Specjalizujemy się w tworzeniu najnowocześniejszych systemów generacji wody dla ciepłownictwa
Jakość wody ma kluczowe znaczenie w przemyśle energetycznym. Właściwie uzdatniona woda, to gwarancja wieloletniej, bezawaryjnej pracy systemu grzewczego oraz optymalizacja kosztów eksploatacji.
Doświadczenie, profesjonalizm i globalny zasięg Eurowater gwarantują wykonanie instalacji najwyższej jakości, dostosowanej do indywidualnych potrzeb klienta.
Z ŻYCIA BRANŻY
8 I Zielone ciepło dla Schwedt?
Aleksandra Fedorska
10 I Narzędzie niedoskonałe, ale dające perspektywy
Jan Sakławski
12 I Nowy mechanizm ograniczania podwyżek cen ciepła sieciowego dla odbiorców końcowych
Dorota Jeziorowska
14 I Transformacja ciepłownictwa w świetle PEP 2040
Mateusz Jabłoński
16 I Gdzie świeci najmocniej?
Wojciech Sikorski
TEMAT NUMERU: EFEKTYWNOŚĆ
I OPTYMALIZACJA
22 I Wycena energii elektrycznej i jej skutki
dla odbiorców przemysłowych
Henryk Kaliś
32 I Inwestycje w efektywność energetyczną
nie ominą nikogo
Radosław Żyłka
37 I Jak efektywnie zarządzać energią?
Anita Bednarek
41 I Energetyka odnawialna – remedium na problemy przedsiębiorstw energochłonnych
Paulina Grądzik
46 I Spółdzielnie energetyczne dziś i jutro
Kaja Buczkowska
ODNAWIALNE I ALTERNATYWNE ŹRÓDŁA ENERGII
52 I Biogaz w zielonej transformacji energetycznej
gmin
Joanna Radzięda
58 I O transformacji energetycznej do 2050 r. raz jeszcze
Waldemar Jędral
66 I Czy energia zawarta w odpadach może dopełnić mix energetyczny Polski?
Monika Michalska-Szulc
PALIWA
68 I Problem wypalonego paliwa jądrowego.
Ocena ilościowa
Tomasz Bury
REMONTY, MODERNIZACJE I UR
74 I Modernizacja kotła węglowego w Elektrowni
Konin na kocioł opalany biomasą oznaczony BFB
Paweł Kudła
78 I Liczniki Belimo. Szwajcarska dokładność i jakość
Belimo
OCHRONA ŚRODOWISKA
80 I Środki na ekoinwestycje z nowego budżetu
unijnego
Ewa Florczyk, Krzysztof Szewczyk
CIEPŁOWNICTWO
83 I Nowy zakład początkiem dużych zmian
Rozmowa z Andrzejem Jedutem, prezesem zarządu Zespołu Elektrociepłowni
Wrocławskich KOGENERACJA S.A.
TEMAT NUMERU: EFEKTYWNOŚĆ I OPTYMALIZACJA
Henryk Kaliś
PROBLEM WYPALONEGO PALIWA JĄDROWEGO. OCENA ILOŚCIOWA
Tomasz Bury
REMONTY, MODERNIZACJE I UR
MODERNIZACJA KOTŁA WĘGLOWEGO W ELEKTROWNI KONIN NA KOCIOŁ
OPALANY BIOMASĄ OZNACZONY BFB
Paweł Kudła
Patryk Cyran redaktor wydania
tel. 32 415 97 74 wew. 15
tel. kom. 728 499 502
e-mail: patryk.cyran@e-bmp.pl
„Konsekwencje zeszłorocznych wydarzeń…”. Wyrażenie to pojawia się w większości artykułów opisujących obecną sytuację. Nie możemy udawać, że kryzysu nie ma. Nie możemy udawać, że sektor energetyczny nie zmaga się z ogromnymi problemami. Drogi do pełnej transformacji są długie, konieczność zmian wymusza coraz większą prędkość działań, a czas działa na naszą niekorzyść. Ale… Spróbuję wnieść tym wstępem trochę optymizmu. Powołując się na słowa Alberta Einsteina – „Świat, jaki stworzyliśmy, jest procesem naszego myślenia. I nie można go zmienić bez zmiany naszego myślenia” – pragnę zadać pytanie: czy zeszłoroczne wydarzenia JUŻ nie zmieniły naszego myślenia? Cały świat znajduje się w procesie wielkich zmian. Skoro sposób postrzegania uległ przebudowie, kwestią czasu jest również przekształcenie naszego globu. Oczywiście, w moim zestawieniu branża energetyczna przyjmuje rolę świata, myślenie zaś – stosowanych rozwiązań. A wracając do podstawowego „wzoru” przytoczonego w pierwszym akapicie – znamy już drogi, mamy wyznaczony czas, pozostaje sprostać prędkości transformacji. To zdecydowanie więcej danych niż mieliśmy jeszcze rok temu.
Tematem wiodącym w tym numerze „Energetyki Cieplnej i Zawodowej” jest efektywność i optymalizacja. W dziale znajdziecie Państwo wiele artykułów (m.in. „Sytuacja przemysłu energochłonnego w Polsce” autorstwa Henryka Kalisia, prezesa Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii) pokazujących
energetyczną perspektywę przemysłu, który przechodzi obecnie, równolegle do energetyki, gruntowną transformację. Tematykę tę podejmujemy również na XXI Konferencji Efektywne Zarządzanie Energią w Przemyśle, która odbywa się 16-17 marca w Czeladzi.
Oczywiście, oprócz „tematu numeru”, w magazynie znajdują się nasze tradycyjne działy, jak remonty, modernizacje i utrzymanie ruchu, odnawialne i alternatywne źródła energii, ochrona środowiska czy ciepłownictwo. W tym ostatnim dziale trafią państwo na wywiad z Andrzejem Jedutem, prezesem Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A. Spółka ta – jak i cała energetyka – też przechodzi proces zmian: „(…) w przeciągu kilku, kilkunastu lat chcemy przebudować system ciepłowniczy Wrocławia tak, aby był jak najmniej emisyjny” – podkreśla A. Jedut.
Pragnę ponownie wrócić do Alberta Einsteina, ale do innego stwierdzenia: „Szaleństwem jest robić wciąż to samo i oczekiwać różnych rezultatów”. Miejmy nadzieję, że wdrażane dziś nowe rozwiązania w energetyce zaczną szybko przynosić przewidywane korzyści, a wydarzenia geopolityczne w końcu się ustabilizują, dając lepszy komfort wspomnianej transformacji.
Niech rok 2023 będzie dla całej branży energetycznej okresem trafionych inwestycji i pomyślnie zastosowanych rozwiązań.
Wydawca: BMP spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa KRS: 0000406244, REGON: 242 812 437 NIP: 639-20-03-478 ul. Morcinka 35 47-400 Racibórz tel./fax 32 415 97 74 tel.: 32 415 29 21, 32 415 97 93 energetyka@e-bmp.pl www.kierunekenergetyka.pl
BMP to firma od prawie 30 lat integrująca środowiska branżowe, proponująca nowe formy budowania porozumienia, moderator kontaktów biznesowych, wymiany wiedzy i doświadczeń. To organizator branżowych spotkań i wydarzeń – znanych i cenionych ogólnopolskich konferencji branżowych, webinariów, wydawca profesjonalnych magazynów i portali.
Rada Programowa: prof. Jan Popczyk, przewodniczący Rady Programowej, Politechnika Śląska prof. Andrzej Błaszczyk, prezes zarządu HYDRO-POMP dr hab. inż. Wojciech Bujalski, prof. PW, Politechnika Warszawska
dr hab. inż. Maria Jędrusik, prof. nadzw. PWr, Politechnika Wrocławska
Henryk Kaliś, przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, prezes Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii dr hab. inż. Roman Krok, prof. Pol. Śl., Politechnika Śląska prof. Janusz Lewandowski, Politechnika Warszawska dr inż. Jerzy Łaskawiec, ekspert ds. energetyki dr Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes zarządu Forum Energii dr Małgorzata Niestępska, prezes zarządu PEC Ciechanów
Jan Sakławski, Kancelaria Brysiewicz, Bokina, Sakławski i Wspólnicy dr inż. Andrzej Sikora, prezes zarządu Instytutu Studiów Energetycznych Sp. z o.o., Akademia Górniczo-Hutnicza im. St. Staszica w Krakowie Waldemar Szulc, dyrektor biura, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie
Prezes zarządu BMP Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością Sp. k. Adam Grzeszczuk
Redaktor naczelny
Przemysław Płonka
Redaktor wydania
Patryk Cyran
Redakcja techniczna
Marcelina Gąsior
Kolportaż rafał.ruczaj@e-bmp.pl
Sprzedaż:
Krzysztof Sielski, Jolanta Mikołajec-Piela, Marta Mika, Magda Widrińska, Ewa Dombek, Monika Majewska
Magazyn kierowany jest do prezesów, dyr. ds. technicznych i głównych specjalistów (mechaników, automatyków, energetyków) reprezentujących branżę energetyczną, organizatorów targów, sympozjów, imprez branżowych, urzędów, ministerstw, instytutów, wyższych uczelni oraz biur projektowych. Redakcja nie odpowiada za treść reklam. Niniejsze wydanie jest wersją pierwotną czasopisma
Wykorzystywanie materiałów i publikowanie reklam opracowanych przez wydawcę wyłącznie za zgodą redakcji. Redakcja zastrzega sobie prawo do opracowywania nadesłanych tekstów oraz dokonywania ich skrótów, możliwości zmiany tytułów, wyróżnień i podkreśleń w tekstach.
Artykułów niezamówionych redakcja nie zwraca. Fot. na okładce: 123rf
Na terenie budowy farmy fotowoltaicznej w Mysłowicach zamontowano już ponad 60 tys. paneli fotowoltaicznych (73 procent), montaż konstrukcji stalowych osiągnął zaawansowanie na poziomie 97 procent. Farma ta będzie największą elektrownią słoneczną TAURONA o docelowej mocy 100 MW. W pierwszym etapie planowane jest uruchomienie 37 MW, a energia popłynie stąd jeszcze w tym roku Źródło i fot. tauron.pl
W marcu ubiegłego roku Fortum i Microsoft ogłosiły partnerstwo, w ramach którego Fortum planuje wykorzystanie zeroemisyjnego ciepła odpadowego pochodzącego z centrów danych planowanych przez Microsoft w fińskim Espoo i Kirkkonummi i będzie dostarczać je do lokalnej sieci ciepłowniczej.
Fińskie Ministerstwo Zatrudnienia i Gospodarki przyznało Fortum łącznie 19,4 mln euro dofinansowania. Środki pochodzące z funduszy unijnych umożliwią wykorzystanie pełnego potencjału ciepła powstającego w centrach danych i przyczynią się do zielonej transformacji. Ciepło odpadowe z centrów danych zastąpi wytwarzanie oparte na spalaniu, pokryje około 40 proc. rocznego lokalnego zapotrzebowania na ciepło sieciowe i zmniejszy roczną emisję CO2 o około 400 tys. ton.
Źródło: Fortum Polska, informacja prasowa
W Grupie Azoty ZAK zakończono dwa zadania w ramach Nowej Koncepcji Energetycznej – jednej z kluczowych inwestycji realizowanych obecnie w spółce.
Górnictwo przyszłości w oparciu o słońce, wodę i wiatr – należąca do KGHM chilijska kopalnia Sierra Gorda działa wyłącznie na bazie energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii. Do kopalni dostarczana jest energia pochodząca z powstającej elektrowni fotowoltaicznej, zlokalizowanej w rejonie Antofagasta.
Źródło i fot.: kghm.com.pl
Efektem inwestycji będzie intensyfikacja produkcji, a także poprawa efektywności energetycznej oraz surowcowej. Łączna wartość zadań to 65,6 mln zł. Obie inwestycje zrealizowano w obrębie kędzierzyńskiego Wydziału Amoniaku, dzięki czemu możliwe będzie zwiększenie produkcji amoniaku.
Źródło i fot.: Grupa Azoty
INFRASTRUKTURY CIEPŁOWNICZEJ
Drony, jeszcze nie tak dawno nieznane, dostępne dla nielicznych, dzisiaj stanowią już bardzo popularny sprzęt, chętnie wykorzystywany w wielu dziedzinach. Te precyzyjne i niezwykle skuteczne bezzałogowce znajdują zastosowanie także w ciepłownictwie, wspomagając energetyków w codziennej pracy. PGE Energia Ciepła z Grupy PGE regularnie korzysta z potencjału nowych technologii.
W poprzednich latach badania termowizyjne sieci ciepłowniczych w PGE Energia Ciepła prowadzone były w sposób angażujący wykonawców zewnętrznych, wykorzystujących kamery termowizyjne podpięte pod załogowe statki powietrzne. Szybki rozwój technologii bezzałogowych statków powietrznych oraz powstałe w związku z tym zupełnie nowe możliwości prowadzenia badań diagnostycznych spowodowały zmianę podejścia Grupy PGE do tego obszaru. Prawdziwy przełom nastąpił w kwietniu 2021 r., kiedy zapadła decyzja o wdrożeniu nowego projektu, mającego na celu zastąpić usługi świadczone przez wykonawców zewnętrznych pracą bezzałogowych dronów, sterowanych przez posiadających stosowne uprawnienia lotnicze członków zespołu.
Źródło: Informacja prasowa PGE EC
Elektrownia wiatrowa TAKE THE WIND, która w styczniu br. rozpoczęła produkcję zielonej energii, korzysta jako pierwsza w naszej części Europy z najnowocześniejszej technologicznie turbiny VENSYS 126.
Urządzenie ma bezprzekładniowy generator o mocy znamionowej 3,8 MW, który zapewnia jej wysoką efektywność przy niskiej awaryjności i znaczącej redukcji ilości potrzebnych prac serwisowych. Wykorzystuje technologię magnesów trwałych, która minimalizuje straty ciepła w urządzeniu.
23 lutego 1993 roku o godz. 12.47 nastąpiła synchronizacja pierwszego bloku w Elektrowni PGE w Opolu.
PKN ORLEN wraz ze swoją spółką odpowiedzialną za wdrożenie w Polsce technologii małych reaktorów jądrowych (SMR) – ORLEN Synthos Green Energy – podpisał list intencyjny z uczelniami technicznymi na rzecz uruchomienia wspólnego programu kształcenia kadr technicznych dla sektora energetyki jądrowej. Rozwój programu wspiera Ministerstwo Edukacji Narodowej. Wykwalifikowane kadry dla powstającego przemysłu jądrowego w Polsce to istotny element dla jego rozwoju. Dlatego PKN ORLEN i ORLEN Synthos Green Energy zaproponowały polskim uczelniom technicznym uruchomienie wspólnego programu kształcenia kadr technicznych w zakresie technologii jądrowej.
Źródło: PKN ORLEN
W PRODUKCJI CIEPŁA W KROŚNIE
VENSYS 126, pierwsza tego typu turbina zainstalowana w Europie Środkowo-Wschodniej, pracuje w elektrowni wiatrowej
TAKE THE WIND. Inwestycja należąca do spółki z grupy FIGENE zlokalizowana jest w gminie Złotów w Wielkopolsce. Jej moc zainstalowana, zgodna z warunkami przyłączenia, to 3,5 MW, a moc maksymalna wynosi 3,8 MW. Według szacunków opartych na precyzyjnych pomiarach warunków wietrzności, elektrownia wytworzy w ciągu roku ok. 8500 MWh. Odpowiada to rocznemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną ponad 5500 gospodarstw domowych.
Źródło: informacja prasowa
Nowa Czechnica będzie nowoczesną, od lat oczekiwaną jednostką. Dla pracownika w sektorze energetycznym przejście na całkowicie inne urządzenia nie zdarza się co dzień – inwestycji w taką infrastrukturę wytwórczą przez wiele poprzednich lat nie było Polsce zbyt wiele. Dlatego dla większości osób będzie to wyzwanie, ale i szansa rozwoju.
Andrzej Jedut, prezes zarządu Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich
KOGENERACJA S.A.
Wywiad na str. 83
Elektrociepłownia Krosno jest największym źródłem ciepła dla całego Krosna. W 2022 r. produkowana w instalacji energia cieplna w 86% pochodziła z biomasy, czyli z ekologicznego paliwa odnawialnego, a w ok. 14% z miału węglowego, który był paliwem szczytowym, wykorzystywanym w okresie bardzo niskich temperatur.
Energia produkowana w Elektrociepłowni Krosno dystrybuowana jest do ok. 19 tys. krośnian, tj. mieszkańców większości budynków wielorodzinnych w mieście, a także do obiektów handlowo-usługowych oraz placówek kulturalnych i oświatowych.
Źródło i fot.: materiały prasowe
Ograniczenie produkcji w niemieckiej rafinerii w mieście Schwedt wpływa m.in. na miejscowe ciepłownictwo. Jakie rozwiązania proponuje lokalny dostawca ciepła?
W Niemczech Wschodnich, a w szczególności niedaleko polskiej granicy, w czasie istnienia Niemieckiej Republiki Demokratycznej (NRD) zbudowano najważniejsze i największe w tym okresie kombinaty przemysłowe, czemu towarzyszył rozwój nowych miast. Jeśli chodzi o hutnictwo, było to Eisenhüttenstadt, które od 1953 do 1961 nosiło nazwę Stalingrad. Natomiast branża petrochemiczna rozrastała się w miejscowości Schwedt, leżącej na zachodnim brzegu Odry w północno-wschodnich Niemczech. W 1963 roku podłączono do Schwedt ropociąg „Przyjaźń“, którym przesyłano ropę ze Związku Radzieckiego na Zachód. Ropa ta stała się podstawą rozwoju miejscowego kombinatu petrochemicznego.
Trzecia rafineria w Niemczech Zależność od Rosji przetrwała przewrót systemowy w NRD oraz zjednoczenie Niemiec. Kierunek dostaw ropy nie zmienił się aż do końca bieżącego roku, mimo perturbacji związanych ze strukturą własnościową obecnej rafinerii PCK w Schwedt. Po upadku realnego socjalizmu kombinat petrochemiczny w Schwedt musiał ograniczyć produkcję i zrezygnować z jej dużej części, ale zachował najważniejszą część, jaką jest rafineria. Jest ona trzecią pod względem wielkości w Niemczech i zaopatruje w benzynę i oleje napędowe pobliski Berlin.
Korespondentka polskich i niemieckich portali branżowych. Jej specjalizacją jest polityka energetyczna Niemiec, Danii, Szwecji, Austrii, Szwajcarii oraz krajów Beneluksu. Śledzi przebieg kampanii wyborczych we wszystkich wymienionych krajach pod względem polityki energetycznej
Co ma do tego ciepłowictwo?
Ograniczenie produkcji w rafinerii kładzie się cieniem na ciepłownictwo w samym
Schwedt. Podobnie jak w przypadku
Eisenhüttenstadt, miasto korzysta z niebywale dobrze jak na niemieckie warunki rozbudowanej sieci ciepłownictwa miejskiego. Ciepło odpadowe z rafinerii ogrzewa w Schwedt blisko 80% gospodarstw domowych. Innym ważnym plusem tej formy ogrzewania jest względnie niska cena. Schwedt obawia się zatem, że wraz z redukcją produkcji w rafinerii w mieście zabraknie ciepła i gorącej wody. Sama rafineria też stara się znaleźć alternatywę dla konwencjonalnej ropy naftowej. Niedawno powstał pierwszy projekt eksperymentalny we współpracy z miejscowym operatorem turbin wiatrowych Enertrag, który ma na celu wykorzystanie w rafinerii zielonego wodoru.
Na początku procesu prywatyzacji udziały w tej oraz w innych niemieckich rafineriach kupiła Wenezuela. Kraj ten, dysponujący prawdopodobnie największymi złożami ropy na świecie, też nie zamierzał zmienić zależności niemieckiej rafinerii od Rosji. Udziały w niemieckich rafineriach Wenezuela sprzedała Rosji w 2010 roku. W ten sposób rafineria w Schwedt wpadła w sidła rosyjskiego koncernu Rosnieft, który ostatecznie ma teraz 54% udziałów w tym zakładzie. Dopiero inwazja Rosji na Ukrainę zmieniła nastawienie i lekkomyślność Niemiec, które pozwoliły na przejęcie części swojej infrastruktury krytycznej. Od 1 stycznia 2023 sytuacja ta zmieniła się, gdyż Niemcy wprowadzili embargo na rosyjską ropę. Jednocześnie omawiana rafineria zaczęła pozyskiwać surowiec z krajów trzecich przez port w Rostocku, naftoport w Gdańsku oraz dostawy z Kazachstanu. Prawdopodobnie jednak dostawy te nie wystarczą, aby utrzymać pełne moce produkcyjne w Schwedt, ponieważ rafineria potrzebuje 10-11 milionów ropy rocznie.
Niekorzystnych zmian w dotychczas tanim i stabilnym systemie grzewczym w Schwedt obawia się także miejscowy dostawca ciepła – Stadtwerke Schwedt – i dlatego stawia na nowe inwestycje. – W tym celu planujemy dużą instalację solarną. Drugim projektem jest wykorzystanie miejskich ścieków. Za pomocą pompy ciepła chcemy dostarczyć ciepło z oczyszczonych ścieków do ogrzewania miejskiego. Widzimy w tym potencjał jednego megawata mocy. Chcemy wykorzystać to ciepło w pobliskiej dzielnicy mieszkaniowej Kastanienhöfe – tłumaczy kierownik działu technicznego Jens Uhliar w rozmowie z lokalną gazetą Märkische Oderzeitung (MOZ).
Jednocześnie zakłady Stadtwerke Schwedt są świadome tego, że dostarczanie dużych ilości zielonego ciepła jest możliwe tylko we współpracy z miejscowym przemysłem. Sieć ciepłownicza w Schwedt ma obecnie moc nieco poniżej 50 megawatów i zużywa rocznie około 140 gigawatogodzin. Tak więc wykorzystanie ciepła ze ścieków mogłoby w najlepszym wypadku zabezpieczyć zaledwie dwa procent potrzeb. Dlatego też Stadtwerke Schwedt i rafineria PCK chcą wspólnie zidentyfikować punkty procesu produkcyjnego, w których powstaje ciepło i które może być teraz i w przyszłości wykorzystane do ogrzewania miejskiego. Lokalny dostawca chce także pozyskać środki unijne na zwiększenie efektywności zaopatrzenia w ciepło.
PGE bierze pod swoje skrzydła przedsiębiorców, którzy chcą zyskać oszczędności w firmowym budżecie dzięki źródłom zielonej energii.
Wejdź na www.gkpge.pl i wypełnij formularz, a nasz przedstawiciel skontaktuje się z Tobą.
Liczba problemów interpretacyjnych w związku z ustawami gwarantującymi ceny energii rośnie wykładniczo i nie zapowiada się, by sytuacja miała się w tym zakresie uspokoić. Powiedziano o tym już dużo, będzie mówione więcej, więc ja chciałbym nieco wyrwać się z tłumu utyskiwaczy i wskazać jeden aspekt, który w mojej ocenie może być pierwszym krokiem do istotnej zmiany filozofii funkcjonowania sieci elektroenergetycznych w Polsce.
Nazwy aktów prawnych regulujących ceny energii elektrycznej i gazu AD 2022 są tak absurdalne, że korzystając z przywilejów, jakie daje mi forma felietonu, nie zamierzam ich przytaczać. Dość powiedzieć, że liczba zmian, które zostały w nich zawarte, jest przeogromna i wykracza daleko poza materię bazową. Jest to niestety przypadłość polskiej legislacji ostatnich lat, która polega na dopisywaniu do ustaw, o wydawałoby się jasnym i precyzyjnym zakresie tematycznym, dodatkowych przepisów, które – niejako przy okazji – regulują szereg innych kwestii, modyfikują istniejące przepisy czy przedłużają okres związania niektórymi przepisami intertemporalnymi. Absolutnym szczytem tego procederu był sposób postępowania z tzw. ustawami covidowymi. Kolejne nowelizacje nowelizacji nowelizacji nowelizacji powodowały to, że wyciągnięcie normatywnej treści z takich przepisów było trudne nawet dla prawników, a więc ludzi wydawałoby się biegłych w czytaniu legislacyjnych cudów. Z kolei dla osób nieposiadających tego rodzaju kompetencji czytanie niektórych wielopoziomowych konstrukcji prawnych powstałych w ostatnich latach musi być straszliwą męczarnią. Zjawisko to zasługuje na samodzielny komentarz, więc pozwolę sobie wrócić do niego w najbliższych miesiącach.
Partner, radca prawny Kancelarii Brysiewicz, Bokina, Sakławski i Wspólnicy
znalazła się jedna perełka, która o ile nie zostanie stłamszona przez niewdzięczną praktykę, ma szanse zaadresować jedną z głównych bolączek polskiej energetyki. Mówię oczywiście o zmianie nakładającej na OSD obowiązek komunikowania wnioskującym o warunki przyłączenia kosztów ewentualnego tzw. przyłączenia komercyjnego.
Legislacyjna perełka
W tym miejscu wrócę jednak do przemyśleń, którymi chciałem się z Państwem w tym miesiącu podzielić. Otóż w gąszczu legislacyjnych nowinek wprowadzanych przez komplet ustaw „których imienia nie wolno wymawiać”
Tu dwa słowa wyjaśnienia dla osób nieco mniej biegłych w tej tematyce. Od lat bolączką polskiego sektora OZE są odmowy przyłączeń. Skala tego zjawiska jest niestety przytłaczająca, ponieważ w latach 2021-2022 (stan na 3 marca 2022 r.) wydano już 3459 odmów, co stanowi niemal trzykrotny wzrost w stosunku do lat 2019-2020 (1209 odmów)1. Wobec dużych instalacji ogromna większość nowych wniosków spotyka się z odmową (60-80% zgodnie z informacjami MKiŚ). URE jest zalane liczbą wniosków dotyczących tej kwestii, ale ochrona, jaką dają przepisy, jest w tym zakresie iluzoryczna. Wnioskodawca może zwrócić się do Prezesa URE o wydanie decyzji zastępującej umowę przyłączeniową, ale do czasu rozstrzygnięcia tego sporu przez organ taki projekt jest zawieszony w próżni. Postępowanie w tym przypadku trwa latami, a w międzyczasie ktoś inny może uzyskać warunki w pobliżu (chociaż teoretycznie nie powinno się to wydarzyć) lub też mogą zmienić się ceny komponentów i materiałów budowlanych. Otoczenie prawne tego rodzaju instalacji też jest dość dynamiczne, więc przesunięcie inwestycji w czasie powoduje, że jej realizacja i funkcjonowanie mogą odbywać się w kompletnie
innych warunkach niż zakładano. Co więcej, do momentu uzyskania warunków przyłączenia projekt jest w zasadzie bezwartościowy i nie ma potencjału do uzyskania finansowania komercyjnego, czyli tzw. bankowalności.
Kiedy odmowa?
Teoretycznie odmowa wydania warunków przyłączenia (lub też zawarcia umowy przyłączeniowej) może odbyć się w trzech przypadkach. Pierwsze dwa to sytuacje, w których nie ma warunków technicznych lub ekonomicznych przyłączenia do sieci. Trzecią przesłanką jest niespełnienie kryteriów określonych w wydanych przez operatora warunkach przyłączenia. Niestety smutną, ale też powszechną praktyką jest wydawanie przez OSD odmów blankietowych, generycznych, nieodnoszących się do partykularnej sytuacji inwestora, ale powołujących się na bliżej nieokreślone zagrożenie dla funkcjonowania sieci. Nie pomaga przy tym fakt, że w ostatnich latach do art. 7 Prawa energetycznego dodano przepisy o możliwości wydania decyzji odmownej również w przypadku, gdy przyłączenie nowego źródła może uniemożliwić przyłączenie morskich farm wiatrowych. OSD od Zgorzelca po Suwałki zaczęły więc odmawiać wydania warunków przyłączenia w związku z zagrożeniem przyłączenia flagowych projektów energetycznych na Morzu Bałtyckim.
Skąd opór OSD
Oczywiście OSD ma uzasadnione podstawy do dbania o jakość i wydajność sieci, ale warto zwrócić uwagę, że niezależnie od tego, jakiego rodzaju prace czy nakłady umożliwiłyby operatorowi przyłączenie nowych instalacji, decyzja przekazywana inwestorowi zawsze jest zerojedynkowa. Innymi słowy, nawet jeżeli wystarczyłaby wymiana urządzeń w jednym GPZ i koszt tej modernizacji zamykałby się w niskiej kwocie, np. 10 000 zł, to operator i tak w takim przypadku może udzielić odpowiedzi negatywnej. Opłata przyłączeniowa nie może tego kosztu pokryć, ponieważ może obejmować jedynie koszty samego przyłącza, w związku z czym operatorzy po prostu odmawiają coraz większej liczbie wnioskodawców. Co prawda Prawo energetyczne daje operatorowi możliwość wykonania tzw. przyłączenia komercyjnego, które pozwala na indywidualne określenie opłaty bez konieczności oglądania się na koszt samego przyłącza, ale rozwiązanie to ma charakter fakultatywny, więc nie korzystano z tej opcji niemal wcale. Trudno powiedzieć, z czego wynika opór OSD przed uwzględnieniem partycypacji inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci, ale można zakładać, że wymuszałoby to bardzo głębokie zmiany w polityce taryfowej oraz wzięcie pod uwagę tak uzyskanych przychodów we wszystkich wątkach podatkowych. Klasyczne finansowanie przebudowy infrastruktury sieciowej z taryf i dotacji jest w takiej sytuacji dużo łatwiejsze (o ile cokolwiek w tym biznesie można uznać za łatwe).
Kilka istotnych zmian
I w tym miejscu naszemu ustawodawcy udało się zrobić jednym ruchem coś, co ten irracjonalny opór operatorów ma szanse przełamać. W ramach jednej z „sami-wiecie-jakich” ustaw do opisującego zasady przyłączania art. 7 Prawa energetycznego dopisano kilka istotnych zmian. Po pierwsze, jeżeli odmowa przyłączenia nastąpiła z przyczyn ekonomicznych, to zawiadamiając o tym fakcie wnioskodawcę, operator ma obowiązek podać szacowaną wysokość opłaty, którą wnioskodawca uiściłby, gdyby przyłączenie odbywało się na warunkach komercyjnych. Innymi słowy, ile zapłaciłby przedsiębiorca, gdyby był gotowy ponieść koszt doprowadzenia danego odcinka sieci do stanu technicznego pozwalającego na przyłączenie źródła objętego wnioskiem? Jeżeli opcja ta zainteresuje przedsiębiorcę, to może on domagać się przedstawienia mu informacji o sposobie kalkulacji tej wartości. Odpowiadając, OSD musi podać, jakie konkretne nakłady inwestycyjne zostały wzięte pod uwagę przy dokonanej kalkulacji. Ustawodawca dodał również ustęp, w którym wprost sygnalizuje możliwość dokonania budowy i rozbudowy odcinków sieci przez podmiot ubiegający się o przyłączenie we wskazanych miejscu.
Mamy więc bardzo istotny krok naprzód, ale… wciąż jeszcze kilka problemów pozostaje nierozwiązanych. Po pierwsze, przedstawienie kalkulacji, a następnie sposobu dokonania kalkulacji nie niesie za sobą żadnych konsekwencji prawnych. Jest to po prostu sucha informacja. Nie zmieniło się to, że wciąż OSD jedynie może, a nie musi, zawrzeć umowę o przyłączenie komercyjne. Po drugie, nawet sama kalkulacja nie ma dla OSD wiążącego charakteru, a w trakcie rokowań z wnioskodawcą może on domagać się zapłaty wyższej kwoty niż policzona w kalkulacji. Po trzecie, brakuje jednoznacznej regulacji, która pozwalałaby na wspólne poniesienie kosztów przez kilku inwestorów proponujących wytwarzanie w różnych technologiach. Oczywiście ta ostatnia kwestia musiałaby być omówiona w ramach szerszej dyskusji o cablepoolingu, ale nie unikniemy jej, jeżeli rzeczywistym celem ustawodawcy jest umożliwienie inwestorom partycypacji w przebudowie naszych przestarzałych sieci.
Podsumowując, otrzymaliśmy narzędzie niedoskonałe i możliwe do obejścia, ale dające jakąś perspektywę poprawy. Tak jak to zwykle bywa w moich tekstach, pozwolę sobie na sam koniec uderzyć w górny diapazon. Transformację energetyczną albo przeprowadzimy wszyscy, albo nie przeprowadzimy jej wcale. Niestety jest to jeden z tych niewielu problemów, na które odpowiedź jest zerojedynkowa.
Przypis
1 https://globenergia.pl/prezes-ure-prowadzi-setki-postepowan-w-sprawie-sporow-o-odmowe-przylacza/
Rok 2023 rozpoczął się od dużych zmian, niewątpliwie bardzo korzystnych dla odbiorców ciepła sieciowego.
15 lutego br. weszła w życie nowelizacja ustawy o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw, która znacząco zmienia założenia mechanizmu wprowadzonego ustawą w brzmieniu z dnia 15 września 2022 r. Rynki paliw nie są stabilne, dodatkowo w I kwartale tego roku powrócił problem z dużymi wzrostami cen uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, a to właśnie zakup paliw i uprawnień stanowi główny element kosztotwórczy w znacznej części jednostek wytwórczych w sektorze ciepłownictwa systemowego. Wzrost kosztów wytwarzania ciepła dotyczy co do zasady wszystkich źródeł ciepła, tym bardziej pozytywnym jest, że nowy mechanizm osłonowy dedykowany odbiorcom ciepła sieciowego, dotychczas nazywany potocznie „rekompensatowym”, staje się obecnie „mechanizmem ograniczania podwyżek cen ciepła”, ponieważ powoduje, że od 1 marca br. żadne gospodarstwo domowe ani inny podmiot uprawniony określony w ustawie nie płaci za dostawę ciepła więcej niż 40% powyżej cen i stawek opłat za ciepło obowiązujących w dniu 30 września ubiegłego roku. Z jednej strony rozwiązanie to jest w oczywisty sposób dobre dla odbiorców końcowych (co ciekawe – od teraz również obejmie ono część systemów ciepłowniczych zasilanych przez jednostki kogeneracji), z drugiej natomiast pozwala jednostkom wytwórczym produkować ciepło w oparciu o ceny i stawki opłat określonych w taryfie zatwierdzonej przez Prezesa URE.
Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych
trzyma kciuki cały sektor, jest to, aby definicja wysokosprawnej kogeneracji rozszerzyła się o kryterium jednostkowego wskaźnika emisji gazów cieplarnianych na poziomie poniżej 270 g CO2/kWh (czyli tzw. EPS270) nie wcześniej niż od roku 2030 (zamiast roku 2026, jeżeli chodzi o spełnienie kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego lub nawet wcześniej – w innych przypadkach). Od tego zależy w dużej mierze skuteczność transformacji sektora ciepłownictwa systemowego, która już trwa, ale nagłe pozbawienie możliwości pozyskania środków pomocowych bądź innych ułatwień dedykowanych dla efektywnych systemów ciepłowniczych niewątpliwie utrudni ten proces, nie wspominając już o akceptowalności społecznej.
Coraz bliżej rozstrzygnięć w pakiecie Fit for 55 Niełatwa sytuacja w światowej, szeroko pojętej branży energetycznej powoduje, że z tym większym napięciem państwa członkowskie Unii Europejskiej wyczekują, w jakim kształcie zakończą się prace nad aktami prawnymi procedowanymi w ramach pakietu Fit for 55. Dla Polski zapewne bardziej niż dla większości krajów (biorąc pod uwagę warunki klimatyczne w powiązaniu z dużą liczbą systemów ciepłowniczych, wynikających ze znacznej liczby miast i gęstości zabudowy) istotne będą rozstrzygnięcia w obszarze dotyczącym ciepłownictwa systemowego. Wiele wskazuje na to, że prace w zakresie dyrektyw EED i RED zakończą się już w tym półroczu w trakcie szwedzkiej prezydencji w Radzie. Kwestią, za którą chyba obecnie najmocniej
Sezon grzewczy w pełni, natomiast przy tej okazji warto na moment skupić się nie tylko na efektywności energetycznej procesu wytwarzania czy przesyłania i dystrybucji, ale na możliwości realnej oszczędności energii pierwotnej (i w budżecie domowym), jaką daje optymalizacja zużycia ciepła w naszych mieszkaniach i domach. Należy pamiętać i przypominać odbiorcom końcowym i użytkownikom lokali, że komfort cieplny można osiągnąć nie tylko poprzez zwiększenie temperatury na termostacie zainstalowanym na grzejniku, ale również w inny sposób – od szeroko pojętej termomodernizacji do prostej zmiany nawyków związanej z wietrzeniem pomieszczeń czy zapewnieniem właściwego rozprowadzenia ciepła po pomieszczeniu. Tego dotyczy również kampania społeczna „Liczy się ciepło”, prowadzona przez Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych (serdecznie zachęcam do zapoznania się z materiałami merytorycznymi dostępnymi na stronie www. liczysiecieplo.pl).
Podsumowując – oby 2023 r. w ciepłownictwie był kolejnym rokiem mądrej transformacji energetycznej prowadzonej na wielu płaszczyznach (w tym zmieniającej nas samych i nasze nawyki, co – jak pokazuje kampania – jest możliwe), który dodatkowo przyniesie stabilizację na rynkach paliw i pozytywne rozstrzygnięcia w zakresie przyszłych unijnych regulacji.
Potrzeba transformacji energetycznej polskiej gospodarki nie jest już obca szerokiej publice ani mediom – atom, panele PV i instalacje wiatrowe zyskują zwolenników, a inwestycje w małej i dużej skali nabierają rozpędu. Dyskusja dotyczy jednak głównie produkcji energii elektrycznej, a pomija być może największe wyzwanie polskiej energetyki – ciepłownictwo.
Zgodnie z PEP 2040 „Do 2040 r. potrzeby cieplne wszystkich gospodarstw domowych pokrywane będą przez ciepło systemowe oraz przez zero- lub niskoemisyjne źródła indywidualne”1. Ciepło sieciowe docelowo powinno być produkowane w oparciu o (znów) niskoemisyjne nośniki. Wspomniane są biopaliwa, geotermia, energia słoneczna czy spalarnie odpadów, dopuszcza się również gaz w kogeneracji.
Dla źródeł indywidualnych dokument wyróżnia: instalacje niepalnych OZE (w tym pompy ciepła), ogrzewanie elektryczne, instalacje gazowe oraz paliwa bezdymne. Na potrzeby dalszej analizy wykluczono biopaliwa z grupy źródeł niskoemisyjnych dla indywidualnych instalacji.
Polskie ciepłownictwo
Biorąc pod uwagę wspomniane kategorie, podsumujmy „sylwetkę” polskiego ciepłownictwa. Raport ciepłowniczy
Mateusz Jabłoński absolwent studiów inżynierskich Energetyka na Wydziale Mechaniczno-Energetycznym na PolitechniceWrocławskiej. Prezes SKN ThermoRES
2021 URE wskazuje, że 19,4% ciepła sieciowego powstaje ze wspomnianych niskoemisyjnych nośników (w tym 8,1% z biomasy i 9,6% z gazu), przeważająca większość (71,4%) pochodzi z węgla kamiennego2
Na podstawie szacunków GUS z 2019 r. 24,7% ciepła ze źródeł indywidualnych powstaje z niskoemisyjnych nośników3
Węgiel stanowi 49,8%, zaś biopaliwa stałe bez węgla drzewnego 23,4%. Duży udział biopaliw nie zawiera się jednak do źródeł niskoemisyjnych. Można założyć, że niskoemisyjne źródła zyskały na znaczeniu od dnia opublikowania szacunków, w szczególności w przypadku pomp ciepła.
Podsumowując, tak jak elektroenergetykę, tak i ciepłownictwo czeka szeroko zakrojona transformacja. Poniżej podsumowano wyzwania z tym związane.
Ciepło sieciowe
Wykluczenie węgla i olejów ciężkich z ciepłownictwa zawodowego może okazać się większym wyzwaniem niż w przypadku produkcji energii elektrycznej. Trzy przykładowe rozwiązania to: biopaliwa, gaz i spalarnie odpadów. Pojawić się mogą natomiast problemy w realizacji współspalania biomasy w dużym zakładzie. Gdyby całkowicie zastąpić węgiel biomasą trudnością będzie już nie tylko produkcja, ale i transport – samochodowy jest niewystarczający dla tak dużej skali, kolejowy wymaga infrastruktury również przy zakładach produkujących biopaliwa, wodny ogranicza się w Polsce do dorzecza Odry.
Do niedawna gaz wskazywano jako paliwo przejściowe dla transformacji w Europie. Wydarzenia na świecie w 2022 r. przekreśliły jednak tę wizję, a spektakularny wzrost cen gazu wstrząsnął polską gospodarką. Choć instalacje gazowo-parowe w kogeneracji osiągają bardzo wysokie sprawności, a sama konstrukcja jest prostsza niż klasycznych siłowni parowych, ubiegłoroczne doświadczenia i zmiana dostępności gazu w Europie odwodzą od inwestycji w ciepłownictwo gazowe.
Spalarnie odpadów przynoszą korzyści w wielu wymiarach i ich rozwój powinien być stymulowany niezależnie od PEP 2040. Wobec zmian w cieple sieciowym ich rozwój jest tym ważniejszy. Tu problemem jest jednak akceptacja społeczeństwa i odpowiednia lokalizacja. Te problemy i niska kaloryczność paliwa ostatecznie decydują o drugoplanowej roli spalarni odpadów w ciepłownictwie (obecnie 1,4%).
Wydaje się, że w przypadku źródeł indywidualnych skala problemu jest mniejsza. Instalacje elektryczne charakteryzuje duża sprawność lokalna, ale pełna wartość zależy od źródła energii elektrycznej. Dla siłowni cieplnych mowa zaledwie o 35-40%. Z tego względu ogólny koszt eksploatacji jest znaczny, a elektryfikacja ogrzewnictwa w miastach mogłaby kilkukrotnie zwiększyć zapotrzebowanie na prąd w najzimniejszych miesiącach. To poważny problem dla transformacji energetyki w OZE, jako że zimą, a szczególnie w nocy, ustaje produkcja energii elektrycznej z paneli PV. Teoretycznie problem ten rozwiązują pompy ciepła, szczególnie popularne w ostatnim czasie. Ich efektywność zmniejsza zużycie prądu głównie kosztem oziębiania gruntów pod instalacją. Zastosowanie tego rozwiązania może być jednak ograniczone dla gęściej zaludnionych obszarów. Grunt i sieci wodne mają skończoną pojemność cieplną, dodatkowo mało poznane są konsekwencje intensywnego oziębiania ziemi pod budynkami. Być może rozwiązaniem byłby narzucony limit powierzchniowy i instalacje hybrydowe dla dużych budynków mieszkalnych.
Indywidulne instalacje gazowe mierzą się z podobnymi problemami jak zakłady zawodowe. Gospodarstwa domowe są obecnie narażone na znacznie wyższe opłaty za gaz. Mimo wysokiej sprawności instalacji (zwłaszcza kotłów kondensacyjnych), ten nośnik energii nie jest obecnie popularny.
Paliwa bezdymne, tzw. błękitny węgiel, mogłyby stanowić rozwiązanie ograniczające emisje pyłów, jednak łączy się to z dalszą emisją dwutlenku węgla do atmosfery. Dodatkowe koszty produkcji mogą utrudnić ich wejście na rynek. ***
Transformacja ciepła sieciowego będzie dużym wyzwaniem. Żadne z rozważanych źródeł nie wydaje się być optymalnym rozwiązaniem. Produkcja biopaliw może nie sprostać skali przedsięwzięcia, podobnie jak spalarnie odpadów, zaś pozycję gazu „podkopał” ubiegły rok. By osiągnąć niskoemisyjność potrzebny będzie znaczny wysiłek we wszystkich tych kierunkach, jak i rozwijanie innych dostępnych technologii. Odbiorcy indywidualni, zwłaszcza na wsiach i w małych miastach, mogą w większym stopniu skorzystać na popularnych pompach ciepła. Dlatego największe wyzwanie stoi przed dużymi aglomeracjami.
Przypisy
1 Polityka energetyczna Polski do 2040. Warszawa: Ministerstwo Klimatu i Środowiska, 2021.
2 Raport ciepłowniczy 2021”, Warszawa, luty 2021.
3 Szacunki danych o zużyciu energii w gospodarstwach odmowych w 2019 r., Warszawa, 2020.
W których państwach świata mieszkańcy wykorzystują najwięcej energii do codziennego życia?
Wojciech Sikorski ekspert z obszaru energetyki
Zarówno sam dostęp, jak również wielkość zużywanej energii elektrycznej, dla przykładu w ujęciu na głowę mieszkańca, wyznacza swego rodzaju stopień rozwinięcia technologicznego danego kraju. Większość z nas jest na tyle przyzwyczajona do posiadania elektryczności, że ciężko nam sobie uświadomić, iż można żyć bez niej. Przyjmujemy w ciemno (sic!), że obecnie nie jest możliwe funkcjonowanie bez prądu elektrycznego. Nic bardziej mylnego. Na świecie istnieje wiele obszarów, na których ludzie radzą sobie w tak – naszym zdaniem – trudnych warunkach. Artykuł ten przybliżać będzie jednak nieco przeciwstawną kwestię – ma pokazać, których państw mieszkańcy wykorzystują najwięcej energii do codziennego życia. Spojrzymy również na zmiany zapotrzebowania niektórych krajów na elektryczność wraz z biegiem lat.
Rośnie zużycie energii
Zużycie energii na głowę mieszkańca naszego globu stale rośnie. Przy obecnym trendzie, który – jak widać na rys. 1 – jest silnie wzrostowy, może to być bardzo
bolesne dla naszej planety. Trzeba bowiem pamiętać, że nadal nie posiadamy wydajnej i bezinwazyjnej w stosunku do środowiska naturalnego metody generowania energii elektrycznej.
W kontekście Ameryki Północnej, do której wlicza się trzy ogromne obszarowo kraje, czyli Kanadę, Stany Zjednoczone oraz Meksyk, sytuacja pod względem zużycia energii elektrycznej wygląda na stabilną od wielu lat. Większe zużycie energii w Kandzie (ok. 400 GJ rocznie) w stosunku do USA (300 GJ rocznie) wynika z zaludnienia. Ludność Kanady skomasowana jest bowiem przede wszystkim w obrębie południa, co przekłada się na znaczną różnicę w stosunku do ich sąsiada (ok. dziesięciokrotnie mniejsze zaludnienie). Dziwić może dość niskie zużycie energii w Meksyku – na poziomie 60 GJ rocznie. Tu liczba mieszkańców jest czterokrotnie wyższa niż w Kanadzie, jednak wciąż występuje wiele obszarów odciętych od prądu.
Ameryka Południowa (rys. 2) to niezwykle interesujący obszar naszego globu pod wieloma względami. Tak jak i w innych miejscach, tak i tutaj spotkać możemy regiony pozbawione dostępu do elektryczności. W przypadku dwóch głównych państw, które w przeliczeniu na jednego mieszkańca zużywają najwięcej energii, czyli Wenezueli (ok. 80 GJ rocznie) oraz Trynidadu i Tobago (ok. 470 GJ rocznie), odnotować można systematyczny spadek rocznego zużycia energii. W przypadku pierwszego z nich obecność w czołówce może nie być aż taka zaskakująca. Jako jeden z głównych wydobywców ropy naftowej oraz kraj z jednymi z największych pokładów tego surowca państwo to (a dokładniej jego mieszkańcy) ma łatwość w dostępie do energii elektrycznej. Burzliwa polityka tam panująca może być jednak powodem zmiany trendu.
Rośnie zużycie energii Zużycie energii na głowę mieszkańca naszego globu stale rośnie. Przy obecnym trendzie, który – jak widać na rys. 1 – jest silnie wzrostowy, może to być bardzo bolesne dla naszej planety. Trzeba bowiem pamiętać, że nadal nie posiadamy wydajnej i bezinwazyjnej w stosunku do środowiska naturalnego metody generowania energii elektrycznej.
W kontekście Ameryki Północnej, do której wlicza się trzy ogromne obszarowo kraje, czyli Kanadę, Stany Zjednoczone oraz Meksyk, sytuacja pod względem zużycia energii elektrycznej wygląda na stabilną od wielu lat. Większe zużycie energii w Kandzie (ok. 400 GJ rocznie) w stosunku do USA (300 GJ rocznie) wynika z zaludnienia. Ludność Kanady skomasowana jest bowiem przede wszystkim w obrębie południa, co przekłada się na znaczną różnicę w stosunku do ich sąsiada (ok. dziesięciokrotnie mniejsze zaludnienie). Dziwić może dość niskie zużycie energii w Meksyku – na poziomie 60 GJ rocznie. Tu liczba mieszkańców jest czterokrotnie wyższa niż w Kanadzie, jednak wciąż występuje wiele obszarów odciętych od prądu.
Ameryka Południowa (rys. 2) to niezwykle interesujący obszar naszego globu pod wieloma względami. Tak jak i w innych miejscach, tak i tutaj spotkać możemy regiony pozbawione dostępu do elektryczności. W przypadku dwóch głównych państw, które w przeliczeniu na jednego mieszkańca zużywają najwięcej energii, czyli Wenezueli (ok. 80 GJ rocznie) oraz Trynidadu i Tobago (ok. 470 GJ rocznie), odnotować można systematyczny spadek rocznego zużycia energii. W przypadku pierwszego z nich obecność w czołówce może nie być aż taka zaskakująca. Jako jeden z głównych wydobywców ropy naftowej oraz kraj z jednymi z największych pokładów tego surowca państwo to (a dokładniej jego mieszkańcy) ma łatwość w dostępie do energii elektrycznej. Burzliwa polityka tam panująca może być jednak powodem zmiany trendu.
Drugi z wymienionych krajów to bez wątpienia niemała niespodzianka, nie należy on bowiem do potentatów surowcowych. W przypadku spadku tendencji wzrostowej w tym kontekście powinniśmy pamiętać, że na rozpatrywany parametr ma nie tylko wpływ ogólny dostęp do energii, ale również ogólna ilość mieszkańców i być może w tym obszarze należy poszukiwać przyczyny.
Jak jest w Europie?
W Europie tendencja zarówno w przypadku mniej, jak i bardziej rozwiniętych krajów, ma poziom delikatnie wzrostowy. Jest on jednak znacznie bardziej ustabilizowany w stosunku do rozpatrywanych do tej pory obszarów. Z uwagi na bardzo dużą liczbę krajów
RYS. 1. Wartość wskaźnika zużycia energii pierwotnej per capita dla całego świata [1]
RYS. 1
Wartość wskaźnika zużycia energii pierwotnej per capita dla całego świata [1]
Drugi z wymienionych krajów to bez wątpienia niemała niespodzianka, nie należy on bowiem do potentatów surowcowych. W przypadku spadku tendencji wzrostowej w tym kontekście powinniśmy pamiętać, że na rozpatrywany parametr ma nie tylko wpływ ogólny dostęp do energii, ale również ogólna ilość mieszkańców i być może w tym obszarze należy poszukiwać przyczyny.
RYS. 2
Wartość wskaźnika zużycia energii pierwotnej per capita dla wybranych państw Ameryki Południowej [1]
przybliżona zostanie charakterystyka pięciu ze ścisłej czołówki oraz pięciu z dołu tabeli.
W pierwszym przypadku do gry wchodzą: Belgia (ok. 220 GJ rocznie), Finlandia (ok. 220 GJ rocznie), Holandia (ok. 200 GJ rocznie), Szwecja (ok. 220 GJ rocznie) oraz Norwegia (ok. 370 GJ rocznie). Dwa z nich to kraje niewielkich rozmiarów, o gęstym zaludnieniu – państwa Beneluxu – a co więcej, bardzo dobrze rozwinięte przemysłowo oraz technologicznie, co wymusza duże zapotrzebowanie. Pozostałe trzy kraje skandynawskie są dużo większe pod względem zajmowanego obszaru, jednak zaludnienie nie jest już tak gęste. Należy tu pamiętać o samym położeniu tych krajów i o tym, że dostęp do energii pochodzącej ze słońca jest tam często niezwykle utrudniony. Państwa te, a szczególnie Norwegia, pozyskują zdecydowaną część energii ze źródeł odnawialnych, dzięki czemu mogą sobie pozwolić na znaczne jej wykorzystywanie.
Jeżeli chodzi o piątkę państw o najniższym wskaźniku energii wykorzystywanej na głowę mieszkańca, znalazły się w niej: Węgry (ok. 100 GJ rocznie), Polska
„ Zużycie energii na głowę mieszkańca naszego globu stale rośnie
rocznie) oraz Turcja (ok. 80 GJ rocznie). Każde z wymienionych nie należy do bardzo zamożnych. Dwa kraje – Rumunia i Turcja – są bardzo duże obszarowo w stosunku do gęstości zaludnienia, co przekłada się na częste braki infrastruktury energetycznej. Czemu jednak w tego rodzaju zestawieniu pojawia się Polska? Przypuszczalnie ma to związek z ubóstwem na określonych obszarach kraju. Ludzi nie stać na wykorzystywanie energii elektrycznej w długiej perspektywie czasu, a bardzo często – w ogóle.
RYS. 3 Wartość wskaźnika zużycia energii pierwotnej per capita dla wybranych państw Europy [1]
(ok. 115 GJ rocznie), Rumunia (ok. 70 GJ rocznie), Portugalia (ok. 100 GJ rocznie) oraz Turcja (ok. 80 GJ rocznie). Każde z wymienionych nie należy do bardzo zamożnych. Dwa kraje – Rumunia i Turcja – są bardzo duże obszarowo w stosunku do gęstości zaludnienia, co przekłada się na częste braki infrastruktury energetycznej. Czemu jednak w tego rodzaju zestawieniu pojawia się Polska? Przypuszczalnie ma to związek z ubóstwem na określonych obszarach kraju. Ludzi nie stać na wykorzystywanie energii elektrycznej w długiej perspektywie czasu, a bardzo często – w ogóle.
państwa, duża gęstość zaludnienia, słabo rozwinięta infrastruktura energetyczna oraz bardzo często panująca tam bieda utrudniają właściwe spojrzenie na przedmiotowe kwestie. Niemniej najbardziej rozwinięte kraje tego kontynentu znalazły się na podium klasyfikacji. Są to: Republika Południowej Afryki (ok. 90 GJ rocznie), Egipt (ok. 40 GJ rocznie) oraz Algieria (ok. 60 GJ rocznie). Bardzo wysoka, choć spadająca wartość w przypadku RPA może mieć tu również związek z przemysłem wydobywczym, który opiera się na bardzo głęboko drążonych kopalniach, będących jednocześnie „potworami” pod względem zapotrzebowania energetycznego. Delikatny trend wzrostowy rejestrowany jest w kontekście Algierii, natomiast najbardziej rozwinięty kraj, czyli Egipt, od wielu lat posiada ustabilizowaną wartość analizowanego parametru.
Na koniec pozostała Azja, Australia oraz Oceania. Zdecydowanie wyróżnia się w tym przypadku Singapur (ok. 630 GJ rocznie), co ma związek z nakładaniem się czynnika gęstości zaludnienia oraz rozwoju technologicznego. Uzyskana przez ten kraj wartość jest jednak bardzo wysoka (druga na świecie). Inna potęga ze świata nowoczesnych technologii, a więc Korea Południowa (ok. 250 GJ rocznie), posiada ustabilizowaną sytuację z delikatną tendencją wzrostową. Niemalże lustrzanym jej odbiciem jest sytuacja Japonii (ok. 150 GJ rocznie), w przypadku której analizowany parametr rokrocznie obniża swoją wartość. Ciekawy jest przypadek Chin (ok. 100 GJ rocznie), w stosunku do których wielu stwierdziłoby prawdopodobne wysokie zużycie energii – i tak jest. Jednak przy przeliczaniu tego na głowę mieszkańca oraz mając w świadomości liczne wielotysięczne wioski bez dostępu do elektryczności – sytuacja wygląda inaczej. ***
Bliski Wschód i Afryka
Wysokie wskazania analizowanego parametru zauważyć można w przypadku państw Bliskiego Wschodu. Szczególnie wyraźnie zarysowuje się charakterystyka Kataru (ok. 750 GJ rocznie). Wynika to głównie z zamożności obywateli oraz znacznej gęstości zaludnienia. Te dwa czynniki przekładają się na rekordowe wykorzystanie energii, które pod względem rozpatrywanego parametru jest najwyższe na świecie. Mniejsze, ale nadal wysokie zużycie można zauważyć
w przypadku Kuwejtu (ok. 390 GJ rocznie) oraz ZEA (ok. 490 GJ rocznie). Wpływ na to mają te same czynniki co w aspekcie Kataru. Dodatkowo warto wspomnieć
o perle ZEA, czyli Dubaju, który jest swego rodzaju Las Vegas tej części globu.
Przypadek Afryki jest zawsze trudny do rozpatrywania w tego rodzaju charakterystyce. Wielkoobszarowe
Chociaż wiele krajów obniża swoje zapotrzebowanie energetyczne, to jednak pogłębia się głód energii, który za wszelką cenę będą starały się załagodzić. Ogólna charakterystyka jednak nie kłamie. Na naszym globie wykorzystuje się coraz więcej energii elektrycznej, której źródła pozyskiwania nadal w większości bazują na paliwach kopalnych. To determinuje bardzo szybki spadek wartości dostępnych zasobów naturalnych, nie wspominając już o konsekwencjach środowiskowych. Dostęp do elektryczności w odległych krańcach świata jest kwestią, która powinna cieszyć, jednak marnotrawienie energii, co ma bez wątpienia miejsce w przypadku państw posiadających do niej bardzo łatwy dostęp – jest zjawiskiem niedopuszczalnym.
Literatura [1] International Bank for Reconstruction and Development, Global Tracking Framework – sustainable energy for allprogress toward sustainable energy; Washington 2017.
Portugalia (ok. 100 GJ
„ Chociaż wiele krajów obniża swoje zapotrzebowanie energetyczne, to jednak pogłębia się głód energii