtyku jest mało prawdopodobne.

O inwestycjach gazowych dyskutowano wczoraj w Warszawie podczas konferencji "W kierunku Wspólnej Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego UE - perspektywa Polski i Niemiec". Okazuje się, że trudno będzie pogodzić interesy Niemiec i Polski w sprawach bezpieczeństwa energetycznego. Nasi zachodni sąsiedzi wciąż obstają przy Gazociągu Północnym, którego budowa jest prowadzona na razie na odcinku lądowym w Rosji. Polska chciałaby z kolei, aby błękitne paliwo było tłoczone drogą lądową. Jedna z koncepcji mówiła o powrocie do idei budowy drugiej nitki gazociągu Jamał (pierwszą płynie gaz z Rosji do Białorusi, Polski i dalej na zachód). Ale druga nitka miała powstać już w 2001 roku; dotąd jednak nie zaczęto budowy i Rosja nie jest już nią raczej zainteresowana. Dlatego jeszcze poprzedni rząd zaczął forsować koncepcję budowy gazociągu Amber - z Rosji przez Łotwę, Litwę i Polskę do Niemiec i dalej na zachód. Można by wykorzystać do jego konstrukcji część Gazociągu Północnego, która ma powstać na lądzie. Ale zamiast pod dnem Bałtyku rura poszłaby lądem.
Wicepremier, minister gospodarki Waldemar Pawlak, nie ukrywa, że Polska chce do Ambera przekonać Unię Europejską. - Projekt ten może być traktowany jako projekt strukturalny Unii Europejskiej - podkreślił wicepremier Pawlak. - Jest on znacznie bardziej uzasadniony ekonomicznie niż planowany podmorski Gazociąg Północny - dodał szef resortu gospodarki.
Pawlak wyjaśnił, że Gazociąg Północny ma kosztować co najmniej 12 miliardów dolarów, a Amber będzie nawet czterokrotnie tańszy. Taka jest bowiem różnica w kosztach układania rury gazowej na lądzie i pod dnem morza.
Waldemar Pawlak próbował także przekonać uczestników konferencji, że istotne są nie tylko pieniądze. Rosja, budując gazociąg podmorski, chce - przynajmniej takie są oficjalne deklaracje - uniknąć kłopotów z tranzytem paliwa. W przeszłości zdarzało się kilka razy, że na skutek konfliktu rosyjsko-białoruskiego o ceny gazu Moskwa wstrzymywała dostawy do Mińska, a Białorusini w odpowiedzi pobierali gaz przeznaczony dla odbiorców na Zachodzie albo blokowali tranzyt. Wtedy gazu brakowało w Polsce i innych krajach podłączonych do Jamału.
- Amber eliminowałby ryzyko tranzytowe, bo gaz z Rosji trafiałby od razu na teren Unii Europejskiej - zapewnił Waldemar Pawlak. Jednak eksperci obecni na konferencji podczas kuluarowych rozmów powątpiewali w to, że Niemcy i Rosjanie mogą zrezygnować z budowy Gazociągu Północnego. Obu krajom zależy bowiem na ominięciu pośredników w dostawach gazu, nawet jeśli są to kraje należące do Unii Europejskiej.


Krzysztof Losz

Przedsięwzięcia wyróżnione w konkursie Lider Polskiej Ekologii

Przedsięwzięcia wyróżnione w konkursie Lider Polskiej Ekologii

kategoria - przedsiębiorstwo


Skojarzony układ energetyczno-chłodniczy dla potrzeb centralnej klimatyzacji KWK “Pniówek” w Pawłowicach Śl.

Spółka Energetyczna "Jastrzębie" S.A., Jastrzębie Zdrój

Skojarzony układ energetyczno-chłodniczy zbudowany dla potrzeb centralnej klimatyzacji Kopalni Węgla Kamiennego “Pniówek” w Pawłowicach Śląskich jest unikalnym rozwiązaniem w skali światowej. Zastosowano w nim kompleksowe skojarzenie produkcji energii elektrycznej, cieplnej i chłodniczej na bazie metanu powstającego w procesie wydobycia węgla. Jako paliwo do zasilania silników gazowych, napędzających generatory elektryczne wykorzystano metan, będący w dyspozycji kopalni.

Głównym efektem ekologicznym jest zmniejszenie emisji metanu do atmosfery. W ciągu roku 13 mln m3 metanu wykorzystuje się do produkcji energii elektrycznej oraz cieplnej.

Najważniejszym efektem społecznym jest poprawa warunków pracy załogi KWK “Pniówek” zatrudnionej w rejonach objętych klimatyzacją na poziomie 830m, a w przyszłości także na poziomie 1000m.

Korzyści ekonomiczne uzyskane dzięki tej inwestycji to między innymi wzrost wydajności wydobycia i rozszerzenie rynku zbytu o nowy obszar – sprzedaż energii chłodniczej.

Spółka Energetyczna “Jastrzębie” Spółka Akcyjna,
44-335 Jastrzębie Zdrój, ul. Rybnicka 6c
tel./fax. (32) 471-51-93, 471-58-92, 471-85-59, 471-69-79

Dodatkowych informacji udziela:
Arkadiusz Nowak, Specjalista ds. Zarządzania Strategicznego i Restrukturyzacji (sprawy techniczne), Anna Kois, Specjalista ds. Marketingu i Kontaktów Zewnętrznych (sprawy organizacyjne

Jastrzębie Zdrój wie jak wykorzystać kopalniany gaz

Jastrzębie Zdrój wie jak wykorzystać kopalniany gaz
29.10.2007
Jastrzębie Zdrój leży na metanie. Władze miasta chcą go kupować od kopalń i ogrzewać nim blokowiska, szkoły, urzędy. Woda podgrzewana metanem, w gniazdkach prąd z niego produkowany, a na ulicach autobusy napędzane paliwem z tego kopalnianego gazu - tak w przyszłości będzie w górniczym Jastrzębiu Zdroju.

Choć do tej pory metan kojarzy się z katastrofami górniczymi, wkrótce to się zmieni. Śmiałe zamierzenia urzędników mogą zostać zrealizowane, gdy połączy się doświadczenia ekspertów Jastrzębskiej Spółki Węglowej - która ma na terenie miasta trzy kopalnie - i naukowców z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. To ci ostatni mają wymyślić, jak to zrobić, by było szybko, sprawnie i nowocześnie. Właśnie podpisali porozumienie w sprawie wykorzystania metanu na przemysłową skalę. Podpisy na dokumencie złożyli: wiceprezes JSW Andrzej Tor, rektor AGH, prof. Antoni Tajduś i prezydent Jastrzębia Zdroju, Marian Janecki.

- Do końca roku naukowcy dadzą nam szczegółowy plan realizacji pomysłu. Metan z kopalń to przyszłość. Produkowane z niego ciepło i prąd są niezwykle tanie i dają efekt ekologiczny. To oznacza, że na realizację projektu będziemy starali się uzyskać pieniądze z Unii Europejskiej - wyjaśnia prezydent Marian Janecki.

Metan to gaz, który uwalnia się podczas wydobycia węgla w kopalniach. Do tej pory na Śląsku jego wykorzystanie jest znikome, więc większość trafia prosto do atmosfery.

Pomysł w Jastrzębiu Zdroju może być pierwszym - na tak dużą skalę - sposobem na wykorzystanie metanu. Nie byłoby to możliwe, gdyby nie JSW, która inwestuje w nowoczesne odmetanowanie we wszystkich swoich kopalniach.

W ubiegłym roku JSW zarobiła na sprzedaży metanu 10,8 mln złotych, a na tańszym prądzie z niego wyprodukowanym na rachunkach zaoszczędzono kolejne 10 mln zł. Razem to prawie 21 milionów złotych!

Metan to gaz, który uwalnia się podczas wydobycia węgla w kopalniach. Do tej pory na Śląsku jego wykorzystanie jest znikome, więc większość gazu trafia prosto do atmosfery.

Pomysł na wykorzystanie metanu w Jastrzębiu Zdro-ju może być pierwszym na tak dużą skalę. Nie byłoby to możliwe, gdyby nie Jastrzębska Spółka Węglowa, która inwestuje w nowoczesne odmetanowanie we wszystkich swoich kopalniach.

Kopalnie Jastrzębskiej Spół-ki Węglowej pozyskują rocznie około 126 milionów metrów sześciennych metanu (38 procent), pozostałe 206 milionów metrów sześciennych (62 procent) trafia do atmosfery. Ale to i tak znakomity wynik, bo w ubiegłym roku kopalnie JSW zagospodarowały 77 procent ujętego metanu, a więc 88,4 milionów metrów sześć. gazu. Co z nim robią?

- Na przykład sprzedajemy. Największym odbiorcą jest Spółka Energetyczna Jastrzębie, która produkuje między innymi dla nas tańszy prąd. Część kupują dwie elektrociepłownie, które potem ogrzewają wodę, między innymi w łaźniach kopalni - wylicza Katarzyna Jabłońska-Bajer, rzecznik JSW.

W ubiegłym roku spółka zarobiła na sprzedaży metanu 10,8 mln złotych, a na tańszym prądzie z niego wyprodukowanym na rachunkach zaoszczędzono kolejne 10 mln zł. Razem to daje prawie 21 milionów złotych!

W kopalni Pniówek w Pawłowicach Śląskich należącej do JSW za 9 mln zł otwarto w grudniu ubiegłego roku najnowocześniejszą w Polsce i jedną z najnowocześniejszych na świecie stację odmetanowania. Dzięki niej prawie 30 proc. energii elektrycznej zużywanej przez kopalnię Pniówek pochodzi z zainstalowanych na jej terenie generatorów napędzanych silnikami gazowymi, w których jako paliwo wykorzystywany jest metan.

Dzięki temu kopalnia płaci znacznie mniejsze rachunki za prąd. Tylko w ciągu pierwszych 5 miesięcy tego roku kopalnia zaoszczędziła 1,5 miliona złotych. W Pniówku wraz z wydobywanym węglem rocznie uwalnia się ok. 130 mln metrów sześciennych metanu!

Prawie 47 mln metrów sześciennych udaje się "odzyskać" i dzięki temu produkować prąd. Kopalnia z pozyskiwanego metanu ma rocznie ok. 8 mln zł przychodów. Metan wykorzystują także należące do Spółki Energetycznej Jastrzębie elektrociepłownie Zofiówka i Moszczenia. Najważniejszym zadaniem stacji odmetanowania jest zapewnienie bezpieczeństwa pracy na dole kopalni, tj. niedopuszczenie do przekroczenia dozwolonych stężeń metanu tam, gdzie fedrują górnicy.

- Cyfry mówią więc same za siebie. Warto więc inwestować w takie technologie. Skoro my na tym zarabiamy i oszczędzamy - dodaje Katarzyna Jabłońska-Bajer.

JSW ma też plan, by do 2010 roku "łapać" już nie 38, a 60 proc. metanu i wykorzystywać go w całości. Dzięki temu kopalnie nie będą musiały kupować prądu i ciepła z zewnątrz, tylko mieć swój, znacznie tańszy. - A nadwyżki będziemy mogli sprzedawać innym podmiotom, choćby miastu - mówi Jabłońska-Bajer.

Z początku jastrzębscy urzędnicy myślą o dostarczaniu metanu do kotłowni: osiedlowych, szkolnych, gminnych. - Metanu akurat nie zabraknie, bo spółka inwestuje w nowe złoża - przekonuje do pomysłu prezydent Marian Janecki.

Stutysięczne Jastrzębie może brać przykład z oddalonej o kilkanaście kilometrów maleńkiej gminy Marklowice. Z szybu tamtejszej kopalni Marcel sączy się zaledwie 6 metrów sześciennych tego gazu na minutę, a to wystarcza na wytworzenie energii o mocy 3,2 megawata. - Obecnie dzięki metanowi ocieplamy wodę i ogrzewamy siedem budynków, m.in. nasz urząd gminy, halę sportową, szkołę podstawową, ośrodek zdrowia, dom nauczyciela. Płacimy pięć razy mniejsze rachunki w porównaniu do lat, gdy zaopatrywali nas tradycyjni dostawcy - wyjaśnia wójt Marklowic, Tadeusz Chrószcz. Nic dziwnego, że gmina inwestuje w budowę "Tropikalnej Wyspy": to olbrzymi aquapark, w którym będą źródła termalne ogrzewane... metanem, a cały kompleks będzie zaopatrywany także w tani prąd. Pojedyncze inwestycje z wykorzystania metanu pojawiają się także w innych częściach Śląska. Na przykład władze Wodzisławia Śląskiego z biomasy w oczyszczalni ścieków Kar-koszka wydobywają metan, który potem służy do produkcji taniego prądu, dzięki któremu działa sama oczyszczalnia. - System działa od 30 lipca. Miesięcznie rachunki za prąd są niższe o 8-10 tysięcy złotych - wyjaśnia Barbara Chrobok, rzecznik Urzędu Miasta w Wodzisławiu Śląskim.



Wybuchowy i trujący gaz

Metan jest naturalnym gazem, który występuje w podziemnych pokładach węglowych.
Jest bezbarwny, nie ma zapachu ani smaku.

Z powietrzem - przy stężeniu od pięciu do piętnastu procent - tworzy mieszaninę wybuchową. Jest bardzo niebezpieczny dla ludzi, gdyż przy jego spalaniu wydziela się śmiertelnie trujący tlenek węgla.
Jeden wdech jest dla człowieka śmiertelny. Metan pali się przytłumionym, błękitnym płomieniem.

Azerbaijan oil to Poland reach Poland via Plock and Gdansk.

Azerbaijan oil to Poland reach Poland via Plock and Gdansk

WASHINGTON, Oct। 12 (UPI) -- In the increasingly fractious scramble for the Caspian's burgeoning oil and natural gas energy reserves, resource-poor but strategically vital Eastern Europe is positioning itself to provide both consumer markets and transit routes to Russia for the former Soviet states bordering the world's largest inland sea।It is a development where optimism may well collide with Russia's current near-monopoly of Caspian export routes -- so far, only Azerbaijan, with the Baku-Supsa and Baku-Tbilisi-Ceyhan oil export routes, has escaped Kremlin control। Kazakhstan is still wedded to using the Caspian Pipeline Consortium's pipeline, dominated by Russia, which terminates at Russia's Sea of Azov Novorossiysk port, while nearly all of Turkmenistan's natural gas exports are forced to rely on Russia's Soviet-era Transneft pipeline monopoly. If Eastern Europe succeeds in its ambitious plans, it will effectively offer an alternative to Russia's domination of energy exports to Eastern and Western Europe, a fact that Central European governments hope will resonate in Paris, Berlin and London.During an energy summit that convened in the Lithuanian capital, Vilnius, Oct. 10, a provisional agreement was reached by energy and economics representatives from Azerbaijan, Georgia, Ukraine, Poland and Lithuania to cooperate on extending Ukraine's Odessa-Brody pipeline with a spur to reach Poland via Plock and Gdansk, the latter on the Baltic. The representatives initialed an accord creating the "Sarmatia" consortium, which is to construct the new network, tentatively scheduled to open in 2011.At the end of the first day of the summit at a joint news conference with the presidents of Lithuania, Azerbaijan, Poland and Georgia, Ukrainian President

Viktor Yushchenko was optimistic, telling journalists, "This is a historic step today, which means that a project for delivering Kazakh oil to Europe has moved from the political to the practical level." Yushchenko was candid about Kiev's intentions, stating, "We have never hidden that the implementation of the project for delivering Caspian oil to the European Union is our strategic project," which is important "not only to our country, but is also strategic for Kazakhstan, Azerbaijan, Georgia, Lithuania, and many of our other partners." Azerbaijani President Ilham Aliyev said the meeting was intended for "laying a solid groundwork for transporting energy resources through Georgia and Ukraine to European countries." Both Lithuania and Georgia have been subjected over the years to disputes with Russia over the pricing of energy exports, and their presidents were strongly supportive of the project's potential for diversifying Caspian export routes. Lithuanian President Valdas Adamkus, whose country in August 2006 saw a cessation of Russian oil exports through its Baltic port of Butinge and Mazeikiu refinery, said, "This indicates the unity and commitment of the entire region for progress, self-determination and a guarantee for sovereignty."Georgia already gets most of its oil from Azerbaijan rather than Russia, and Georgian President Mikhail Saakashvili, in a veiled swipe at Russia's attempt to use energy exports to retain geopolitical influence over the summit members, hailed the new agreement as a sign of "new strategic ties. This is a big change not only in the energy policy of Europe but I think also in wider geopolitics, in the wider configuration of the post-Soviet and post-communist space."Polish President Lech Kaczynski sounded a more conciliatory note, even as he acknowledged that the project "has both an economic nature ... and a huge political impact," adding, "this agreement is not made against any other country." Poland remains vulnerable to Russian export pressure but is potentially the biggest beneficiary of the Sarmatia project, as the projected pipeline extension would reach Plock, site of Poland's largest refinery before terminating at Poland's Baltic Sea port of Gdansk.Behind the rhetoric, however, lie practical issues to be solved. The Odessa-Brody Ukrainian pipeline transports Russian oil from Ukraine's Odessa Black Sea port to Brody, near Ukraine's western border with Poland, leaving Kiev vulnerable in the interim to Russian economic pressure over oil exports.A second potential snag is the fact the Sarmatia network plans to use Azeri oil but possibly include Kazakh exports as well. While Astana sent Energy Minister Sauat Mynbayev to the Vilnius discussions, it remains to be seen how far the government of Kazakh President Nursultan Nazarbayev is willing to annoy Russia and whether it will commit significant volumes of oil to the project. The history of the Odessa-Brody pipeline, completed in 2001, provides a cautionary tale. The Ukrainian government built the line without having firm commitments from anyone for exports, forcing a reluctant Kiev in 2004 to agree to transport Russian oil in the opposite direction, for export from Odessa rather than westward to Central European markets as originally envisaged.Aliyev for his part has no doubts about the viability of the project, telling journalists, "Our current oil resources are 15 billion barrels and gas reserves are at 2 trillion cubic meters. This is sufficient for the next 150 years. "Azerbaijan has become one of the world's major oil and gas exporters. The Caspian region is Europe's only energy supply alternative. The Caspian corridor is vital for the future."Sweetening the pot, Aliyev offered to sign a long-term agreement between Azerbaijan and the European Union, but the reality is that it remains to be seen whether Azerbaijan can provide sufficient volumes of oil to sustain the project should Kazakhstan decline to participate in any meaningful manner.A follow-up energy summit is to be held in Kiev in 2008; doubtless the participants will have a lot to दिस्कुस्स

Poland's Oil Sector - 10th Edition
A comprehensive guide to Poland's up-stream companies, oil refineries, producers of petroleum products, logistics and trading companies


Red Square, the British owned and managed market research and consultancy company has assessed the developments in Poland's oil and petroleum products market in the last year and prepared a completely revised,new edition of its report on the Polish oil sector, now in its tenth year of publication.
*FINANCIAL SUPPLEMENT ON CD-ROM *
Full accounts (balance sheets and profit and loss accounts) for nearly 140 entries
With your order you will receive the latest set of accounts published by the production companies included in the directory.

Poland's oil refining sector

Information about capacities, future plans and prospects for Poland's refineries. This section includes extensive corporate profiles of all Polish refineries. In addition to contact details, background and ownership information, details of major subsidiaries, production profiles and financial information, each profile gives the latest information on key issues.

Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. - Płock refinery Key issues: Possible merger with Hungarian MOL; take-over of Czech Unipetrol; investigations of Special Parliamentary Commission; plans for expansion in the chemical sector and creation of new operating subsidiaries

Grupa Lotos S.A. (previously Rafineria Gdańska S.A. ) - Gdańsk refinery Key issues: Building of Grupa Lotos with Petrobaltic, as well as the Jasło, Czechowice and Glimar refineries; planned 2005 stock market debut; consolidation of production in paraffins and asphalt and status of the Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) project.

Rafineria Czechowice S.A. Key issues: Integration process with Grupa LOTOS; status of major investment projects and operational information about key subsidiary companies (RC Paliwa Sp. z o.o. and RC Parafiny Sp. z o.o.).

Rafineria Jasło S.A. Key issues: Integration process with Grupa LOTOS and recent investments in fuel re-loading facilities.

Rafineria Nafty Glimar S.A. Key issues: Integration process with Grupa LOTOS; 2003 increase in share capital and investment in the isocracking, hydrofinishing and isodewaxing installation.
Rafineria Nafty Jedlicze S.A. Key issues: Re-processing of used oils and the role of Konsorcjum Olejów Przepracowanych S.A.

Rafineria Trzebinia S.A. Key issues: Activation of a new bio-diesel (methyl ester) production facility and construction of a new product pipeline linking the Płock refinery with Trzebinia; profile of Fabryka Parafin Naftowax Sp. z o.o. subsidiary.
Petrochemia-Blachownia S.A., Kędzierzyn-Koźle

In addition to Poland's major refineries, we profile other producers of oils and lubricants such as: Fuchs Oil Corporation (PL) Sp. z o.o.; Jaschem Rafineria Jasło Sp. z o.o.; LOTOS Oil S.A.; Lubcon Polska Sp. z o.o.; Modex Sp. z o.o.; Naftochem; ORLEN Oil Sp. z o.o.; Petrochem-Płońsk S.A.; Petroil Sp. z o.o.; Silesia Oil Sp. z o.o.; Statoil Lubricants Technologies Sp. z o.o.; Tedex Oil Sp. z o.o.

The Polish petrol, diesel and heating oils market

This section provides information about the market in general. Furthermore over 50 major Polish retailers and wholesalers of fuels are profiled in this section. These include: Anwim Sp. z o.o.; Arge Sp. z o.o.; BDG Sp. z o.o.; BGW Sp. z o.o.; BIS-BEL; Cheman S.A.; Delfin S.A.; Dexpol S.A.; Dulcet Sp. Jawna; Etoll Sp. Jawna; Falco Mazurkiewicz, Gwiazda Sp. Jawna; Fast Oil Gadomski Choroś Sp. Jawna; Firma Bor-Ole Henryk Borkowicz; Firma KI Klemens Imioła; Firma Tank Sp. Jawna; Grosar Sp. z o.o.; Horex A. i E. Horoszkiewicz Sp. Jawna; IMSO Sp. z o.o.; J&S Energy S.A.; Jersak; Kolgard ITC Ltd Sp. z o.o.; Kolgard Oil Sp. z o.o.; Konpal; KR Farmer Sp. z o.o.; LDS S.A.; LOTOS Mazowsze S.A.; LOTOS Paliwa Sp. z o.o.; LTL Sp. z o.o.; Maante Sp. z o.o.; Mares Sp. z o.o.; Mercar Sp. z o.o.; Oktan Sp. z o.o.; Olpak Sp. z o.o.; ORLEN Morena Sp. z o.o.; ORLEN PetroCentrum Sp. z o.o.; ORLEN PetroProfit Sp. z o.o.; ORLEN PetroTank Sp. z o.o.; ORLEN PetroZachód Sp. z o.o.; Ortus Jan Ostrowski i Wspólnicy Sp. Jawna; Petrochemia Sp. z o.o.; Petrol Sp. z o.o.; Pieprzyk; Pol-Oil-Company Sp. z o.o.; Pronar Sp. z o.o.; Przedsiębiorstwo Budowlano-Handlowe Z. Niziński; Przedsiębiorstwo Wielobranżowe Apexim AB Adam Baranowski; Raf-Ol Sp. z o.o.; Rolmasz Sp. z o.o.; Tomsol Sp. z o.o.; Tracom Sp. z o.o.; Warsaw Gas Trading Sp. z o.o.; Webo Sp. z o.o.; Zach-Ciech Sp. z o.o.

The company profiles include full contact details, an outline of activities and latest published accounts/financial information where ever available.

This section also includes profiles of the major foreign oil companies active in Poland, including: AS 24 Polska Sp. z o.o.; Ashland Poland Sp. z o.o., Valvoline Polska Division; BGM Molydal C. Borowiecki, H. Gil Sp. Jawna; BP Polska Sp. z o.o.; Castrol Lubricants Sp. z o.o. i Spółka, Sp. Jawna; ConocoPhillips Poland Sp. z o.o.; ExxonMobil Poland Sp. z o.o.; FL Poland Sp. z o.o.; Fortum Polska Sp. z o.o.; Lukoil Polska Sp. z o.o.; Mażeikiu Nafta Trading House Sp. z o.o.; Nynäs Sp. z o.o.; Shell Polska Sp. z o.o.; Slovnaft Polska S.A.; Statoil Polska Sp. z o.o.; Texaco Lubricants Polska Sp. z o.o.; Total Polska Sp. z o.o.
New to this edition - Petrol retailing activities of supermarket chains Ahold Polska Sp. z o.o.; Auchan Polska Sp. z o.o.;E. Leclerc Polska Sp. z o.o.; Géant Polska Sp. z o.o.; Tesco Polska Sp. z o.o.

Marine fuel markets

Companies profiled in this section include: Fox Oil Sp. z o.o.; Petrocargo/OW Bunker Sp. z o.o.; Petro-Trans Sp. z o.o.; Ship-Service S.A.

Aviation fuel markets

Petrolot Sp. z o.o. and Ośrodek Badawczo-Rozwojowy Przemysłu Rafineryjnego, Płock.

Liquid petroleum gas market

Analysis of the market in the year 2003 and profiles of key LPG distributors such as: Bałtyk-Gaz Sp. z o.o.; Barter Sp. z o.o.; Bialchem Group Sp. z o.o.; BP Polska Sp. z o.o.; Dragongaz Sp. z o.o.; Gas Trading Podkarpacie Sp. z o.o.; Gaspol S.A.; Hadex Gaz; Intergaz Sp. z.o.o.; Krak-Gaz Sp. z o.o.; Lukoil Polska Sp. z o.o.; Pegas Oil Sp. z o.o.; Petrolinvest Sp. z o.o.; PKN Orlen Group LPG companies; Polski Gaz Sp. z o.o.; Progas Eurogaz Sp. z o.o.; Shell Gas Polska Sp. z o.o.; Statoil Gaz Sp. z o.o.

Upstream operations

On-shore oil production Latest, official figures on exploitable on-shore gas and crude oil reserves, major reserves of BMB and nearby oil/gas fields. Comprehensive information on production companies such as: PGNiG S.A. and its subsidiaries Zakład Górnictwa Nafty i Gazu w Sanoku and Zakład Górnictwa Nafty i Gazu w Zielonej Górze.
Also on foreign exploration and production companies such as: Apache Poland Sp. z o.o. (in liquidation); CalEnergy Gas (Polska) Sp. z o.o.; Energia Zachód Sp. z o.o.; EuroGas Polska Sp. z o.o.; FX Energy Poland Sp. z o.o.; Medusa Oil and Gas Poland Sp. z o.o.; RWE-DEA Polska Sp. z o.o.

Off-shore production Profile of Petrobaltic Sp. z o.o. Estimated reserves in Poland's offshore oil and gas fields, production figures and forecasts, overseas activities, investments (including information on the Energobaltic project) and financial information.

Logistics

Crude oil and petroleum product pipeline operations Full profile of Przedsiębiorstwo Eksploatacji Rurociągów Naftowych "Przyjaźń" S.A. (PERN), Płock, the possibility of creating a logistics company with the participation of PKN Orlen, Naftobazy and PERN; increase in PERN's operating capacity (pipeline, storage facilities) and the status of the Odessa-Brody pipeline extension project.

Re-loading facilities Profiles of Naftoport Sp. z o.o. (including the Polish Treasury's plans to increase its indirect stake in this company); the bankrupt Porta-Petrol S.A., Świnoujście whose facility is being offered for sale and about the terminal operated by Nynäs Sp. z o.o.

Storage facilities Profile of Naftobazy Sp. z o.o. (including information about the failed 2004 privatisation). Information about Inowrocławskie Kopalnie Soli Solino S.A., IVG Terminal Silesia Sp. z o.o. and LOTOS Partner Sp. z o.o., Gdynia.

Rail transport of crude oil and petroleum products Profiles of: DEC Sp. z o.o.; EuroNaft Trzebinia Sp. z o.o.; LOTOS Kolej Sp. z o.o.; ORLEN KolTrans Sp. z o.o.; Chem Trans Logistic Holding Polska S.A.; PKP Cargo S.A.; Sped-Kol Blachownia Sp. z o.o.

Road transport of petroleum products Information about the leading companies specialising in the road transport of petroleum products, including: ABS Owczarek Spedycja Sp. z o.o.; Equus Samat Sp. z o.o.; Esppol Sp. z o.o.; Hoyer Polska Sp. z o.o.; Nijman/Zeetank International Transport Sp. z o.o.; ORLEN Transport Kędzierzyn-Koźle Sp. z o.o.; ORLEN Transport Kraków Sp. z o.o.; ORLEN Transport Lublin Sp. z o.o.; ORLEN Transport Nowa Sól Sp. z o.o.; ORLEN Transport Olsztyn Sp. z o.o.; ORLEN Transport Płock Sp. z o.o.; ORLEN Transport Poznań Sp. z o.o.; ORLEN Transport Słupsk Sp. z o.o.; ORLEN Transport Szczecin Sp. z o.o.; ORLEN Transport Warszawa Sp. z o.o.; Paul Klacska Polska Sp. o.o.; Pol-Miedź Trans Sp. z o.o.; Rafineria "Jasło" Zakład Transportu Sp. z o.o.; Raf-Trans Sp. z o.o.; RC Transport Sp. z o.o.; Talke Polska Sp. z o.o.; Tedex Spedition Sp. z o.o.; Zakład Transportu Transglimar Sp. z o.o.

The report also provides information about Nafta Polska S।A. the privatisation vehicle for Polish refineries and now the heavy synthesis segment of the Polish chemical sector; contact details for the Ministry of the Environment and regulatory bodies such as Urząd Regulacji Energetyki (Energy Regulation Office) and Agencja Rezerw Materiałowych (The Agency for Material Reserves). Finally, we include information about the activities of oil related industry chambers and associations such as Polska Izba Paliw Płynnych (Polish Chamber of Liquid Fuels); Polska Organizacja Gazu Płynnego (Polish LPG Organisation) and Polska Organizacja Przemysłu i Handlu Naftowego (Polish Oil Trade & Industry Organisation).

Polish Geological Institute
Department of Economical Geology
Mineral Resources of Poland
Crude oil

In Poland, oil fields occur in the Polish Lowland (Niz Polski), the Baltic Sea (Morze Baltyckie), the Carpathian Foredeep (Zapadlisko Przedkarpackie), and on the Carpathians (Karpaty) (see map).
The Polish Lowland has become the most important petroliferous area in this country since BMB oil field was explored in 1996, the resources of which are more than two times as much as the all Poland resources at the time. In this area the next oil and gas fields (Lubiatow, Kosarzyn) were explored in last years.
The Polish Lowland accounts for 76.4 % of the national resources, the Baltic Sea 18.6 %, while the Carpathian Foredeep - 1.6 % and the Carpathians 1.5 % only. The initial proven oil resources of oil and oil condensate, as well as the state of their identification and management are shown in Table 14.1.
In the Polish Lowland, oil fields occur in the Permian, Carboniferous and Cambrian rocks. They yield medium paraffin (4.3 - 7.4 %) oil with sulfur content exceeding 1 % and density ranging from 0.857 g/cm3 to 0.870 g/cm3. In the regions being considered, beside oil fields, there are also oil condensate fields, containing 100 g of condensate per 1 cm3 of gas.
On the Baltic area (off shore) crude oil occurs within the Middle Cambrian measures. Hydrocarbon content amounts to 73 % and density to 0.811 g/dm3. The only exploited deposit is B3, the B8 is explored in details.
In the Carpathian Foredeep, oil fields occur in the Tertiary sediments and the Mesozoic sediments of a platform type (mainly Jurassic carbonate rocks, rarely in Cretaceous sandstones) that mostly underlie the impermeable Miocene clay sediments. They are mainly bedded fields, stratigraphically closed (either lithological or tectonic). In this region, it is light and medium weight oil (it is density being 0.811-0.846 g/cm3). The oil contains 2.32 - 9.37 % paraffin and the content of sulfur ranges, on the average, from 0.45 to 0.85 %.
In the Carpathians oil fields, there occur in several tectonic units, including: the Magura, Dukla-Michow, sub-Silesian, Silesian and Skole one, but most of them lie in the Silesian unit. They are mainly structural fields, seldom structural-lithological ones, mostly of a bedded type.
The Carpathian oil is of methane type. Its density ranges from 0.750 to 0.943 g/cm3. It is free from sulfur, mostly a paraffin oil containing 3.5 - 7 % of paraffin. The reserves are small and they depend on the quantity and type of the structures in which they occur. Initially, in place resources mainly range from a few to over 400 thousand tons. Many years of the exploitation, has exhausted the reserves in this region.
Among 89 oil fields 69 are under exploitation and their resources amount to 93.5 % of the total Polish reserves.
The intrinsically economic oil resources of Poland amounted to about 19,519 thousands tons in 2004, with the total economic reserves amounting to 16,218 thousand tons.
The production (Fig. 14.1) of oil and condensate amounted to 866 thousand tons in 2004. The production of oil from the Carpathian oil fields amounted to 3.44 % of the total Polish oil production, from the Carpathian Foredeep to 2.50 %, from the Polish Lowland to 64.75 % and from the Polish economic zone of the Baltic Sea to 29.33 %.


The History of the Oil Industry (with emphasis on California and Kern County)

Timeline
Oil Through the Ages - 347 B.C. to 1859
California Comes of Age - 1861 to 1899
The Kern County Oil Industry - 1864 to Today
Indians and Oil
Great Gushers of California

Oil Around the World
The Early (Medieval) Oil Industry of Persia
The Early Oil Industry of Poland and Romania
The Early Oil Industry of Pennsylvania
The Early Oil Industry of Texas
The Spindletop Gusher
How the Early Oil Industry Saved the Whales

Oil Through the Ages
347 A.D.
Oil wells are drilled in China up to 800 feet deep using bits attached to bamboo poles.
1264
Mining of seep oil in medieval Persia witnessed by Marco Polo on his travels through Baku.
1500s
Seep oil collected in the Carpathian Mountains of Poland is used to light street lamps.
1594
Oil wells are hand dug at Baku, Persia up to 35 meters (115 feet) deep.
1735
Oil sands are mined and the oil extracted at Pechelbronn field in Alsace, France.
1815
Oil is produced in United States as an undesirable by-product from brine wells in Pennsylvania.
1848
First modern oil well is drilled in Asia, on the Aspheron Peninsula north-east of Baku, by Russian engineer F.N. Semyenov.
1849
Distillation of kerosene from oil by Canadian geologist Dr. Abraham Gesner. Kerosene eventually replaces whale oil as the illuminant of choice and creates a new market for crude oil.
1850
Oil from hand-dug pits in California at Los Angeles is distilled to produce lamp oil by General Andreas Pico.
1854
First oil wells in Europe are drilled 30- to 50-meters deep at Bóbrka, Poland by Ignacy Lukasiewicz.
1854
Natural Gas from a water well in Stockton, California is used to light the Stockton courthouse.
1857
Michael Dietz invents a kerosene lamp that forces whale oil lamps off the market.
1858
First oil well in North America is drilled in Ontario, Canada.
1859
First oil well in United States is drilled 69 feet deep at Titusville, Pennsylvania by Colonel Edwin Drake.

California Comes of Age
1861
First oil well in California is drilled manually in Humboldt County.
1866
Oil is collected from tunnels dug at Sulphur Mountain in Ventura County by the brothers of railroad baron Leland Stanford, the same year that these techniques are applied to the Pechelbronn oil mine in France.
1866
First steam-powered rig in California drills an oil well at Ojai, not far from the Sulphur Mountain seeps.
1875
First commercial oil field in California is discovered at Pico Canyon in Los Angeles County.
1878
Electric light bulb invented by Thomas Edison eliminates demand for kerosene, and the oil industry enters a recession.
1885
Gas wells are drilled in Stockton, California for fuel and lighting.
1885
Oil burners on steam engines in the California oil fields, and later on steam locomotives, create new crude oil markets.
1886
Gasoline-powered automobiles introduced in Europe by Karl Benz and Wilhelm Daimler create additional markets for California oil. Prior to the automobile, gasoline was a cheap solvent produced as a byproduct of kerosene distillation.
1888
A steel-hulled tanker sails from Ventura to San Francisco, eleven years after the 1877 sailing of a Russian tanker across the Caspian sea at Baku.
1899
Discovery of Kern River oil field propels Kern County to top oil-producing region in state.


Bakersfield, 1933
The Kern County Oil Industry
1860s to 1890s - Tar Pits and Tunnels
1864 - Tar mined from open pits at Asphalto (McKittrick) on west side of San Joaquin Valley.
1866 - First refinery in Kern County built near McKittrick tar pits to process kerosene and asphalt.
1878 - First wooden derrick in Kern County constructed at Reward to drill for flux oil to mix with asphalt.
1887 - "Wild Goose" well at Oil City, Coalinga comes in at 10 bbls/day, demonstrating potential of north part of basin.
1889 - Oil wells drilled at Old Sunset (Maricopa) with a steam-powered rig mark discovery of Midway-Sunset field.
1893 - Railroad reaches McKittrick, where tunnels and shafts are dug to mine asphalt.
1894 - Old Sunset (Maricopa) part of Midway-Sunset has 16 wells producing 30 barrels of oil per day.
1890s to 1920s - Gushers and Cable Tools
1896 - Shamrock Gusher blows in at McKittrick and hastens end of tar mining operations.
1899 - Hand-dug oil well discovers Kern River field and starts an oil boom in Kern County.
1902 - Arrival of railroad makes development of Midway-Sunset field economically feasible.
1902 - First rotary rig in Califonia reportedly drills a well at Coalinga field, but the hole is so crooked that a cable tool is used to redrill the well.
1903 - Kern River and Midway-Sunset production makes California the top oil producing state.
1904 - 17.2 million bbls of oil produced at Kern River exceeds annual production from Texas.
1908 - Rotary drilling rigs and crews arrive in California from Louisiana and successfully drill wells at Midway-Sunset field and erase the embaressment of the Coalinga experiment six years earlier.
1909 - Midway Gusher blows out near Fellows and focuses attention on Midway-Sunset field.
1910 - Lakeview Gusher blows in near Taft and becomes America's greatest oil gusher.
1919 - Hay No. 7 catches fire at Elk Hills and becomes America's greatest gas gusher.
1929 - Blowout prevention equipment becomes mandatory on oil and gas wells drilled in California.
1930s to 1950s - Well Logs, Seismic, and Rotary Drilling
1929 - First well logs in California run by Shell in a well near Bakersfield (Kern County).
1930 - Deepest well in the world is Standard Mascot #1, rotary drilled to 9,629 feet at Midway-Sunset.
1936 - First seismic exploration in California discovers Ten Section field near Bakersfield. Seismic discovery of the productive Paloma and Coles Levee anticlines soon follows
1943 - Deepest well in the world is Standard 20-13, drilled to 16,246 feet at South Coles Levee.
1953 - Deepest well in the world is Richfield 67-29 drilled to 17,895 feet at North Coles Levee.
1960s to Today - Steam, Horizontal Wells, and Computers
1961 - First steam recovery projects in Kern County start up at Kern River and Coalinga fields after a successful pilot by Shell at Yorba Linda field in Los Angeles.
1973 - Tule Elk and Yowlumne fields become the last 100-million barrel fields discovered in Kern County.
1980 - First horizontal well in Kern County is Texaco Gerard #6 in fractured schist at Edison field.
1980s - Cogeneration hastens the spread of steam recovery projects, which dramatically ramp up oil production.
1985 - Kern County reaches an all-time production high of 256 million barrels of oil/year. At the same time, California reaches an all-time production high of 424 million barrels of oil/year.
1990s - 3D-seismic data and 3D-computer modeling of reservoirs bring new life to old fields.
1997 - Deepest horizontal well in Kern County is Yolwumne 91X-3 with measured depth of 14,300 feet. However, the well is surpassed only two years later by the relief well for the Bellevue blowout.
1998 - A blowout and fire at the Bellevue #1 wildcat in the East Lost Hills subthrust fuels hopes for the first major Kern County discovery in over a decade.
And throughout much of this Kern County oil history, members of the San Joaquin Geological Society were holding monthly dinner meetings and sharing a beer with the likes of Senteur de Boue. Click here to learn more about the history of this esteemed organiziation.


The Oil Industry of Medieval Persia (Azerbaijan)
When Marco Polo in 1264 visited the Persian city of Baku, on the shores of the Caspian Sea in modern Azerbaijan, he saw oil being collected from seeps. He wrote that "on the confines toward Geirgine there is a fountain from which oil springs in great abundance, inasmuch as a hundred shiploads might be taken from it at one time." In addition to oil seeps, Marco Polo also saw spectacular mud volcanos, sourced by natural gas seeping through ponds, and a flaming hillside, the "Eternal Fires of the Apsheron Peninsula", where condensate and natural gas seeping through fractured shales has burned, and been worshipped, for centuries.
Shallow pits were dug at the Baku seeps in ancient times to facilitate collecting oil, and hand-dug holes up to 35 meters (115 feet) deep were in use by 1594. These holes were essentially oil wells, which makes Baku the first true field. Apparently 116 of these wells in 1830 produced 3,840 metric tons (about 710 to 720 barrels) of oil. Later, Russian engineer F.N. Semyenov used a cable tools to drill an oil well on the Apsheron Peninula, ten years before Colonel Drake's famous well in Pennsylvania. Also, offshore drilling started up at Baku at Bibi-Eibat field near the end of the 19th century, about the same time that the "first" offshore oil well was drilled in 1896 at Summerland field on the California Coast.
check out the link below to learn more about the oil history of Azerbaijan
www.azer.com
left: offshore wells on the Aspheron Peninsula
above: a hand-dug well at Bibi-Eibat field


The Early Oil Industry of Poland and Romania
The Carpathian Mountains in Poland abound in oil seeps, and Carpathian oil, hand dipped from pits dug in front of the seeps, was burned in street lamps, as early as the 1500s, to provide light in the Polish town of Krosno. Unfortunately, the seep oil was a dark, viscous liquid that stuck to everything. It also burned with a foul smell and gave off more smoke and soot than other lamp oils, most of which were rendered from animal fat.
Ignacy Lukasiewicz, a Polish druggist in the modern Ukranian town of Lvov, saw the potential of using seep oil in lamps as a cheap alternative to expensive whale oil. To make a clean-burning fuel, he began experimenting with distillation techniques, perfected earlier by Dr. Abraham Gesner in Canada, to produce clear kerosene from smelly seep oil. His experiments gained notoriety, and the European oil industry was born on a dark night on July 31, 1853 when Lukasiewicz was called to a local hospital to provide light from one of his lamps for an emergency surgery. Impressed with his invention, the hospital ordered several lamps and 500 kg of kerosene. Lukasiewicz enlisted the aid of a business partner and traveled to the Vienna, capitol city of the Austro-Hungarian Empire, to register his distillation process with the government on December 31, 1853.
To provide oil for his kerosene business, Lukasiewicz initially collected a thick, sticky crude from shallow, hand-dug wells in the Gorlice region, an area in the Carpathians about 50 miles west of the Polish town of Bóbrka. The following year, he teamed up with Titus Trzecieski and Mikolaj Klobassa to establish an "oil mine" in Bóbrka which pumped crude oil from hand-drilled, 30- to 50-meter deep wells. Later, wells as deep as 150 meters were drilled that produced a lighter, better-quality crude from which to distill kerosene. Other entrepreneurs dug their own wells and a thriving Polish oil industry developed, which was followed in 1857 by the drilling of wells at Bend, northeast of Bucharest, on the Romanian side of the Carpathians. A full two years later, Colonel Edwin Drake, who perhaps had knowledge of the Polish developments, drilled his famous well in Pennsylvania, an event wrongly labeled by many in the industry as the drilling of the "first oil well".
Many of these early wells were laboriously dug by hand. Others were drilled with spring poles, in which a springy wooden pole was stuck in the ground at an angle and a heavy metal drill bit attached by a cable to the head of the pole. Operators would bounce up and down on stirrups attached to the pole, causing the bit to literally chop a hole into the hard ground. The hole was cleaned by lowering into the hole a specially designed bucket, called a bailer, which was similarly bounced up and down until it filled dirt and cuttings to be hauled to the surface.
Steam engines were employed to mechanically drill wells in the Pennsylvania oil fields during the U.S. Civil War, and Thomas Bard imported a steam-powered drilling rig and crew from Pennsylvania to successfully drill a mediocre oil well in California in 1865. Steam was first used in Poland two years later in 1867 to drill a well at Kleczany, 60 kilometers west of the Bóbrka field. Steam-powered drilling made its debut at Bóbrka a few years later, sometime between 1870 and 1872, and enabled operators to drill much deeper than they had been able to previously. Within a few years virtually all oil wells, in both the United States and Europe, were being drilled mechanically.
(Excerpted from various issues of the AAPG Explorer)


The Early Oil Industry of Pennsylvania
Oil Creek in western Pennsylvania abounds in oil seeps that ooze thick black crude into the stream. These seeps were well known to the Seneca Indians, one of the Iroquois Nation tribes, who used the oil as a salve, mosquito repellent, purge and tonic. Many settlers also believed that these oils were medicinal, and "hawkers" sold bottles of it, as early as 1792, as a cure-all called "Seneca Oil". The nearby Allegheny and Kiskiminetas river valleys had oil also, but beneath the ground, where as early as 1815 it was contaminating several of the brine wells that supplied a booming salt industry in the Pittsburgh area.
In the early 1850s, a Pittsburgh druggist named Samuel Kier began selling bottled oil from his father's brine wells as "Pennsylvania Rock Oil", but met with little success. One day, Colonel A. C. Ferris, a whale oil dealer, processed a small amount of Kier's "tonic" to make a lighter oil that burned well in a lamp. When Kier heard about this, he began using a one-barrel whiskey still of his own to convert his rock oil into lamp oil. After Kier upgraded his still to five-barrel capacity, Pittsburgh forced him to move his operation to a suburb out of fear of an explosion.
When George Bissell, a New York lawyer, learned of Kier's operation, he hired Benjamin Silliman Jr of Yale University, probably around 1854, to see if Seneca Oil would yield lamp oil. Silliman successfully distilled the oil into several fractions, including an illuminating oil already known as kerosene. Armed with Silliman's results, Bissell received financial backing to form the "Pennsylvania Rock Oil Company", which later became the "Seneca Oil Company".
An unemployed railroad conductor and express agent named Edwin Drake, who by chance was staying at the same hotel in New Haven, Connecticut as Bissel and his partners, was hired in 1857 to visit Titusville, a town on Oil Creek. Drake's only qualification for this assignment was a free railroad pass remaining from his previous job. Although Drake had never been in the military, when he returned to Titusville the following year to commence operations as a Seneca Oil Company agent, his employers passed him off as a colonel to give their venture an air of respectability.
Historically, oil was collected at Oil Creek by damming the creek near a seep, then skimming oil off the top of the resulting pond. Drake tried this at a seep once used by a sawmill to produce oil for lubricating the mill machinery, but even with improvements and opening up other seeps in the area, he only increased production from three or four gallons to a still non-economic six to ten gallons a day. Next workers tried digging a shaft to mine the oil, but groundwater flooded in too quickly for the workers to continue. Finally, Drake decided to drill a well and locate the source of the seep oil, using the same steam-powered equipment used to drill brine wells.
He hired a blacksmith named "Billy" Smith, who had drilled brine wells for Kier and others in the Pittsburgh area. Smith, with his son Samuel, began drilling in the summer of 1859. Although progress was slow, usually three feet a day in shale bedrock, they reached a depth of 69½ feet by August 27, just as Drake was reaching the last of his funds. When Billy and Samuel pulled their drilling tools from the well the next morning, they noticed oil rising in the hole. After installing a hand-operated lever pump borrowed from a local kitchen, the first days production was about twenty-five barrels. Production soon dropped off to a steady ten barrels or so a day, and the well is said to have continued at that rate for a year or more.
Although Drake's well was no gusher, it was the beginning of an idea. Titusville transformed almost overnight from a quiet farm town to an oil boom town of muddy roads, hastily constructed wooden derricks, and noisy steam engines. The Pennsylvania oil boom was on.
check out the links below to learn more about the early oil history of the United States little-mountain.com/oilwell www.oilhistory.com www.priweb.org/ed/pgws


The Early Oil Industry of Texas
click here to learn about The Spindletop Gusher and the Birth of the Texas Oil Industry


How the Oil Industry Saved the Whales
Prior to the 1800s, light was provided by torches, candles made from tallow, and lamps which burned oils rendered from animal fat. Because it burned with less odor and smoke than most fuels, whale oil, particularly oil from the nose of the sperm whale, became popular for lamp oils and candles. However, sperm oil, widely known as "spermaceti", was very expensive. In fact, a gallon in the early 1800s cost about $2.00, which in modern values equates to about $200 a gallon. Nonetheless, whale oil was the illuminant of choice for those rich enough to afford it.
A thriving whaling industry developed to provide sperm oil for lighting, and regular whale oil as a lubricant for the machine parts of trains. In the United States alone, the whaling fleet swelled from 392 ships in 1833 to 735 by 1846. At the height of the industry in 1856, sperm oil sold for $1.77 a gallon, and the United States was producing 4 to 5 million gallons of spermaceti and 6 to 10 million gallons of train oil annually.
The demand for whale oil took a tremendous toll on whales, and some species were driven to the very brink of extinction. The right whale, one of the scarcer varieties, was killed in the early 1800s at a rate of about 15,000 per year. When the growing scarcity of this whale forced attention to other species, only about 50,000 right whales remained. Had demand for whale oil continued, extinction would have undoubtedly claimed several species.
When a clean-burning kerosene lamp invented by Michael Dietz appeared on the market in 1857, its effect on the whaling industry was immediate. Kerosene, known in those days at "Coal Oil", was easy to produce, cheap, smelled better than animal-based fuels when burned, and did not spoil on the shelf as whale oil did. The public abandoned whale oil lamps almost overnight. By 1860, at least 30 kerosene plants were in production in the United States, and whale oil was ultimately driven off the market. When sperm oil dropped to 40 cents a gallon in 1895, due to lack of demand, refined petroleum, which was very much in demand, sold for less than 7 cents a gallon.
If petroleum products, such as kerosene and machine oil, had not appeared in the 1850s as alternatives to whale oil, many species of whales would have disappeared long ago. Clearly, the expanding population and economy of the 1800s, together with the development of more deadly hunting tools, would have driven the whaling industry to even greater heights than the banner year of 1856. The September 3, 1860 edition of the "California Fireside Journal" sums up the attitude of the times:
"Had it not been for the discovery of Coal Oil, the race of whales would soon have become extinct. It is estimated that ten years would have used up the whole family".

Sprawdzimy rosyjską dwururkę

Sprawdzimy rosyjską dwururkę
Nasz Dziennik, 2007-09-20
Polska musi się zabezpieczyć nie tylko przed szantażem energetycznym ze strony Rosji, ale także przed groźbą wyposażenia Gazociągu Północnego w systemy elektroniczne umożliwiające np. monitorowanie ruchu na Bałtyku



Polsk a będzie monitorować budowę Gazociągu Północnego (obecnie nazywanego Nord Stream) pod kątem zagrożeń dla bezpieczeństwa państwa - zapewniają obecne władze. To, że planowany rurociąg stanowi niebezpieczeństwo z punktu widzenia zaopatrzenia w gaz oraz bezpieczeństwa ekologicznego, wszyscy już wiemy. To, że powinniśmy zabezpieczyć się przed możliwymi komplikacjami, wynikającymi z przecięcia bałtycką rurą trasy planowanego przez Polskę rurociągu, którym ma do nas popłynąć gaz ze Skandynawii oraz kabla energetycznego łączącego nas ze Szwecją - jeszcze nie wszyscy wiedzą. Możemy mieć jednak kolejne powody do obaw, mianowicie ewentualność wyposażenia rurociągu np. w dodatkowe urządzenia elektroniczne umożliwiające śledzenie przez Rosjan ruchu na całym Morzu Bałtyckim lub podsłuchiwanie rozmów telefonicznych, a według niektórych ekspertów nawet wpływanie na funkcjonowanie strategicznych urządzeń, np. elementów amerykańskiej tarczy antyrakietowej, która może powstać w Polsce. Czy jest to możliwe? Na to pytanie są różne odpowiedzi wielu ekspertów. Są oni jednak zgodni co do tego, że nie należy pozostać biernym wobec zagrożeń wynikających z tego projektu.

Groźba nie tyle dla Amerykanów, ile dla Polski
Na zagrożenie związane z wyposażeniem rurociągu zwraca uwagę Witold Michałowski, ekspert w dziedzinie rynku ropy naftowej i redaktor naczelny branżowego pisma "Rurociągi". Na pytanie o powody swoich podejrzeń przypomina sprawę układania światłowodów podczas budowy polskiego odcinka Gazociągu Jamalskiego, który do tej pory jest główną magistralą gazową łączącą Rosję z Niemcami i resztą Europy. - Udało mi się dotrzeć do dokumentacji, na której zaznaczone były 24 wiązki światłowodu. Do sterowania rurociągiem potrzeba tylko 2. Po co pozostałe? To jasne jak słońce - na potrzeby wywiadu rosyjskiego - podkreśla. - Na szczęście udało nam się to kilka lat temu ujawnić i budowa została wstrzymana - dodaje Michałowski.
Wskazuje jednak, że teraz historia może się powtórzyć, tym bardziej że w przypadku podwodnej inwestycji znacznie trudniej jest sprawdzić, co będzie układane wraz z rurociągiem. W dodatku rurociąg będzie miał tak naprawdę dwie "warstwy": wewnętrzną i zewnętrzną - ochronną, w której można przeciągnąć wiązki światłowodów lub zainstalować różne rzeczy, które później bardzo trudno wykryć. - Teraz też mogą sobie zainstalować takie kable. Niemcy z Rosjanami będą wtedy monitorować cały basen Morza Bałtyckiego - ostrzega Witold Michałowski. Podkreśla, że mając dodatkowe wiązki światłowodów, można do nich niemal w dowolnym momencie dołączyć różne urządzenia, które mogą pełnić wiele funkcji, także wojskowych. - Do kabla można podłączać różne rzeczy. Nie jest problemem wysłanie 2-3 nurków, którzy w ciągu kilku godzin ułożą przy rurociągu jakieś urządzenia - podkreśla Michałowski.
- Jest to możliwe i stanowi istotny problem w dziedzinie bezpieczeństwa. Od dłuższego czasu sygnalizują to w rozmowach i analizach eksperci. Istnieje techniczna możliwość dołączenia do tego rurociągu dodatkowych urządzeń - przyznaje generał Stanisław Koziej, współtwórca doktryny obronnej Polski lat 90., były dyrektor Departamentu Systemu Obronnego w MON i były wiceminister obrony narodowej.
Inżynier Jerzy Markowski, rzecznik Wojskowej Akademii Technicznej, przyznaje, że teoretycznie jest możliwość zakłócania funkcjonowania amerykańskiej tarczy antyrakietowej, ale praktycznie jest to niemal niewykonalne.
Dlaczego? - Jakie to musiałoby być urządzenie, żeby z głębokości powiedzmy 50-60 metrów, z dna Bałtyku, promieniowanie emitowane przez nie pokonało najpierw opór wody, która jest trudnym medium dla fal magnetycznych, a następnie - już w powietrzu - odległość kilkudziesięciu kilometrów, i na wysokości ok. 80 km zakłóciło wiązkę radaru - podkreśla. Dodaje, że aby taki system funkcjonował, Rosjanie musieliby mieć informacje zarówno o tym, jak Amerykanie wyobrażają sobie funkcjonowanie zarówno radaru w Czechach, jak i elementu tarczy w Polsce, oczywiście, jeśli one powstaną. - Nie wiemy dokładnie, jaka będzie wiązka promieniowania emitowana przez radar w Czechach - podkreśla.
Przyznaje jednak, że możliwe jest instalowanie takich urządzeń i wykorzystywanie ich na innych polach, co może być znacznie ważniejsze dla Polski niż zagrożenie dla tarczy antyrakietowej.

Kable groźne dla monitoringu i telefonii
Witold Michałowski uważa, że jeśli Rosjanie zrealizowaliby ten pomysł, mogliby monitorować ruch wszystkich jednostek, ze wszystkich państw bałtyckich na całym akwenie Morza Bałtyckiego. Czy to może się przydać w dzisiejszych czasach zaawansowanych technologii legalnego monitoringu i technik szpiegowskich?
Generał Koziej tłumaczy, że miałoby to znaczenie pomocnicze dla wojska. - Nie wszystko da się wykryć jedną metodą. Na przykład ruch okrętów podwodnych nie jest tak łatwo wykryć. Natomiast jeśli zostaną zamontowane np. jakieś supersensory, będą w stanie zarejestrować wszelkie odgłosy itp. Dzięki temu mogłyby bądź potwierdzać informacje zdobywane innymi metodami, bądź też same dostarczać informacji, które później mogą być weryfikowane innymi metodami. Im więcej informacji, tym lepiej - dodaje.
Inżynier Markowski przyznaje, że można wykorzystać dodatkowe instalacje do celów zarówno wojskowych, jak i cywilnych, na przykład monitorowania ruchu jednostek pływających na Morzu Bałtyckim. - Jest to bardzo prawdopodobne - przyznaje.
Jak można to zorganizować? - Mogłyby to być np. pewne interceptory, które mogą zbierać informacje przekazywane przy pomocy technicznych środków łączności - podkreśla gen. Koziej. Na pytanie, po co rosyjskim wojskowym takie urządzenia, dodaje, że byłby to jeden z ważnych sposobów rozumianej współcześnie wojny informacyjnej. - Można powiedzieć, że dawałoby to trzy możliwości: zakłócanie, podsłuchiwanie i mylenie poprzez przekazywanie fałszywych informacji. Takie urządzenia mogą być co pewien czas instalowane i w różnym czasie uaktywniane. Zbierane przez nie informacje i przekazywanie przy pomocy światłowodów do centrów informacyjnych w Rosji jest technicznie możliwe - podsumowuje generał.
Inżynier Markowski potwierdza tę ocenę. Pytany o możliwość podsłuchiwania zwraca jednak uwagę, że groźba ta dotyczy raczej telefonii cywilnej, ponieważ łączność wojskowa jest stosunkowo dobrze zabezpieczana. Dodaje jednak, że w przypadku telefonii cywilnej już obecnie jest możliwość podsłuchiwania rozmów przez służby wywiadowcze.

Nord Stream: budujemy tylko gazociąg
Nord Stream oczywiście zaprzecza takim spekulacjom. Rzecznik firmy Jens Mueller twierdzi, że koncern nie zamierza nawet układać wraz z rurociągiem światłowodów do celów telekomunikacyjnych, co często robi się przy realizacji tak dużych inwestycji. - Nie zamierzamy układać wraz z rurociągiem żadnych kabli. Zajmujemy się tylko budową gazociągu - twierdzi w rozmowie z "Naszym Dziennikiem".
Zdementował też spekulacje, że wraz z gazociągiem Nord Stream ma być ułożona nitka rurociągu naftowego. - Nasza firma zajmuje się tylko gazem - podkreślił.
Na pytanie o sposób informowania o projekcie, z czego nie jest zadowolone m.in. polskie ministerstwo gospodarki, odpowiada, że dokument informacyjny projektu został przesłany do wszystkich zainteresowanych państw. - Odbywają się konsultacje. Ostatnie miały miejsce w sierpniu w Berlinie. Następne odbędą się 9 października - zapowiada.

Nie ma co czekać, trzeba działać!
Polscy eksperci są jednak zgodni co do jednego: nie ma co czekać, aż uda się stwierdzić, że Rosjanie rzeczywiście wyposażą gazociąg w takie urządzenia, tym bardziej że trudno to zrobić w przypadku rurociągu układanego na dnie morza. Wtedy może być już po prostu za późno na to, żeby wyeliminować zagrożenia, jakie może ze sobą nieść ułożenie wraz z rurociągiem dodatkowych linii światłowodów i urządzeń, które można wykorzystać w różny sposób.
Generał Stanisław Koziej podkreśla, że jeśli się tego nie sprawdzi przed realizacją inwestycji, po jej przeprowadzeniu może być już za późno na wyeliminowanie zagrożenia. - Jeśli to będzie rurociąg kontrolowany wyłącznie przez Rosjan i Niemców, nie będzie możliwości monitorowania tej inwestycji. Dlatego jest ważne, by państwa bałtyckie zagwarantowały sobie możliwość wglądu w tę inwestycję na wszystkich jej etapach. - Jeśli sobie tego nie zagwarantujemy, to później nie będzie możliwości sprawdzenia, czy Rosjanie coś tam mają, czy nie.
Co można zrobić? - Powinniśmy przede wszystkim podnosić ten problem na forach państw bałtyckich - podkreśla gen. Koziej. Chodzi o to, że razem łatwiej jest wymóc na tych dwu bardzo wpływowych krajach, jakimi są Niemcy i Rosja, udostępnienie jak najwięcej informacji.
- Powinien być audyt międzynarodowy z wyłączeniem ekspertów z Rosji i Niemiec - uważa z kolei Witold Michałowski.

Co na to władze?
Przedstawiciele MSZ i Ministerstwa Gospodarki uspokajają, że monitorują sytuację i że Polska ma wpływ na budowę Gazociągu Północnego. "Polska dysponuje szeregiem instrumentów prawnych umożliwiających monitorowanie i wpływanie na planowaną budowę Gazociągu Północnego. Przysługujące naszemu krajowi uprawnienia wynikają w szczególności z uregulowań prawnych dotyczących wyłącznej strefy ekonomicznej oraz zagadnień ochrony środowiska (skodyfikowanych m.in. w Konwencji o prawie morza oraz rozwiniętych w polskim ustawodawstwie)" - podkreśla polskie MSZ w przesłanym nam oświadczeniu.
Dodaje też: "W przypadku gdyby konsorcjum Nord Stream podjęło starania w celu wzniesienia, w związku z planowanym Gazociągiem Północnym, dodatkowych konstrukcji czy instalacji na obszarze polskich obszarów morskich, byłoby zobowiązane do uzyskania pozwolenia, o którym mowa w art. 22 ustawy" (mowa o ustawie z dnia 21 marca 1991 r. o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej). W cytowanym oświadczeniu MSZ podkreśla: "Pozwolenie takie nie może być wydane w przypadku, gdyby pociągnęło to za sobą zagrożenie dla: środowiska i zasobów morskich, interesu gospodarki narodowej, obronności i bezpieczeństwa państwa, bezpieczeństwa żeglugi morskiej, bezpiecznego uprawiania rybołówstwa morskiego, bezpieczeństwa lotów statków powietrznych, podwodnego dziedzictwa archeologicznego lub bezpieczeństwa związanego z badaniami, rozpoznawaniem i eksploatacją zasobów mineralnych dna morskiego oraz znajdującego się pod nim wnętrza ziemi (art. 23 ust. 3 ustawy)".
Czy władze starały się o wykluczenie możliwości ułożenia groźnych z punktu widzenia bezpieczeństwa państw basenu Morza Bałtyckiego, w tym Polski, urządzeń? W przesłanym nam oświadczeniu Ministerstwo Gospodarki stwierdziło, że w ramach przewidzianej w Konwencji z Espoo procedury notyfikacji projektów transgranicznych, mających wpływ na środowisko naturalne, polski minister ochrony środowiska zwrócił się do Nord Stream m.in. o przedstawienie "opisu wszelkiej infrastruktury instalowanej wraz z gazociągiem - szczegółowych informacji dotyczących planowanych do budowy gazociągu materiałów, ich parametrów wytrzymałościowych, referencji, norm, standardów i analiz, a także norm projektowych i budowlanych".
Ministerstwo Gospodarki uznało przesłane przez Nord Stream informacje na temat budowy gazociągu za niewystarczające, a minister Piotr Woźniak wysłał spółce dwa listy, w których prosił o dodatkowe informacje. Rosyjsko-niemiecka spółka po tych interwencjach wysłała informację o... zmianie trasy przebiegu rurociągu.
W ten sposób prawdopodobnie próbowała uniknąć problemów wiążących się z tym, że gazociąg miał przebiegać przez polską wyłączną strefę ekonomiczną lub tzw. szarą strefę, czyli sporny obszar między Polską i Danią na południe od wyspy Bornholm. W ten sposób Nord Stream chce ominąć niebezpieczne składowiska broni, które mogą zagrażać środowisku naturalnemu.

Nord Stream ucieka za Bornholm
W datowanym 21 sierpnia br. oficjalnym liście do ministra gospodarki Piotra Woźniaka Nord Stream poinformował, że chce ominąć wyspę Bornholm od północy, co oznacza, że rurociąg nie przebiegałby ani w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej, ani w tzw. szarej strefie. Oficjalnie rosyjsko-niemiecka spółka tłumaczy, że "trasa północna, która będzie omijać składowiska broni na południe od wyspy Bornholm, zminimalizuje zagrożenie ekologiczne i pozwoli uniknąć możliwych opóźnień będących następstwem wątpliwości natury prawnej".
Warto zaznaczyć, że próba ominięcia Bornholmu od strony północnej, podobnie zresztą jak droga południowa, wymaga zgody władz Danii, do której należy Bornholm. Jej władze, jak poinformował ambasador tego kraju w Polsce Hans Michael Kofoed-Hansen, podejmą decyzję w tej sprawie prawdopodobnie pod koniec roku, gdy duńskie ministerstwo ochrony środowiska przedstawi opinię na temat zagrożenia planowanej inwestycji dla środowiska naturalnego. Ambasador Kofoed-Hansen podkreśla, że wyłącznie kwestia zagrożenia dla środowiska zdecyduje o zgodzie lub odmowie władz na ułożenie rurociągu na duńskich wodach terytorialnych.

Nadal możemy monitorować budowę gazociągu
Jakie znaczenie decyzja o zmianie trasy przebiegu rurociągu Nord Stream ma dla Polski? - Oznacza to, że może być coraz trudniej wpływać na tę inwestycję - wskazuje Tomasz Chmal, ekspert w dziedzinie energetyki Instytutu Sobieskiego. Zastrzega jednak, że nie pozbawia to nas całkowicie możliwości oddziaływania na ten projekt. - Decyzja ta nie zmienia sytuacji, jeśli chodzi o Konwencję z Espoo, która zobowiązuje w takich sytuacjach firmę budującą do przygotowania raportu o oddziaływaniu na środowisko naturalne - podkreśla.
Więcej możliwości widzi dr Waldemar Gontarski, ekspert w dziedzinie prawa międzynarodowego. - Możemy powołać się na Konwencję Helsińską ["O ochronie środowiska morskiego obszaru Morza Bałtyckiego", 1992 r. - red.]. Przewiduje ona, że państwo, które chce dokonać jakichś inwestycji na morzu, musi wykazać, że nie szkodzi ona państwom ościennym. Jej stroną są zarówno Rosja, jak i Niemcy, a ponadto Unia Europejska. Ze względu na to możemy nawet pozwać Komisję Europejską do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości w Luksemburgu za bezczynność. Jest przepis, który to umożliwia - podkreśla Waldemar Gontarski. Co prawda, wciąż nie ma wspólnej polityki energetycznej UE, o czym mówi KE. - Jednak jest w Traktacie ustanawiającym Wspólnotę Europejską cały rozdział dotyczący sieci transgranicznych, które mają być budowane w interesie wszystkich obywateli państw UE. A więc nie tylko w interesie obywateli Niemiec - dodaje Gontarski.
Podkreśla, że ponadto możemy się powoływać na inny zapis Konwencji Helsińskiej dotyczący ochrony Bałtyku, ze względu na możliwość skażenia środowiska naturalnego (art. 3 ust. 1). - Konwencję oparto na zasadzie zapobiegania, tzn. strony podejmą środki zaradcze nawet wtedy, gdy są podstawy tylko do przypuszczenia, że substancje lub energia, które mają być wprowadzone do środowiska morskiego (bezpośrednio lub pośrednio, a więc także w rurociągach), mogą stworzyć zagrożenie ekologiczne lub przeszkadzać dozwolonemu wykorzystaniu morza, także w przypadku braku dowodów, że istnieje związek przyczynowy między tym wprowadzaniem a jego domniemanymi skutkami (art. 3 ust. 2) - podkreśla dr Gontarski.
Także rzecznik Nord Stream przyznaje, że ominięcie polskiej strefy ekonomicznej nie oznacza, że koncern nie będzie konsultował z Polską budowy rurociągu. Zaznacza, że fakt iż tzw. kraje pochodzenia mają prawo do konsultowania z nimi projektu budowy rurociągu, nie oznacza jednak, że mogą one zablokować tą inwestycję. - One mogą być informowane o niej i przedstawiać swoje oceny, ale nie mogą niczego blokować - twierdzi rzecznik Nord Stream.
Eksperci zwracają uwagę, że nieocenione znaczenie w tej sytuacji ma właśnie współpraca z pozostałymi krajami basenu Morza Bałtyckiego.
Co na to nasze władze? "Strona polska uczestniczy w procesie uzyskiwania oceny oddziaływania na środowisko na zasadach strony narażenia i z tego tytułu przysługuje jej pełnia praw przewidzianych konwencją z Espoo oraz innymi aktami prawa międzynarodowego" - podkreśla Ministerstwo Gospodarki. Dodaje też, że "wobec tak znaczącej zmiany trasy Polska wraz z innymi państwami-stronami uczestniczącymi w procedurze dąży do wypracowania stanowiska, mając na uwadze zapewnienie bezpieczeństwa ekologicznego w basenie Morza Bałtyckiego oraz bezpieczeństwa energetycznego państwa". Z kolei MSZ zapewnia, że "od wielu miesięcy konsekwentnie prezentuje na forum międzynarodowym (m.in. Rady Państw Morza Bałtyckiego, Konferencji Parlamentarnej Morza Bałtyckiego, Rady Europy, Organizacji Bezpieczeństwa i Współpracy w Europie) stanowisko Polski w sprawie planowanej budowy gazociągu Nord Stream, zgodnie z którym inwestycja ta będzie miała negatywny wpływ na bezpieczeństwo energetyczne RP oraz będzie stanowić zagrożenie ekologiczne". Resort zapewnia, że nasze argumenty "spotykają się ze zrozumieniem".

Państwa bałtyckie chcą współdziałać
- Popieram propozycję, by zapewnić krajom bałtyckim możliwość monitorowania budowy Gazociągu Północnego - zapewnia Arunas Jewaltas, radca ambasady Litwy ds. gospodarczych. Dodaje, że na temat ewentualnych dodatkowych urządzeń elektronicznych, w które może być wyposażony GP, nic mu nie wiadomo. - Jednak jesteśmy przeciwko budowie tego gazociągu z różnych powodów: zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw gazu oraz dla środowiska naturalnego. To, o czym pan mówi, to jeszcze jeden argument, by to przedyskutować z innymi partnerami - podkreśla. Dodaje, że z tego powodu wspólnie z Polską i pozostałymi państwami bałtyckimi zaproponowano Komisji Europejskiej alternatywę - projekt budowy rurociągu Amber, biegnącego właśnie przez kraje bałtyckie i Polskę.
- Niestety, nie mamy projektu studyjnego dla tego pomysłu. Tu pojawia się pewien problem. Bowiem opracowanie konkretnego biznesplanu to sprawa prywatnych firm sektora energetycznego. Niestety, w wielu krajach bałtyckich duże udziały ma w nich Gazprom i nie są one zainteresowane pomysłem budowy rurociągu Amber - dodaje z żalem. Na szczęście okazało się, że KE zgodziła się sfinansować studium wykonalności projektu. Jednak nie jest to jeszcze przesądzone, ponieważ kraje bałtyckie mają czas tylko do końca września na złożenie stosownych dokumentów w tej sprawie. Tymczasem - jak informował "Nasz Dziennik" ("Moskwa pozyskała Strodsa?", 15-16.09.2007 r.) - na dokumentach brakuje wciąż wymaganego podpisu łotewskiego ministra gospodarki Jurija Strodsa, nieuchwytnego od kilku miesięcy. Niezłożenie w terminie kompletnej dokumentacji przekreśli nadzieje na dofinansowanie projektu kwotą 1,5 mln euro.
Budowę rurociągu Amber - zamiast Gazociągu Północnego - proponuje też Estonia. Ambasada tego kraju w Polsce poinformowała, że układanie gazociągu po dnie morskim stwarza zagrożenie dla środowiska naturalnego. Podkreśla też, że powinno być jak najwięcej wiarygodnych informacji na temat Nord Stream, które pozwalałyby ocenić zagrożenia płynące z tego projektu. Nieoficjalnie udało nam się dowiedzieć, że estońscy politycy również niepokoją się tym, jakie kable i urządzenia elektryczne mogą zostać ułożone wraz z GP.

Skrzyżowanie linii i interesów
Projektowana trasa Nord Stream przecina kilka kabli ułożonych dotąd po dnie Morza Bałtyckiego, w tym linię energetyczną łączącą Polskę ze Szwecją. W przekazanej stronie polskiej dokumentacji spółka Nord Stream stwierdziła: "Obecnie w Morzu Bałtyckim znajduje się siedem kabli HVDC [lekki kabel wysokiego napięcia dla prądu stałego - red.]. Lecz tylko jeden z nich, linia SwePol pomiędzy Starnö w Szwecji i Słupskiem w Polsce przecina trasę rurociągu Nord Stream".
Ale to nie wszystko. Przecina on bowiem również trasę planowanego przez Polskę gazociągu Baltic Pipe, łączącego nas ze skandynawskim systemem rurociągów gazowych (patrz mapki). Nord Stream przekonuje, że krzyżówka nie komplikuje projektu. - Skrzyżowanie rurociągów, czy rurociągu z kablem nie stanowi problemu. Mamy wiele doświadczeń w tej dziedzinie - zapewnia.
Pokazuje to, że projektowany rurociąg znajduje się także na przecięciu wielu interesów ekonomicznych i politycznych państw basenu Morza Bałtyckiego. Część z nich, jak Polska, Litwa, Łotwa i Estonia, obawia się rosyjsko-niemieckiego projektu, ponieważ pozwala on Rosjanom na odcięcie dostaw gazu do tych państw bez wstrzymywania przesyłu do Niemiec i innych odbiorców surowca w Europie Zachodniej.
Z kolei Niemcy i pozostałe kraje zachodnioeuropejskie, które mają stosunkowo zdywersyfikowane źródła zaopatrzenia w ten surowiec, liczą na szybką realizację inwestycji, ponieważ nie zagraża ona ich bezpieczeństwu, a stanowi ważne uzupełnienie dostaw błękitnego paliwa, zwłaszcza w dalszej perspektywie. Dlatego interesy wschodnioeuropejskich państw, które w dodatku dopiero co wyzwoliły się spod sowieckiego jarzma, co najmniej rozmijają się w tej sprawie z interesami krajów zachodnioeuropejskich i Rosji.

Jaka alternatywa?
Jak rozwiązać ten problem? Polska wraz z Litwą, Łotwą i Estonią proponują alternatywną trasę rurociągu - przebiegający przez te kraje projekt Amber. Rosja nie ukrywa jednak niechęci wobec tego pomysłu. Eksperci od spraw energetycznych podkreślają, że poza motywami politycznymi władze tego kraju mogą się też kierować rachunkiem ekonomicznym. - Jeśli wziąć pod uwagę opłaty tranzytowe, jakie Rosja musiałaby przez wiele lat płacić za przesył gazu przez te kraje, to okaże się, że gazociąg po dnie morza będzie tańszy - tłumaczy Witold Michałowski.
Rzecznik Nord Stream podaje też inne powody. Twierdzi, że układając gazociąg na lądzie, co 2 tys. km należałoby budować stacje kompresorów, aby wyrównać ciśnienie gazu w rurociągu. Ponadto mówi o konieczności porozumienia się z tysiącami właścicieli działek, przez które biegłby rurociąg, i zapłacenia za nie.
Na uwagę, że na lądzie nie ma właściwie zalegających składowisk broni, m.in. chemicznej, odpowiada, że nie stanowi to problemu. - Z tym będą raczej zmagały się władze Polski, układając podwodny rurociąg do Danii, czy Finowie i Estończycy, planujący podobną inwestycję - przekonuje. Dodaje, że podczas badań przeprowadzonych w 2005 i 2006 r. odkryto wiele miejsc składowania broni i trasa wytyczona przez Nord Stream w dużej mierze je omija.
Nie bez znaczenia dla wyboru trasy może też być to, skąd będzie pochodził gaz przesyłany do Europy Zachodniej. Jens Mueller tłumaczy, że w obecnej rzeczywistości tak naprawdę surowiec, który trafia do końcowego odbiorcy, pochodzi z różnych źródeł. Dodaje, że w przypadku rurociągu Nord Stream początkowo będzie on przesyłany głównie z zachodniej Syberii. Jednak wraz ze wzrostem wydobycia gazu ze złoża Sztokman na Morzu Barentsa, czyli całkiem blisko planowanego gazociągu, to właśnie tamtejszy surowiec będzie przede wszystkim przesyłany do Europy Zachodniej.

Musimy sami zadbać o siebie
Perspektywa konieczności zapłacenia za tranzyt oraz działki, przez które biegłby rurociąg, tłumaczy też, dlaczego wciąż stoi w miejscu dokończenie budowy II nitki gazociągu Jamał - Europa. Podczas budowy I nitki wyszło na jaw wiele skandalicznych wręcz spraw, jak np. wadliwe skonstruowanie umowy, co powoduje, że Polska w praktyce dopłacała do tego projektu, zamiast na nim zarabiać. W dodatku to właśnie ta inwestycja jest przykładem realizacji przez Rosjan biznesu w Europie kosztem interesów Polski, co odbywało się jednak często niestety z przyzwoleniem niedawnych włodarzy naszego kraju. Sprawa ta ujawniła zadziwiającą do niedawna niedbałość centralnych urzędów o polską rację stanu.
Obecna ekipa rządząca wykazuje determinację w sprzeciwie wobec projektu Nord Stream. Widać też starania o zdywersyfikowanie źródeł dostaw. To pierwszy krok do zapewnienia nam bezpieczeństwa energetycznego. Kolejny to - w obliczu rosyjsko-niemieckiej "dwururki" (gazociąg ma mieć docelowo dwie nitki, a według niektórych równolegle może być również ułożony rurociąg naftowy) - monitorowanie jej, aby po raz kolejny w historii nie była wymierzona w Polskę, nawet jeśli nie wypali...

Mariusz Bober

Moskwa pozyskała Strodsa?

Moskwa pozyskała Strodsa?
Nasz Dziennik, 2007-09-15
Za dwa tygodnie Polska, Litwa, Estonia i Łotwa stracą szansę na budowę Gazociągu Amber - alternatywnego wobec Gazociągu Północnego, i dofinansowanie studium wykonalności z pieniędzy Komisji Europejskiej. Pod dokumentami brakuje bowiem podpisu ministra gospodarki Łotwy



Do końca września Polska, Litwa, Estonia i Łotwa muszą złożyć w Komisji Europejskiej wniosek wraz ze specjalnym biznesplanem dotyczący dofinansowania przez Unię Europejską budowy Gazociągu Amber. W przeciwnym wypadku stracimy szansę dofinansowania przygotowania studium wykonalności i ewentualnej budowy gazociągu z budżetu KE kwotą około 1,5 mln euro. Na gotowym dokumencie brakuje już tylko podpisu ministra gospodarki Łotwy Jurija Strodsa, który od kilku miesięcy nagle stał się nieuchwytny dla swoich kolegów z Polski, Litwy i Estonii. Okoliczności niektórych "uników" łotewskiego ministra mogą wskazywać - zdaniem naszych informatorów - na działania w interesie Federacji Rosyjskiej, której zależy na pokrzyżowaniu planów budowy Ambera, konkurencyjnego wobec Gazociągu Północnego.

- Do końca września mamy czas na złożenie stosownych dokumentów. Obawiam się, że możemy nie zdążyć w tym terminie - powiedział nam wczoraj minister gospodarki Piotr Woźniak.
Gazociąg Amber to wspólny projekt szefów resortów gospodarki Polski, Litwy, Estonii i Łotwy, do lipca 2007 roku zdecydowanie popierany przez wszystkie te kraje. Do lipca, bo choć oficjalnie za budową alternatywnego dla lansowanego przez Moskwę i Berlin Gazociągu Północnego nadal opowiada się Łotwa, to jednak ostatnie kilka miesięcy - jak twierdzą nasi informatorzy związani z realizacją całej inwestycji - dowodzą pewnej obstrukcji ze strony łotewskiego ministra gospodarki Jurijsa Strodsa.
- Dzieją się rzeczy przedziwne mające rzekomo tłumaczyć, dlaczego strona łotewska jeszcze nie podpisała dokumentu sygnowanego już przez Polskę, Litwę i Estonię. Z jednej strony mówimy o wydarzeniach typu "pan minister zaciął się w windzie", z drugiej strony mamy mocne sygnały o naciskach ze strony lobby rosyjskiego, zaniepokojonego planami budowy Gazociągu Amber - twierdzi nasz informator. Dokument, o którym mowa, a który podpisały już Polska, Litwa i Estonia, to nic innego jak studium wykonalności projektu - Gazociąg Amber. Rura biegnąca nie po dnie morza, ale po terenach przybrzeżnych, to autorski projekt ministrów gospodarki tych trzech krajów oraz Łotwy będący alternatywą dla rosyjsko-niemieckiego Gazociągu Północnego. Amber łączyłby Rosję i Niemcy, przechodząc przez kraje bałtyckie, w tym Polskę. Byłby tańszy od kosztownego podmorskiego Gazociągu Północnego i nie powodowałby zagrożeń ekologicznych w ekosystemie Bałtyku.
- Budowa polskiej części gazociągu oznaczałaby nie tylko uniezależnienie się od dyktatu w tym sektorze Rosji i Niemiec, jaki groziłby nam po budowie Gazociągu Północnego, ale również możliwość zarobienia naprawdę dużych pieniędzy przez polskie firmy - uważa poseł Maks Kraczkowski, przewodniczący sejmowej Komisji Gospodarki.

Wspólnotowy interes
Gazociąg Bałtycki zwany też Gazociągiem Północnym to wspólna inwestycja Rosji i Niemiec, która ma bezpośrednio połączyć oba te kraje dzięki podwodnym "rurom" biegnącym po dnie Bałtyku. Pierwsza rura ma być oddana do eksploatacji pod koniec 2010 r., druga - dwa, trzy lata później. Podwodnymi gazociągami, których ułożenie ma kosztować minimum 5,5 mld euro, będzie tłoczonych do 55 mld m sześciennych gazu ziemnego rocznie. I co najważniejsze - taki gazociąg omijałby polską strefę ekonomiczną.
Dlatego też Polska nie tylko oprotestowała niemiecko-rosyjskie plany, ale również przedstawiła alternatywny program budowy Gazociągu Amber, biegnącego po lądowym terenie Polski, Litwy, Łotwy i Estonii. W marcu 2005 r. do przewodniczącego Komisji Europejskiego José Barroso skierowany został wspólny list podpisany przez premierów Polski, Litwy i Łotwy, deklarujący polityczne poparcie dla wyboru tych projektów gazowych, których realizacja zwiększałaby w sposób istotny bezpieczeństwo energetyczne krajów członkowskich Wspólnoty, w tym zwłaszcza Litwy i Łotwy, z uwzględnieniem potrzeb energetycznych obwodu kaliningradzkiego. Przeprowadzono również rozmowy z komisarzem Unii Europejskiej ds. energii Andrisem Piebalgsem, którego konkluzją było zapewnienie, że tylko gazociągi ekonomicznie opłacalne będą wspierane przez KE. Takim gazociągiem miał być tańszy, choćby w realizacji, Gazociąg Amber.
- Najistotniejszym argumentem na rzecz gazociągu Amber jest fakt, iż wspomniany projekt w większym stopniu uwzględnia interes wspólnotowy niż konkurencyjny projekt Gazociągu Północnego - mówi Kraczkowski. - Pierwsze rozmowy z partnerami, mowa tu o spółkach i przedsiębiorstwach z krajów nadbałtyckich, spełzły na niczym. Wówczas urzędnicy Komisji Europejskiej poradzili nam, by rozpocząć rozmowy na szczeblu państwowym, pieniądze - pokrywające połowę kosztów budowy Gazociągu - zostały zabezpieczone dla nas na dwa lata. Ten termin właśnie mija - twierdzi nasz informator związany z Ministerstwem Gospodarki. Ministrowie gospodarki Polski, Litwy, Estonii i Łotwy porozumieli się co do treści wspólnego pisma jeszcze przed wakacjami. Pod koniec lipca projekt był gotowy. Do Komisji Europejskiej jednak jeszcze nie dotarł.
Projekt studium wykonalności projektu wraz ze stosownymi analizami i biznesplanem powinien trafić do Komisji Europejskiej najpóźniej do końca września. To podstawowy warunek sfinansowania przez KE około połowy kosztów przygotowania takiego studium wynoszących w sumie około 3 mln euro. - Brakuje tylko jednego podpisu, by takie dokumenty mogły być w KE złożone. Podpisu ministra gospodarki Łotwy - przyznaje minister Piotr Woźniak. Projekt wspólnego stanowiska został przedstawiony przez Polskę szefom resortów krajów bałtyckich 21 lipca podczas nieformalnej Rady do spraw Konkurencyjności w Lizbonie. Od tego czasu jednak nie udało się uzyskać podpisu ministra gospodarki Łotwy Jurijsa Strodsa. Jak się nieoficjalnie dowiedzieliśmy, kilkakrotne próby kontaktu przedstawicieli polskiego Ministerstwa Gospodarki podjęte już w lipcu spaliły na panewce. Powody odmowy spotkania, z jakimi spotykała się strona polska, były przeróżne: od "wypoczynku łotewskiego ministra" po prozaiczne "zaciął się w windzie". Jak twierdzą nasi informatorzy, Strods również zrezygnował dosłownie w ostatniej chwili z jednej z ważnych wizyt zagranicznych, po tym jak otrzymał informację, że na planowanym spotkaniu może pojawić się szef polskiego Ministerstwa Gospodarki - Piotr Woźniak. Jednocześnie - inne źródła mówią o zwiększonym zainteresowaniu sprawą i naciskach ze strony rosyjskiego lobby, które jest zainteresowane odrzuceniem projektu Gazociągu Amber i poparciem Komisji Europejskiej dla Gazociągu Północnego. Czy Jurijs Strods, łotewski szef resortu odpowiedzialnego za gospodarkę nie oparł się rosyjskim naciskom? Żadna z pytanych przez nas osób zaangażowanych w przygotowanie projektu nie chce tego komentować, aczkolwiek nieoficjalnie mówią o licznych wątpliwościach. Ostatecznie - jak udało nam się ustalić - przebywający od dłuższego czasu na wakacjach Strods ma wrócić do pracy 24 września. Czy podpisze wspólny polsko-litewsko-estońsko-łotewski projekt? Czas pokaże.

Wojciech Wybranowski

Final declarations on Odessa-Brody extension coming soon

Final declarations on Odessa-Brody extension coming soon

The starting point of the Odessa-Brody pipeline in Ukraine. On September 27, the parties will agree on the creation of the new Sarmatia company for the extension of the pipeline to Poland
NEW EUROPE/KOSTIS GEROPOULOS
Poland is certain that Azerbaijan, Georgia and Lithuania will make final declarations on joining the Polish-Ukrainian oil pipeline company Sarmatia during a summit of the five nations interested in the project in Georgian capital Tbilisi on September 27, Poland's Economy Minister Piotr Wozniak said on September 6.


"On September 27, the parties will agree on the creation of the new Sarmatia company with a business plan for the extension of the Odessa-Brody pipeline to Poland," Interfax quoted Wozniak as telling a press conference during the Economic Forum in Krynica.


Poland hopes to diversify its energy supplies, reducing the present near-total dependence on imports from Russia, by reversing the flow of a pipeline between the Black Sea port of Odessa and Brody, near the Polish-Ukrainian border, and its extension on to Adamow, on the Polish-Belarussian border, from where it will connect to an existing pipeline to the refinery at Plock.


Companies from Azerbaijan, Georgia and Lithuania said in June they would join the project. Wozniak said Lithuania would have roughly one percent of shares in the new Sarmatia company, while Azerbaijan, a key potential supplier of crude for the pipeline, will have around 24 percent. Wozniak also denied earlier press reports, according to which Azerbaijan would reduce its involvement to only one percent.


"Other parties are also welcome to join the project," the economy minister said. "Slovakia is also potentially welcome, as is Kazakhstan. We are open to all non-passive investors."

Poland excluded from joint nuclear plant project?

Poland excluded from joint nuclear plant project?

Created: Tuesday, August 21. 2007

Poland’s place in a project constructing a new nuclear power plant in Lithuania might be taken by one of the Western countries, Lithuanian "Verslo żinios" business daily informs, quoting some anonymous sources of state institutions.

The newspaper reminds that the Poles are constantly unsatisfied with the division of shares of the planned power station. Lack of agreement on this matter delays the date of starting the construction.

According to an act of Lithuanian Parliament, Lithuania is to take 34 percent of the shares, and Poland, Latvia and Estonia 22 percent each. This division caused Polish hesitation whether to take part in the project or not.

The new nuclear power plant is to start operating in 2015. It is to take over the old one, still remembering soviet times, in Ignalin, which Lithuania agreed to close by the end of 2010, The planned power of the plant is to amount to 3.400 MW. This is by 200 MW less then originally planned. The project has been changed after Poland threatened to withdraw from the investment if the country does not receive 1/3 of the produced energy.

Polska Grupa Energetyczna w przyszłym roku planuje swój debiut

Energetyka chce na giełdę
Nasz Dziennik, 2007-08-10
Polska Grupa Energetyczna w przyszłym roku planuje swój debiut na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie. Planowana jest emisja do 35 proc. akcji grupy. Obecnie po zakończeniu konsolidacji przez włączenie PGE Energia SA, BOT Górnictwo i Energetyki SA grupa opracowuje strategię działania. PGE zapowiada też, że jeszcze w tym roku wprowadzi równą stawkę dla wszystkich swoich klientów indywidualnych.

- Po pozytywnie zakończonym w maju 2007 roku procesie konsolidacji rozpoczynamy II etap procesu budowy Polskiej Grupy Energetycznej, który wzmocni wartość PGE i przygotuje grupę do debiutu giełdowego w przyszłym roku - stwierdził Paweł Urbański, prezes zarządu Polskich Sieci Energetycznych.
Konsolidacja firm sektora elektroenergetycznego następuje w ramach rządowego "Programu dla elektroenergetyki". Według programu właśnie podmiot o znacznej sile ma być zdolny do realizacji kluczowych inwestycji na obszarze kraju oraz do aktywnego włączenia się w działalność na europejskim rynku energii. W ramach tego procesu została utworzona Polska Grupa Energetyczna, w skład której oprócz Polskich Sieci Elektroenergetycznych weszły dwa podmioty wytwarzające energię elektryczną: BOT Górnictwo i Energetyka SA (dwie kopalnie i trzy elektrownie) oraz Zespół Elektrowni Dolna Odra. Natomiast dystrybucją energii zajmuje się osiem spółek.
W ocenie wiceprezesa PSE Emila Wojtowicza, holding po połączeniu ma większe możliwości ograniczenia kosztów działania. W 2008 r. wydatki PGE mają wynieść 15,5 mld złotych. Grupa chce w ciągu 3-4 lat zmniejszyć je o 1 mld złotych.
Do 2025 roku PGE planuje zwiększyć moce wytwórcze o 10 tys. MW energii elektrycznej. Obecnie grupa wytwarza łącznie ponad 11 tys. MW. Według PSE, w 2030 roku Polska będzie potrzebować 20-25 tys. MW nowych mocy energii elektrycznej. Zapotrzebowanie na energię w Polsce rośnie w granicach 5-6 proc. rocznie, a ponad 40 proc. krajowych elektrowni przekroczyło 30 lat i wymaga modernizacji. Zdaniem Urbańskiego, w 2021 r. Polska powinna uruchomić pierwszy blok elektrowni atomowej o mocy 1600 MW. Pod znakiem zapytania stoi udział naszego kraju w elektrowni atomowej w Ignalinie na Litwie. - Gdy bilansujemy potrzeby krajów biorących udział w tym projekcie, nie mamy wątpliwości, że moc tej elektrowni musi wynieść powyżej 3 tys. MW - uważa Urbański. Jednak określenie mocy elektrowni będzie zależeć od prowadzonych badań środowiskowych i geologicznych. Jeśli okazałoby się, że moc elektrowni z tych względów musi być ograniczona, to nie wiadomo, czy Polska będzie uczestniczyć w tym projekcie.

Grzegorz Lipka