sierpień 2011

Transkrypt

sierpień 2011

Najważniejszym wydarzeniem sierpnia była bez wątpienie sprzedaż polskich aktywów
szwedzkiego potentata dwóm rodzimym spółkom. O wyborze Tauronu i Polskiego Górnictwa
Naftowego i Gazownictwa przez Vattenfalla zdecydowała zapewne cena. Polacy zapłacili
Szwedom ponad 7,5 mld zł.
Niestety będzie drożej - jeszcze nie w przyszłym roku, ale już na pewno w 2013 r. A to za
sprawą mniejszych przydziałów na darmowe emisje CO2, które ma otrzymad Polska. Będzie
to bardzo konkretny dla naszych portfeli przejaw polityki klimatycznej Brukseli.
Prawdopodobnie od 2012 r. będziemy mieli również handel emisjami dwutlenku siarki (SO2)
i tlenków azotu (NOx), co też niestety przełoży się na nasze portfele.
Pocieszającym jest fakt, że byd może Niemcy zaczynają powoli zdawad sobie sprawę, iż nieco
przeszadzili pozbawiając się, pod wpływem emocji, energetyki jądrowej. Może to będzie
szansa dla węgla?
To tylko niektóre zapowiedzi. Zaczynamy jak zawsze od ...
... GARSCI STATYSTYKI
PSE Operator, operator krajowego elektroenergetycznego systemu przesyłowego, udostępnił
informacje na temat produkcji i zużycia energii elektrycznej w Polsce w lipcu 2011 r.
Produkcja wyniosła ok. 12,419 TWh i była większa o ok. 1,57% niż w lipcu 2010 r. Natomiast
zużycie energii elektrycznej w Polsce w lipcu wyniosło ok. 12,306 TWh i było o ok. 0,16% niż
w analogicznym okresie 2010 r.
Po 7 miesiącach 2011 r. dynamiki produkcji i zużycia energii elektrycznej w Polsce znacznie
przekraczają lipcowe wskaźniki. Produkcja prądu wyniosła ok. 94,067 TWh i była wyższa niż
w takim samy okresie 2010 r. o 4,94%.
W ciągu pierwszych 7 miesięcy 2011 r. zużycie prądu w Polsce wyniosło ok. 91,087 TWh i
było o ok. 2,18% większe niż w tym samym czasie 2010 r.
www.wnp.pl 8.08.2011
Obserwujemy dalszy wzrost zmian sprzedawców prądu.
Na koniec I półrocza 2011 r. liczba odbiorców biznesowych z grupy taryfowej A,B,C, którzy
zmienili sprzedawcę prądu wyniosła 12 897. Oznacza to, że w pierwszych 6 miesiącach 2011
r. sprzedawcę zmieniło 5 286 firm.
W segmencie klientów energetyki zaliczanych do grupy taryfowej G, w której dominują
gospodarstwa domowe zmiany, podobnie jak w poprzednich miesiącach, nie zachodzą
szybko. Na koniec czerwca 2011 r. prąd od nowych sprzedawców kupowało 1798
gospodarstw domowych, co oznacza, że od kooca 2010 r. ich liczba wzrosła o 458.
O ile na koniec 2010 r. z prawa zmiany sprzedawcy prądu korzystało w Polsce 8 951 klientów
to z koocem czerwca ich liczba wzrosła do 14 695. Jest to ciągle niewielki odsetek odbiorców,
ale kupują już istotne ilości prądu. W całym 2010 r. odbiorcom, którzy zmienili sprzedawcę
zostało dostarczonych ok. 24,6 TWh energii, a w I półroczu 2011 r. już ok. 16,1 TWh.
Terytorialnie rzecz biorąc na koniec czerwca 2011 r. z prawa zmiany sprzedawcy korzystało
najwięcej odbiorców przyłączonych do sieci dystrybutorów z grupy Tauron Polska Energia, bo
6 723 (dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 6,1 TWh). Do sieci PGE Dystrybucja było
przyłączonych 2 827 takich klientów (dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 2,7 TWh), do sieci
2
Energi Operator - 2 280 (dostawa w I półroczu 2011 - ok. 1,7 TWh) , Enei Operator - 1079
(dostawa w I półroczu 2011 - ok. 2,1 TWh), RWE Stoen Operator - 965 (dostawa w I półroczu
2011 r. - ok. 0,7 TWh), a w przypadku Vattenfall Distribution Poland to było 691 odbiorców
(dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 2,6 TWh).
www.wnp.pl 16.08.2011
Elektrownia Bełchatów, największa konwencjonalna elektrownia w Europie po raz pierwszy
przekroczyła moc 5 000 MW - osiągając 5 053 MW.
4 sierpnia o godzinie 11.17, pracowało 13 bloków, łącznie z przygotowywanym do oddania
największym i najnowocześniejszym w kraju blokiem 858 MW.
Moc znamionowa wszystkich bloków bełchatowskiej elektrowni w 2011 r. wyniesie łącznie
5 354 MW, a po przeprowadzeniu modernizacji bloków 7-12 zostanie powiększona o dalsze
120 MW i w 2015 r. - osiągnie łączną moc 5 474 MW.
www.cire.pl 5.08.2011
Prezes URE zweryfikował zasadnośd wielkości pomocy publicznej pobranej zaliczkowo w
2010 r. przez firmy energetyczne, podlegające ustawie o rozwiązanie KDT-ów, która należy
się im za przedterminowe rozwiązanie KDT-ów.
W 2010 r. upoważnione do pomocy publicznej firmy energetyczne pobrały ok. 1059,6 mln zł
zaliczkowej pomocy publicznej, a z tego ok. 962,3 mln zł na pokrycie kosztów osieroconych i
ok. 97,3 mln zł na pokrycie kosztów gazu.
Regulator weryfikując zasadnośd wielkości pomocy publicznej pobranej przez energetykę w
2010 r. wydał decyzje nakazujące firmom zwrócid ok. 104,7 mln zł z zaliczek pobranych na
pokrycie kosztów osieroconych, oraz dopłacid firmom ok. 32,6 mln zł z tytułu kosztów gazu.
Oznacza to, że traktowani łącznie wytwórcy objęci ustawą o przedterminowym rozwiązaniu
KDT-ów, z pobranych w 2010 r. ok. 1059,6 mln zł, powinni zdaniem regulatora zwrócid ok.
72,1 mln zł, a tym samym wielkośd zasadnej ubiegłorocznej pomocy publicznej URE ocenił na
ok. 987,5 mln zł
W ostatnich 20 latach w Polsce dokonał się znaczący, jeden z największych w Europie, postęp
w zakresie efektywnego wykorzystania energii. Największy udział miał w tym sektor
przemysłu, gdzie poprawie uległy zarówno wskaźniki branżowe, jak również miały miejsce
korzystne zmiany strukturalne.
Jak wynika z opracowania GUS "Efektywnośd wykorzystania energii w latach 1999-2009", po
początkowym wzroście w I połowie lat 90. i osiągnięciu największej wartości w 1996 r., w
latach 1996-2002 zużycie energii pierwotnej i finalnej wykazywało wyraźną tendencję
malejącą. Następnie rozpoczął się powolny wzrost ich zużycia, który trwał do
2008 r. W 2009 r. obniżeniu uległo zarówno zużycie energii pierwotnej jak i finalnej i
wyniosło odpowiednio: 95 Mtoe oraz 59,6 Mtoe (toe - tona oleju ekwiwalentnego).
W sumie, zużycie energii pierwotnej jak i finalnej w 2009 r. było niemal takie samo jak w
1988 r., jednak w tym okresie polska gospodarka powiększyła się kilka razy, a ponadto
zmieniła się istotnie jej struktura.
Dystans Polski do najefektywniejszych gospodarek europejskich ciągle pozostaje znaczący.
3
Urząd Regulacji Energetyki wydał już fioletowe certyfikaty na ponad 111 000 MWh.
- Tzw. fioletowe certyfikaty, czyli świadectwa pochodzenia energii elektrycznej
produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji z metanu kopalnianego i biogazu z biomasy są
wydawane od marca 2010 r., ale nie obciążają cen energii elektrycznej. W 2010 r. i 2011 r.
zostało wydane 13 takich świadectw na wolumen energii 111 402,075 MWh. Nie zostało
jeszcze opublikowane podpisane w lipcu rozporządzenie Ministra Gospodarki, które określa
roczny procentowy obowiązek zakupu i przedstawienia do umorzenia tego rodzaju
świadectw w stosunku do całkowitego wolumenu sprzedaży energii. Zgodnie z podpisanym
rozporządzeniem w 2011 r. obowiązek ten ma wynosid 0,4% sprzedanej energii elektrycznej,
ale co warte podkreślenia ma obciążad energię sprzedaną lub kupioną od momentu wejścia
w życie tego rozporządzenia - mówi Zdzisław Muras, dyrektor Departamentu
Przedsiębiorstw w Urzędzie Regulacji Energetyki.
www.wnp.pl 26.08.2011
11 sierpnia wchodzi w życie ustawa o efektywności energetycznej, zgodnie z którą firmy
będą zobligowane do uzyskania świadectwa efektywności energetycznej. Za jego brak prezes
URE będzie mógł nałożyd na przedsiębiorstwa kary.
Zgodnie z zapisami ustawy, prezes URE będzie mógł wydawad białe certyfikaty (świadectwa
efektywności energetycznej) na projekty, które doprowadzą do zmniejszenia zużycia energii.
Będą musiały się o nie ubiegad firmy.
Nowe przepisy objęły również sektor publiczny, tj. jednostki rządowe i samorządowe. Będą
one musiały zastosowad co najmniej dwa ze środków poprawy efektywności (zawarcie
umowy, kupno nowego urządzenia, przebudowa lub remont).
Zgodnie z zapisami ustawy minister gospodarki lub transport zorganizuje kampanię która
będzie promowad stosowanie środków służących zmniejszeniu zużycia energii.
Brak stosownego certyfikatu ma byd karany, a środki pozyskane w ten sposób zasilą m.in.
programy dotyczące rozwoju odnawialnych źródeł energii.
Dziennik Gazecie Prawnej 11.08.2011
NOWY ZARZĄD W T G E
Rada nadzorcza Towarowej Giełdy Energii na posiedzeniu 29 lipca powołała zarząd spółki na
5. kadencję.
Stanowisko prezesa zarządu zachował Grzegorz Onichimowski. Natomiast wiceprezesów
Dariusza Bliźniaka oraz Ireneusza Łazora zastąpili Jacek Goszczyoski i Adam Simonowicz.
Dariusz Bliźniak jest teraz wiceprezesem zarządu Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych
(IRGIT). Został na to stanowisko powołany również w 29 lipca przez radę nadzorczą IRGIT.
4
Obroty energią elektryczną na Towarowej Giełdzie Energii wyniosły w lipcu 9,14 TWh. W
porównaniu z analogicznym okresem 2010 r. oznacza to wzrost wolumenu o 382,8%. Jednak
w porównaniu z czerwcem obroty osłabły - wyniosły wówczas 11,65 TWh.
Obrót energią elektryczną w dostawie na dzieo następny na parkiecie TGE wyniósł w lipcu
2011 r. 1,6 TWh (w porównaniu z poprzednim miesiącem, obroty na Rynku Dnia
Następnego spadły o 6,19%). Licząc rok do roku obroty na RDN wzrosły o 258,18%. Udział
RDN w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego, wyniósł w lipcu średnio 13,06%, przy minimum 6,03% i maksimum
30,96%.
Obrót energią elektryczną na Rynku Terminowym Towarowym w lipcu 2011 r. wyniósł 7,553
TWh. Stanowi to spadek miesiąc do miesiąca o 35,16% i wzrost o 420,97% licząc rok do roku.
Podobnie jak w czerwcu 2011 r. najbardziej płynnymi kontraktami były kontrakty roczne z
dostawą w 2012 r.
Średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego (RDN) wyniosła 190,78 zł/MWh, a na Rynku
Terminowym Towarowym (RTT) średnia cena kontraktu ukształtowała się na poziomie
203,22 zł/MWh.
Jeżeli weźmiemy pod uwagę zarówno rynek bieżący, jak i wykonanie kontraktów dla danej
godziny doby dostawy energii elektrycznej, średni godzinowy udział wszystkich rynków TGE,
dedykowanych energii elektrycznej w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu Krajowego
Systemu Elektroenergetycznego, wyniósł w lipcu 2011 r. 67%.
Wolumen obrotu energią elektryczną na parkiecie TGE wyniósł łącznie 81.757.763 MWh w
2010 r., czyli ponad 20-krotnie więcej w porównaniu z 2009 r. Stanowiło to 53% wytworzonej
energii w Polsce.
Od 9 sierpnia 2010 r. weszły w życie przepisy nowelizujące ustawę Prawo Energetyczne,
które zobowiązują wszystkie spółki wytwórcze do sprzedaży poprzez giełdę towarową 15%
wytwarzanej energii.
Rzeczpospolita 8.08.2011
Gazeta Wyborcza 8.08.2011
CENOWA HUŚTAWKA
W 2009 r., po kryzysie finansowym, produkcja energii w Polsce spadła o 4% rok do roku. Nie
można wykluczyd, że podobnie będzie i teraz.
Na niekorzyśd energetyki przemawiają obecnie spadki cen prądu w obrocie hurtowym. Na
głównym rynku Towarowej Giełdy Energii średnia cena wyniosła wczoraj 178 zł za 1 MWh.
Dla porównania w lipcu średnia stawka wyniosła 190,78 zł/MWh, czyli o 18,60 zł mniej niż w
czerwcu. W II kwartale 2011 r. średnia cena energii na TGE z dostawą w dniu następnym
wynosiła 211 zł.
W 2. tygodniu sierpnia ceny energii elektrycznej na polskim rynku energii nieznacznie spadły.
Po trwających kilka tygodni obniżkach cen na rynku SPOT, również początek tego tygodnia
charakteryzowała kontynuacja trendu spadkowego. Jego kulminacja nastąpiła we wtorek,
kiedy to giełdowy rynek dnia następnego ze środową dostawą otworzył się na Towarowej
5
Giełdzie Energii (TGE) na poziomie 172,68 zł za MWh. Była to m.in. odpowiedź na
opublikowany dzieo wcześniej niski poziom cen energii na rynku bilansującym.
Ponadto pierwsze w historii obniżenie oceny wiarygodności kredytowej USA przez agencję
Standards & Poora w znacznej mierze przyczyniło się do globalnych spadków na rynkach
finansowych i towarowych.
Również uprawnienia do emisji CO2 notowane były na bardzo niskich poziomach. 8 sierpnia,
ceny uprawnieo EUA w kontraktach SPOT spadły do dawno nie notowanego poziomu 10,62 €
za tonę. Sesje 10 i 11 sierpnia przyniosły niewielką korektę.
www.wnp.pl 12.08.2011
Ceny energii elektrycznej na rynku dobowo godzinowym wzrosły nawet o 20 zł/MWh w
stosunku do poprzedniego tygodnia.
Przyczuną był słabo wiejący wiatr w Niemczech, który powoduje znaczny spadek produkcji i
rosnące ceny energii u naszych zachodnich sąsiadów. Wysokie ceny za Odrą sprawiają, że
tamtejsze spółki energetyczne chętniej kupują energię w Polsce. W rezultacie nad Wisłą ceny
rosną. Z taką sytuacją mieliśmy do czynienia w tym tygodniu.
Wyższy poziom cen zawieranych transakcji na rynku spot znalazł szybko odzwierciedlenie w
poziomach transakcji na rynku forward. Kontrakty base na nadchodzący tydzieo (tydzieo 34)
były kwotowane na poziomach 193,50-199,00 zł/MWh, co w stosunku do poprzedniego
tygodnia stanowi wzrost nawet o 15 zł/MWh (ponad 8%). Również rynek kontraktów
miesięcznych oraz kwartalnych uległ wzmocnieniu. Kontrakty wrześniowe były wyceniane na
199,00-202,30 zł/MWh, natomiast październikowe 203,75-206 zł/MWh wobec odpowiednio
197 zł/MWh oraz 202,25 zł/MWh tydzieo wcześniej. Również dostawy energii na najbliższy
kwartał zanotowały znaczny wzrost i 18 sierpnia były kwotowane na poziomie 205,75
zł/MWh.
Nieznacznie podrożały kontrakty na 2012 r. (z 202,65 zł/MWh do 203,50 zł/MWh).
Nadchodzące tygodnie będą stanowiły weryfikację siły obecnego ożywienia na rynku energii.
Wysokie ceny spot w Niemczech oraz nadchodzące wysokie temperatury wywołały w Polsce
na początku tygodnia wzrost cen energii do poziomu widzianego ostatnio w połowie
czerwca.
Cena pasma na Rynku Dnia Następnego (RDN) osiągnęła 220,39 zł/MWh na 2. fiksingu
Towarowej Giełdy Energii (TGE) dla dostaw 23 sierpnia. Było to spowodowane wysokimi
cenami na EPEX Spot (giełda niemiecka) oraz dostępnymi na skoordynowanej aukcji mocami
eksportowymi
na
poziomie
1700
MW
w
godzinie.
www.wnp.pl 26.08.2011
FIRMY MAJ Ą SIĘ DOBRZE
- Wyniki finansowe są znacznie lepsze w stosunku naszych oczekiwao. 2011 r. zamkniemy
rekordowym poziomem wydobycia i produkcji energii - mówi Jacek Kaczorowski, prezes PGE
6
Górnictwa i Energetyki Konwencjonalnej. Jak dodaje wynik finansowy spółki może byd
znacznie wyższy w stosunku do 2010 r.
W I półroczu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna odnotowała wzrost wydobycia
węgla o 6% r/r i produkcji energii elektrycznej o 5% r/r.
Po planowanym na 29 września oddaniu do eksploatacji bloku 858 MW, łączna moc
elektrowni i elektrociepłowni zarządzanych przez PGE wzrośnie do 11 420 MWe. Łączna moc
cieplna wynosi obecnie 3 960 MWt.
W 2010 r. należące do PGE elektrownie i elektrociepłownie wyprodukowały ponad 56 TWh
energii elektrycznej brutto oraz 25 mln GJ ciepła. Należące do koncernu kopalnie wydobyły
43,2 mln ton węgla. Wynik operacyjny (EBIT) wyniósł 2,7 mld zł.
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna posiada 40% udziałów w krajowej produkcji
energii elektrycznej. Odpowiada za 75% wydobycia węgla BRUNATNEGO.
Zysk netto grupy Tauron, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł w II
kwartale 2011 r. 321,6 mln zł.
Zysk operacyjny grupy w II kwartale 2011 r. to 427,1 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły natomiast 5,03 mld zł.
Natomiast przychody ze sprzedaży oraz zyski Grupy Tauron w I półroczu były o ponad 42%
wyższe od osiągniętych w alogicznym okresie 2010 r. Zysk netto wzrósł o 27%.
Przychody ze sprzedaży w I półroczu 2011 r. przekroczyły 10,3 mld zł wobec nieco ponad
7,26 mld zł w analogicznym okresie 2010 r.
Spółka wyjaśnia, że tak wysoki wzrost wiąże się z obowiązkiem sprzedaży przez wytwórców
energii elektrycznej przez giełdy energii - wartośd sprzedaży stanowi ok. 2 245,1 mln zł
(prawie 22%). Po uwzględnieniu tego faktu i doprowadzeniu do porównywalności, wzrost
przychodów wyniósłby 11,4%.
Zysk netto osiągnął prawie 728 mln zł, w porównaniu do ok. 573 mln zł w I półroczu 2010 r.
EBITDA w I półroczu 2011 r. to prawie 1,635 mld zł wobec ok. 1,470 mld zł w analogicznym
okresie 2010 r. (+11.2%)
Zysk netto Enei przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej w II kw. 2011 r. wyniósł
167,5 mln zł. W II kw. 2010 r. wynik netto spółki to 146 mln zł.
Przychody ze sprzedaży w II kw. 2011 r. wyniosły 2,27 mld zł, wobec 1,9 mld zł rok wcześniej.
Zysk operacyjny to 155,4 mln zł.
W całym I półroczu 2011 r. grupa osiągnęła 4,74 mld zł przychodów wobec 3,91 mld zł w
okresie porównywalnym.
Zysk operacyjny wyniósł 438,22 mln zł wobec 393,51 mln zł, a zysk netto wzrósł do 413,94
mln zł z 363,99 mln zł rok wcześniej.
W I półroczu Grupa Kapitałowa Enea podniosła stopę zwrotu z aktywów i kapitałów własnych
- wskaźnik ROA wzrósł do poziomu 6,7% (o 0,3 p.p. w porównaniu do analogicznego okresu
2010 r.), a ROE do poziomu 10,3% (o 0,7 p.p. w porównaniu do analogicznego okresu 2010
r.).
7
Gdaoska Energa, o której przejęcie stara się Polska Grupa Energetyczna, miała w I półroczu
2011 r. 428 mln zł zysku netto, wobec 442 mln zł rok wcześniej.
Przychody spółki w I półroczu 2011 r. wzrosły do 5,08 mld zł z 4,45 mld zł rok wcześniej.
EBITDA od stycznia do kooca czerwca 2011 r. to 867,07 mld zł wobec 818 mln zł w I pół. 2010
r.
Energa dostarcza prąd do domów ponad 2,4 mln odbiorców indywidualnych oraz dla ponad
200 000 firm (ok. 17% udziału w polskim rynku dystrybucji energii elektrycznej). Odgrywa
wiodącą rolę na krajowym rynku sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia ze
źródeł odnawialnych. Z udziałem ok. 30% w rynku jest liderem krajowego rynku energii ze
źródeł odnawialnych.
VATTENFALL DLA TAURONU I PGNIG
Szwedzi w ciągu zaledwie 4 miesięcy sfinalizowali sprzedaż aktywów w Polsce. Za
Elektrociepłownie Warszawskie, które dostarczają 75% ciepła stolicy i mają blisko 3% udziału
w krajowej produkcji energii, oraz Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny, zaopatrujący w
prąd 1,1 mln klientów, zainkasowali w sumie 7,6 mld zł. To znacznie więcej, niż oczekiwał
rynek.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo za aktywa ciepłownicze szwedzkiego koncernu
ma zapłacid 2,96 mld zł. Po tej transakcji gazowy gigant stanie się największym, obok
francuskiego EdF, graczem na rynku ciepła w Polsce i wejdzie na rynek produkcji energii
elektrycznej. W finałowej rozgrywce PGNiG pokonał m.in. francuską Dalkię, która pod koniec
lipca za 1,44 mld zł kupiła od warszawskiego ratusza Stołeczne Przedsiębiorstwo Energetyki
Cieplnej, ogrzewające warszawskie osiedla.
Tauron za Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny zapłaci 4,6 mld zł. Spółka działająca
przede wszystkim na południu Polski skasowała w ten sposób groźną konkurencję i przejęła
duży rynek.
Największym zwycięzcą transakcji są Szwedzi. Elektrociepłownie Warszawskie trafiły w ich
ręce na początku 2000 r. Za 55% udziałów Vattenfall zapłacił 960 mln zł. Po roku sfinalizował
przejęcie 25% udziałów w GZE za 650 mln zł. Potem zwiększał swoje udziały, aż w maju 2009
r. za 1,3 mld zł kupił w obu spółkach tzw. resztówki - po ok. 25% udziałów. Analitycy obliczali
wartośd obu firm na 5-5,5 mld zł.
Dziennik Gazeta Prawna 24.08.2011
Największy koncern energetyczny w Skandynawii Vattenfall chce skoncentrowad się na rynku
szwedzkim i niemieckim, dlatego wystawił swój ogromny polski majątek na sprzedaż.
Obydwie transakcje przeprowadzono za zgodą ministra skarbu Aleksandra Grada. - To
kolejny przykład, że polskie spółki, opierając się na czysto biznesowej kalkulacji i uważnie
śledząc rynek, angażują się tam, gdzie widzą atrakcyjne możliwości inwestycyjne - powiedział
Grad.
W praktyce wykup aktywów Vattenfalla to częściowa renacjonalizacja polskiego sektora
8
energetycznego, bo skarb paostwa kontroluje w 72% PGNiG oraz w 30% Taurona. Wcześniej
wśród zagranicznych firm zainteresowanych zakupem majątku Vattenfalla wymieniano np.
fioski Fortum i francuski GdF Suez.
Gazeta Wyborcza 24.08.2011
Tauron to 2. pod względem wielkości grupa energetyczna w Polsce. W skład utworzonej w
2006 r. grupy wchodzą m.in. Południowy Koncern Energetyczny, Enion, EnergiaPro,
Południowy Koncern Węglowy i Elektrownia Stalowa Wola. Holding zatrudnia ok. 28 000
osób. Tauron jest notowany na giełdzie od 30 czerwca 2010 r.
Vattenfall jest jednym z największych w Europie producentów energii elektrycznej i
największym producentem energii cieplnej. W 2010 r. skonsolidowana sprzedaż Grupy
wyniosła 214 mld koron szwedzkich. GZE, przejęty przez Vattenfall w 2001 r., jest jednym z
kluczowych graczy na polskim rynku energii elektrycznej oraz największym dostawcą
elektryczności na Górnym Śląsku pod względem wolumenu. GZE ma 1,1 mln odbiorców
koocowych. W 2010 r. GZE dystrybuował 11 TWh oraz sprzedał 6 TWh energii elektrycznej.
Celem działalności Vattenfall Heat Poland (VHP), który kupiło PGNiG, jest wytwarzanie ciepła
i energii elektrycznej w kogeneracji. Spółka prowadzi działalnośd na terenie Warszawy
(Elektrociepłownie Siekierki i Żerao, Ciepłownie Kawęczyn oraz Wola), a także w Pruszkowie,
gdzie jest właścicielem również sieci dystrybucyjnej. Moc cieplna zainstalowana w źródłach
wytwórczych to ok. 4 800 MW, moc elektryczna to ok. 1000 MW. VHP zaspokaja ok. 75%
potrzeb cieplnych rynku warszawskiego, a jego głównym odbiorcą jest SPEC.
Podstawowym paliwem w Vattenfall Heat Poland jest węgiel kamienny. Rocznie spółka
zużywa go ponad 3 mln ton. Paliwem w Ciepłowni Wola jest mazut - zużywany również w
niewielkim stopniu w innych zakładach. Roczne zużycie tego paliwa to ok. 100 000 ton.
PGNiG nie udało się kupid SPEC, jednak z sukcesem zakooczyły się negocjacje z Vattenfallem.
Dlaczego jednak PGNiG tak zależy na wejściu w aktywa energetyczne innego rodzaju? Wraz z
liberalizacją krajowego rynku gazu udział PGNiG w sprzedaży surowca musi maled. Aby
jednak nie zostad z nadmiarem gazu, PGNiG musi poszukad alternatywnych źródeł sprzedaży.
Jednym z nich może byd energetyka. Oparcie się na niej to zresztą jeden z elementów
niedawno znowelizowanej strategii spółki.
www.wnp.pl 24.08.2011
PGNiG poinformowało o swoich planach inwestycyjnych w stosunku do przejętych dzisiaj
Elektrociepłowni Warszawskich. Do 2016 r. na Żeraniu powstad ma pierwszy blok gazowoparowy o mocy ok. 400 MW.
- W dłuższej perspektywie rozważamy budowę 2 bloków gazowo-parowych w Warszawie. Na
pewno w najbliższym czasie skupimy się na budowie pierwszej instalacji. Pod względem
zużycia gazu na poziomie ok. 500 mln m3 będzie podobna do tej w Stalowej Woli *blok ma
mied moc 400 MWe+ - poinformował Sławomir Hinc, wiceprezes ds. finansowych PGNiG.
Pierwszy z planowanych przez PGNiG nowych bloków powstanie na Żeraniu.
9
Grupa energetyczna Tauron po przejęciu od Vattenfall AB prawie 100% akcji Górnośląskiego
Zakładu Elektroenergetycznego (GZE) zwiększy liczbę klientów o 1,1 mln do 5,2 mln, a
sprzedaż energii o 6 TWh do ponad. 40 TWh rocznie.
Tauron stanie się też kluczowym dystrybutorem energii na terenie Polski południowej nastąpi wzrost o 11 TWh, do ok. 50 TWh rocznie.
Grupa Tauron jest producentem i dystrybutorem energii elektrycznej w Polsce. Sieci
dystrybucyjne spółek, które należą do Grupy obejmują 17% powierzchni kraju. Usługi
dystrybucyjne świadczone są na obszarze prawie 53 000 km2, za pośrednictwem 187 000 km
linii energetycznych. Ponadto holding kontroluje 20% polskich zasobów węgla kamiennego.
Do Grupy należą 2 kopalnie węgla kamiennego, 7 elektrowni, 4 elektrociepłownie, 35
elektrowni wodnych. Grupa sprzedaje energię do ponad 4 mln klientów.
Spółka zależna Vattenfall Distribution Poland odpowiada za działanie i rozwój sieci
dystrybucji energii elektrycznej na Górnym Śląsku. Dostarcza 11% energii elektrycznej
sprzedawanej w Polsce. Jest właścicielem linii energetycznych o łącznej długości 26 757 km,
rozmieszczonych na obszarze 4 221 km2.
www.wnp.pl 24.08.2011
Vattenfall, wstrzymał się ze sprzedażą blisko 18,7% udziałów w Enei, ale ma gwarancje
Skarbu Paostwa, że dostanie za akcje nie mniej, niż zapłacił.
Wg przedstawicieli władz polskiego Vattenfalla szwedzka centrala chce wstrzymad się ze
sprzedażą akcji Enei do kolejnej próby prywatyzacji spółki, którą rząd zapowiada na koniec
2011 r.
Z nieoficjalnych informacji wynika, że Vattenfall ma gwarancję odsprzedaży swojego pakietu
akcji po cenie nie niższej, niż tej po jakiej kupił go w 2008 r. Pakiet, którym dysponuje
koncern, wart jest obecnie tylko 1,3 mld zł - dużo mniej niż papiery Enei objęte IPO, za które
w 2008 r. Szwedzi zapłacili 2 mld zł.
MNIEJ C O 2 DLA POLSKI
Polska dostanie znacznie mniej bezpłatnych pozwoleo na emisję CO2, niż się spodziewała.
Gdy 3 lata temu UE zatwierdzała założenia polityki klimatycznej, nakładając obowiązek m.in.
20% redukcji emisji CO2 do 2020 r., uznano, że ze względu na specyfikę Polski, gdzie ponad
90% energii wytwarzają elektrownie węglowe, nasz kraj powinien skorzystad z okresu
przejściowego. Ustalono, że elektrownie polskie zamiast - jak te z innych krajów UE kupowad od razu w 2013 r. wszystkie pozwolenia na emisję na wolnym rynku, dostaną 70%
za darmo. I z roku na rok ta pula miała maled.
Tymczasem z analiz, jakie ma Ministerstwo Gospodarki, wynika, że ze względu na wskazany
przez Brukselę sposób obliczania przydziału pozwoleo na CO2, pula ta będzie znacznie
mniejsza. W 2013 r. wyniesie tylko 53%, w 2015 r. - 43%, a w 2017 r. - ok. 28%.
10
Koniecznośd dokupienia pozwoleo na otwartych aukcjach i wydatki z tym związane
przeniesione zostaną na ceny energii w Polsce. Dlatego - jak pokazały analizy - elektrycznośd
zdrożeje nawet o 35-40%, i to już w 2013 r. Wynika z nich też, że wartośd bezpłatnych
pozwoleo na CO2 dla Polski sięgnie w 2013 r. 1,15 mld €, ale też za ponad 1 mld €
elektrownie będą musiały dokupid brakujące. W kolejnych latach wydatki będą wyższe.
Ostatecznych kosztów, jakie poniosą elektrownie, nie sposób przewidzied, bo zależą od ceny
pozwoleo na CO2. Formalnie UE ustaliła wskaźnik, wg którego pozwolenie na emisję 1 tony
CO2 będzie kosztowad ok. 15 € do 2014 r., a potem ok. 20,4 €. Jednak częśd ekspertów
ostrzega, że pozwolenia mogą byd znacznie droższe - ich koszt sięgnie nawet ok. 40 €.
Wg analiz za 1 MWh energii w 2013 r. trzeba będzie zapłacid 270 zł.
Polski sektor energetyczny otrzyma w 2013 r. bezpłatnie ok. 53% rocznego przydziału
uprawnieo do emisji CO2 - wynika z dokumentu ministerstwa gospodarki.
Polska wyda w 2013 r. ok. 78 mln bezpłatnych uprawnieo (53%), lecz ich ilośd będzie
stopniowo zmniejszana, osiągając w 2019 r. 32,3 mln (14%), a w 2020 r. polskie
przedsiębiorstwa będą musiały kupowad wszystkie uprawnienia na rynku.
Oprócz istniejących zakładów ok. 50 nowych instalacji energetycznych otrzyma przynajmniej
częśd uprawnieo za darmo: 5,6 mln w 2013 r. oraz 13,4 mln w 2019 r. - wynika z dokumentu.
Polska miała początkowo otrzymad 70% uprawnieo za darmo, lecz limit ten został
zmniejszony w związku z tym, że jej produkcja energii jest wyższa od zużycia.
Reuters 10.08.2011
Budżet może w 2012 r. mniej zarobid na sprzedaży praw do emisji CO2.
Rząd przygotowuje się do przyszłorocznych aukcji praw do emisji CO2. Przedsiębiorstwa co
prawda dopiero od 2013 r. będą musiały płacid za prawa do emisji tego gazu, ale mogą je
kupid już na wcześniejszej aukcji w 2012 r.
Polska dostała na ten cel z Komisji Europejskiej pulę 14,14 mln praw. Ministerstwo Finansów
zaplanowało w budżecie na 2012 r., że pozyska dzięki aukcji uprawnieo ponad 1 mld zł.
Zdaniem ekspertów te prognozy wydają się zbyt optymistyczne, ponieważ uprawnienia
musiałyby kosztowad średnio 18 €. Przy cenie 13 € wpływy będą o ok. 240 mln zł niższe.
W ostatnich miesiącach utrzymuje się trend spadkowy wynikający m.in. z kryzysu na rynkach
finansowych, ale też nieznacznej nadpodaży praw do emisji CO2 na giełdach.
Ocenia się, że na europejskim rynku jest o 1,7 mld uprawnieo za dużo.
Duża podaż praw do emisji CO2 zbija ich ceny na giełdach, kosztują one najmniej od marca
2009 r. Europejskie jednostki emisji (EUA) kosztują obecnie 10,3 € za tonę.
- Zarówno widmo niewypłacalności USA, jak i kontrowersyjna decyzja o kolejnych dotacjach
dla rządu greckiego spowodowały wzrost niepewności także na rynku carbon - ocenia dr
Juliusz Preś z firmy doradczej Consus. Jego zdaniem, poza finansowymi problemami do
kontynuacji spadków cen uprawnieo do emisji CO2 przyczyniły się decyzje, które w znaczny
sposób zwiększą ilośd uprawnieo dostępnych na rynku.
11
Pierwsza z nich to przyjęcie przez paostwa członkowskie propozycji Komisji Europejskiej, aby
jeszcze przed rozpoczęciem w 2013 r. III fazy handlu uprawnieniami na europejskim rynku
rozpocząd aukcję. Na aukcjach w 2012 r. ma byd zaoferowane 120 mln jednostek emisji
(EUA). Podaż uprawnieo w jeszcze większym stopniu zwiększy Europejski Bank Inwestycyjny,
który zdecydował o sprzedaży w IV kwartale 2011 r. 300 mln uprawnieo pochodzących z
rezerwy dla nowo powstających instalacji. Również skuteczne przeprowadzenie greckich
aukcji, na których w lipcu sprzedano łącznie 3 mln jednostek, oraz zapowiedź wprowadzenia
na rynek jeszcze w 2011 r. kolejnych 7 mln przyczyniły się do obniżenia cen.
Z kolei decyzja Parlamentu Europejskiego o odrzuceniu rezolucji postulującej zwiększenie
unijnego celu redukcji emisji CO2 z 20% do 30% w 2020 r. zdejmuje z przedsiębiorstw
obowiązek dodatkowych zakupów certyfikatów, a co za tym idzie zmniejsza zapotrzebowanie
na uprawnienia.
Uprawnienia do emisji dwutlenku węgla potaniały w ciągu 2 miesięcy o 30%.
Na sesjach europejskich giełd energii cena uprawnieo do emisji CO2 (EUA) spadła do dawno
nienotowanych poziomów. Na paryskiej Bluenext płacono 10,62 € za tonę. Na niemieckiej
EEX tylko 10,57 €/t. Jeszcze na początku czerwca na obu giełdach oferowano za uprawnienia
przynajmniej 16,60 €.
Bezpośrednio do przeceny uprawnieo przyczyniła się ucieczka inwestorów z europejskich
giełd. Miało to miejsce po tym, jak agencja badająca wiarygodnośd kredytową obniżyła rating
USA o jeden poziom. Pokazuje to, że w dużej mierze ceny uprawnieo do emisji CO2
podlegają spekulacjom giełdowym.
Ze względu na duże ilości darmowych uprawnieo ich cena rynkowa nie wpływa znacząco na
polski sektor energetyczny. W 2010 r. elektrowniom i elektrociepłowniom zawodowym
zabrakło łącznie pozwoleo na emisję 6 mln ton CO2. Jednak wraz ze zmniejszającą się pulą
darmowych przydziałów ich wartośd rynkowa będzie miała coraz większy wpływ na ceny
energii elektrycznej.
Zaczęły się konsultacje społeczne projektu wniosku Polski do Komisji Europejskiej o
derogacje CO2.
Bez rozgłosu rozpoczęły się konsultacje społeczne i międzyresortowe jednego z
najważniejszych dokumentów dla elektroenergetyki, ale też dla całej gospodarki, a
mianowicie projektu wniosku do Komisji Europejskiej o tak zwane derogacje CO2, czyli o
przydział dla energetyki darmowych uprawnieo do emisji CO2 na lata 2013-19. Wniosek
zaakceptowany przez rząd musi się znaleźd w Komisji Europejskiej do 30 września 2011 r.
Konsultacje projektu wniosku derogacyjnego prowadzi Ministerstwo Środowiska.
Z projektu wniosku wynika, że Polska chce się ubiegad o ok. 405,5 mln darmowych
uprawnieo do emisji CO2 dla spółek, których instalacje mogą skorzystad z derogacji.
Generalnie to nie jest dużo, bo np. w 2010 r. tylko emisja zawodowych elektrowni polskich
objętych systemem handlu uprawnieniami wyniosła 117,3 mln ton CO2. Z wymienionej
ogólnej puli darmowych uprawnieo ok. 90,7 mln ma przypaśd łącznie nowym instalacjom,
które nie działały przed koocem 2008 r. i tym, które z określonych względów nie dysponują
danymi w zakresie właściwych historycznych emisji.
12
Polska chce się starad o to, żeby liczba darmowych uprawnieo w miarę upływu czasu spadała
łagodnie. W 2013 r. energetyka miała by dostad darmowe uprawnienia do emisji ok. 77,9
mln ton CO2, w 2016 r. do emisji ok. 60,2 mln ton CO2, a w ostatnim 2019 r. do ok. 32,3 mln
ton CO2. Tąpniecie następuje w 2020 r., w którym darmowych uprawnieo do emisji
energetyka już nie będzie miała. Skądinąd teoretycznie istnieje możliwośd przedłużenia
derogacji.
Wartośd wszystkich inwestycji w wersji wniosku derogacyjnego poddanej konsultacjom
wynosi 40,6 mld €, a do zbilansowania wartości darmowych uprawnieo, czyli owych 405,5
mln, należy przedstawid inwestycje na poziomie ok. 7,5 mld €. Wynika z tego, że Krajowy
Plan Inwestycji na lata 2013-19 ma mied wg projektu wartośd 40,6 mld €, ale żeby skorzystad
z 405,5 mln darmowych uprawnieo wystarczy wykonanie inwestycji o wartości ok. 7,5 mld €.
www.wnp.pl 12.08.2011
W 2012 r. podaż praw do CO2 węgla może wzrosnąd w Europie nawet 6 razy. Ceny tych praw
na giełdach znacznie spadły. Energetyka zwiększa produkcję dzięki niskim kosztom zakupu
uprawnieo. Polskie firmy będą jednak musiały walczyd o zakup praw z rywalami z innych
krajów.
Na unijnym rynku może zostad sprzedanych dodatkowo 650 mln jednostek emisji CO2 (EUA).
To oznacza wzrost o 500% w porównaniu ze 110 mln ton, jakie sprzedano w 2011 r.
Na tak wysoką podaż złożą się: 69,2 mln uprawnieo niewykorzystanych przez paostwa
członkowskie w latach 2009-12, ok. 110 mln praw z rezerwy dla nowych zakładów i 96,5 mln
EUA skierowanych na wcześniejsze aukcje. Dodatkowo Europejski Bank Inwestycyjny sprzeda
170-280 mln praw w ramach tzw. pakietu NER 300 (czyli rezerwy na inwestycje niskoemisyjne).
- Tak wielki wzrost podaży będzie miał ogromny wpływ na kształtowanie się cen w 2012 r. mówi Maciej Gomółka, analityk Carbon Warehouse.
To dobra wiadomośd dla polskiej energetyki, która ma największe potrzeby dokupowania
praw do emisji CO2. Jak ocenia Instytut Kwiatkowskiego, z powodu opłat za prawa do emisji
CO2 energia elektryczna zdrożeje z obecnych 195 zł do nawet 340 zł za 1 MWh w 2013 r. Ale
dzięki wspomnianej przecenie uprawnieo te podwyżki mogą byd mniejsze.
Po 2013 r. elektrownie i zakłady przemysłowe będą musiały kupowad prawa do emisji CO2
na aukcjach. Zgodnie z propozycją Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami
(KOBIZE) wybrane branże dostaną w 2013 r. za darmo 53% swoich potrzeb emisyjnych. Pula
będzie malała, aż zniknie w 2020 r.
Polski przemysł i energetyka emitują rocznie 200 mln ton CO2. W 2013 r. te zakłady dostaną
za darmo prawa do emisji niespełna 73 mln ton CO2.
Przy obecnej cenie 12 € za tonę polskie firmy musiałyby wydad 6 mld zł na zakup brakujących
uprawnieo.
WAŻNY NIE TYLKO C O 2 ...
... oprócz dwutlenku węgla ważne są również emisje dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu
(NOx).
13
Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy, który tworzy system bilansowania i rozliczania
emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu dla elektrowni, ciepłowni i elektrociepłowni.
Ustawa o systemie bilansowania i rozliczania wielkości emisji SO2 i NOx ustanawia
mechanizm, który będzie wspomagał redukcję tych emisji ze źródeł spalania paliw o mocy
powyżej 50 MW. Regulacja będzie dotyczyd prawie 100 tego typu przedsiębiorstw (ok. 420
kotłów).
Ustawa wprowadzi w Polsce system handlu uprawnieniami do emisji SO2 i NOx podobny do
unijnego systemu handlu prawami do emisji CO2.
- Ustawa przede wszystkim stworzy zachęty finansowe do oszczędzania i ograniczania emisji.
Dla ciepłowni i elektrowni to czas na modernizację lub budowę nowych instalacji,
spełniających wymagania ekologiczne. System ma byd prostszy niż handel uprawnieniami do
emisji gazów cieplarnianych - rozlicznie będzie następowało „za zeszły rok". Unikniemy w ten
sposób rozdziału uprawnieo „z góry” - powiedział Andrzej Kraszewski, minister środowiska.
Polska ma obowiązek ograniczenia emisji z dużych źródeł spalania paliw. Niektóre instalacje
dostały jednak w Traktacie Akcesyjnym okresy przejściowe, ale w przypadku emisji SO2
kooczą się one w 2015 r.
Po wejściu w życie ustawy, rząd w drodze rozporządzenia określi roczne krajowe pułapy
emisji. W przypadku SO2 będzie 300 000 ton w 2015 r., w przypadku NOx 239 000 ton ma
byd osiągnięte w 2012 r. i utrzymane do 2015 r.
Systemem handlu ma zarządzad Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami.
KOBiZE na podstawie ustawy, będzie prowadził m.in. rejestr uprawnieo do emisji dwutlenku
siarki i tlenków azotu, dostarczał danych o rocznej produkcji energii elektrycznej brutto i
produkcji energii cieplnej netto, obliczał roczne pułapowe wskaźniki emisji i bieżące
wskaźniki emisji, weryfikował obliczone przez operatorów limity emisji i wprowadzał
odpowiadające im uprawnienia do emisji. KOBiZE będzie też monitorowad system i
prowadzid stronę internetową na ten temat.
Emisja SO2 i NOx są poddane restrykcjom ze względu na ich szkodliwy wpływ na środowisko
- m.in. zakwaszanie gleb, eutrofizację jezior, korozje budowli i zdrowie ludzi.
Polska wprowadzi własny system handlu zanieczyszczeniami powietrza. Wartośd rynku może
osiągnąd 650 mln zł.
Elektrownie i elektrociepłownie o mocy powyżej 50 MW mają się rozliczad z rocznych emisji
dwutlenku siarki i tlenków azotu.
Handel prawami do emisji SO2 i NOx ma pomóc energetyce w sprostaniu unijnym normom
emisji zanieczyszczeo. Branża starała się o to od wielu lat.
- Jest więc szansa na to, by ustawa weszła w życie od 2012 r., a pierwsze rozliczenie emisji
nastąpiło w 2013 r. - ocenia Wojciech Jaworski, szef Krajowego Ośrodka Bilansowania i
Zarządzania Emisjami.
Polski system jest znacznie prostszy niż funkcjonujący od 7 lat wspólnotowy handel prawami
do emisji CO2. Polskie elektrownie, elektrociepłownie i ciepłownie o mocy powyżej 50 MW
mają się rozliczad z rocznych emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu w przeliczeniu na MWh
wyprodukowanej energii elektrycznej albo GJ wyprodukowanego ciepła.
Firma, która przekroczy limit emisji, może kupid uprawnienia od innego przedsiębiorstwa
albo zapłacid opłatę w wysokości 5 zł za każdy 1 kg zanieczyszczeo ponad limit.
14
- Nie przewidujemy możliwości skupowania praw do emisji przez pośredników, bo w
systemie nie mogą uczestniczyd osoby prywatne, banki czy biura maklerskie.
Firmy muszą więc dokonad realnej redukcji emisji i dopiero wtedy będą mogły między sobą
handlowad „wolnymi” uprawnieniami - podkreśla Jaworski.
Nowy system przyspieszy inwestycje ekologiczne w branży.
System handlu prawami do emisji SO2 i NOx jest wprowadzony w ostatniej chwili, bo do
2015 r. emisja dwutlenku siarki z dużych źródeł spalania musi spaśd do 300 000 ton.
W 2010 r. polskie zakłady wypuściły do powietrza 419 300 ton SO2.
Najbardziej uciążliwe są jednak tlenki azotu. W 2010 r. emisja NOx wyniosła 256 000 ton,
czyli była o 2% wyższa od limitu zapisanego dla Polski w traktacie akcesyjnym.
Gdyby już teraz obowiązywał system handlu prawami do emisji NOx, przedsiębiorstwa
zapłaciłyby ok. 25 mln zł opłat zastępczych, które trafiłyby do Narodowego Funduszu
Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
PRZYBĘDZIE GAZU
Gaz niewątpliwie sprzyja energetyce bardziej ekologicznej niż węgiel. Jego zużycie będzie też
rosło w najbliższej przyszłości.
Wg szacunków PGNiG pod koniec dekady zużycie gazu w Polsce będzie wynosiło ok. 18 mld
m3 gazu rocznie. Oznacza to, że zanotujemy najprawdopodobniej najszybszy wzrost
konsumpcji surowca wśród naszych sąsiadów z UE. Głównie dlatego, że nasze zużycie
błękitnego paliwa jest obecnie jednym z najniższych - ok. 14 mld m3 gazu rocznie. Jednak
ilośd wykorzystywanego surowca zdaniem specjalistów będzie rosła. Powód jest prosty w
Polsce ulegnie rozbudowie energetyka gazowa. Ten rozwój ma przyczynid się do zwiększenia
popytu na gaz.
A jak na tle naszego kraju wyglądają sąsiedzi z Unii?
Niemcy są jednymi z Unijnych potentatów. Rocznie zużywają ok. 90 mld m3 gazu. Są jednak
także tzw. rynkiem dojrzałym, gdzie trudno sprzedad jeszcze więcej gazu. Co ważne nie
przyczyni się do tego nawet likwidacja energetyki jądrowej. Prąd mają dawad OZE i chod
cześd specjalistów uważa, że rezerwą muszą byd źródła gazowe, to jednak nie wiadomo, czy
tak się stanie.
Wielkiego wzrostu nie należy się spodziewad także w Czechach. Przeciętny mieszkaniec kraju
nad Wełtawą zużywa bowiem prawie 2 razy więcej gazu niż obywatel Polski.
Duży wzrost zużycia gazu przewidują natomiast Słowacy. W 2011 r. Słowacy zużyją 5,9 mld
m3 gazu, a na koniec dekady będzie to o nieco ponad 25% więcej, bo ok. 7,5 mld m3.
Na koniec Litwa. Jak na liczbę mieszkaoców ok. 3 mln kraj ten zużywa wyjątkowo dużą ilośd
gazu - w 2011 r. będzie to ok. 2,9 mld m3. Proporcjonalnie aby osiągnąd tą samą ilośd
zużytego gazu na głowę mieszkaoca, Polska musiałaby w tym roku wykorzystad ok. 35 mld
m3 gazu. Zdaniem litewskich specjalistów Litwa będzie jednak zmniejszała powoli zużycie
surowca.
www.wnp.pl 16.08.2011
15
Już w 2012 r. na Towarowej Giełdzie Energii może powstad hurtowy rynek obrotu gazem.
Za powstaniem hurtowego rynku obrotu gazem opowiadają się wszyscy gracze rynku
gazowego w Polsce, w tym dominujące na nim Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo.
Pomysł popiera również Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Marek Woszczyk.
Szef giełdy, Grzegorz Onichimowski deklaruje, że przyszły rok jest realnym terminem
uruchomienia hurtowego handlu gazem. W jego ocenie rynek gazu na TGE mógłby ruszyd w
uproszczonej formie już w styczniu. W tym terminie można uruchomid w jego ocenie np.
platformę
aukcyjną
lub
rynek
rejestrowanych
transakcji
bilateralnych.
Zorganizowaniem giełdowego obrotu gazem może zająd się również Giełda Papierów
Wartościowych, która jest zainteresowana przejęciem kontroli na TGE.
Uruchomienie giełdowego obrotu gazem wymaga wcześniej zmian w Instrukcji Ruchu i
Eksploatacji Gazowej Sieci Przesyłowej oraz zmian w Prawie Energetycznym lub uchwalenia
nowego Prawa gazowego.
W nowych przepisach musi zostad zdefiniowany m.in. tzw. wirtualny punkt handlowy.
Puls Biznesu 4.08.2011
Węgiel przegrywa batalię o elektrownie. Już co 2. duży projekt budowy bloku zakłada, że
prąd będzie w nim wytwarzany z gazu.
W latach 2015-16 Polsce zacznie brakowad prądu. Aby nie doszło do katastrofy, elektrownie
muszą szybko zastępowad wysłużone bloki i budowad nowe. W tym wyścigu węgiel, z
którego dziś wytwarzamy ponad 90% energii, zaczyna przegrywad z gazem.
- Do 2020 r. ilośd energii pochodzącej z gazu ma ulec co najmniej podwojeniu - mówi
Wojciech Hann z Deloitte`a.
A to bardzo ostrożne szacunki. Dziś z gazu Polska produkuje 2,1% wytwarzanej energii. Jak
przewiduje Ministerstwo Gospodarki, w 2020 r. z tego paliwa będzie już pochodzid 7%
energii. Tak skokowy wzrost wynika z surowej polityki UE, która sprawia, że prąd z brudnego
węgla będzie coraz droższy. Dlatego inwestorzy od niego uciekają. Z węglowych elektrowni w
Polsce zrezygnował już m.in. niemiecki RWE, a Vattenfall w ogóle wycofał się z naszego
rynku.
- Gaz jest droższym paliwem niż węgiel, ale technologia budowy bloków gazowo-parowych
jest szybsza i taosza. Na dodatek koszty wynikające z unijnej polityki ograniczania emisji
gazów cieplarnianych w przypadku gazu są 2 razy niższe niż w przypadku węgla - dodaje
Hann.
Dlatego do 2020 r. firmy planują wybudowanie niemal 7 000 MW nowych mocy zasilanych
tym paliwem. W sumie duże koncerny planują postawid u nas bloki energetyczne o łącznej
mocy ok. 15 000 MW. Jako pierwsi już w 2012 r. elektrownię gazową o mocy 400 MW zaczną
stawiad w Stalowej Woli Tauron i PGNiG. Blok gazowo-parowy będzie pierwszym tak dużym
źródłem wytwórczym w Polsce, zasilanym w całości gazem ziemnym. Do produkcji energii z
gazu szykują się też m.in. KGHM wraz z Tauronem w Blachowni, Energa i irlandzki ESB w
Grudziądzu, PGE wraz z Zakładami Azotowymi Puławy w Puławach, francuski GdF Suez we
Włocławku.
Tę statystykę mogą jeszcze podnieśd inwestycje PGNiG. Gazowy monopolista w podpisał
wstępną umowę kupna Elektrociepłowni Warszawskich (EW)od szwedzkiego Vattenfalla.
Dziś zakłady skupione w EW zużywają rocznie ok. 3 mln ton węgla i 100 000 ton oleju
opałowego, dzięki czemu mają blisko 20% udziału w rynku ciepła i ok. 2,5% w rynku energii.
16
W ocenie Władysława Mielczarskiego, współautora programu konsolidacji polskiej
energetyki, PGNiG również będzie odchodzid od węgla.
Ale, jak się okazuje, nie ma róży bez kolców...
Za 2 lata zacznie obowiązywad akcyza na gaz ziemny. Będzie z niej zwolniony gaz spalany w
elektrowniach ale już nie w… elektrociepłowniach. Brak zwolnienia w przypadku kogeneracji
pogarsza analizy finansowe projektowanych bloków gazowych.
- Jeżeli nie uda się zmienid przepisów, akcyza na gaz będzie stanowiła duże zagrożenie dla
kogeneracyjnych bloków gazowych. Podatek może istotnie podnieśd koszt wytworzenia
energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji - ostrzega Agnieszka Walter z Deloitte`a.
Akcyza na gaz w wysokości 1,28 zł za gigadżul zacznie obowiązywad 1 listopada 2013 r.
Wprowadza go, uchwalona w 2008 r., ustawa akcyzowa. - Obowiązek obciążenia gazu
podatkiem wynika z unijnej dyrektywy. Została ona implementowana do polskiego porządku
prawnego w nowej ustawie o podatku akcyzowym. Dyrektywa wprowadza zwolnienie z
akcyzy gazu zużywanego do produkcji energii. Opcjonalnie pozwala też zwolnid gaz
wykorzystywany do łącznego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji. Polska
nie skorzystała jednak z tego drugiego, opcjonalnego zwolnienia - tłumaczy Walter.
Wg Deloitte w ciągu najbliższych 10 lat w Polsce powstad mogą bloki gazowe o łącznej mocy
3 000-5 000 MW. 1/2 z nich produkowad ma energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu.
Niepewna sytuacja akcyzowa jest tylko jednym z licznych ryzyk, z jakimi muszą się liczyd
inwestorzy. Kolejnym jest, obowiązujący jedynie do kooca 2012 r., system wsparcia
energetyki gazowej żółtymi certyfikatami. Maled, w dodatku szybciej niż oczekiwał rynek,
będzie ponadto liczba darmowych uprawnieo do emisji CO2. Odchodzenie od energetyki
atomowej w Niemczech i Japonii może wpływad na wzrost cen gazu na światowych rynkach.
W efekcie droższy może byd gaz z terminala LNG lub importowany zza zachodniej granicy, na
który liczyła częśd inwestorów.
WĘGIEL NIEZBĘDNY !
- Węgiel to podstawa naszej elektroenergetyki - mówi Maciej Kaliski, nowy wiceminister
gospodarki ds. górnictwa i energetyki.
- Spółki węglowe, bez uwzględnienia Bogdanki po 5 miesiącach 2011 r. osiągnęły 1,13 mld zł
zysku netto w porównaniu do 1,18 mld zł w całym 2010 r. To powinien byd dobry rok dla
branży. Jeśli mówimy o spadku wydobycia, to w ciągu 5 pierwszych miesięcy 2010 r. w
porównaniu do tego okresu w 2009 r. wyniósł on 3,4%. Zaś w okresie styczeo - maj 2011 r. w
porównaniu do analogicznego okresu rok wcześniej tylko ok. 1%. Warto dodad, że od 2008 r.
mamy przełom w wydatkach na inwestycje kopalo. Ponad 2 mld zł rocznie zainwestowane w
maszyny czy nowe złoża powinno przynieśd efekty po ok. 4 latach - uważa Kaliski.
17
W ciągu 10 lat liczebnośd załóg spółek węglowych spadła o 1/2.
W śląskich kopalniach pracuje ok. 107 0000 ludzi - wynika z danych ze spółek węglowych i
resortu gospodarki. Do 2015 r. zatrudnienie w kopalniach na Śląsku może spaśd poniżej
100 000. Ale teoretycznie, bo wiele prac wykonują firmy zewnętrzne, często zatrudniające b.
górników. - Znaczna częśd ludzi zatrudnianych w firmach zewnętrznych to górnicy, którzy
odeszli z kopalo na emerytury, po czym zatrudnili się w firmach zewnętrznych wykonujących
prace dla tych kopalo - mówi osoba z branży. Wg szacunków w takich firmach może
pracowad 13 000-14 000 ludzi, z których 10 000-11 000 to górnicy dołowi.
Spadek zatrudnienia w górnictwie węgla kamiennego wynika zarówno z prowadzonej w
latach 90. reformy, jak i ze spadku produkcji paliwa (z ówczesnych ponad 100 mln ton do ok.
75 mln ton rocznie obecnie).
Jeszcze w 2001 r. w kopalniach pracowało ok. 220 000 osób. - Kompania Węglowa, gdy
powstała w 2003 r., zatrudniała prawie 85 000 ludzi, a teraz ok. 59 500 - mówi Zbigniew
Madej, rzecznik tej największej spółki węglowej w UE.
Górnicza reforma z lat 90. zakładała, że by produkcja czarnego złota była rentowna,
zatrudnienie w branży w 2010 r. powinno wynieśd 76 700 ludzi, a w 2020 r. 54 400.
Chod produkcja czarnego złota spada, to jej koszty rosną.
Z danych Ministerstwa Gospodarki wynika, że w okresie styczeo-maj 2011 r. koszty produkcji
węgla kamiennego na Śląsku (dane nie uwzględniają lubelskiej Bogdanki) wyniosły prawie 8
mld zł i były wyższe od poniesionych rok wcześniej o 283,3 mln zł, czyli o 3,7%, przy spadku
produkcji surowca o 1%.
- Resort gospodarki zalecił zarządom spółek węglowych, by cięły koszty produkcji - mówi
wiceminister gospodarki Maciej Kaliski odpowiedzialny za górnictwo. Import węgla do Polski
w I półroczu wyniósł już 7,3 mln ton wobec 13,4 mln ton w całym 2010 r.
Zarządy śląskich spółek węglowych podlegających resortowi gospodarki zapewniają, że
koszty już tną.
Największą ich częścią są wynagrodzenia (z narzutami na ubezpieczenia społeczne i inne
świadczenia). Chod w ciągu pierwszych 5 miesięcy zakłady wydobywcze wydały na ten cel
najwięcej, to jednak udział tych kosztów w całej produkcji udało się zmniejszyd z 51,7% do
51%. Nieznacznie w produkcji węgla udało się zmniejszyd udział kosztów usług obcych (o
0,2%), chod wydatki na ten cel wzrosły, podobnie jak w przypadku kosztów amortyzacji czy
energii (spadek udziału w kosztach produkcji odpowiednio o 0,3% i 0,2%).
Co w takim razie powoduje tak duży wzrost kosztów produkcji, że średni koszt wytworzenia 1
tony paliwa wzrósł o 4,8%, czyli o 12,48 zł, do 274,14 zł? Na pewno wzrost tzw. kosztów
pozostałych o ponad 100%, związanych m.in. ze szkodami górniczymi i rekultywacją terenów
pogórniczych. Jednak resort gospodarki zauważa tu także wpływ usług obcych, który wyniósł
jednostkowo 44,56 zł na tonie węgla, czyli o 3,3% więcej niż rok wcześniej.
Wiceminister Kaliski wskazuje jednak, że konkurencyjnośd polskiego węgla uda się obronid
dzięki zwolnieniu dużej grupy odbiorców z akcyzy na to paliwo. Nad ustawą w tej sprawie we
wrześniu będzie głosował Senat.
- Przyjęcie jej przez Sejm i możliwośd wejścia w życie jeszcze w tej kadencji to duży sukces
wszystkich zaangażowanych stron. Gdyby nie to, w 2012 r. węgiel automatycznie objęty
18
zostałby tym podatkiem. Ulgi akcyzowe to wysłuchanie postulatów resortu gospodarki, który
walczył, by węgiel z Polski był konkurencyjny. Pamiętajmy, że zwolnienia z akcyzy mają np.
Czesi czy Niemcy - mówi Kaliski.
W I półroczu 2011 r. zobowiązania śląskich kopalo spadły o ponad 1,5 mld zł w porównaniu
do kooca 2010 r.
Z danych ministerstwa gospodarki nadzorującego branżę (nie uwzględniają Bogdanki)
wynika, że na koniec maja zobowiązania długo i krótkoterminowe śląskich spółek węglowych
wynosiły nieco ponad 6,4 mld zł. Na koniec 2010 r. było to 7,89 mld zł. W porównaniu do
kooca maja 2010 r. stan zobowiązao zmniejszył się o 394,9 mln zł.
Warto jednak dodad, że na koniec maja gros zobowiązao to krótkoterminowe, które wyniosły
5,2 mld zł, a długoterminowe 1,2 mld zł.
Zobowiązania sukcesywnie spadają. Wynika to z lepszej sytuacji wszystkich śląskich kopalo,
które coraz bardziej terminowo płacą swoim partnerom. Sytuacja finansowa śląskich spółek
węglowych jest bowiem w 2011 r. bardzo dobra. Wystarczy przypomnied, że ich zysk netto
na koniec maja wynosił 1,13 mld zł wobec 1,18 mld zł w całym 2010 r. Polepszyła się bowiem
koniunktura na węgiel, a produkcja energii z węgla wzrosła w I półroczu o 4%. Zwiększyła się
także cena paliwa, dzięki czemu firmy mają więcej pieniędzy. Średnia cena tony węgla
kamiennego po 5 miesiącach 2011 r. wynosiła 344,7 zł wobec 298,39 zł w 2010 r.
Warto dodad, że znacząco przeterminowane długi zmniejsza sukcesywnie Katowicki Holding
Węglowy, który miał ich jeszcze w 2009 r. ok. 700 mln zł, a teraz nieco ponad 100 mln zł.
O ile jednak kopalniom udało się zmniejszyd stan zobowiązao, to zwiększyły się ich należności
- z 1,87 mld zł na koniec 2010 r. do 2,35 mld zł na koniec maja 2011 r. (o 556,9 mln zł w
porównaniu do stanu na koniec maja 2010 r.).
Resort gospodarki zauważa, że znacząco zwiększyły się wskaźniki płynności finansowej
kopalo.
EKOLOGIA – BIOMASA, WIATR, SŁOOCE
Bruksela zarzuca Polsce naruszenia unijnego prawa o odnawialnych źródłach energii. To
może zamrozid wypłatę funduszy unijnych po 2013 r.
Polska może zostad ukarana za brak wdrożenia dyrektywy o promowaniu stosowania energii
z odnawialnych źródeł (2009/28/WE). Komisja Europejska rozpoczęła procedurę
administracyjną w tej sprawie. Postępowanie toczy się od 27 stycznia 2011 r., kiedy to
Komisja wystosowała pierwsze zarzuty formalne.
Kraje członkowskie miały czas na przyjęcie unijnych przepisów o odnawialnej energii do 5
grudnia 2010 r. W Polsce prace nad nową ustawą przedłużają się i nie ma już szansy, by
została ona przyjęta przed wyborami parlamentarnymi, ponieważ dokument nie opuścił
nawet Ministerstwa Gospodarki.
Komisja nie podjęła jednak decyzji o przejściu do II etapu postępowania administracyjnego,
czyli wystosowaniu tzw. uzasadnionej opinii.
19
Po zakooczeniu procedury administracyjnej Komisja wystosowuje skargę do europejskiego
trybunału i może zażądad kary finansowej. Chod taki scenariusz jest odległy, to w przypadku
Polski kary wydają się prawdopodobne. Wybory parlamentarne znacznie opóźnią prace nad
wdrożeniem przepisów i Komisja może w tym czasie już zakooczyd wszystkie etapy
postępowania.
Komisja może także uzależnid wypłatę funduszy unijnych na lata 2014-20 od pełnego
wdrożenia dyrektyw o promocji odnawialnych źródeł energii.
Polskie przedsiębiorstwa z sektora OZE wyrażają obawy że nie będą w stanie konkurowad z
firmami z zagranicy. Przyczyną tego mają byd przeciągające się prace nad ustawą regulującą
ten sektor, jak i nierówne traktowanie samych producentów zielonej energii.
- Pojawiają się przecieki z Ministerstwa Gospodarki, z których wynika, że zmienią się główne
zasady wsparcia dla tego sektora - mówi Krzysztof Prasałek, prezes Polskiego Stowarzyszenia
Energetyki Wiatrowej (PSEW).
Wg nieoficjalnych propozycji resortu gospodarki w nowej ustawie wartośd zielonych
certyfikatów zależałaby od rentowności poszczególnych rodzajów źródeł energii.
Paradoksalnie, im mniejsza rentownośd danej inwestycji, tym więcej pieniędzy za swoje
certyfikaty otrzymywałaby firma. Zdaniem sektora OZE zyskają przede wszystkim te
podmioty które inwestują w drogie i często nierentowne technologie, jak np. pozyskiwanie
energii słonecznej.
B. prezes PGNiG Bogusław Marzec, uważa jednak że system wsparcia zielonych technologii
na nowych zasadach byłby uczciwszy.
- Najlepiej byłoby niczego nie dotowad i pozwolid, by to rynek zadecydował, co jest
najefektywniejsze - mówi. Dodaje też, że odnawialne źródła energii są ekonomicznym
bezsensem. - Ta energia jest 2-3-krotnie droższa w uzyskaniu niż klasyczna. Poza tym wbrew
temu, co się mówi, wcale nie zmniejsza emisji CO2 - mówi Marzec.
Dzienniku Gazecie Prawnej 11.08.2011
PGE chce stawiad na zieloną energię w Bełchatowie. Koncern rozpoczął już wdrażanie
projektów związanych z produkcją energii elektrycznej z zastosowaniem biomasy jako
paliwa.
Strategiczne plany koncernu zakładają produkcję zielonej energii w oparciu o biomasę na
poziomie 4 TWh rocznie. Instalacja do współspalania biomasy zainstalowana została już w
bełchatowskiej elektrowni. Umożliwia ona wykorzystanie ekologicznego paliwa w ilości
dochodzącej do 900 ton na dobę.
Spółki Skarbu Paostwa od kilku lat są zmuszone stawiad na OZE, bo takie wymogi na kraje
członkowskie nakłada UE. Do 2020 r. udział energii odnawialnych w produkcji prądu w UE ma
wynieśd 20%. W Polsce udział energii odnawialnej stale się zwiększa. W 2008 r. to 4,3%, a w
2010 7,5%. Ma, wg prognoz, wynieśd 12,2% w 2015 r., a w 2020 r. już 19,3%.
Polska 24.08.2011
20
W Elektrownia Kozienice spaliła w I półroczu 2011 r. o 55% więcej biomasy niż w
analogicznym okresie 2010 r. Należący do Enei zakład chce nadal zwiększad energii
elektrycznej produkowanej we współspalaniu.
Największa w kraju elektrownia na węgiel kamienny wyprodukowała w ciągu 6 pierwszych
miesięcy 2011 r. 188 900 MWh energii elektrycznej we współspalaniu węgla i biomasy. Rok
wcześniej było to 121 500 MWh.
Spółka spaliła w I półroczu 2011 r. 104 500 ton biomasy. W analogicznym okresie 2010 r.
było to 66 000 ton.
Kozienice zarobiły dzięki uzyskaniu świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych
ok. 52 mln zł w I połowie 2011 r., w stosunku do ok. 32 mln zł w I półroczu 2010 r.
Enea chce, by udział współspalania w produkcji energii elektrycznej wynosił od 2015 r. 2,1%.
Ma się do tego przyczynid instalacja do współspalania biomasy płynnej. Jej oddanie do
użytku zaplanowano jeszcze w 2011 r.
Elektrownia Kozienice wyprodukowała w ciągu pierwszych 6 miesięcy 2011 r. 5,821 TWh w
stosunku do 5,910 TWh rok wcześniej.
Pora na wiatr.
Najwięcej warunków przyłączenia nowych farm wiatrowych wydawanych jest w regionach o
najmniej korzystnej wietrzności. Przodują Świętokrzyskie, Mazowsze i Podlasie. Przesądził o
tym brak wolnych mocy przyłączeniowych w korzystniejszych lokalizacjach i nowe typy
turbin, pozwalających na optymalną pracę w mniej wietrznych regionach.
W I połowie 2010 r. operatorzy systemów dystrybucyjnych wydali warunki przyłączenia dla
215 farm wiatrowych o łącznej mocy 819 MW. To ponad 93% mocy wszystkich OZE, które
otrzymały
warunki
wynika
z
danych
Agencji
Rynku
Energii.
Obecnie działają w Polsce 453 instalacje wiatrowe o łącznej mocy 1352 MW. To niemal 1/2
mocy zainstalowanej wszystkich OZE w kraju.
Jak wynika z badao naukowców z Politechniki Lubelskiej farmy wiatrowe, które miałyby
powstad do 2020 r., nie będą istotnie wpływały na funkcjonowanie krajowego systemu
elektroenergetycznego (KSE).
Analizy naukowców pokazują, że w 2020 r. zmiennośd obciążenia KSE, wynikająca z generacji
wiatrowej, będzie zdecydowanie mniejsza od zmienności, jaka występowałaby w systemie
opartym tylko o jednostki konwencjonalne. Godzinowy gradient obciążenia KSE przez
generację wiatrową może wynieśd pod koniec dekady średnio 158 MW/h. Natomiast
zmiennośd samego systemu (bez wiatraków) wyniosłaby 632 MW/h. Po pierwsze, to efekt
relatywnie niedużej mocy zainstalowanej w wiatrakach względem jednostek
konwencjonalnych (w badaniach przyjęto, że w 2020 r. wiatraki będą miały moc 12 000
MW). Po drugie, niemal nie zdarzają się chwile, gdy w całym kraju wiatru jest bardzo mało
albo bardzo dużo.
- Muszę przyznad, że sam jestem zaskoczony wynikami badao. Uważałem, że skoki produkcji
energii z elektrowni wiatrowych będą zdecydowanie większe niż wychodzi z tego modelu.
Wynika to z faktu, że Polska jest dużym terytorium i rzadko zdarzają się momenty, że wiatr
21
przestaje wiad na całym terytorium. Najczęściej mniejsza produkcja wiatru w jednym
regionie kompensowana jest większą generacją w innym - mówił podczas prezentacji
wyników badao prof. Piotr Kacejko.
Co więcej, z modelu stworzonego przez akademików wynika, że wiatraki częściej mogą
łagodzid wahania produkcji energii z jednostek konwencjonalnych niż je powiększad.
- Statystycznie wyszło nam, że częściej wraz ze wzrostem obciążenia systemu wzrasta także
generacja wiatrowa. Łagodzi ona zatem skoki zapotrzebowania na energię ze źródeł
konwencjonalnych - mówi prof. Kacejko.
Badania wykazały jednak także, że konieczne może się okazad czasowe ograniczanie
produkcji energii wiatrowej. Chodzi o sytuacje, w których w całym kraju wiałby optymalny
wiatr i zdecydowana większośd elektrowni wiatrowych pracowała by z dużą siłą. Wówczas
zapotrzebowanie na energię elektryczną z jednostek konwencjonalnych mogłoby spaśd
poniżej minimum technologicznego, co jest niedopuszczalne z przyczyn technologicznych.
W niektórych sytuacjach ograniczenie produkcji dotyczyd mogłoby wiatraków o łącznej mocy
nawet 5 000 MW. Tak duże ograniczenie konieczne byłoby jednak zaledwie przez 10-20
godzin w roku. Natomiast jakiekolwiek ograniczanie generacji wiatrowej dotyczyd ma nie
więcej niż 400 godzin rocznie (niecałych 5% czasu). Sumaryczna niewyprodukowana moc w
elektrowniach wiatrowych nie przekroczyłaby wówczas 0,7 TWh.
Bez przyspieszenia inwestycji w sieci elektroenergetyczne wiatrakowa rewolucja w Polsce
szybko się skooczy - ostrzegają eksperci.
Powód - niewystarczające tempo inwestowania w budowę i modernizację sieci przesyłowej i
dystrybucyjnej na terenie niemal całego kraju. - Poziom inwestycji w energetykę wiatrową w
dużej mierze zależy od tego, czy i w jakim stopniu PSE Operator i regionalni operatorzy sieci
dystrybucyjnych będą w stanie inwestowad - mówi Wojciech Hann ekspert Deloitte. - Bez
tych inwestycji podłączanie kolejnych farm wiatrowych będzie niemożliwe. Takie
wyhamowanie może mied miejsce w ciągu najbliższych 2 lat - dodaje.
Na razie PSE Operator, zarządzający bezpieczeostwem energetycznym kraju, wydał zgodę na
przyłączenie do sieci blisko 9 000 MW. Praktycznie wyczerpał swoje możliwości przyłączania
wiatrowni do sieci na północy kraju. Tam, gdzie inwestorzy chcą budowad najwięcej farm.
Byd może inwestycje ruszą w 2012 r. URE zaakceptował w lipcu plan rozbudowy i rozwoju
sieci do 2015 r. Zakłada on gigantyczne wydatki w wysokości 27 mld zł. Zdaniem ekspertów
wielka przebudowa systemu nie uda się w pełni.
- W efekcie będziemy mieli do czynienia z wyścigiem inwestorów o to, kto pierwszy zdąży się
przyłączyd do sieci - uważa Hann. Jego zdaniem ma to jeden duży plus. - To zawsze dobrze,
gdy w gospodarce jest konkurencja. Zwyciężą najlepsze projekty - mówi ekspert.
Teraz kilka słów o energii ze słooca.
W gminie Wierzchowice w Małopolsce powstaje największa w Polsce elektrownia
fotowoltaiczna o mocy 1 MW.
Montaż 4 445 paneli rozpocznie się w najbliższych dniach, a przewidywany termin
zakooczenia prac to 31 sierpnia.
22
Koszt całej inwestycji wyniesie ok. 10 mln zł z czego prawie 4,9 mln zł będzie pochodziło ze
Małopolskiego Regionalnego Programu Operacyjnego na lata 2007-13. Pozostałe środki to
wkład własny i wsparcie Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki
Wodnej w Krakowie.
Energia produkowana przez elektrownie ma byd sprzedawana do sieci elektroenergetycznej.
Dotychczas w Polsce wg danych URE działają 4 elektrownie fotowoltaiczne o łącznej mocy
0,104 MW, jedna w województwie mazowieckim (0,011 MW) oraz 3 w województwie
śląskim 0,093 MW).
Z ponad 1 mld zł promes przyznanych w 2011 r. przez Narodowy Fundusz Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej na dofinansowanie dużych przedsięwzięd w zakresie
odnawialnych źródeł energii ani złotówka nie zostanie przeznaczona na fotowoltaikę.
Powód? Brak wniosków o dopłaty do dużych inwestycji związanych z pozyskiwaniem energii
elektrycznej ze Słooca.
Główną przyczyną jest brak zróżnicowania sposobów dofinansowania do różnych źródeł
odnawialnych. Bardziej opłaca się inwestowad w biogaz lub energię wiatrową.
- Eksploatacja instalacji fotowoltaicznej jest stosunkowo tania, ale na początku koszty
inwestycji są bardzo wysokie. W ogólnym rozrachunku ilośd energii, jaką można w Polsce
uzyskad z tego źródła, jest niższa niż w przypadku energii wiatrowej lub biogazowi, przy tych
samych nakładach inwestycyjnych. Poza tym, spośród wszystkich OZE wykorzystywanych na
skalę przemysłową tylko dobrze prowadzone biogazownie są w stanie zapewnid stałe
zaopatrzenie w energię, a zatem bezpieczeostwo energetyczne. Niestabilnośd produkcji
pozostałych instalacji trzeba równoważyd jakimś konwencjonalnym źródłem energii głównie
gazem
analizuje
Roman
Pluszczew,
prezes
zarządu
Fitenu.
Dlatego łączna moc instalacji fotowoltaicznych funkcjonujących w Polsce, mimo
dofinansowaniu z funduszy unijnych, jest w zasadzie marginalna. Wszystkie wytwarzają
energię jedynie dla potrzeb własnych inwestorów.
Tymczasem energia słoneczna, obok wiatrowej jest jedną z najczystszych. Wg szacunków
prof. Mark Z. Jacobsona z Uniwersytetu Stanford, względna emisja CO2 z ogniw
fotowoltaicznych z uwzględnieniem całego cyklu życia elektrowni, w tym produkcji paneli,
transportu i montażu konstrukcji, wynosi 19-59 gram na 1 kWh wyprodukowanej energii. Dla
porównania w przypadku energii pozyskanej z węgla, uwzględniając jego wydobycie,
transport i spalanie w elektrowniach, emisja CO2 w Polsce wynosi ok. 1500 g/kWh, czyli od
25 do prawie 80 razy więcej.
www.wnp.pl 30.08.2011
DUŻE INWESTYCJE W ZIELONĄ ENERGIĘ
Inwestycje w ekologiczne źródła energii wzrosły w 2010 r. o niemal 1/3, do czego przyczynił
się głównie rynek europejski, na którym odnotowano wzrost liczby instalacji paneli
słonecznych na dachach budynków oraz rozwój farm wiatrowych w Chinach - czytamy w
najnowszym raporcie rocznym Programu Środowiskowego Narodów Zjednoczonych (UNEP)
23
"Globalne trendy w inwestycjach w odnawialne źródła energii 2011" (Global Trends in
Renewable Energy Investment 2011).
W 2010 r. w sektor energii odnawialnej włożono gigantyczną kwotę 211 mld $ - dla
porównania w 2009 r. zainwestowano 160 mld $. Dane wskazują na skok rzędu 540% od
2004 r.
W raporcie czytamy że kraje rozwijające się prześcignęły rozwinięte gospodarki pod
względem "nowych inwestycji finansowych", co eksperci definiują jako nakłady na projekty z
dziedziny energii odnawialnej na skalę przemysłową i zapewnienie kapitału własnego
przedsiębiorstwom z sektora energii odnawialnej.
Łącznie kraje rozwijające zainwestowały 72 mld $ w porównaniu do 70 mld $ w krajach
rozwiniętych. Dane te uległy znaczącej zmianie od 2004 r., kiedy to nowe inwestycje
finansowe w krajach rozwijających się kształtowały się mniej więcej na poziomie 25%
inwestycji w gospodarkach rozwiniętych.
Rynki Ameryki Południowej i Środkowej odnotowały 39% wzrostu, tj. do 13,1 mld $, podczas
gdy na Bliskim Wschodzie i w Afryce nastąpił skok o 104%, do 5 mld $. Azjatyckie kraje
rozwijające się, z wyłączeniem Chin i Indii, odnotowały wzrost o 31%, do 4 mld $.
W samych Indiach wzrost nakładów wyniósł 25%, do 3,8 mld $. Chiny są rekordzistą,
podejmując o 28% więcej nowych inwestycji w OZE, co daje w sumie 48,9 mld $.
Mimo pozytywnych osiągnięd, w niektórych obszarach nie udało się w 2010 r. odnotowad
postępu. Nowe inwestycje finansowe w wielkie instalacje OZE spadły w 2010 r. o 22% - tj. do
35,2 mld $ - w Europie.
Należy zauważyd jednak, że zostało to z nadwyżką skompensowane przez wzrost projektów
mniejszych instalacji. Taryfy gwarantowane (mechanizmy strategiczne mające na celu wzrost
inwestycji w technologie OZE) oraz spadek kosztów modułów fotowoltaicznych (PV) w
Europie przełożyły się na wzrost aktywności w obszarze projektów na małą skalę.
Inwestycje w Niemczech wzrosły o 132%, do 34 mld $. Nakłady inwestycyjne we Włoszech
podniosły się o 59% - do 5,5 mld $, we Francji o 150% - do 2,7 mld $, a w Czechach o 163% do 2,3 mld $.
Wśród nowych inwestycji finansowych w wielkoskalowe projekty energii odnawialnej w
2010 r. dominowała energia wiatrowa, odnotowując 30% wzrost, tj. do 94,7 mld $, w
stosunku do 2009 r. Energia słoneczna nabrała tempa, dzięki zwiększonym nakładom
inwestycyjnym w projekty mało-skalowe, odnotowując 52% wzrost rok do roku, tj. do 86 mld
$ w 2010 r. Na 3 miejscu uplasowała się biomasa i przetwarzanie odpadów na energię, przed
biopaliwami, osiągając w 2010 r. pułap 5,5 mld $.
www.chronmyklimat.pl 3.08.2011
Europejskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (European Wind Energy Association EWEA) opublikowało scenariusze rozwoju energetyki wiatrowej w krajach UE.
- Energetyka wiatrowa zwiększy swoją moc 3 razy do 2020 r., dzięki 194 mld €
zainwestowanym w europejskie morskie i lądowe farmy wiatrowe w tej dekadzie - uważa
EWEA. Zdaniem stowarzyszenia rozwój energetyki wiatrowej nie tylko wpłynie na
zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych, ale także znacznie przyspieszy odejście od drogich
paliw kopalnych, stworzy miejsca pracy i zwiększy konkurencyjnośd Europy.
Wg prognoz EWEA produkcja energii elektrycznej z wiatru wzrośnie z 182 TWh w 2010 r. do
581 TWh w 2020 r. Energia wyprodukowana w turbinach wiatrowych pokryje 15,7%
zapotrzebowania na energię w UE. Natomiast w 2030 r. przez elektrownie wiatrowe będzie
24
produkowane 1154 TWh energii i pokryją one 28% całkowitego zapotrzebowania. Oznacza
to, że 2030 r. energia z wiatru wystarczy do zasilenia 241 mln gospodarstw domowych.
Dzisiaj energetyka wiatrowa wytwarza energię elektryczną odpowiadającą zużyciu energii
przez 50 mln przeciętnych gospodarstw domowych.
Wg Światowej Agencji Energii (IEA) do 2060 r. energetyka słoneczna może zaspokajad
większośd światowego zapotrzebowania na energię.
Autorzy raportu przewidują, że większa częśd energii potrzebnej do zasilania transportu i
ogrzewania będzie pochodziła nie ze spalania paliw kopalnych, ale z czystych źródeł.
Energetyka będzie emitowała rocznie 3 mld ton CO2, czyli 10 razy mniej niż obecnie.
Armia USA zaczyna na wielką skalę wykorzystywad energię odnawialną. Do 2025 r. zużycie
paliw kopalnych ma się zmniejszyd o ok. 30%. O tyle samo ma spaśd zużycie paliw kopalnych.
Siły zbrojne USA wydają rocznie aż 15 mld $ na paliwo i zużywają tym samym 80% energii
wykorzystywanej rocznie przez instytucje i agendy rządowe w USA.
Królewski zamek w Windsorze będzie korzystał z 2 turbin na Tamizie generujących
elektrycznośd, co oznacza przejście w pełni na energię odnawialną. Królowa Elżbieta II będzie
mniej płacid za prąd, a nawet odsprzedawad nadwyżkę niewykorzystanej energii.
Turbiny o wadze 40 ton zostaną zainstalowane we wrześniu na tamie Romney, a oddane do
użytku w listopadzie.
Tamę podnajmuje zamkowi w Windsorze agencja ds. ochrony środowiska. Agencja zwróciła
się do społeczności lokalnych i firm o opracowanie planów wykorzystania hydroenergetyki
na Tamizie w hrabstwach Oxfordshire i Berkshire. Zamek w Windsorze jako pierwszy
odpowiedział na ten apel.
Władze lokalne Oxfordshire także przystąpiły już do prac nad generowaniem energii
elektrycznej na tamach w Osney i Goring. Nad zagospodarowaniem w podobny sposób 3 tam
na swym terenie zastanawiają się władze hrabstwa Berkshire.
www.wnp.pl 27.08.2011
NIEMIECKIE FIRMY PŁACĄ ZA ODEJŚCIE OD ATOMU
Zacznijmy jednak spółek wloskich i francuskich.
Włoski koncern energetyczny Enel zarobił w I połowie 2011 r. 2,5 mld € „na czysto” To o
5,2% więcej w porównaniu do analogicznego okresu 2010 r.
EBITDA spółki wyniosła 8,9 mld € i było to o nieco ponad 0,6% więcej niż przed rokiem.
Znacząco, bo o 10,3%, wzrosły przychody spółki. Osiągnęły ponad 38 mld €.
25
Jednak analitycy uważają, że chod sytuacja finansowa firmy jest dobra, to przed nią sporo
wyzwao. Do najważniejszych należy rozwiązanie problemu nowych mocy. Koncern miał
uczestniczyd we włoskich projektach atomowych. Te jednak po katastrofie w Fukushimie
zostały na razie skreślone.
Grupa GDF Suez w I półroczu 2011 r. odnotowała wzrost przychodów oraz zysków. EBITDA
grupy wzrasta o 8,2%.
Przychody GDF Suez wzrosły z nieco ponad 42,3 mld € do prawie 45,7 mld € (+7,9%). Co
prawda zysk z działalności operacyjnej pozostał na prawie nie zmienionym poziomie ok. 5,2
mld € (+0,3%), ale EBITDA wzrosła o 8,2% do 8,865 mld €.
CEZ mimo wzrostu przychodów w I półroczu 2011 r. zanotował niższe zyski w porównaniu do
analogicznego okresu roku poprzedniego.
Przychody operacyjne wyniosły 103,6 mld CZK wobec 98,7 mld CZK w analogicznym okresie
2010 r. (+5%). Jednak osiągnięty przez grupę zysk netto wyniósł tylko 23,9 mld CZK i był
mniejszy od zanotowanego w pierwszych 2 kwartałach 2010 r. o 17%, a EBITDA spadła o 7%
do poziomu 43,9 mld CZK. Zadłużenie grupy wzrosło o 19% do 131 mld CZK.
Po publikacji wyników za I półrocze CEZ podniósł prognozę całorocznego zysku netto do 40,6
mld CZK, a prognoza EBITDA pozostała niezmieniona i wynosi 84,8 mld CZK.
Pora na firmy niemieckie.
E.ON mimo wzrostu przychodów odnotował w I półroczu 2011 r., podobnie jak inny
niemiecki koncern energetyczny - RWE, gwałtowny spadek zysków.
Przychody ze sprzedaży grupy w I półroczu wzrosły o ok. 20% do ok. 53 mld €. Natomiast
skorygowany zysk EBITDA spadł o 45% do 4,3 mld €. Skorygowany zysk netto zmniejszył się o
71% do 900 mln €.
Grupa wyjaśnia, że głównymi przyczynami takiego stanu rzeczy jest wstrzymanie pracy
elektrowni jądrowych oraz wprowadzenie podatku od paliwowa jądrowego. Wg wyliczeo
Grupy te decyzje niemieckiego rządu kosztowały ją 1,9 mld €.
Podobnie słabe wyniki, kierowanej przez siebie firmy komentowali szefowie koncernu RWE.
Zmiana polityki odnośnie energetyki jądrowej w Niemczech kosztowało ten koncern ok. 0,9
mld €.
Mimo słabych wyników finansowych E.ON może się pochwalid dużym spadkiem zadłużenia,
które na przestrzeni roku spadło z ok. 33,6 mld € do nieco ponad 16 mld €.
Największy koncern energetyczny Europy zapowiada niższe od prognozowanych zyski oraz
ostre cięcie kosztów i ograniczenie zatrudnienia.
26
E.ON przewiduje, że EBITDA wyniesie w 2011 r. 9,1-9,8 mln €, wobec wcześniej planowanych
10,7-11,4 mld €. Zysk netto może sięgnąd 2,6 mld €, podczas gdy na początku roku zarząd
zakładał, że może to byd nawet 3,7 mld €.
Szefowie koncernu tłumaczą, że pogorszenie wyników to jeden efektów decyzji rządu o
wcześniejszym zamknięciu elektrowni atomowych w Niemczech. Stąd koniecznośd
dokładnego „przejrzenia sytuacji firmy" oraz zwolnienia - w tzw. średniej perspektywie
- 11 000 ludzi, czyli 14% zatrudnionych.
Największy producent energii w Niemczech - koncern RWE - zakooczył II kwartał ze stratą w
wysokości 229 mln €, a jego akcje są najtaosze od 8 lat. Powód to antyatomowa polityka
rządu. Teraz RWE upatruje szansy we współpracy z Gazpromem i wyprzedaży części majątku.
Z opublikowanych przez RWE danych finansowych wynika, że na koniec I półrocza firma
osiągnęła tylko 1,67 mld € zysku, co oznacza spadek o prawie 40% w porównaniu z okresem
styczeo-czerwiec 2010 r. I to pomimo, że przychody były na zbliżonym poziomie ponad 27
mld €. Zysk przed opodatkowaniem spadł w I półroczu 2011 r. o 1/4 - do 4,6 mld €.
Wyniki RWE nie są niespodzianką, od wiosny bowiem było wiadomo, że koncern traci z
powodu restrykcyjnej, antyatomowej polityki rządu niemieckiego.
Najpierw decyzja władz o opodatkowaniu produkcji energii z elektrowni atomowych, potem
zamkniecie najstarszych z nich - po katastrofie w Fukushimie - i wreszcie zapowiedź
wcześniejszego wyłączenia pozostałych obiektów, aż do całkowitej rezygnacji kraju z
energetyki atomowej do 2022 r. fatalnie odbiły się się na kondycji finansowej RWE i jej
największych rywali na niemieckim rynku - E.ON-u, EnBW i Vattenfalla.
Niemiecki potentat szuka kapitału, by poprawid sytuację finansową, tym bardziej, że nie tylko
inwestorzy stracili nieco zaufania do RWE, ale też agencje ratingowe zaczęły oceniad ją
negatywnie.
RWE ze względu na wydatki inwestycyjne w ostatnich latach i zakup aktywów zwiększył
zadłużenie do ponad 29 mld € - teraz musi oszczędzad, ciąd wydatki i sprzedad cześd majątku.
Szefowie RWE zapowiedzieli, że dezinwestycje będą miały większą wartośd niż wcześniej
zakładano.
Koncern chce pozbyd się majątku o wartości 11 mld € (we wcześniejszych zapowiedziach
zakładano, że to będą aktywa na kwotę ok. 8 mld €) RWE może np. wystawid na sprzedaż
warszawski Stoen, który ma ok. 5% udziałów w polskim rynku sprzedaży elektryczności.
Szefowie RWE zapowiedzieli dziś także, że będą kontynuowad rozmowy z rosyjskim
koncernem Gazprom o bliskiej współpracy i utworzeniu joint venture. Wspólna firma ma
przejąd cześd aktywów energetycznych RWE w Niemczech, Beneluksie i W. Brytanii i
wspólnie budowad elektrownie gazowe. Jednocześnie niemiecki koncern liczy na możliwośd
zakupu taoszego gazu z Rosji.
Alians z RWE do okazja dla Gazpromu, który od lat bez większych sukcesów zabiega o dostęp
do odbiorców i udziały w gazowym i energetycznym rynku Niemiec i innych krajów UE. Jest
jednak przede wszystkim dostawcą gazu.
Koszty wymiany atomu na OZE w Niemczech w 2030 r., wzrosły do poziomu 335 mld €. W
szczególności, przemysł musi przygotowad się na znaczący wzrost cen energii elektrycznej,
27
Wg szwajcarskiego Prognos Institute wzrost cen energii elektrycznej dla firm w sektorach
energochłonnych w 2023 r. wyniesie 41% w porównaniu do 2010 r.
Dotknie to zwłaszcza Bawarię, gdzie jest wiele energochłonnych przedsiębiorstw i duża częśd
energii elektrycznej pochodzi z elektrowni jądrowych.
- Oczekiwany wzrost cen energii elektrycznej dla przemysłu zagraża całej branży. Nie
możemy zaakceptowad - powiedział przedstawiciel bawarskiego przemysłu Bertram
Brossard.
www.agroenergetyka.pl 5.08.2011
Niemcy rezygnują z energetyki atomowej. Taką decyzję wymusiła niemiecka opinia publiczna
po katastrofie wywołanej przez trzęsienie ziemi i tsunami w japooskiej elektrowni atomowej.
To nic, że Niemcom nie grozi gigantyczne trzęsienie ziemi i wielka fala tsunami. Obywatele się
boją i rząd natychmiast reaguje.
Czym Niemcy zastąpią energię wytwarzaną w elektrowniach atomowych? Oficjalnie ma to
byd energia ze źródeł odnawialnych. Co będzie, jeżeli się okaże, że OZE nie wystarczą na
wytworzenie tak wielkiej mocy energetycznej? Kiedy Niemcy zorientują się, że tak będzie,
wtedy ogłoszą, że nie mają wyjścia - muszą spalad więcej węgla brunatnego i kamiennego.
Europa to zrozumie, bo przecież nikt nie posądzi Niemców o to, że nie chcą chronid klimatu.
Niemcy są mistrzami świata w dbaniu o swoje interesy. Już dawno zorientowali się, że unijna
krucjata przeciwko węglowi nie ma sensu. Potrzebowali pretekstu, aby móc ogłosid, że
z węgla nie zrezygnują. Takim pretekstem jest rezygnacja z energetyki atomowej.
Dlaczego Niemcy chcą przywrócid do łask węgiel? Ponieważ potrzebują taniej energii.
Wykluczenie węgla nie rozwiązuje problemów ekologicznych, a stwarza problemy społecznoekonomiczne. W Polsce stracimy 200 000 miejsc pracy. W Europie ok. 1 mln miejsc pracy. Do
2025 r. cena energii wzrośnie nie mniej niż 100% PKB obniży się o 1-2%. Podstawy przyjętej
i obowiązującej dzisiaj polityki dostosowania światowej gospodarki do zmian klimatycznych
oparte są o podważaną przez wiele środowisk naukowych hipotezę o wpływie człowieka na
ocieplenie klimatu. To stawia pod znakiem zapytania skutecznośd prowadzonych działao
opartych głównie o redukcję CO2. Na dobrą sprawę nie wiemy, czy nasze działania przyniosą
skutek, ale decydujemy się ponosid olbrzymie koszty. Chiny, Indie, USA, Brazylia, Rosja
i Argentyna niewiele robią, aby ograniczad emisje CO2.
Po spotkaniu z parlamentarzystami niemieckimi wicepremiera Waldemar Pawlak powiedział:
- Węgiel to nasze bogactwo i nie chcemy z niego rezygnowad. - Cieszy nas, że Niemcy
podzielają nasze zdanie co do konieczności większego wykorzystywania paliw kopalnych dodał wicepremier. - Bardzo interesują nas plany rozwijania niskoemisyjnych, węglowych
technologii, które promuje Polska - powiedział Gunther Krichbaum, przewodniczący Komisji
ds. UE. Jego zdaniem, po odejściu od energii atomowej Niemcy jeszcze przez dziesięciolecia
będą uzależnione od energii pozyskiwanej z węgla brunatnego. To mówił przedstawiciel
niemieckiego parlamentu. Bez zażenowania zachwalał węgiel brunatny, którego spalanie
powoduje większą emisję CO2 niż spalanie węgla kamiennego. Uczmy się od Niemców.
Jeszcze nie zamknęli żadnej elektrowni atomowej, jeszcze nie ogłosili, że będzie im brakowad
energii, a już mówią, że stawiają na węgiel.
www.jasnet.pl 5.08.2011
28
Przyjrzyjmy się teraz, jak wygląda sytuacja u drugiego naszego sąsiada, a mianowicie w
Czechach.
Na początek garśd statystyki. Oto jak przedstawiają się źródła energii elektrycznej:
40,5% - węgiel
20,3% - ropa naftowa
19,2% - gaz ziemny
16,4% - atom
5,8% - OZE
2,2% - inne
Wykorzystanie złóż węgla, rozwój energetyki jądrowej oraz dywersyfikacja źródeł i tras
importu surowców to główne założenia polityki bezpieczeostwa surowcowego i
energetycznego, przyjęte przez czeski rząd. W dokumencie, który ma byd podstawą do
opracowania całościowej koncepcji na najbliższe 20 lat, rząd postuluje niezwłoczne
wybudowanie nowych bloków w elektrowniach jądrowych oraz rozważa zbudowanie nowej
elektrowni. Nacisk na wykorzystanie potencjału krajowych złóż węgla brunatnego oraz
rozwój energetyki jądrowej najprawdopodobniej przełoży się na twarde stanowisko Czech w
negocjacjach nad polityką energetyczną i klimatyczną UE.
Czeski rząd, wychodząc z założenia, że UE nie jest i w najbliższych latach nie będzie w stanie
„zagwarantowad krajom członkowskim bezpieczeostwa” w tym zakresie, chce w większym
stopniu skupid się na „dyplomacji surowcowej” (m.in. na obszarze Bałkanów i Kaukazu) oraz
zamierza bronid prawa paostw do samodzielnego kształtowania krajowego bilansu
energetycznego.
Z rządowych szacunków wynika, iż w ciągu najbliższych 10-15 lat w Czechach trzeba będzie
zamknąd elektrownie o łącznej mocy ok. 4 000 MW. W ich miejsce mają powstad
nowoczesne elektrownie węglowe, gazowe oraz nowe bloki w elektrowniach jądrowych.
Rząd docenia rolę OZE (obecnie ok. 6% bilansu energetycznego), wykorzystujących krajowy
potencjał, ale zwraca uwagę na problemy związane z ich stabilnym włączeniem w istniejącą
infrastrukturę przesyłową. W ostatnich latach dynamiczny rozwój elektrowni słonecznych
stymulowany systemem paostwowych dotacji i wysokimi gwarantowanymi cenami wykupu
energii stworzył poważne problemy operatorom przesyłowym. Ten kosztowny dla paostwa
trend
zahamowało
ubiegłoroczne
ograniczenie
paostwowego
wsparcia.
Kierunek wyznaczony przez czeski rząd jest w dużej mierze odwrotny wobec nurtu
przeważającego w UE, co gabinetowi wytyka opozycja. Stanowczym krytykiem przyjętego
dokumentu są środowiska ekologów, których zdaniem polityka rządu uczyni z Czech „brudny
skansen energetyczny”. Obecnie jednak na kluczowych dla energetyki stanowiskach w
paostwie dominują osoby sceptycznie oceniające efektywnośd paostwowego wsparcia dla
wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Wśród decydentów przeważa opinia o potrzebie
zniesienia limitów terytorialnych na wydobycie węgla i rozwoju energetyki jądrowej. Jeszcze
bardziej zdecydowane poglądy na ten temat ma prezydent Václav Klaus. Stanowiska te są
zbieżne z poglądami większości Czechów, którzy mimo awarii w Fukushimie pozostali
zwolennikami energetyki atomowej.
www.nowa-energia.co.pl 25.08.2011
Światowy rynek lamp LED będzie rósł z prędkością światła.
29
Diody LED (light emitting diodes)stają się dominującą technologią oświetleniową - globalne
przychody do 2017 r. wyniosą blisko 2 mld $.
Dziś mają zaledwie 3% udziału w rynku oświetleniowym.
Światowy rynek LED będzie się szybko rozwijał dzięki ciągłemu doskonaleniu tej technologii.
Postęp pozwoli na szersze zastosowanie LED w oświetleniu, co będzie dodatkowo wspierane
przez działania rządowe na rzecz oświetlenia energooszczędnego.
W Europie i Ameryce Północnej podjęto kroki mające na celu stopniowe wyeliminowanie
oświetlenia żarowego lub narzucenie minimalnych kryteriów energooszczędności w
technologiach oświetleniowych. Doprowadzi to do zastąpienia oświetlenia żarowego przez
bardziej energooszczędne odpowiedniki, takie jak diody LED.
Od września ze sklepów znikają kolejne typy, tym razem o mocy 60 Watów. W 2012 r.
tradycyjnych żarówek już nie uda się kupid.
Wg szacunków Komisji Europejskiej zastąpienie żarówek energooszczędnymi i efektywnymi
odpowiednikami spowodowało zmniejszenie konsumpcji energii elektrycznej w krajach UE
łącznie o 40 TWh. Odpowiada to rocznemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną Rumunii
lub zużyciu energii elektrycznej przez 11 mln statystycznych gospodarstw domowych.
Przeciętne europejskie gospodarstwo domowe zaoszczędzi rocznie 25-50 €, co w skali UE
daje oszczędności na poziomie 5-10 mld € rocznie.

sierpień 2011

Transkrypt

Podobne dokumenty

Czy energetyka słoneczna ma w Polsce przyszłość

Butla gazowa CO2 1,5 kg

Wskaźniki redukcji emisji Materiał pomocniczy dla Prezydenta COP i

Francja będzie gromadzić CO2 pod ziemią

Firmy Leśne - Lasy będą sprzedawać CO2

Pomiar CO2 w wodzie (test kit)

ILE CO2 PRODUKUJE JEDNO AUTO? Czas trwania: 2x45

Brakujące uprawnienia do emisji CO2 będą kosztowały energetykę

Firmy Leśne - Projekt pochłaniania CO2

Wpływ transportu drogowego i przemysłu na środowisko naturalne