gospodarowanie energią w gminach – podstawy

Komentarze

Transkrypt

gospodarowanie energią w gminach – podstawy
GOSPODAROWANIE
ENERGIĄ W GMINACH
– PODSTAWY METODYCZNE
Publikacja przygotowana w ramach projektu rozwojowego „Uwarunkowania
i mechanizmy i racjonalizacji gospodarowania energią w gminach i powiatach” nr N
R11001506/2009 finansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju
W rozdziale 1 wykorzystano materiały opracowane przez koordynatorów badań
w gminach: Joanna Godlewska – województwo podlaskie; Alicja M. Graczyk –
województwo dolnośląskie; Alina Kowalczyk-Juśko, Magdalena Ligus – województwo lubelskie
RADA PROGRAMOWA WYDAWNICTWA WSE
Aleksander Busłowski, Robert Ciborowski, Wojciech Florkowski, Kazimierz Górka,
Ryszard Cz. Horodeński (przewodniczący), Grażyna Klamecka-Roszkowska,
Tchon Li, Tadeusz Markowski, Edward Ozorowski, Włodzimierz Pawluczuk,
Bazyli Poskrobko, Andrzej Sadowski, Ryszard Skarzyński,
Zbigniew Strzelecki, Henryk Wnorowski, Jan Zarzecki
WYŻSZA SZKOŁA EKONOMICZNA W BIAŁYMSTOKU
GOSPODAROWANIE
ENERGIĄ W GMINACH
– PODSTAWY METODYCZNE
praca zbiorowa pod redakcją naukową
Heleny Rusak
Białystok 2011
recenzenci | prof. dr hab.ElżbietaLorek,dr inż.MarcinSulkowski,drSławomirPasierb
copyright © by | Wyższa Szkoła Ekonomiczna w Białymstoku
Białystok 2011
redakcja językowa | J a n i n a D e m i a n o w i c z
korekta | z e s p ó ł
projekt okładki | K r y s t y n a K r a k ó w k a
wykorzystano grafikę 123rf | Tudor Antonel Adrian
kompozycja i skład | A g e n c j a W y d a w n i c z a E k o P r e s s
tel. 601 311 838 | www.ekopress.pl
druk | D r u k a r n i a A R E S
tel. 506 177 893 | 506 043 460
wydawca | W y ż s z a S z k o ł a E k o n o m i c z n a w B i a ł y m s t o k u
ISBN | 978-83-61247-46-3
Spis treści
WSTĘP (Helena Rusak) .................................................................................................................................. 9
1.
1.1.
1.2.
1.3.
SYSTEMY GOSPODAROWANIA ENERGIĄ W GMINIE (Bazyli Poskrobko) ............... 13
Znormalizowany system zarządzania energią ................................................................... 15
Ekspercki system gospodarowania energią w gminie .................................................... 21
Analiza sytuacji problemowych ................................................................................................ 35
2.
UWARUNKOWANIA TWORZENIA SYSTEMU GOSPODAROWANIA
ENERGIĄ W GMINACH (Helena Rusak, Joanna Godlewska) ........................................... 46
Cele gospodarowania energią w gminach ............................................................................ 47
Zakres gospodarowania energią w gminie .......................................................................... 52
System gospodarowania energią a programy rozwojowe
i problemowe gminy ...................................................................................................................... 56
Ekonomiczne i organizacyjne aspekty planowania energetycznego
w gminie .............................................................................................................................................. 63
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
3.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
METODYCZNE ASPEKTY PLANOWANIA ENERGETYCZNEGO W GMINIE
(Helena Rusak) .................................................................................................................................... 71
Wymogi prawne dotyczące planowania energetycznego ............................................. 71
Dane do planu energetycznego ................................................................................................. 74
Wskaźniki lokalnego systemu energetycznego ................................................................. 80
Gminny bilans energetyczny ...................................................................................................... 88
Analiza systemu elektroenergetycznego na obszarze gminy ...................................... 89
Warianty rozwoju i modernizacji systemu elektroenergetycznego
na obszarze gminy .......................................................................................................................... 91
–5–
4.
4.1.
4.2.
4.3.
ZAPOTRZEBOWANIE NA ENERGIĘ W GMINIE (Helena Rusak) ..................................... 93
Charakterystyka użytkowników energii w gminie ........................................................... 93
Szacowanie zapotrzebowania na energię elektryczną przez użytkowników ....... 99
Szacowanie zapotrzebowania na energię cieplną w budynkach
mieszkalnych i produkcyjnych oraz obiektach użyteczności publicznej ............. 109
4.4. Szacowanie zużycia energii pierwotnej w gminie .......................................................... 112
4.5. Zapotrzebowanie na energię w gminie w horyzoncie planowania ......................... 113
5.
METODYKA SZACOWANIA EMISJI ZANIECZYSZCZEŃ
Z LOKALNEGO SYSTEMU ENERGETYCZNEGO (Helena Rusak) .................................. 120
6.
METODYKA OBLICZANIA LOKALNEGO POTENCJAŁU ZASOBÓW BIOMASY
(Bogdan Kościk, Alina Kowalczyk-Juśko) .................................................................................. 127
Procedura badania potencjału odnawialnych źródeł energii .................................... 128
Szacownie potencjału biomasy drzewnej z lasów, sadów, przemysłu
drzewnego oraz zadrzewień ................................................................................................... 131
Szacowanie potencjału słomy jako odpadowego surowca energetycznego ...... 149
Szacowanie potencjału siana możliwego do wykorzystania
na cele energetyczne ................................................................................................................... 159
Szacowanie potencjału biomasy roślin uprawianych na cele energetyczne ..... 161
Szacowanie potencjału biomasy do produkcji biogazu ............................................... 166
Metodyka szacowania potencjału surowców roślinnych do produkcji
biopaliw płynnych ....................................................................................................................... 181
6.1.
6.2.
6.3.
6.4.
6.5.
6.6.
6.7.
7.
7.1.
7.2.
7.3.
7.4.
8.
8.1.
8.2.
8.3.
8.4.
8.5.
OCENA ZASOBÓW ENERGII PIERWOTNEJ SIŁ PRZYRODY
(Bogdan Kościk, Alina Kowalczyk-Juśko) .................................................................................. 187
Ocena zasobów energii słonecznej ........................................................................................ 187
Ocena zasobów energii wodnej ............................................................................................... 190
Ocena gospodarczych zasobów energii wiatru ................................................................ 194
Możliwości oceny zasobów energii geotermalnej .......................................................... 199
METODYKA OCENY I WYCENY EFEKTÓW ZEWNĘTRZNYCH LOKALNYCH
SYSTEMÓW ENERGETYCZNYCH (Alicja Graczyk, Andrzej Graczyk,
Magdalena Ligus, Tomasz Poskrobko, Edyta Sidorczuk-Pietraszko) ................................. 203
Zakres pojęcia kategorii efektów zewnętrznych ............................................................. 203
Identyfikacja efektów zewnętrznych lokalnych systemów energetycznych ...... 207
Metody szacowania wartości efektów zewnętrznych .................................................. 218
Wycena efektów zewnętrznych gospodarowania energią w gminie .................... 222
Metoda korygowania środowiskowych kosztów zewnętrznych
w zależności od charakteru ekosystemu ............................................................................ 252
–6–
9.
9.1.
9.2.
9.3.
9.4.
ANALIZA KOSZTÓW I KORZYŚCI MODERNIZACJI SYSTEMÓW
ENERGETYCZNYCH W GMINIE (Magdalena Ligus) .......................................................... 257
Cel i zakres analizy kosztów i korzyści ................................................................................ 257
Metodyka wyboru technicznie dopuszczalnych scenariuszy
modernizacji systemów energetycznych w gminie ....................................................... 265
Analiza finansowa wariantów rozwoju systemów energetycznych ....................... 268
Ocena społeczno-ekonomicznej efektywności scenariuszy
modernizacji systemów energetycznych w gminie ....................................................... 277
Literatura ..................................................................................................................................................... 283
Spis tabel ...................................................................................................................................................... 291
Spis rysunków ........................................................................................................................................... 293
–7–
WSTĘP
Helena Rusak
H
istoryczny rozwój cywilizacji ludzkiej nierozerwalnie jest związany
z rozwojem technologii przetwarzania energii. Milowe kroki postępu
w gospodarce wiążą się z przemysłowym wykorzystaniem nowych technologii przetwarzania energii. Pierwsze udokumentowane informacje o wpływie
energetycznego spalania paliw na środowisko pochodzą już z XVII wieku. Wpływ
energetyki na środowisko stał się znaczący w XX wieku, kiedy nastąpił rozwój
technologii przetwarzania energii na wielką skalę, a społeczeństwa stały się praktycznie uzależnione od dostępu do energii handlowej, zarówno w gospodarce, jak
i życiu codziennym. Od dostępu do energii uzależnione stały się wszystkie sfery
życia, od produkcji poczynając, a na wypoczynku i rekreacji kończąc. Efektem
błyskawicznego rozwoju energetyki stały się dwa najbardziej dostrzegalne zjawiska, czyli szybkie wyczerpywanie się kopalnych surowców energetycznych oraz
coraz wyraźniejszy wpływ szeroko rozumianej energetyki na stan środowiska.
Pierwsze działania podejmowane w celu ograniczenia tych niekorzystnych
zjawisk odnosiły się do wielkiej energetyki systemowej, dużych zakładów produkcji energii elektrycznej i cieplnej. Oznaczały one głównie instalowanie urządzeń odsiarczających i odpylających. Z biegiem czasu zaczęto dostrzegać również
ogromną rolę, jaką odgrywa mała energetyka lokalna, małe zakłady wytwórcze
energii cieplnej, niewielkie lokalne elektrownie i rozsiane źródła energii. Oddziaływanie tych źródeł na środowisko jest bardzo istotne, ponieważ praktycznie nie
podlega żadnej kontroli ani ewidencji, podobnie jak stan techniczny urządzeń
oraz rodzaj spalanych w nich paliw. Dostrzeżono również potencjał ekonomiczny
lokalnej energetyki i jej wpływ na rozwój gospodarczy obszarów poza wielkimi
aglomeracjami, gdzie zlokalizowane są duże zakłady przemysłowe. Jednakże
chaotyczny rozwój energetyki na poziomie gmin i powiatów powoduje, że niejednokrotnie nie jest ona w stanie sprostać nowym potrzebom rozwijającej się
–9–
gospodarki oraz oczekiwaniom społecznym. Konieczne jest racjonalne kierowanie wieloma aspektami gospodarowania energią na szczeblu lokalnym, między
innymi sterowanie popytem, planowanie sposobów i wielkości wytwarzania oraz
przesyłania energii cieplnej i elektrycznej, harmonijny rozwój energetyki odnawialnej, który nie byłby w sprzeczności z wymaganiami ochrony środowiska
naturalnego i ochroną jego zasobów, jak również wykorzystanie zasobów zgodne
z zasadami zrównoważonego rozwoju.
Sposobem na uporządkowanie gospodarowania energią na szczeblu lokalnym jest planowanie energetyczne na poziomie gmin, wprowadzone przez ustawę – Prawo energetyczne. Niestety, gminy niezbyt chętnie podejmują trud opracowania planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe
dla swego obszaru czy choćby nawet założeń do planu zaopatrzenia w energię
oraz paliwa gazowe, wymaganych przez ustawę. Taka postawa wynika przede
wszystkim z faktu, że decydenci gminni nie widzą korzyści, jakie mogłaby osiągnąć gmina opracowując odpowiedni dokument, w sytuacji, kiedy opracowywane
plany energetyczne nie są oparte na społecznym rachunku ekonomicznym, oceniającym efekty wprowadzenia planu z punktu widzenia gminy jako zbiorowości
zamieszkującej dany obszar. Metodyki przedstawione w niniejszej pracy wprowadzają elementy takiego rachunku.
Opracowanie planu energetycznego dla gminy, z racji liczby takich jednostek
w kraju oraz konieczności cyklicznej aktualizacji dokumentów i w związku z tym
konieczności wielokrotnego powtarzania procedury planistycznej, wymaga stosowania metod odwzorowujących rzeczywistość z zadowalającą dokładnością,
ale jednocześnie stosunkowo prostych do zastosowania, niewymagających wykorzystania specjalistycznych programów komputerowych o złożonych algorytmach. Drugi warunek, który powinny spełniać metody stosowane w lokalnym
planowaniu energetycznym, to kształtowanie ładu energetycznego w gminie
opartego na racjonalizacji użytkowania energii oraz wykorzystaniu lokalnych
zasobów energetycznych. Muszą one również wykorzystywać dostępne dane,
pozyskiwane z urzędu gminy, ze statystyki publicznej lub badań przeprowadzanych na danym terenie. Metodyki przedstawione w książce1 spełniają tak sformułowane oczekiwania.
Pierwszy rozdział poświęcono umiejscowieniu gminnej gospodarki energetycznej na tle gospodarowania innymi mediami w gminie oraz podstawom systemu zarządzania energią. W rozdziale drugim podjęto próbę opisania organiza1 Monografia została opracowana w ramach projektu „Uwarunkowania i mechanizmy gospodarowania energią w gminie i powiecie” finansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju.
– 10 –
cyjno-prawnych aspektów lokalnego gospodarowania energią, w tym powiązań
planu energetycznego z innymi dokumentami planistycznymi gminy, co jest
szczególnie ważne z punktu widzenia spójności prowadzonej gminnej polityki
gospodarczej i przestrzennej. Znaczną ilość miejsca w rozdziale trzecim poświęcono metodom oszacowania zapotrzebowania na energię cieplną i elektryczną
w gminie, z podziałem na odbiorców w gospodarstwach domowych, w rolnictwie
oraz przedsiębiorstwach, jak również sposobom ograniczenia zużycia energii
finalnej i pierwotnej u tych odbiorców oraz prostym sposobom prognozowania
zapotrzebowania na energię elektryczną, cieplną i pierwotną na obszarze gminy.
Istotne miejsce w lokalnym planowaniu energetycznym zajmuje oszacowanie technicznego potencjału energii odnawialnej (rozdział czwarty), która jest
podstawą planowania i modernizacji gminnego systemu energetycznego, a jednocześnie podstawą spełnienia oczekiwań stawianych lokalnemu ładowi energetycznemu przez politykę energetyczną państwa. W rozdziale piątym przedstawiono metody szacowania energii odnawialnej z różnych jej źródeł, energię sił
natury, wiatru, słońca i wody oraz energię pochodzącą z biomasy, której poświęcono miejsce szczególne. W Polsce bowiem, oprócz energii wiatru wykorzystywanej już praktycznie na szeroką skalę do produkcji energii elektrycznej, biomasa jest tym odnawialnym surowcem energetycznym, który może mieć znaczący
udział w krajowym bilansie energetycznym. W rozdziale szóstym zaprezentowano metodykę szacowania zasobów energetycznych biomasy możliwej do pozyskania z upraw celowych, potencjału energetycznego słomy, siana, drewna pozyskiwanego z lasów, sadów, przemysłu drzewnego oraz biomasy do produkcji
biogazu i biopaliw. Tak kompleksowe oszacowanie lokalnych zasobów biomasy
pozwala planować jej wykorzystanie nie tylko przez odbiorców indywidualnych,
ale również w scentralizowanych zakładach wytwórczych energii cieplnej i elektrycznej.
Ocena zasobów energii pierwotnej sił przyrody, zamieszczona w rozdziale
siódmym, dotyczy zasobów energii słonecznej, wodnej, wiatru oraz geotermalnej.
Przedstawione w książce metodyki szczegółowe pozwalają wprowadzić do
kryterium oceny wariantów rozwoju lokalnego systemu energetycznego koszty
zewnętrzne, środowiskowe oraz społeczne (rozdział ósmy). Zaproponowano
również metodykę korygowania wyceny środowiskowych kosztów zewnętrznych, zależnie od rodzaju ekosystemu, na który oddziaływają zanieczyszczenia
wytworzone przez lokalny system energetyczny. Stanowi to istotny wkład niniejszej publikacji w aplikacyjne procedury planowania w energetyce na poziomie
lokalnym. Włączenie kosztów zewnętrznych, uwzględniających walory przyrodnicze na analizowanym terenie, do ekonomicznej oceny wariantów rozwoju
gminnego systemu energetycznego, niejednokrotnie zmienia wybór wariantu do
– 11 –
realizacji. Dodatkowe zmiany w hierarchii ocenianych wariantów może wprowadzić uwzględnienie pozaśrodowiskowych kosztów i korzyści zewnętrznych, powodowanych przez rozwój i modernizację lokalnego systemu energetycznego.
Oszacowanie liczbowe tych efektów jest jednak ciągle niezwykle trudne, głównie
z powodu braku wiarygodnych danych dla polskich warunków. Zagadnieniu
kosztów zewnętrznych w planowaniu energetycznym na szczeblu lokalnym poświęcono szczególne miejsce, ponieważ jest to problematyka stosunkowo nowa
i jeszcze słabo znana przez energetyków praktyków, planistów w obszarze energetyki lokalnej. Dlatego też szacowanie kosztów zewnętrznych dla gminnych
systemów energetycznych poprzedzono obszernym wprowadzeniem teoretycznym.
Rozdział dziewiąty książki poświęcono roli rachunku ekonomicznego
w procesie planowania energetycznego i podejmowania decyzji, dotyczących
kierunków rozwoju i modernizacji gminnego systemu energetycznego.
Książkę napisali specjaliści z różnych dziedzin: energetyki, rolnictwa, ochrony środowiska oraz ekonomii. Autorzy wyrażają nadzieję, że ich praca stanie się
źródłem wiedzy dla osób zajmujących się planowaniem energetycznym w gminach i ułatwi opracowywanie planów w taki sposób, aby porządkowały one
i ukierunkowywały gospodarowanie energią na szczeblu gminy, a urzędnicy zauważyli korzyści uzyskiwane przez gminę dzięki wdrażaniu planów energetycznych opartych na solidnych podstawach analizy nie tylko technicznej, ale również
ekonomicznej. Praca może być również pomocna urzędnikom gminnym, z jednej
strony w zrozumieniu zakresu, jakiego należy oczekiwać od planów energetycznych przygotowywanych na zlecenie gminy, a z drugiej wskazywać będzie rolę
gminy i zakres prac, które w procesie planowania energetycznego musi ona
podjąć.
HelenaRusak
– 12 –
1
SYSTEMY GOSPODAROWANIA
ENERGIĄ W GMINIE
Bazyli Poskrobko
G
ospodarowanie jest podstawowym procesem aktywności ludzkiej,
umożliwiającym byt i rozwój w sensie biologicznym i społecznym.
W teoretycznych rozważaniach jest ono traktowane jako proces wyboru
decyzyjnego, warunkowany nieograniczonymi potrzebami człowieka oraz ograniczonością zasobów. Zmusza to poszczególnych ludzi, a także całe społeczeństwo do ciągłych wyborów między zapotrzebowaniem na zasoby i energię a możliwościami ich zaspokojenia, między potrzebami teraźniejszości a zapewnieniem
podstaw egzystencji przyszłych pokoleń, wreszcie między zaspokojeniem różnych, często alternatywnych potrzeb. Istnieje konieczność dokonywania takich
wyborów, które zapewnią trwałość użytkowania zasobów, niższe koszty wytwarzania oraz większy zysk w przedsiębiorstwie lub wzrost poziomu odczuwalnej
jakości i komfortu życia w gospodarstwie domowym. Brak takich efektów często
określa się niegospodarnością lub nieumiejętnością gospodarowania. Gospodarowanie w potocznym (słownikowym) ujęciu to kierowanie gospodarką jednostki, zarządzanie pewnymi zasobami i środkami1.
Zarządzanie energią jest nową dziedziną wiedzy i działalności praktycznej;
wymaga więc przypomnienia podstawowych pojęć związanych z tym procesem.
Zarządzanie jest pojęciem szerszym od kierowania, chociaż przez znaczną część
społeczeństwa z nim utożsamianym. Jednocześnie jest ono pojęciem węższym od
1
Słownik100tysięcypotrzebnychsłów,red. J. Bralczyk, PWN, Warszawa 2005.
– 13 –
gospodarowania, obejmuje tylko część zarządczą procesu gospodarowania.
Współcześnie zarządzanie jest definiowane jako działalność organizacyjna i kierownicza oparta na wiedzy, prowadzona w celu skutecznego oraz efektywnego
wykorzystania ludzkich, kapitałowych i materiałowych zasobów organizacji.
W zarządzaniu często występuje aspekt polityczny związany z własnością środków produkcji i sposobem wyłaniania zespołów zarządczych, na przykład rady
nadzorczej i zarządu firmy, rady i wójta/burmistrza gminy. Sprawność i skuteczność zarządzania jest ściśle związana z generowaniem, selekcjonowaniem, przekazywaniem i wykorzystaniem informacji.
Z systemem gospodarowania energią w gminie kojarzą się też inne dwa
pojęcia kierowania i administrowania. Kierowanie jest procesem dobrowolnego
lub wymuszonego ukierunkowania działań ludzi na osiągnięcie celu organizacji
(systemu) i powodzenia działania zbiorowego. Administrowanie jest takim sposobem kierowania, w którym kierujący jest wykonawcą decyzji narzuconych
przez instancję nadrzędną. W gminie należy rozróżnić procesy zarządzania (kierowania, administrowania).Rządzenie jest to kształtowanie warunków zewnętrznych funkcjonowania niezależnych ekonomicznie, samodzielnych podmiotów
prawa. Organ rządzący, poprzez tworzenie praw powszechnie obowiązujących,
kształtuje parametry decyzyjne w obszarze rządzenia. Z chwilą, gdy organ rządzący (na przykład wójt/burmistrz) w sposób jednostkowy ingeruje w funkcjonowanie organizacji znajdujących się w gestii organu rządzącego, staje się organem zarządzającym. Rada gminy i wójt/burmistrz stanowią prawo lokalne
w procesie rządzenia. Wójt/burmistrz, bezpośrednio lub za pośrednictwem
sekretarza, kieruje urzędem gminy/miasta. Jednym z elementów działalności
kierowniczej jest oszczędne gospodarowanie energią. Wójt/burmistrz może powołać jednostkę, której celem będzie wdrożenie i zapewnienie funkcjonowania
systemu zarządzania energią w gminie.
System, w ujęciu teorii systemów, jest to wyodrębniony zbiór elementów –
materialnych lub abstrakcyjnych, wzajemnie powiązanych, traktowany jako całość
z określonego punktu widzenia (na przykład gospodarowania energią), mający
przy tym takie właściwości, których nie mają inne elementy. Każdy system jest
powiązany z otoczeniem przepływem materii, energii i informacji. Systemy zarządcze funkcjonują dzięki przepływom informacji. Systemy dzielą się na części
zwane podsystemami. Najmniejszy składnik podziału nazywa się elementem
systemu. Między częściami systemu oraz między systemami mogą wystąpić
sprzężenia lub relacje. Sprzężenie jest to wzajemne oddziaływanie co najmniej
dwóch części systemu, bez którego nie mogą one funkcjonować. Relacja jest to
związek, który zachodzi między częściami systemu lub systemem a otoczeniem
– 14 –
w określonych okolicznościach.Model jest to abstrakcyjna konstrukcja odzwierciedlająca w uproszczony sposób stan rzeczywisty wyodrębnionego systemu.
Wyróżnia się znormalizowane i eksperckie systemy zarządzania energią.
System znormalizowany jest zawarty w europejskiej normie, posiadającej również status polskiej normy – PN-EN 16001:2009 System zarządzania energią.
System ekspercki został opracowany w ramach niniejszego projektu rozwojowego.
1.1
Znormalizowany system zarządzania energią
Państwa Unii Europejskiej oraz Norwegia i Szwajcaria przyjęły normę PN-EN
16001:2009 System zarządzania energią. Celem normy jest udzielenie wsparcia
realizacji działań jednostek organizacyjnych w zakresie poprawy efektywności
energetycznej, redukcji kosztów i ograniczenia emisji gazów. Norma może być
stosowana samodzielnie lub w powiązaniu z innymi systemami w przedsiębiorstwach, organizacjach i urzędach różnej wielkości, niezależnie od środowiska,
w którym funkcjonują.
Rysunek 1.1
Model funkcjonowania systemu zarządzania energią
Źródło: norma PN-EN 16001:2009.
– 15 –
System zarządzania energią jest rozumiany jako element ogólnego systemu
zarządzania jednostką organizacyjną i stanowi zestaw powiązanych ze sobą
i współdziałających elementów od strategii energetycznej do wymiernych efektów. Jego funkcjonowanie ma służyć ciągłej poprawie efektywności energetycznej
(ograniczeniu zużycia energii na jednostkę produktu, powierzchni, na osobę),
(rysunek 1.1).
W normie PN-EN 16001:2009 określono wstępne działania przed, które
należy zrealizować przed przystąpieniem do opracowania systemu zarządzania
energią. Są to:
•
przeprowadzenie przeglądu wstępnego, umożliwiającego określenie pól
użytkowania energii i możliwości przeprowadzenia udoskonaleń;
•
zidentyfikowanie i opisanie aspektów energetycznych, wynikających z prowadzonej działalności;
•
ustalenie zobowiązań prawnych w gospodarowaniu energią, wynikających
z aktów prawa międzynarodowego, unijnego, krajowego, regionalnego i lokalnego oraz porozumień z klientami i/lub mieszkańcami, uzgodnień z organizacjami pozarządowymi, a także jednostronnych publicznych zobowiązań podjętych przez kierownictwo jednostki organizacyjnej;
•
określenie priorytetów zamierzeń energetycznych.
Efekty przeprowadzonych prac wstępnych służą opracowaniu strategii działania w tym obszarze. Strategia energetyczna jest tworzona (i zatwierdzana)
przez naczelne kierownictwo organizacji, na przykład gospodarza gminy lub
prezesa spółki komunalnej. Powinna ona ukazać cel główny i sposób działania
organizacji na rzecz uzyskania oszczędności energii i poprawy efektywności
energetycznej. Powinna mieć formę oficjalnego dokumentu jednostki (gminy,
przedsiębiorstwa, organizacji), być trwale upubliczniona na specjalnych tablicach
i stronach internetowych i napisana językiem zrozumiałym przez prawników,
klientów, władze publiczne i inwestorów. Strategia energetyczna powinna:
•
określać zakres oraz ograniczenia systemu zarządzania energią;
•
być dostosowana do sposobu i skali korzystania z energii;
•
zawierać postanowienie o maksymalizowaniu oszczędzania energii i zwiększeniu efektywności energetycznej;
•
zapewniać o dostępności informacji i możliwości korzystania z zasobów
służących osiąganiu postawionych celów i zadań;
•
określać zakres i częstotliwość przeglądów celów i zadań energetycznych;
•
zawierać zobowiązanie do dostosowania się organizacji do wymagań prawnych dotyczących aspektów energetycznych.
Druki krok to planowanie działań. Obejmuje ono identyfikację oraz ocenę
aspektów energetycznych, „inwentaryzację” zobowiązań prawnych, wyznaczenie
– 16 –
szczegółowych celów i zadań oszczędzania energii i poprawy efektywności energetycznej. Najważniejsze jest rozpoznanie aspektów energetycznych. Między
innymi takich jak:
•
kształtowanie się dotychczasowego (od kilku lat) zużycia energii;
•
oszacowanie wykorzystania energii w okresie objętym strategią;
•
identyfikacja urządzeń, obiektów, procesów i działań nadmiernie energochłonnych, które można usprawnić lub zmienić;
•
identyfikacja osób, mogących maksymalizować efektywność wykorzystania
energii;
•
maksymalizacja efektywności energetycznej jednostki.
Każdy aspekt energetyczny powinien być zarejestrowany, przy czym w rejestrze jako minimum powinny być wyróżnione: wielkość zużycia, koszty energii,
wymagane działania i termin ich wykonania. Zidentyfikowane istotne aspekty
energetyczne, a także ich opcje (uwarunkowania) technologiczne, finansowe,
biznesowe i prawne powinny stanowić podstawę do określenia szczegółowych
celów i zadań.
W planie należy określić sposób dostosowania się do tych zobowiązań
prawnych, które nie są w pełni przestrzegane w jednostce. Jako minimum należy
określić, jakie działania zostaną podjęte, w jakim terminie będą realizowane i kto
imiennie jest za to odpowiedzialny. Wiodącą częścią planu powinna być specyfikacja i opis zamierzeń, celów szczegółowych i zadań na rzecz poprawy efektywności energetycznej jednostki. Cele powinny być ambitne, by zapewnić ciągłe
doskonalenie w tym obszarze działalności organizacji oraz realistyczne, czyli
możliwe do osiągnięcia w określonych granicach czasowych oraz możliwe do
zmierzenia. Najlepiej stosować wskaźniki zużycia energii na jednostkę, na przykład godzinę pracy urządzenia, na metr kwadratowy, metr sześcienny, na osobę.
Cele należy ustalić dla każdego zidentyfikowanego, istotnego aspektu energetycznego. W programie realizacji celów strategicznych należy wyróżnić cele priorytetowe i projekty, które można i należy realizować i które przyniosą najwyższe
efekty przy dostępnych środkach ich realizacji. Program zarządzania energią
powinien zawierać ramy czasowe realizacji zadań, środki niezbędne do ich wykonania oraz odpowiedzialność osobową lub instytucjonalną i osobową2.
Wdrożenie i działanie obejmuje aspekty organizacyjne, szkolenie i kompetencje. Funkcjonowanie każdego systemu jest możliwe przy zapewnieniu dostępności niezbędnych zasobów. Obejmują one zasoby ludzkie, ze szczególnym wy-
W gminie odpowiedzialność instytucjonalna może dotyczyć jednostki gminnej, na przykład
szkoły, przedsiębiorstwa komunalnego, a odpowiedzialność osobowa jej dyrektora lub prezesa.
2
– 17 –
eksponowaniem specjalistycznych umiejętności pracowników, technologię oraz
zasoby finansowe. Musi być powołany pełnomocnik zarządu lub kierownika jednostki (np. burmistrza) do spraw systemu zarządzania energią. Pełnomocnik
w imieniu przełożonego organizuje tworzenie i wdrożenie systemu oraz nadzoruje jego funkcjonowanie zgodnie z normą. Ważnym aspektem są umiejętności
merytoryczne (na przykład energetyk z doświadczeniem zawodowym) i organizacyjne kandydata na to stanowisko. Wszyscy pracownicy jednostki organizacyjnej powinni być przeszkoleni i zapoznani z systemem, ze szczególnym uwzględnieniem osobistego ich wpływu na osiągnięcie celów i zadań systemu, roli
w gospodarowaniu energią oraz z korzyściami, jakie daje zwiększenie efektywności energetycznej. Konieczne jest prowadzenie dokumentacji funkcjonowania
systemu, dostępne wszystkim zainteresowanym (w formie papierowej i/lub elektronicznej). W dokumentach powinny być opisane kluczowe elementy systemu
oraz sprzężenia lub relacje zachodzące między nimi.
Ważnym elementem systemu jest zapewnienie informacji (bieżącej lub okresowej, na przykład raz w kwartale) pracownikom (radzie, mieszkańcom) o efektach realizowanych działań inwestycyjnych i organizacyjnych. Szczególnie ważna
jest informacja o sposobie i stopniu zaawansowania rozwiązywania zidentyfikowanych aspektów energetycznych, przestrzeganiu obowiązujących przepisów,
a także o bieżącym zużyciu energii i występujących trendów w tym zakresie,
uzyskanych korzyściach z realizacji zadań.
Organizacja powinna stworzyć, wdrożyć oraz na bieżąco prowadzić dokumentację dotyczącą systemu zarządzania energią (papierowa i/lub elektroniczna), której rodzaj i forma są zależne od wielkości i rodzaju (specyfiki) organizacji
i realizowanych przez nią działań oraz możliwości kadrowych i finansowych.
Zgodnie z normą w dokumentacji powinny się znaleźć:
•
oświadczenie dotyczące strategii, celów i zamierzeń;
•
informacje dotyczące istotnych aspektów energetycznych;
•
instrukcje dotyczące pracy na stanowiskach istotnych dla oszczędzania
energii;
•
tabele organizacyjne;
•
standardy energetyczne zewnętrzne i wewnętrzne;
•
zapisy dotyczące realizacji celów szczegółowych i zadań;
•
dokumentacja techniczna, taka jak graficzne przedstawienie instalacji i wyposażenia, oraz dystrybucji energii i jej użyteczności; plan utrzymania,
systemu zaopatrzenia w energię podręczniki lub instrukcje działań operacyjnych;
•
wyniki przeglądów energetycznych;
•
zaktualizowane plany działań.
– 18 –
Plan działań systemu zarządzania energią w organizacji powinien uwzględniać także aspekty energetyczne programowanych modyfikacji procesów, urządzeń i budowli. Należy zaplanować szczegółową analizę energetyczną każdego
przedsięwzięcia na pierwszym etapie projektu i konsekwentnie ją przeprowadzać na kolejnych etapach W pierwszej kolejności w planie trzeba przedstawić
zadania energetyczne do zrealizowania w trakcie zakupu maszyn, sprzętu, surowców usług oraz w trakcie ich użytkowania lub świadczenia usług. Należy
szczegółowo określić odpowiedzialność osób za wykonanie tych zadań. W planie
można wskazać kryteria energetyczne, które należy stosować przy projektowaniu i/lub nabywaniu środków trwałych; zaproponować szczegółowe oceny energetyczne, na przykład wyliczenia zwrotu kasztów nabycia urządzeń droższych,
bardziej energooszczędnych i tańszych, ale bardziej energochłonnych, koszty
energii w całym cyklu życia urządzenia, łącznie z energochłonnością remontu;
wskazać potrzebę zbadania ekonomicznych i technicznych aspektów alternatyw
energetycznych.
Sprawdzanie obejmuje monitorowanie i pomiary, ocenę zgodności, ewentualne niezbędne działania naprawcze oraz audyt wewnętrzny. Jednostka organizacyjna powinna przyjąć i realizować plan pomiarów, tworzyć powiązania między
zużyciem energii a właściwymi czynnościami mającymi wpływ na wielkość zużycia oraz notować wszelkie odchylenia negatywne (wzrost życia) i pozytywne
(oszczędności).
Monitorowanie i pomiary powinny przede wszystkim służyć zarządzaniu
energią za pomocą regularnych porównań aktualnego i oczekiwanego zużycia
w procesach wytwórczych lub usługowych, ogrzewaniu, oświetleniu, sprężaniu
powietrza, chłodzeniu, w trakcie pracy i pustych przebiegach maszyn i urządzeń.
Monitorowanie może być realizowane za pomocą wskaźników wydajności energetycznej i prezentowane, na przykład, w formie wykresów i zapisów znaczących
odchyleń.
Organizacja powinna planować monitorowanie i pomiar znaczącego zużycia
energii i wszystkich czynników energetycznych, sposób i częstotliwość pomiaru
wraz z kalibracją i utrzymaniem sprzętu pomiarowego oraz sposób obliczania
zużycia energii w odniesieniu do czynników energetycznych, a także ustalić,
wdrożyć i utrzymać procedury monitorowania zgodności systemu zarządzania
energią z obowiązującym prawem i dobrowolnymi zobowiązaniami. W przypadku braku zgodności należy podjąć działania naprawcze. Braki zgodności istnieją
wówczas, gdy strategia, cele, zamierzenia oraz programy działań lub udokumentowane procedury nie są zgodne. W takim przypadku organizacja powinna:
•
zidentyfikować przyczynę braku zgodności;
– 19 –
•
•
podjąć działania mające na celu naprawę istniejących i zapobieżenie powstaniu nowych niezgodności;
zmienić obowiązujące procedury, które powodują powstawanie niezgodności.
Dokumentacja systemu zarządzania energią w jednostce organizacyjnej
powinna obejmować:
•
informacje o obowiązujących zapisach i regulacjach prawnych oraz dobrowolnych zobowiązaniach organizacji;
•
informacje o czasie, treści i uczestnikach przeprowadzonych szkoleniach;
•
informacje o zarządzaniu energią dla udziałowców lub radnych, w tym takie,
jak: doniesienia prasowe, interpelacje radnych, prezentacje, strony internetowe, nagrody, uwagi krytyczne;
•
znaczące zużycie energii i wskaźniki osiągnięć energetycznych;
•
zapisy o instalacji, utrzymaniu i kontrolach sprzętu pomiarowego;
•
zapisy o zapoznaniu ze strategią energetyczną jednostki organizacyjnej
wykonawców, podwykonawców i dostawców;
•
daty kontroli i serwisowanie sprzętu wykorzystującego energię;
•
ewidencję nowego sprzętu związanego z podniesieniem efektywności energetycznej;
•
działania projektowe, które uwzględniają poprawę efektywności energetycznej;
•
wyniki audytów;
•
przegląd systemu zarządzania.
Wszystkie zapisy powinny być czytelne, możliwe do identyfikacji i zdublowane. Jednostka organizacyjna, zgodnie z planem, powinna przeprowadzić audyt
systemu, który powinien odpowiedzieć na pytania:
•
Czy działania były zgodne z przyjętą strategią i jakie przyniosły efekty?
•
Czy system zapewnił przestrzeganie nakazów, zakazów i wskazań prawnych?
•
Czy system jest skutecznie wdrożony i utrzymywany?
Audyty wewnętrzne mogą być wykonywane przez zespół pracowników
jednostki organizacyjnej, powołany przez naczelne kierownictwo i/lub przez
wynajętą organizację zewnętrzną. W obu przypadkach osoby wykonujące audyt
powinny posiadać odpowiednie kwalifikacje, doświadczenia, cechować się bezstronnością i niezależnością od problemów podlegających audytowi. System zarządzania energią powinien być audytowany co najmniej raz w roku.
Wyniki audytu stanowią podstawę oceny systemu zarządzania energią, która obejmuje:
•
aspekty energetyczne ich aktualność i znaczenie;
– 20 –
•
strategię energetyczną – poprawność sformułowania celów i zadań strategicznych;
•
zgodność systemu z prawem;
•
stopień osiągnięcia celów i zamierzeń energetycznych;
•
podejmowane działania naprawcze i prewencyjne;
•
całościowe osiągnięcia energetyczne organizacji;
•
przewidywane zużycie energii na kolejny okres;
•
zalecenia dotyczące naprawy.
System zarządzania energią według normy PN-EN 1600:2009 należycie
zaprogramowany i wdrożony może stanowić ważne narzędzie poprawy efektywności energetycznej w różnych jednostkach organizacyjnych gminy. Wdrożenie
normy może być samodzielnym narzędziem lub elementem eksperckiego systemu zarządzania energią w gminie.
1.2
Ekspercki system gospodarowania
energią w gminie
1.2.1
Teoretyczno-metodyczne podstawy tworzenia systemu
System gospodarowania energią w gminie może być stworzony z wykorzystaniem:
1) teorii systemów, z której wynika, że:
 system zarządzania energią powinien stanowić element zarządzania gminą ze ścisłym sprzężeniem decyzyjnym (rada gminy, wójt/burmistrz)
i własnym obszarem działania i odpowiedzialności,
 system zarządzania energią może być podzielony na mniejsze podsystemy lub elementy w układzie problemowym i funkcjonalnym,
 podstawowym medium zapewniającym funkcjonowanie systemu powinien być przepływ informacji, a efektem – poprawa efektywności energetycznej gminy i bezpieczeństwa energetycznego mieszkańców;
2) metodyki myślenia sieciowego, która zakłada:
 wyodrębnienie sytuacji problemowych i identyfikację istotnych aspektów
energetycznych funkcjonowania gminy jako jednostki administracyjnogospodarczej, które wynikają z konieczności zapewnienia bezpieczeństwa
energetycznego, poprawy jakości usług energetycznych i oszczędności
energii oraz włączenia się gminy w proces ochrony powietrza i klimatu,
– 21 –
 rozpoznanie czynników sprawczych każdego z wyodrębnionych problemów,
 rozpoznanie wzajemnych relacji zachodzących pomiędzy czynnikami sytuacji problemowych,
 identyfikację czynników sterowalnych, które w pierwszej kolejności należy rozwiązać;
3) teorii organizacji, która zakłada, że w tego typu systemach należy wyróżnić:
 jednostkę zarządzającą, wraz ze strukturą organizacyjną,
 narzędzia zarządzania,
 przedmiot regulacji,
 obiekt oddziaływania narzędzi zarządzania,
 charakter własności i sposób finansowania;
4) teorii informatyczno-informacyjnych, z których wynika, że zarządzanie
energią w gminie powinno być zinformatyzowane przy możliwie niskim poziomie skomplikowania merytorycznego i informatycznego;
5) koncepcji ciągłego doskonalenia według schematu W.E. Deminga: planuj 
wykonaj  sprawdzaj  działaj  ... w każdym cyklu na nowym poziomie
zadań, ich jakości i szczegółowości; jest to proste narzędzie organizacji działania wykorzystujące dostępną i sprawdzoną informację, służące ciągłej poprawie i doskonaleniu systemu zarządzania organizacją.
Model ciągłego doskonalenia W.E. Dominga, rozbudowany przez K. Ishikawę, przedstawia rysunek 1.2.
Rysunek 1.2
Model ciągłego doskonalenia Dominga – Ishikawy
Źródło: Zarządzanieśrodowiskiem, red. B. Poskrobko, PWE, Warszawa 2007, s. 267.
– 22 –
System gospodarowania energią w gminie powinien spełniać trzy funkcje:
zarządczą (w ramach uprawnień władczych gminy – prawnych i zwyczajowych),
inspiracyjno-koordynacyjną działań, zwłaszcza na rzecz bezpieczeństwa energetycznego, poprawy efektywności energetycznej, wykorzystania odnawialnych
źródeł energii oraz informacyjno-edukacyjną.
Celem systemu powinno być:
•
dążenie do efektywnego wykorzystania energii elektrycznej i cieplnej poprzez:
 zmniejszenie zużycia energii pierwotnej i finalnej w gospodarstwach domowych, rolnych i w mikroprzedsiębiorstwach,
 usprawnienie przesyłu energii w lokalnych sieciach energetycznych
i cieplnych,
 poprawa jakości energii dostarczanej odbiorcom finalnym;
•
poprawa bezpieczeństwa energetycznego gminy, głównie zapewnienie dostaw energii elektrycznej i cieplnej w warunkach długotrwałych przerw
w jej dostawach ze źródeł scentralizowanych;
•
ograniczanie niskiej emisji zanieczyszczeń powietrza;
•
realizacja narodowego programu ograniczania emisji gazów cieplarnianych;
•
tworzenie nowych miejsc pracy w lokalnym sektorze energetycznym;
•
poprawa jakości życia mieszkańców gminy między innymi w wyniku:
 wyeliminowania strat z tytułu awarii centralnych systemów zasilania
oraz niewłaściwej jakości dostarczanej energii,
 radykalnego zmniejszenia wydatków gospodarstw domowych na energię
(elektryczną i cieplną),
 ograniczenia emisji dioksyn i innych związków toksycznych z niskiej emisji;
•
wykorzystanie gleb marginalnych do produkcji biomasy;
•
wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł energii;
•
lepszy dostęp i większa możliwość wykorzystania różnych środków pomocowych;
•
podniesienie świadomości ekologiczno-energetycznej społeczności gminy
poprzez różne formy oddziaływania społecznego takie, jak: dostęp do informacji, doradztwo, pokazy, demonstracje.
Osiągnięcie tak sformułowanych celów wymaga dobrze przemyślanego
i właściwie zorganizowanego systemu zarządzania energią.
– 23 –
1.2.2
Ogólny model systemu gospodarowania energią w gminie
W każdym systemie sfery zarządczej wyróżnia się:
•
system zarządzający, który obejmuje instytucje – organy prawodawcze i wykonawcze wraz z urzędami ich obsługi, organy doradcze oraz jednostki kontroli wewnętrznej; w systemie zarządzającym na ogół wyodrębnia się podsystem informacji i sprawozdawczości oraz podsystem finansowania;
•
system narzędzi zarządzania, który obejmuje narzędzia polityczno-programowe oraz instrumenty zarządzania;
•
podmiot i obiekt zarządzania, czyli czym i kim albo za pośrednictwem czego
i kogo się zarządza; obiektem zarządzania mogą być podmioty oddziaływania bezpośredniego i pośredniego.
Ogólny model systemu zarządzania przedstawiono na rysunku 1.3.
Rysunek 1.3
Ogólny model systemu zarządzania
Źródło: opracowanie własne.
System powinien być ukierunkowany na realizację celów i zadań, osiągać
strategiczne cele długookresowe lub średniookresowe poprzez stawianie, inspirowanie i organizowanie określonych podmiotów do realizacji zadań lub zapewnić ich wykonawstwo.
– 24 –
1.2.3
Opis systemu zarządzającego (kierowania)
Pojęcie system zarządzający przyjęte w teorii zarządzania ma zbyt szeroki
zakres treściowy w odniesieniu do analizowanego problemu. Właściwsze byłoby
pojęcie system kierowania, jednak ze względów poprawności teoretycznej
w dalszych rozważaniach pozostaje nazwa ogólniejsza. System zarządzający powinien charakteryzować się prostotą i elastycznością struktury oraz łatwością
i jednoznacznością procesu decyzyjnego. Można w nim wyróżnić takie elementy,
jak:
•
organy stanowiące prawo miejscowe;
•
organy wykonawcze;
•
organy kontroli i nadzoru państwowe i samorządowe.
Istotnym uzupełnieniem tych instytucji jest podsystem informacji i podsystem finansowania systemu (rysunek 1.4).
Rysunek 1.4
Elementy systemu zarządzającego
Źródło: opracowanie własne.
Organy stanowiące prawo miejscowe to rada gminy/miasta, która stanowi
prawo miejscowe w ramach posiadanych kompetencji oraz wójt gminy (burmistrz lub prezydent miasta), który wydaje zarządzenia i decyzje administracyjne.
Powołanie i funkcjonowanie systemu wymaga wydania kilku aktów prawa
miejscowego, między innymi:
•
aktu utworzenia systemu, w którym powinno się znaleźć określenie misji,
wskazanie celów i zadań do realizacji oraz usytuowanie systemu zarządzania energią w ogólnym systemie zarządzania gminą;
– 25 –
•
•
•
aktu powołania jednostki administrującej systemem zarządzania energią ze
wskazaniem jej miejsca w systemie organizacyjnym gminy, której zadaniem
będzie koordynacja i/lub realizacja celów i zadań systemu;
aktu powołania kierownika jednostki administrującej, ze wskazaniem jego
formalnego podporządkowania, zakresu uprawnień i obowiązków;
innych postanowień, na przykład określających sposób opracowywania
i zatwierdzania planów, programów, projektów, instrukcji i innych wewnętrznych dokumentów.
System zarządzania energią może być wdrożony na podstawie uchwały rady
gminy lub decyzją wójta/burmistrza. Wybór organu decyzyjnego zależy od koncepcji systemu, zakresu, zadań i kompetencji przypisanych specjalnie wyodrębnionej jednostce organizacyjnej. Skuteczne funkcjonowanie systemu wymaga
poparcia rady gminy, niekoniecznie w formie uchwały stanowiącej.
Organy wykonawcze na poziomie samorządu lokalnego to wójt lub burmistrz oraz urząd gminy lub miasta i gminy, czyli urzędnicy administracji samorządowej, którzy realizują zadania w imieniu gospodarza jednostki z jego upoważnienia. Do tej grupy zalicza się również jednostki komunalne funkcjonujące
z własnym zarządem, które są zobowiązane do realizacji postanowień organów
stanowiących prawo lokalne.
System informacji umożliwia funkcjonowanie systemu. Skuteczność działania całego systemu i komórek organizacyjnych zależy od sposobu pozyskiwania,
analizowania, oceniania, gromadzenia, przechowywania i udostępniania zasobów
informacji, która może być wykorzystywana do celów wewnętrznych i zewnętrznych systemu. Informacja wewnętrzna powinna zapewnić wiarygodne i wyczerpujące dane na potrzeby planowania (długoterminowego i krótkoterminowego),
bieżących decyzji zarządczych, opracowania projektów współfinansowanych
z różnych środków pomocowych i prywatnych. Informacja na potrzeby zewnętrzne to lokalne informatorium zawierające dane zestawione w układzie
czasowym, przestrzennym, technicznym, ekonomicznym, społecznym, własnościowym i organizacyjnym, związane z funkcjonowaniem systemu, które mogą
zainteresować różne grupy społeczności gminnej oraz przedsiębiorstwa działające na terenie gminy lub zaopatrujące gminę w różne rodzaje energii. Łatwy dostęp do danych (elektronicznie i bezpośrednio) powinien zachęcać do korzystania, służyć działaniom biznesowym i edukacji energetyczno-ekologicznej mieszkańców gminy. Funkcjonowanie systemu wymaga opracowania wskaźników jego
oceny.
Finansowanie systemu zarządzania energią może być realizowane ze środków budżetu gminy/miasta, głównie ze środków pochodzących z oszczędności
wydatków gminy/miasta za energię elektryczną i cieplną lub ze środków ze– 26 –
wnętrznych, na przykład z pozyskanych projektów. System finansowania powinien umożliwiać:
•
zatrudnienie wysokiej klasy specjalistów na różnych warunkach umownych
(etat, części etatu, umowa o dzieło, umowa zlecenie),
•
zlecanie wykonania prac instytucjom wyspecjalizowanym, na przykład
przeprowadzanie badań,
•
podejmowanie przedsięwzięć gospodarczych w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego,
•
stosowanie bodźców finansowych stymulujących działania w zakresie energooszczędności.
System zarządzania energią w gminie, przy istniejących obecnie programach
pomocowych, może zapewnić samofinansowanie przez wiele lat.
Organy nadzoru i kontroli można podzielić na zewnętrzne i wewnętrzne.
Organy zewnętrzne mogą być państwowe – Naczelna Izba Kontroli, Państwowa
Inspekcja Sanitarna, Państwowa Inspekcja Pracy i administracyjne, na przykład
Urząd Kontroli Finansowej, Wojewódzki Inspektor Ochrony Środowiska. Organy
kontroli wewnętrzne to rada gminy (działająca za pośrednictwem odpowiedniej
komisji) i wójt/burmistrz gminy. W odniesieniu do komórki zarządzającej energią w gminie nadzór mogą pełnić i przeprowadzać kontrolę również sekretarz
i skarbnik gminy.
1.2.4
Narzędzia zarządzania energią w gminie
Narzędzia zarządzania są to środki i instrumenty oddziaływania na podmioty stanowiące obiekt zarządzania lub umożliwiające współdziałanie z tymi podmiotami w realizacji przyjętych celów energetycznych. Podstawowym celem
systemu zarządzania energią w gminie jest rozwiązywanie sytuacji problemowych, stąd konieczny jest dobór narzędzi stosownie do specyfiki gminy oraz
celów i zadań systemu. W zasadzie we wszystkich gminach można wdrożyć takie
narzędzia, jak: polityka energetyczna gminy, plan energetyczny, programy gospodarowania odnawialnymi źródłami energii, plan działań w sytuacjach awaryjnych, negocjacje, umowy partnerstwa publiczno-prywatnego, działania inspirująco-organizacyjne (rysunek 1.5).
– 27 –
Rysunek 1.5
Narzędzia zarządzania energią w gminie
Źródło: opracowanie własne.
Regulacje prawne są to akty prawne stanowiące podstawę do utworzenia
i zapewnienia funkcjonowania systemu zarządzania energią w gminie. Można je
podzielić na regulacje unijne, państwowe, regionalne i lokalne (gminne). Regulacje gminne są to uchwały rady gminy lub postanowienia wójta/burmistrza bezpośrednio lub pośrednio odnoszące się do problemu gospodarowania energią
w gminie.
Wskazania polityczne są to ogólne wytyczne i cele działania w danej dziedzinie zarządzania. W odniesieniu do analizowanego problemu wskazania te są
zawarte w takich dokumentach, jak Polityka energetyczna Polski do roku 2030,
Polityka ekologiczna państwa na lata 2009–2013 z perspektywą do roku 2016,
Krajowy plan gospodarki odpadami 2014 oraz w odnośnych dokumentach samorządu wojewódzkiego i powiatowego, a także w dokumentach programowych
gminy takich, jak: strategia rozwoju, studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy, program ochrony środowiska i inne.
Polityka lub strategia energetyczna gminy są to dokumenty określające intencje (misję i wizję) oraz główne cele działań w tym obszarze zarządzania lokalnego. Mogą one być stosowane zamiennie (polityka albo strategia), a tylko
w wyjątkowych przypadkach równolegle, na przykład w miastach na prawach
powiatu o wysokim potencjalne gospodarczym i/lub o dużych problemach energetycznych.
– 28 –
•
•
•
•
•
•
Dokument Polityka energetyczna gminy powinien zawierać:
opis sytuacji problemowych zarządzania energią w gminie;
identyfikację i ocenę czynników powodujących każdą z opisanych sytuacji;
długookresowe (co najmniej pięcioletnie) cele gospodarowania energią
w gminie, ze wskazaniem kolejności i terminu ich realizacji;
zadania do realizacji;
narzędzia realizacji polityki, w tym sposób finansowania zadań;
efekty realizacji zadań w obszarze poprawy bezpieczeństwa energetycznego, wykorzystania lokalnych zasobów energii odnawialnej, tworzenie nowych miejsc pracy, podniesienie jakości życia mieszkańców gminy.
Dokument Strategia energetyczna gminy powinien zawierać misję, wizję,
cele strategiczne, scenariusze działań i programy realizacji celów strategicznych
ze wskazaniem harmonogramu realizacji zadań w obrębie każdego programu.
Misja powinna odpowiedzieć na pytanie, po co tworzy się system zarządzania
energią w gminie i jakie społeczne oczekiwania powinien on spełnić. Wizja powinna określać z „teraźniejszego” punktu widzenia docelowy sposób i efekty
gospodarowania energią w gminie. Cele strategiczne systemu zarządzania energią powinny zapewnić osiągnięcie stanu docelowego wyrażonego w wizji. Scenariusze działań powinny pokazać alternatywne drogi dojścia do stanu docelowego.
Plan energetyczny gminy lub założenia do planu energetycznego gminy są to
dokumenty, których sporządzenie nakazuje ustawa – Prawo energetyczne. Musi
on być sporządzony niezależnie od tego, czy gmina wdraża system zarządzania
energią, czy ograniczy się do sporządzenia tylko jednego z tych dwóch dokumentów.3
Program wykorzystania odnawialnych źródeł energiijest to dokument służący realizacji polityki/strategii energetycznej gminy w obszarze gospodarowania odnawialnymi źródłami energii. Program obejmuje następujące elementy
(dokumenty szczegółowe):
•
inwentaryzacja odnawialnych źródeł energii w gminie;
•
obszary z przewagą gleb marginalnych możliwych do wykorzystania pod
uprawy energetyczne z określeniem preferowanej uprawy na każdym z wyodrębnionych obszarów;
•
zasady i/lub algorytm obliczania kosztów i korzyści zainstalowania paneli
słonecznych i ogniw fotowoltaicznych na budynkach użyteczności publicz-
3 Wymagania i metodykę sporządzania tych dokumentów przedstawiono w następnym rozdziale niniejszej pracy.
– 29 –
nej (komunalnych) oraz analizy techniczno-energetyczno-finansowej budowy zakładu produkcji paliw stałych i biodiesla.
Plan działań gminy w sytuacjach awaryjnych powinien wskazywać, jakie
prace przygotowawcze i doraźne powinny być wykonane w gminie, aby zapewnić
normalne życie mieszkańców i funkcjonowanie gminy (urzędów, szkół i innych
instytucji) w przypadku długich (na przykład ponaddobowych) przerw w dostawach energii ze scentralizowanych źródeł zasilania. Plan między innymi powinien zawierać:
•
określenie wariantów przypuszczalnych obszarów wyłączenia z dostawy
energii elektrycznej i/lub cieplnej;
•
wskazanie newralgicznych punktów funkcjonowania gminy w okresie braku
zasilania w energię, na przykład systemy komputerowe urzędów, przekaźniki telefonii komórkowej, placówki kulturalne, służby zdrowia, szkoły i inne;
•
informację o „planach awaryjnych” w tych jednostkach;
•
działania przygotowawcze na wypadek awarii, ze szczególnym zabezpieczeniem normalnego funkcjonowania gminy w warunkach braku zasilania
w energię elektryczną i/lub cieplną;
•
instrukcję działania instytucji i osób odpowiedzialnych za działania interwencyjne i pomocowe w warunkach braku zasilania w energię.
Umowy partnerstwa publiczno-prywatnego są to podstawowe narzędzia
realizacji zadań wynikających z dokumentów zarządzania energią w gminie.
Partnerstwo publiczno-prywatne przede wszystkim umożliwia realizację lokalnych inwestycji energetycznych, takich jak: lokalne elektrownie biogazowe, zakłady produkcji biopaliw stałych i płynnych, lokalne sieci energetyczne.
Bodźce finansowe
Samorządy terytorialne dysponują wprawdzie niewielkim, jednak liczącym
się zestawem instrumentów o charakterze ekonomicznym. Można wśród nich
wymienić:
•
ulgi w podatku od nieruchomości, na przykład okresowe zwolnienie z tego
podatku budynków po przeprowadzeniu termomodernizacji, jeśli zapewni
ona uzyskanie określonych parametrów;
•
ulgi w podatku rolnym, na przykład na okres eksperymentalnej uprawy
określonej rośliny na cele energetyczne;
•
podejmowanie wspólnych przedsięwzięć finansowanych z różnych źródeł
(montaż finansowy).
Uruchomienie tych bodźców przeważnie wymaga decyzji rady gminy.
Na współczesnym etapie rozwoju społeczeństwa obywatelskiego słabym
ogniwem samorządności w Polsce jest umiejętność przekształcania postulatów
– 30 –
w czyny. W systemie zarządzania energią działania inspirująco-organizacyjne
gmin powinny być wiodącą formą oddziaływania na podmioty stanowiące obiekt
zarządzania. Działalność ta powinna dotyczyć wszystkich obszarów funkcjonowania systemu, a przede wszystkim:
•
inicjowania akcji energooszczędności w gospodarstwach domowych, na przykład wymiany żarówek na świetlówki lub diody, wprowadzania energooszczędnych systemów ogrzewania, wymiany przestarzałego, energochłonnego
sprzętu gospodarstwa domowego;
•
opracowania koncepcji budowy gminnej bioelektrowni oraz gazowych minielektrowni domowych4;
•
organizowania zespołów do opracowania wniosków o dofinansowanie działań w gospodarstwach domowych ze środków publicznych (fundusze unijne, środki na badania rozwój, fundusze ekologiczne);
•
organizowania bezpośredniej dostawy przez producentów najbardziej
energooszczędnego sprzętu gospodarstwa domowego po cenie zbytu lub
z rabatem niemożliwym do uzyskania w sprzedaży detalicznej;
•
organizowania akcji propagujących energooszczędność;
•
prowadzenia wśród dzieci i młodzieży edukacji na rzecz energooszczędności.
Działalność inspirująco-organizacyjna systemu zarządzania energią w gminie powinna być skoordynowana z różnymi programami edukacyjnymi, na przykład planem edukacji ekologicznej, edukacji korzystania z komputera i Internetu,
edukacji młodych małżeństw.
1.2.5
Obiekt zarządzania energią w gminie
W systemie zarządzania energią obiekt oddziaływania podsystemu zarządzającego może być rozpatrywany w aspekcie przedmiotowym (przedmiot zarządzania) i podmiotowym (obiekt zarządzania).
Przedmiotem zarządzania jest energia w różnych jej postaciach, ze szczególnym uwzględnieniem ciągłości (nieprzerywalności) dostaw i jakości oraz podniesienie efektywności energetycznej i bezpieczeństwa energetycznego (okresowej samowystarczalności energetycznej), wykorzystanie odnawialnych źródeł
Nowoczesne minigeneratory prądu zużywają rocznie tyle gazu, ile zużywa się na potrzebę
ogrzewania pomieszczeń przy całkowitym uniezależnieniu się od energii ze scentralizowanych
systemów zasilania.
4
– 31 –
energii i tworzenie związanych z tym nowych miejsc pracy, ograniczenie emisji
zanieczyszczeń stałych, ciekłych i gazowych z procesów energetycznych, a także
podniesienie świadomości ekologiczno-energetycznej mieszkańców gminy.
Rysunek 1.6
Przedmiot zarządzania energią
Źródło: opracowanie własne.
Podmioty realizujące zadania objęte systemem zarządzania energią można
podzielić na zewnętrzne i wewnętrzne. Do podmiotów zewnętrznych zalicza się
jednostki niepodporządkowane władztwu gminy. Są to firmy dostarczające energię elektryczną lub cieplną, zajmujące się zaopatrzeniem gminy w paliwa stałe,
płynne i gazowe, firmy zajmujące się eksploatacją odnawialnych źródeł energii.
Oddziaływanie na podmioty zewnętrzne odbywa się na podstawie relacji rynkowych. W zdecydowanej większości gmin relacje rynkowe są „skażone” monopolistyczną pozycją tego typu firm. Monopolista przeważnie jest bardziej zainteresowany zyskiem niż dobrem gminy. W takich warunkach rynek nie spełnia roli
regulatora. Stąd konieczne jest uzupełnienie relacji rynkowych relacjami zarządczo-partnerskimi. Pod tym pojęciem rozumie się takie działania gmin, jak:
•
uchwalenie planu energetycznego gminy;
•
drobiazgowe rozpoznanie przestrzegania przepisów prawnych obowiązujących dostawcę w trakcie zaopatrzenia gminy w dany rodzaj energii;
•
negocjowanie warunków dostawy;
– 32 –
•
•
uruchamianie alternatywnych rozwiązań;
proponowanie realizacji nowych rozwiązań w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego.
Rysunek 1.7
Obiekt zarządzania – aspekt podmiotowy
Źródło: opracowanie własne.
Podmioty wewnętrzne to jednostki komunalne, jednostki bezpośrednio podporządkowane gminie oraz gospodarstwa domowe, gospodarstwa rolne i ogrodnicze oraz jednostki prowadzące działalność gospodarczą w małej skali (mikroprzedsiębiorstwa).
System gospodarowania energią może być różnie umiejscowiony. Usytuowanie systemu decyduje o sposobie jego działania i formie organizacyjnej jednostki
koordynująco-realizującej cele i zadania systemu. System może być:
•
administrowany, czyli włączony do pionu administracyjnego gminy, wtedy
spełnia tylko rolę koordynacyjno-informacyjną (rysunek 1.8A);
•
zarządzany przez specjalnie powołaną jednostkę komunalną (rysunek 1.8B).
– 33 –
Rysunek 1.8
System gospodarowania energią jako element systemu zarządzania gminą
Źródło: opracowanie własne.
W pierwszym przypadku skuteczne administrowanie systemem wymaga
powołania specjalnej komórki organizacyjnej. Przypisanie nowych, dodatkowych
obowiązków dotychczasowym pracownikom nie zdaje egzaminu. System nie
będzie właściwie funkcjonować. Konieczne jest wydzielenie jednoosobowej lub
wieloosobowej komórki organizacyjnej, podporządkowanej bezpośrednio wójtowi
/burmistrzowi albo włączonej do administracji gminy, kierowanej przez sekretarza gminy (miasta). Organizacja jednostki może ewoluować od jednoosobowego
stanowiska specjalisty, na przykład „gminnego energetyka”, do samodzielnego
Biura Zarządzania Energią. Zależy to od ilości i wartości oraz sposobu finansowania realizowanych projektów. Niektóre gminy w Polsce mają ten problem rozwiązany, na przykład w Bielsku-Białej utworzono Biuro Zarządzania Energią, a w Dzierżoniowie – stanowisko pod nazwą „Inżynier miasta”.
W drugim przypadku systemem zarządza samodzielna jednostka komunalna podporządkowana gminie. Realizuje ona zadania zlecone i własne, na przykład
prowadzi uprawy energetyczne na gruntach gminy, wydzierżawionych od Skarbu
Państwa lub osób prywatnych, buduje i utrzymuje biogazownie, zakłady produk-
– 34 –
cji biopaliw płynnych i stałych (brykieciarnie), gminne elektrownie pracujące na
biomasie i/lub gazie ziemnym, a także inicjuje i realizuje inne projekty.
Każda gmina może zastosować takie rozwiązanie, które będzie najlepiej
dostosowane do istniejących potrzeb, lokalnych tradycji, wizji stopnia samodzielności energetycznej gminy. Podstawową dewizą wdrożonego rozwiązania
powinno być zapewnienie sprawności i efektywności funkcjonowania systemu.
Obiekt zarządzania w aspekcie przedmiotowym wskazuje problemy, które
są albo powinny być przedmiotem zainteresowania gminy i których rozwiązanie
powinien zapewnić system. W każdej gminie można wyodrębnić zestaw takich
problemów (patrz rysunek 1.6).
Gospodarowanie energią w gminie może być realizowane systemowo i wtedy przyniesie długotrwałe efekty gospodarcze, ekologiczne i społeczne. Będzie
służyć oszczędności, poprawie jakości życia mieszkańców, tworzeniu nowych
miejsc pracy. Może być także rozwiązywane amatorsko, na „wyczucie” i wtedy nie
przyniesie istotnych efektów, chociaż może zapewnić doraźne rozwiązanie jednego lub kilku problemów. Wybór zawsze należy do decydentów.
1.3
Analiza sytuacji problemowych
Podstawą skutecznego gospodarowania energią w gminie jest identyfikacja
sytuacji problemowych i/lub istotnych aspektów energetycznych w ujęciu normy
PN-EN 16001.
Pojęcie sytuacja problemowa oznacza rozbieżności między oczekiwaniami
lub doświadczeniem innych a rzeczywistością, między życzeniem a celem faktycznym działania. Model sytuacji problemowej przedstawiono na rysunku 1.9.
Punktem wyjścia przy określaniu sytuacji problemowej jest ustalenie czynników, które należałoby rozwiązać. W odniesienu do systemu zarządzania energią w gminie wyodrębnienie ogólnych, sytuacji problemowych w gospodarowaniu energią oraz powodujących je czynników, mogących wystąpić we wszystkich
gminach zastosowano metodę Delhi. Ekspertami byli wykonawcy projektu.
Wskazali oni siedem sytuacji problemowych (istotnych aspektów energetycznych) wymagających rozwiązania przez system zarządzania energią w gminach.
Są to:
1. Nadmierne zużycie energii elektrycznej na potrzeby komunalne oraz przez
gospodarstwa domowe, rolne i mikroprzedsiębiorstwa.
2. Niezadowalająca jakość zasilania w energię elektryczną gmin i powiatów.
– 35 –
Rysunek 1.9
Identyfikacja sytuacji problemowej
Źródło: K. Zimniewicz, Współczesnekoncepcjezarządzania,PWE, Warszawa 2003, s. 138.
3.
4.
5.
6.
7.
Nadmierne zużycie energii cieplnej w gminach, gospodarstwach domowych,
rolnych i mikroprzedsiębiorstwach.
Nadmierna emisja zanieczyszczeń do środowiska.
Zagrożenie normalnego funkcjonowania gminy w warunkach długotrwałej
awarii zewnętrznego zasilania w energię elektryczną (do trzech tygodni).
Zagrożenie normalnego funkcjonowania obiektów komunalnych i mieszkaniowych w warunkach awarii scentralizowanego źródła ciepła.
Przerwy w zewnętrznych dostawach paliw płynnych i gazowych.
Sytuacje problemowe rzadko występują w sposób jednostkowy, na ogół są
one ze sobą powiązane i jedna z nich determinuje pojawienie się następnych.
Prostą sieć wzajemnych oddziaływań sytuacji problemowych przedstawiono
na rysunku 1.10.
Między wyodrębnionymi sytuacjami problemowymi występują jednostronne lub dwustronne relacje o różnej sile oddziaływania. Przykładowo, nadmierne
zużycie energii elektrycznej lub cieplnej silnie oddziałuje na nadmierną emisję
zanieczyszczeń, ale nie ma żadnego wpływu na przerwy w dostawach paliw lub
na zagrożenie normalnego funkcjonowania obiektów komunalnych i mieszkalnych.
– 36 –
Rysunek 1.10
Prosta sieć wzajemnych oddziaływań sytuacji problemowych
gospodarowania energią w gminach
Źródło: opracowanie własne.
Każdą wyodrębnioną sytuację problemową zarządzania energią w gminach
można analizować z wielu punktów widzenia. W omawianym przykładzie wzięto
pod uwagę czynniki techniczne (T), ekonomiczne (E), ekologiczno-społeczne (S)
i prawne (P). Zidentyfikowane przez ekspertów czynniki wyodrębnionych sytuacji problemowych podano w tabeli 1.1. Wynika z niej, że pojawianie się opisanych
sytuacji problemowych najczęściej jest determinowane czynnikami technicznymi
i społecznymi. Eksperci zidentyfikowali 16 czynników technicznych i 12 społecznych. Wszystkie, w większym lub mniejszym stopniu, są sprzężone z czynnikami
ekonomicznymi i prawnymi. Świadomość kosztów często zmienia nastawienie
społeczne i wprowadzenie odpowiednich rozwiązań technicznych. Z przeprowadzonych badań projektu wynika, że znaczna część podmiotów stanowiących
obiekt zarządzania energią w gminie (średnio nawet ponad połowę) nie zwraca
uwagi na oszczędności wynikające z rozwiązania różnych aspektów energetycznych. Dlatego ważną (często wiodącą) rolę, szczególnie w pierwszym okresie
wdrażania systemu, spełniają czynniki prawne.
– 37 –
Metodyka myślenia sieciowego umożliwia graficzne i/lub tabelaryczne
przedstawienie relacji między wybranymi czynnikami oraz między sytuacją problemową i tworzącymi ją czynnikami. Przykładem może być prosta sieć zależnością między normalnym (codziennym) zużyciem energii a wysokością opłaty
za energię (rysunek 1.11).
Rysunek 1.11
Sieć zależności czynników decydujących o ekonomicznym efekcie
wymiany energochłonnego sprzętu w gospodarstwie domowym
Źródło: opracowanie własne.
Tytułem przykładu sporządzono tabelaryczną i graficzną matrycę powiązań
czynników kształtujących sytuację problemową 6. Zagrożenie normalnego funkcjonowania obiektów komunalnych i mieszkalnych w warunkach awarii scentralizowanego źródła ciepła. Zależności między zidentyfikowanymi czynnikami
z uwzględnieniem czterostopniowej siły ich wzajemnego oddziaływania przedstawiono w tabeli 1.2.
– 38 –
Tabela 1.1
Czynniki stanowiące o pojawieniu się sytuacji problemowej
SYTUACJA PROBLEMOWA Czynniki: Techniczne Ekonomiczne Społeczne Prawne E.1. Koszty wymiany urządzeń i wdrożenie energooszczędnych rozwiązań E.2. Koszty zużycia energii E.3. Ekonomiczna motywacja do oszczędzania energii E.4. Żywotność starego sprzętu E.5. Straty z tytułu niezadowalającej jakości dostaw energii elektrycznej E.6. Wysokość opłat za emisję zanie‐
czyszczeń E.7. Bieżące koszty ograniczenia niskiej i wysokiej emisji E.8. Dochody ludności E.9. Koszty pozyskania paliw ze źródeł zewnętrznych S.1. Świadomość możliwości oszczę‐
dzania energii, niechęć do zmian S.2. Postrzeganie kosztów (skutków) ekologicznych w całym cyklu życia urządzenia (sprzętu) S.3. Energooszczędny styl życia S.4. Liczba osób narażona na pogorsze‐
nie lub polepszenie komfortu zasilania w energię S.5. Oczekiwania wobec władz gminy S.6. Świadomość posiadanych zasobów odnawialnych źródeł energii S.7. Świadomość skutków spalania odpadów w piecach domowych S.8. Bezwładność istniejących rozwią‐
zań S.9. Doświadczenia skutków awarii S.10. Nawyki w zakresie gromadzenia zapasów paliw P.1. Własność obiektów energe‐
tycznych P.2. Wymagania prawne obowiązu‐
jące i programowane na najbliższą przyszłość P.3. Prawne regulacje relacji gmina‐
przedsiębiorstwo energetyczne P.4. Struktura własnościowa jednostek dystrybucji paliw i energii P.5. Możliwe sankcje prawne w stosunku do dostawców energii i paliw P.6. Uprawnienia władcze gminy w zakresie gospodarki energetycznej 1. NADMIERNE ZUŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ T.1. Dobór urządzeń do oczekiwanej usługi energetycznej T.2. Stosowanie energooszczędnych urządzeń T.3. Poprawa jakości dostarczanej energii T.4. Sprawność urządzeń wytwarzających energię T.5. Sprawność przesyłu energii elektrycznej i cieplnej T.6. Sprawność przekazywania energii przez czynniki (urządzenia) grzewcze T.7. Jakość izolacji cieplnej budynków T.8. Rodzaj i jakość wykorzystywanych paliw T.9. Sprawność przetwarzania paliw na energię i energii na usługi energetyczne T.10. Lokalne źródło energii elektrycznej T.11. Zakładane ryzyko energetyczne T.12. Ograniczenie zapotrzebowania na energię T.13. Wymogi zachowania bezpieczeństwa energetycznego w procesach projektowania urządzeń (np. kotłów) T.14. Dywersyfikacja zewnętrznych źródeł energii T.15. Lokalne zapasy paliw T.16. Wykorzystanie lokalnych paliw – 39 –
2. NADMIERNE ZUŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA POTRZEBY KOMUNALNE ORAZ W GOSPODARSTWACH DOMOWYCH, ROLNYCH I MIKROPRZEDSIĘBIORSTWACH T.1. Dobór urządzeń do oczekiwanej usługi e nergetycznej T.2. Wykorzystanie nowoczesnych urządzeń energooszczędnych T.3. Żywotność starego sprzętu E.1. Koszty wymiany urządzeń na energooszczędne E.2. Koszty zużycia energii elektrycznej E.3. Ekonomiczna motywacja do oszczędzania energii S.1. Świadomość możliwości oszczę‐
dzania energii, niechęć do zmian S.2. Świadomość kosztów ekologicz‐
nych w całym cyklu życia starego i nowego sprzętu S.3. Energooszczędny styl życia P.1. Własność obiektów
P.2. Wymagania prawne – obowiązujące i programowane 3. ZAGROŻENIE NORMALNEGO FUNKCJONOWANIA BUDYNKÓW KOMUNALNYCH I MIESZKALNYCH W WARUNKACH AWARII SCENTRALIZOWANEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA T.1. Ryzyko wystąpienia długotrwałej awarii scentralizowanego źródła ciepła i jego skutków T.2. Ograniczenie zapotrzebowania na energie w przypadku zagrożenia awarią lub awarii T.3. Ocena ryzyka projektu ciepłowni E.1. Koszty rozwiązań zwiększających niezawodność zasilania E.2. Straty z tytułu braku jakości energii E.3. Odszkodowania za przerwę w dostawie ciepła S.1. Presja mieszkańców, oczekiwania P.1. Własność obiektów
władz lokalnych, stopień zainteresowa‐ P.2. Wymagania prawne – nia gminy zwiększeniem niezawodności obowiązujące i programowane zasilania S.2. Bezwładność istniejących rozwią‐
zań S.3. Doświadczenia związane z wystą‐
pień awarii S.4. Świadomość gospodarczych spo‐
łecznych i ekologicznych skutków awarii 4. NADMIERNA EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ DO ŚRODOWISKA T.1. Sprawność urządzeń wytwarzających energię T.2. Sprawność przesyłu energii cieplnej i elektrycznej T.3. Rodzaj i jakość wykorzystywanych paliw T.4. Sprawność przetwarzania energii na usługi energetyczne E.1. Koszty wymiany urządzeń na niskoemisyjne E.2. Opłaty za emisję zanieczyszczeń E.3. Koszty użytkowania urządzeń niskoemisyjnych E.4. Dochody ludności – 40 –
S.1. Świadomość skutków zdrowotnych i przyrodniczych emisji zanieczyszczeń w ujęciu lokalnym S.2. Popyt na energię wynikający z przyjętego stylu życia S.3. Świadomość możliwości dokonania zmian, np. poprzez wykorzystanie biomasy S.4. Świadomość skutków spalania odpadów komunalnych w piecach domowych P.1. Normy emisyjności urządzeń energetycznych (np. kotłów) P.2. Normy energochłonności urządzeń domowych 5. ZAGROŻENIA NORMALNEGO FUNKCJONOWANIA W WARUNKACH DŁUGOTRWAŁEJ AWARII ZASILANIA W ENERGIĘ T.1. Lokalne źródła i mikroźródła energii elektrycznej E.1. Nakłady inwestycyjne i inne T.2. Ograniczenie zapotrzebowania na energię koszty zwiększenia niezawodności cieplną i elektryczną zasilania E.2. Straty i odszkodowania z tytułu braku zasilania E.3. Ocena ryzyka strat S.1. Presja mieszkańców S.2. Stopień zainteresowania władz gminy zwiększeniem niezawodności zasilania S.3. Bezwładność (przyzwyczajenie się do) istniejących rozwiązań S.4. Doświadczenia związane z wystą‐
pieniem awarii P.1. Rozwiązania prawne regulują‐
ce produkcję energii w mikroskali 6. ZAGROŻENIE NORMALNEGO FUNKCJONOWANIA OBIEKTÓW KOMUNALNYCH I MIESZKALNYCH W WARUNKACH AWARII SCENTRALIZOWANEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA T.1. Ograniczenie zapotrzebowania na energię cieplną T.2. Podniesienie wymogów niezawodności zaopa‐
trzenia w ciepło T.3. Systemy alternatywnego zasilania w ciepło w okresie awarii E.1. Nakłady inwestycyjne i inne koszty zwiększenia niezawodności zasilania w ciepło E.2. Straty i odszkodowania z tytułu braku dostaw ciepła E.3. Koszty (na budowę i utrzymanie) alternatywnych systemów zasilania w ciepło S.1. Presja mieszkańców i zaintereso‐
wanie władz gminy zwiększeniem niezawodności energetycznej S.2. Bezwładność istniejących rozwią‐
zań S.3. Doświadczenia związane z wystą‐
pieniem awarii S.4. Koszty społeczno‐ekologiczne P.1. Wymagania prawne dotyczące niezawodności systemów zaopa‐
trzenia w ciepło ze scentralizowa‐
nych źródeł P.2. Prawne regulacje tworzenia i utrzymania alternatywnych systemów zasilania w ciepło S.1. Społeczna świadomość potrzeby gromadzenia zapasów paliw S.2. Doświadczenia z brakiem dostaw paliw P.1. Prawne zobowiązania gminy do opracowania planu działań na wypadek dłuższych przerw w dostawach paliw P.2. Sankcje za brak dostaw paliw z winy dystrybutorów (dostawców) 7. PRZERWY W DOSTAWACH ZEWNĘTRZNYCH PALIW PŁYNNYCH I GAZOWYCH T.1. Dywersyfikacja dostaw paliw T.2. Lokalne zapasy paliw T.3. Systemy techniczne umożliwiające zastępcze wykorzystanie paliw lokalnych E.1. Koszty i korzyści dywersyfikacji dostaw paliw E.2. Koszty budowy i utrzymania urządzeń umożliwiających wykorzy‐
stanie paliw lokalnych E.3. Koszty pozyskania paliw z innych źródeł Źródło: opracowanie własne.
– 41 –
Czynniki wpływające na sytuację problemową – 42 –
P.1. Wymogi prawne dotyczące niezawodności systemów zaopatrzenia w ciepło S.4. Koszty społeczno‐ ‐ekologiczne awarii S.3. Doświadczenia związane z wystąpieniem awarii S.2. Bezwładność istniejących rozwiązań S.1. Presja mieszkańców i zainteresowanie władz zwiększeniem niezawodności systemu E.3. Nakłady i koszty utrzymania alternatywnych systemów zapatrzenia w ciepło E.2. Straty i odszkodowanie z tytułu braku dostaw ciepła E.1. Nakłady i koszty zwiększenia niezawodności dostaw ciepła T.3. Systemy alternatywnego zasilania w ciepło w okresie awarii T.2. Podniesienie wymogów niezawodności urządzeń zaopatrzenia w ciepło T.1.Ograniczenie za potrzebowania na energię Tabela 1.2
Matryca czynników wpływających na sytuację problemową 6. Zagrożenie normalnego funkcjonowania
obiektów komunalnych i mieszkalnych w warunkach awarii scentralizowanego źródła ciepła
T.1. 2 2 1 0 1 2 3 3 3 2 T.2. 2 x 2 1 1 0 1 2 3 3 3 T.3. 2 2 x 0 0 3 3 2 3 2 3 E.1. 1 3 0 x 0 0 2 1 3 0 2 E.2. 0 2 1 1 x 1 2 0 2 1 2 E.3. 1 0 3 1 1 x 2 0 2 1 2 S.1. 2 2 0 3 0 3 x 0 2 1 2 S.2. 3 3 2 1 0 0 0 x 3 3 3 S.3. 3 3 3 3 2 2 2 3 x 0 0 S.4. 3 3 3 1 0 1 2 2 0 x 1 P.1. 2 3 3 2 2 2 2 3 0 1 x Suma 19 23 19 14 6 13 18 16 21 15 18 Decydenci Władze centralne ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2 1 ‐ 3 Władze lokalne 3 1 3 1 ‐ 3 3 2 2 1 2 Przedsiębiorstwa ener‐
getyczne 1 3 1 3 3 2 1 2 2 1 ‐ Użytkownicy 3 1 2 3 3 2 2 2 3 2 ‐ Siła oddziaływania: 3 – duża, 2 – średnia, 1 – słaba, 0 – nieistotna
Źródło: opracowanie własne.
– 43 –
Rysunek 1.12
Wzajemne oddziaływanie czynników wpływających na sytuację problemową 6.
Zagrożenie normalnego funkcjonowania obiektów komunalnych i mieszkalnych
w warunkach awarii scentralizowanego źródła ciepła
Źródło: opracowanie własne.
Z uzyskanego w tabeli 1.2 zestawienia wynika, że wiodące znaczenie w rozwiązywaniu tej sytuacji problemowej mają czynniki techniczne oraz zainteresowanie władz poprawą stopnia niezawodności, który jest współzależny od wymogów prawnych. Normalnie funkcjonujące systemy zaopatrzenia w ciepło ze
scentralizowanych źródeł nie wywołują presji społecznej na ich dalsze doskonalenie. Brak presji oraz rozwiązań prawnych powoduje, że władze zainteresują się
problemem dopiero po awarii. System zarządzania energią ma na celu zmianę
– 44 –
takiego nastawienia i wywołanie zainteresowania poprzez wdrażanie odpowiednich zakresów odpowiedzialności i procedur postępowania. Są to podstawowe
narzędzia sterowania i rozwiązywania problemów w warunkach demokracji.
Czynniki wymienione w tabeli 1.1 i ich wzajemne powiązanie, można również przedstawić w układzie dynamicznym z większą liczbą parametrów analizowanych zależności.
Relacje między zidentyfikowanymi czynnikami z uwzględnieniem istotności
dla rozwiązania sytuacji problemowej 6. przedstawiono na rysunku 1.12.
Bardziej wyrafinowane metody analizy umożliwiają wykrycie różnych istotnych zależności między czynnikami sytuacji problemowych i między tymi sytuacjami (istotnymi aspektami energetycznymi). Normalnie zależności te nie są dostrzegane i ujawniane, chociaż wywierają wpływ na funkcjonowanie systemu.1
1 Szerzej w: K. Zimniewicz, Współczesne…,op.cit., A. Piekarska, K. Zimniewicz, Myśleniesieciowe
wteoriiipraktyce,PWE, Warszawa 2010 oraz E. Sidorczuk-Pietraszko, Wykorzystaniemetodyki
myśleniasieciowego, „Ekonomia i środowisko” 2011 nr 2.
– 45 –
2
UWARUNKOWANIA TWORZENIA
SYSTEMU GOSPODAROWANIA
ENERGIĄ W GMINACH
Helena Rusak, Joanna Godlewska
O
bowiązki gmin w zakresie planowania zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe wynikają z zapisów ustawy – Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. wraz z późniejszymi nowelizacjami.
Ustawa ta określa dwa dokumenty stanowiące lokalne prawo energetyczne. Są to
Założenia do planu zaopatrzenia… oraz Plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Rola planów energetycznych jest w gminach zdecydowanie niedoceniana. Tymczasem rzetelnie opracowany dokument poparty analizami bieżącymi oraz prognozami dotyczącymi zarówno strony popytowej, jak
i podażowej energii w skali lokalnej, wykorzystujący analizę ekonomiczną potencjalnych wariantów rozwoju gminnego sektora energetycznego, zawierający
ocenę zgodności z innymi planami gminnymi oraz planami gmin sąsiednich, harmonogram realizacji planu i zalecenia procedur weryfikacji realizacji planu, każdemu z uczestników lokalnego rynku energii (gminie, przedsiębiorstwom energetycznym oraz odbiorcom energii) pozwoli lepiej na tym rynku funkcjonować.
Dzięki planowi gmina ma możliwość realizowania własnej polityki energetycznej i ekologicznej oraz celów związanych z bezpieczeństwem zaopatrzenia
w energię, poprawą środowiska oraz budowaniem społecznej akceptacji dla działań gminy w zakresie energetyki oraz gospodarki odpadami. Przedsiębiorstwa
energetyczne natomiast zyskują wiedzę o planowanym kształcie lokalnego rynku
energii oraz przyszłym zapotrzebowaniu, co zmniejsza ich ryzyko nietrafionych
– 46 –
inwestycji. Odbiorcy mają możliwość uzyskania niezawodnych usług energetycznych w akceptowalnych cenach.1
2.1
Cele gospodarowania energią w gminach
Racjonalne prowadzenie gospodarki energetycznej na szczeblu gminnym
i powiatowym wymaga w pierwszej kolejności określenia celów, które powinny
być osiągnięte poprzez prowadzoną na poziomie lokalnym politykę energetyczną.
Biorąc pod uwagę spójność oczekiwań w odniesieniu do energetyki lokalnej
z celami określonymi w krajowej strategii energetycznej, energetyka na szczeblu
gminy i powiatu powinna:
•
dążyć do ograniczenia ingerencji sektora energetycznego w środowisko,
w tym ograniczenia emisji do powietrza oraz wytwarzania możliwie małej
ilości odpadów stałych,
•
dążyć do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego na obszarze gminy
obejmującego zarówno dostęp do wybranych przez odbiorców rodzajów
energii oraz niezawodność zaopatrzenia w energię i otrzymanie energii
o odpowiedniej jakości,
•
stymulować racjonalne wykorzystanie energii przez odbiorców,
•
zapewniać społecznie akceptowalny poziom cen energii,
•
stymulować rozwój lokalnej gospodarki między innymi poprzez wykorzystanie lokalnych zasobów energetycznych.
Drogą do realizacji tak sformułowanych celów gospodarowania energią
w gminie jest plan energetyczny, obejmujący analizą zarówno stronę popytową,
jak i podażową energii na szczeblu lokalnym oraz uwzględniający obiekty energetyczne będące w gestii gminy oraz te, na których pracę gmina nie ma bezpośredniego wpływu, oraz relacje między systemem energetycznym, gospodarką i środowiskiem. Wymaga to:
•
określenia celów polityki energetycznej na obszarze gminy i opracowania
wymagań, jakim powinna sprostać lokalna energetyka dzięki realizacji opracowywanego planu;
S. Pasierb, Założenia gospodarki energetycznej w gminach ze szczególnym uwzględnieniem
energetyki odnawialnej, Konferencja „Energetyka w gminie – infrastruktura, wytwarzanie,
użytkowanie”, Ustroń – Zawodzie, kwiecień 2003.
1
– 47 –
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
określenia zakresu energetyki gminnej, tzn. określenia obiektów ogrzewanych lub oświetlanych, które są własnością gminy oraz obiektów wytwarzających energię cieplną lub elektryczną, na których pracę gmina ma bezpośredni wpływ. Pozostałe obiekty i urządzenia energetyczne należy zaliczyć
do części, dla której opracowuje się strategię energetyczną2;
określenia zakresu danych niezbędnych do przeprowadzenia analizy gospodarki energetycznej na obszarze gminy, zarówno w odniesieniu do części
objętej planem jak i strategią;
opracowania aktualnego gminnego bilansu energetycznego uwzględniającego podaż i popyt na energię elektryczną, cieplną oraz paliwa (z wyłączeniem
paliw dla transportu);
określenia sposobu pozyskania danych w odniesieniu do stanu aktualnego
energetyki gminnej jak i prognoz w horyzoncie czasowym objętym planowaniem;
oszacowania wartości wskaźników opisujących aktualny stan gminnego
systemu energetycznego;
wygenerowania wariantów rozwoju energetyki na obszarze gminy, spełniających zadane cele i uwzględniających ograniczenia techniczne;
oceny wariantów planu oraz strategii z punktu widzenia zgodności z planami gmin ościennych;
oceny wariantów planu oraz strategii z punktu widzenia zgodności z innymi
planami gminnymi;
określenia, na podstawie przeprowadzonych analiz zbioru wariantów dopuszczalnych rozwoju i modernizacji energetyki w gminie;
określenia kryterium oceny aktualnej gospodarki energetycznej oraz efektów wdrażanej polityki energetycznej wygenerowanych w przyszłości;
oszacowania wartości poszczególnych elementów funkcji kryterialnej dla
każdego z opracowanych scenariuszy;
oceny wygenerowanych scenariuszy z punktu widzenia wybranego kryterium oceny;
oszacowania wartości opisujących stan gminnego systemu energetycznego
po realizacji opracowanego gminnego planu energetycznego;
opracowania gminnego bilansu energetycznego na koniec okresu objętego
analizą, w tym zapotrzebowania na paliwa (poza paliwami transportowymi);
W opracowaniu przyjęto, że gminny plan energetyczny to zarówno planowanie sensustricte
dla zakresu gminnej gospodarki energetycznej, w której gmina ma bezpośredni wpływ na
kierunek rozwoju i modernizacji obiektów energetycznych, jak i plan strategiczny dla obiektów
energetycznych, na których funkcjonowanie gmina ma jedynie wpływ pośredni.
2
– 48 –
•
•
określenia instrumentów ekonomicznych i organizacyjnych umożliwiających realizację planu;
określenia harmonogramu realizacji wybranej planu i przypisanie odpowiedzialności za realizację poszczególnych elementów.
Powyższą procedurę postępowania obrazuje rysunek 2.1. Przeprowadzenie
w ten sposób sformułowanej procedury planistycznej w zakresie lokalnej energetyki pozwala na wielowariantową analizę modernizacji gminnego systemu energetycznego, zapewniającą wybór takiego sposobu rozwoju, który będzie najkorzystniejszy z punktu widzenia stanu środowiska, możliwości rozwoju lokalnej
gospodarki, oddziaływania systemu energetycznego na lokalny rynek pracy, optymalne wykorzystanie lokalnych zasobów energetycznych oraz wypełnienie
prawnych wymogów stawianych krajowemu systemowi energetycznemu.
Dobre sporządzenie planu w dowolnym obszarze działalności gospodarczej
musi być poprzedzone badaniami w zakresie rzeczywistego zapotrzebowania na
dany produkt. Zasada ta w całej rozciągłości dotyczy również energetyki. O ile na
poziomie krajowym analizy takie są opracowywane, o tyle lokalne zapotrzebowanie na różne rodzaje energii, szczególnie energię pierwotną oraz energię
cieplną wytwarzaną w źródłach indywidualnych, praktycznie nie jest znane. Właściwie niemożliwe jest sporządzenie dającego się praktycznie realizować planu w
warunkach, kiedy brakuje tak podstawowych informacji. Wynika stąd konieczność sporządzenia lokalnego bilansu energetycznego oceniającego, z jednej strony zapotrzebowanie na energię, a z drugiej dokonującego inwentaryzacji istniejących źródeł energii i na tej podstawie. Informacje te będą podstawą oceny
aktualnych możliwości podaży energii (rysunek 2.1 – krok ). W przypadku
zaopatrzenia w energię, celem powinno być stwarzanie warunków, które z jednej
strony pozwoliłby zaspokoić w pełni potrzeby energetyczne zarówno przemysłowe, jak i komunalne, a z drugiej podejmowanie działań, które pozwolą obniżyć
zużycie energii do wartości niezbędnych przy dzisiejszym rozwoju cywilizacyjnym.
Korzyści wynikające z obniżenia zużycia energii na skutek zmniejszenia
energochłonności urządzeń lub obiektów zużywających energię są bezsporne.
Aby uzyskać jednak pewność w tym zakresie, należałoby przeprowadzić analizę
porównującą koszty wytworzenia materiałów izolujących cieplnie rozpatrywany
obiekt lub grupę obiektów oraz koszty uniknięte, wynikające ze zmniejszenia
zapotrzebowania na energię dzięki podjętym działaniom, biorąc pod uwagę czas,
przez jaki obiekt będzie funkcjonował (rysunek 2.1 – krok ). Wyjściowa analiza
zapotrzebowania na energię w okresie objętym analizą będzie wymagała także
prognoz zmian zapotrzebowania związanych z przyszłymi potencjalnymi zmianami w zakresie zużycia energii na cele komunalno-bytowe oraz przemysłowe.
– 49 –
Rysunek 2.1
Procedura postępowania przy przygotowywaniu wariantów
rozwoju i modernizacji gminnej energetyki
Źródło: opracowanie własne.
– 50 –
Tak przeprowadzone badania pozwolą określić przyszłe zapotrzebowanie
na energię na analizowanym obszarze (rysunek 2.1 – krok ), które będzie podstawą dalszych działań planistycznych. Przeprowadzenie oszacowania wymaga
uwzględnienia w prognozach zapotrzebowania na energię realnych możliwości
podniesienia efektywności energetycznej w całym łańcuchu wytwarzania, przesyłania oraz przetwarzania energii na usługi energetyczne. Podwyższanie efektywności energetycznej w obiektach należących do gminy wymusi przygotowywana ustawa o efektywności energetycznej3. Wzrost efektywności energetycznej
urządzeń u odbiorców indywidualnych powinien być również wymuszony wymaganiami prawnymi dotyczącymi technologii wytwarzania odbiorników energii
oraz warunkami rynkowymi (cenami energii). Niestety, w praktyce wiarygodne
dane w tym zakresie nie istnieją, przynajmniej w znacznej ilości gmin. Prostsze
jest oszacowanie bieżącego oraz przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną ze względu na to, że ten rodzaj energii wytwarzany jest praktycznie wyłącznie w źródłach wielkich mocy. Jeśli nawet wytwarzanie ma miejsce w bardzo
małych źródłach będących w rękach prywatnych, to w przypadku sprzedaży
energii do sieci jest to ewidencjonowane i dane te są gromadzone przez przedsiębiorstwa obrotu energią działające na danym terenie.
W kolejnym kroku () należy odpowiedzieć na pytanie Czy istniejące źródła
energii są w stanie zaspokoić zapotrzebowanie na energię na obszarze objętym
analizą w przyjętym horyzoncie planowania?. Zagadnieniem wymagającym dużego nakładu pracy, określenia dostępu do mediów energetycznych oraz możliwych
do wykorzystania źródeł energii pierwotnej, jest przygotowanie zbioru technicznie dopuszczalnych wariantów rozwoju lub modernizacji energetyki na analizowanym obszarze. Na tym etapie () poszukuje się również odpowiedzi na pytanie, czy rozwiązania technicznie dopuszczalne obejmują układy scentralizowanego wytwarzania energii, czy pozostaje się przy wytwarzaniu indywidualnym,
czy też brane są pod uwagę obie wersje.
Przyjęte rozwiązania dopuszczalne, w kolejnym kroku (), poddawane są
weryfikacji z punktu widzenia ich wpływu na środowisko analizowanego obszaru. Analizując kolejne rozwiązania ze zbioru dopuszczalnych należy wziąć pod
uwagę, które elementy środowiska przyrodniczego na analizowanym obszarze
podlegają szczególnej ochronie i jakiego rodzaju zanieczyszczenia powodowane
przez źródła energii są najbardziej niepożądane.
Oceniając wpływ na środowisko poszczególnych źródeł zakwalifikowanych
w kroku  do zbioru rozwiązań technicznie dopuszczalnych dokonuje się elimi3 W momencie redagowania tekstu (kwiecień 2011) ustawa o efektywności energetycznej była
na etapie projektowania.
– 51 –
nacji i wyboru wariantów rozwoju lub modernizacji energetyki przewidzianych
do dalszych analiz (). Krok  obejmuje oszacowanie dla poszczególnych wariantów:
•
nakładów inwestycyjnych oraz kosztów eksploatacji – zgodnie ze znanymi
i powszechnie stosowanymi w gospodarce metodami,
•
kosztów zewnętrznych środowiskowych.
•
kosztów i korzyści zewnętrznych pozaśrodowiskowych.
Na podstawie uzyskanych wyników obliczeń  określa się efektywność
poszczególnych wariantów rozwiązania zagadnienia planowania energetycznego
– krok . Otrzymane wskaźniki efektywności są podstawą wyboru najlepszego
rozwiązania spełniającego założone kryteria (krok).4 Kluczowym zagadnieniem
w planowaniu energetycznym opartym na schemacie postępowania przedstawionym na rysunku 2.1 jest sformułowanie kryterium oceny wykreowanych
scenariuszy rozwoju i racjonalizacji gospodarowania energią na obszarze gminy.
Zagadnienie to jest punktem kluczowym, gdyż mimo, że metody analizy, które
mogą być zastosowane do tego celu są znane oraz liczba tych metod jest znaczna,
to w praktyce analizie ekonomicznej w odniesieniu do gospodarowania energią
poświęca się niewiele uwagi, a przygotowywane plany nie zawierają wiarygodnych analiz tego typu.
2.2
Zakres gospodarowania energią w gminie
Opracowanie planu energetycznego w gminie wymaga zidentyfikowania
elementów lokalnego systemu energetycznego. Na potrzeby lokalnego planowania energetycznego można dokonać umownego podziału wszystkich obiektów
składających się na gminny system energetyczny, na dwa obszary, wyróżnione ze
względu na zakres wpływu gminy na energetyczne funkcjonowanie tych obiektów. Stosując ten klucz, gospodarkę energetyczną na szczeblu gminy można podzielić na:
A. Obiekty i urządzenia energetyczne, których praca, zakres i kierunek rozwoju
jest zależny bezpośrednio od decyzji gminy. Są one finansowane z funduszy gminy lub funduszy pozyskanych przez gminę. Należą do nich:
H. Rusak, Planowanieenergetycznenaobszarachcennychprzyrodniczoalokalnyrynekenergii,
„Polityka Energetyczna” 2006 z. 9, s. 389-400.
4
– 52 –
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
budynki urzędu gminy,
budynki przedszkoli,
budynki szkolne,
szpitale
mieszkania socjalne i komunalne,
ogrzewane obiekty sportowe,
oświetlane obiekty sportowe,
oświetlenie drogowe,
gminne źródła energii cieplnej i elektrycznej (energetyczne przedsiębiorstwa gminne),
inne obiekty, będące własnością lub współwłasnością gminny, zużywające
energię i nie wymienione w powyższym wykazie.
B. Obiekty i urządzenia energetyczne będące w rękach prywatnych lub firm niezwiązanych z gminą, finansowane z funduszy innych niż fundusze gminne. Wśród
nich wymienić można:
•
indywidualne budynki mieszkalne,
•
budynki mieszkalne wielorodzinne,
•
przedsiębiorstwa produkcyjne,
•
gospodarstwa rolne,
•
budynki handlowe,
•
prywatne budynki oświatowe – przedszkola, szkoły,
•
szpitale,
•
przedsiębiorstwa energetyczne (spółki dystrybucyjne, ciepłownie, elektrociepłownie),
•
ciepłownie oraz elektrociepłownie przemysłowe.
Ten podział jest tym uzasadniony, że dla obiektów i urządzeń energetycznych, których praca jest bezpośrednio zależna od decyzji zapadających na szczeblu gminy może być opracowany plan szczegółowo i jednoznacznie określający
kierunki zmian w tej części energetyki na obszarze gminy. Ponadto, obiekty publiczne objęte są konkretnymi, opisanymi w przepisach wymaganiami odnośnie
do efektywności energetycznej, które dla nowych budynków stanowią wymóg
obowiązkowy, a dla budynków powstałych przed wprowadzeniem tych wymagań
w życie, mogą stanowić wartość określającą zakres niezbędnych modernizacji
w celu obniżenia energochłonności.
Obiekty wymienione jako elementy zakresu B gminnej gospodarki energetycznej są własnością podmiotów innych niż gmina, wobec powyższego gmina
nie ma instrumentów bezpośredniego wpływania na zachowania tych elementów
systemu energetycznego (wytwórczych i odbiorczych). Realizacja gminnej polityki energetycznej w odniesieniu do zakresu B możliwa jest jedynie przy wyko– 53 –
rzystaniu pośrednich instrumentów oddziaływania (ekonomicznych, edukacyjnych, planistycznych).
Planowanie energetyczne na obszarze gmin i powiatów musi odnosić się do
trzech rodzajów energii elektrycznej, energii cieplnej, paliw stałych, płynnych
i gazowych (rysunek 2.2).
Rysunek 2.2
Zakres gminnej gospodarki energetycznej
Źródło: opracowanie własne.
W niniejszym opracowaniu nie uwzględnia się wykorzystania paliw na potrzeby transportu. Zagadnienie to jest na tyle skomplikowane, że wymaga odrębnego opracowania podejmującego jedynie tę problematykę i uwzględniającego
specyfikę zaopatrzenia w paliwa dla transportu.
W procesie planowania energetycznego musi być uwzględniony podział na
media energetyczne sieciowe (energia elektryczna, energia cieplna wytwarzana
w źródłach scentralizowanych – ciepłownie, elektrociepłownie) oraz energię
wytwarzaną indywidualnie i niewykorzystującą infrastruktury sieciowej.
Podział gospodarki energetycznej gminy na poziomie gminy i powiatu na
objętą planem oraz strategią w zakresie, o którym mowa wcześniej, a także podziałem na energetykę indywidualną i sieciową uzasadnione jest również sposobem pozyskiwania danych i zakresem możliwych do pozyskania informacji.
– 54 –
W odniesieniu do stanu aktualnego (inwentaryzacji) systemu energetycznego
w gminie:
•
dla obiektów objętych planem (zakres A gminnej gospodarki energetycznej)
dokładnymi danymi, opartymi na prowadzonych pomiarach i płaconych rachunkach dla wszystkich obiektów, odnośnie zużycia paliw i energii dysponuje gmina;
•
dla obiektów objętych gminną strategią energetyczną możliwe jest jedynie
oszacowanie zapotrzebowania na energię i paliwa na podstawie przeprowadzonych badań ankietowych na określonej próbie elementów systemu
energetycznego lub oszacowanie na podstawie ogólnokrajowych (lub wojewódzkich) danych statystycznych i danych literaturowych;
•
dla mediów energetycznych sieciowych możliwe jest pozyskanie danych
opartych na pomiarach prowadzonych przez przedsiębiorstwa energetyczne (ciepłownie, elektrociepłownie, przedsiębiorstwa dystrybucyjne, przedsiębiorstwa obrotu energią), niezależnie czy przedsiębiorstwa te, kwalifikowane są do zakresu A czy B gminnej gospodarki energetycznej.
Analizując obszar gospodarki energetycznej w gminie, w zakresie objętym
strategią (zakres B), należy po stronie popytowej wyróżnić charakterystyczne
grupy odbiorców, to znaczy odbiorców komunalnych, odbiorców o charakterze
przemysłowym, usługowo-handlowym (w tym mikroprzedsiębiorstw) oraz gospodarstwa rolne. Powyższy podział na grupy charakterystyczne odbiorców
związany jest z:
•
charakterystyczną dla danych grup odbiorców ilością zużywanej energii;
•
podobnym zestawem urządzeń odbiorczych;
•
przyporządkowaniem przez dostawców energii do określonych grup taryfowych.
Oszacowanie bieżącego oraz przyszłego zapotrzebowania na energię w gminie oraz poszczególnych miejscowościach położonych na terenie gminy wykonane
może być najlepiej, to znaczy możliwie dokładnie i przy możliwie najmniejszych
nakładach pracy i kosztach, na podstawie informacji (pozyskanych z ogólnokrajowych statystyk, danych lokalnych urzędów gmin, danych uzyskanych na
drodze badaniach ankietowych w gminie) odnośnie do zapotrzebowania na energię poszczególnych wyżej wymienionych, charakterystycznych grup użytkowników energii.
– 55 –
2.3
System gospodarowania energią
a programy rozwojowe i problemowe gminy
Treści zawarte w opracowywanym planie energetycznym powinny być
zgodne z lokalnymi dokumentami rozwojowymi i planistycznymi. Plan energetyczny powinien też zawierać wskazówki, które będą uwzględniane przy aktualizacji tych dokumentów. Do dokumentów strategiczno-rozwojowych ważnych
z punktu widzenia planowania gospodarki energetycznej w gminie (rysunek 2.3)
należą:
•
studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego;
•
miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego;
•
strategia zrównoważonego rozwoju gminy/ strategia rozwoju gminy;
•
plan rozwoju lokalnego;
•
program ochrony środowiska;
•
plan gospodarki odpadami;
•
program ochrony powietrza.
Rysunek 2.3
Schemat planowania lokalnego
Źródło: http://www.komunalny.pl [08.08.2010]
– 56 –
Najważniejszymi dokumentami z punktu widzenia planowania energetycznego na szczeblu lokalnym są: studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy oraz miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego. Konieczne jest uzyskanie zgodności założeń i planów zaopatrzenia
w energię z tymi dokumentami planistycznymi.
Studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego
gminy sporządza się w celu określenia polityki przestrzennej gminy. Uwzględnia
się w nim następujące uwarunkowania:
•
dotychczasowe przeznaczenie, zagospodarowanie i uzbrojenie terenu;
•
stan ładu przestrzennego i wymogów jego ochrony;
•
stan środowiska, w tym stan rolniczej i leśnej przestrzeni produkcyjnej,
wielkość i jakość zasobów wodnych oraz wymogów ochrony środowiska,
przyrody i krajobrazu kulturowego;
•
stan dziedzictwa kulturowego i zabytków oraz dóbr kultury współczesnej;
•
warunki i jakość życia mieszkańców, w tym ochrony ich zdrowia;
•
zagrożenie bezpieczeństwa ludności i jej mienia;
•
potrzeby i możliwości rozwoju gminy;
•
stan prawny gruntów;
•
występowanie obiektów i terenów chronionych na podstawie przepisów
odrębnych;
•
występowanie obszarów naturalnych zagrożeń geologicznych;
•
występowanie udokumentowanych złóż kopalin oraz zasobów wód podziemnych;
•
występowanie terenów górniczych wyznaczonych na podstawie przepisów
odrębnych;
•
stan systemów komunikacji i infrastruktury technicznej, w tym stopień uporządkowania gospodarki wodno-ściekowej, energetycznej oraz gospodarki
odpadami;
•
zadania służące realizacji ponadlokalnych celów publicznych.
Studium jest jedynym obligatoryjnym dokumentem planistycznym opracowywanym dla całej gminy w jej granicach administracyjnych. Nie ma jednak rangi
aktu prawa miejscowego i w związku z tym nie może być podstawą do wydawania decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania przestrzennego. Jest ono
wstępnym etapem do opracowywania innego dokumentu planistycznego (wcześniej obligatoryjnego, a obecnie tylko w przypadkach określonych przez ustawę),
którym jest miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego. Jest on przepisem gminnym. Na jego podstawie można wydać decyzję o warunkach zabudowy
i zagospodarowania terenu. Jest to więc ważny instrument administracyjny, za
pomocą którego gmina może realizować swoje zadania. W przypadku, gdy gmina
– 57 –
przystąpi do opracowania miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, obowiązkowe staje się sporządzenie prognozy skutków wpływu ustaleń tego
planu na środowisko przyrodnicze.
Ustawowy obowiązek sporządzania miejscowego planu zagospodarowania
przestrzennego istnieje dla pewnych określonych sytuacji, między innymi dla
obszaru, na którym przewiduje się zadania dla realizacji celów publicznych,
z wyjątkiem zadań związanych z budową urządzeń infrastruktury technicznej
w granicach pasa drogowego. Zgodnie z ustawą o gospodarce nieruchomościami5
do celów tych zalicza się budowę i utrzymywanie ciągów drenażowych, przewodów i urządzeń służących do przesyłania płynów, pary, gazów i energii elektrycznej, a także innych obiektów i urządzeń niezbędnych do korzystania z tych
przewodów i urządzeń.
W miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego określa się:
•
szczegółowe warunki zagospodarowania terenów oraz ograniczenia
w użytkowaniu, tym zakaz zabudowy;
•
zasady modernizacji, rozbudowy i budowy systemów komunikacji i infrastruktury technicznej;
•
tereny przeznaczone dla realizacji celów publicznych oraz linie rozgraniczające te tereny, a także zasady obsługi w zakresie infrastruktury technicznej
oraz linie rozgraniczające tereny tej infrastruktury.
Z punktu widzenia planowania energetycznego, w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego powinny znaleźć się ustalenia dotyczące urządzeń
infrastruktury technicznej, w tym przede wszystkim urządzenia energetyczne
(z zakresu elektroenergetyki, gazownictwa, ciepłownictwa) oraz urządzenia
ochrony atmosfery, planowane na terenie gminy wraz z podaniem terminu ich
budowy i sposobu finansowania.
Podstawę do sporządzania, jak również aktualizacji studium uwarunkowań
i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin oraz miejscowych planów
zagospodarowania przestrzennego stanowi zbiór zasad zrównoważonego rozwoju. W dokumentach tych powinno się:
•
określić przedsięwzięcia niezbędne do zapobiegania powstawaniu zanieczyszczeń i odpadów oraz do zapewnienia warunków ochrony środowiska;
•
ustalić warunki podejmowania i prowadzenia działalności gospodarczej,
umożliwiające uzyskanie optymalnych efektów w zakresie ochrony środowiska oraz zapewnić środki potrzebne do realizacji tego celu;
Ustawa z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami, Dz. U. 2004 nr 261, poz.
2603 z późn. zm.
5
– 58 –
•
wykorzystać aktualne osiągnięcia nauki i techniki, zmniejszając w ten sposób zagrożenie środowiska.
W studium i miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego należy
określić warunki utrzymania równowagi przyrodniczej, racjonalnej gospodarki
zasobami przyrodniczymi środowiska, ochrony walorów krajobrazowych oraz
klimatycznych. Przy przeznaczaniu terenów gminnych na poszczególne cele oraz
określaniu zadań związanych z ich zagospodarowaniem, powinny zostać ustalone
proporcje pozwalające na zachowanie lub przywracanie na ich obszarze równowagi przyrodniczej i prawidłowych warunków życia.
Zgodnie z ustawą – Prawo ochrony środowiska6 zarówno w studium, jak
i w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego należy uwzględnić
następujące zagadnienia, związane z gospodarką energetyczną:
•
racjonalne wykorzystanie powierzchni ziemi;
•
kompleksowe rozwiązanie problemów zabudowy miast i wsi, ze szczególnym uwzględnieniem między innymi, składowania i unieszkodliwiania odpadów;
•
ochronę warunków klimatycznych;
•
ochronę powietrza.
Jeżeli szkodliwe oddziaływanie na środowisko spowodowane prowadzeniem działalności gospodarczej nie może być wyeliminowane lub skutecznie
ograniczone, to w studium i miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego należy określić sposób zagospodarowania obszaru objętego tym szkodliwym oddziaływaniem.
Dokumentem, który gminy opracowują obligatoryjnie jest program ochrony
środowiska. Zakres tego programu dotyczy sfery ekologicznej. Na podstawie
aktualnego stanu środowiska powinien on określać w szczególności cele ekologiczne, priorytety ekologiczne, rodzaj i harmonogram działań proekologicznych,
środki niezbędne do osiągnięcia celów, w tym mechanizmy prawno-ekonomiczne
i środki finansowe. Do określenia zgodności z planem energetycznym, w programie ochrony środowiska istotne są zagadnienia związane ze sposobami pozyskiwania energii oraz zanieczyszczeniami emitowanymi przez źródła energii.
Integralną część programu ochrony środowiska stanowi gminny plan gospodarki odpadami. Obowiązek jego wykonania wynika z ustawy o odpadach7.
Powinny w nim zostać określone:
6 Ustawa z dnia 20 listopada 2009 r. o zmianie ustawy – Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw, Dz.U. nr 215, poz. 1664.
7 Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. o odpadach, Dz. U. nr 62, poz. 628. – 59 –
•
rodzaj, ilość i źródło pochodzenia odpadów, które mają być poddane procesom odzysku lub unieszkodliwiania;
•
rozmieszczenie istniejących instalacji i urządzeń do odzysku lub unieszkodliwiania odpadów wraz z wykazem podmiotów prowadzących działalność
w tym zakresie;
•
działania zmierzające do zapobiegania powstawaniu odpadów lub ograniczania ilości odpadów i ich negatywnego oddziaływania na środowisko oraz
prawidłowego postępowania z nimi, w tym ograniczenia ilości odpadów
ulegających biodegradacji zawartych w odpadach komunalnych kierowanych na składowiska;
•
projektowany system gospodarowania odpadami;
•
rodzaj i harmonogram realizacji przedsięwzięć;
•
harmonogram uruchamiania środków finansowych i ich źródła.
Programy ochrony powietrza nie są dokumentem obligatoryjnym, rzadko są
sporządzane na szczeblu lokalnym. Dotyczą one przede wszystkim tych gmin,
w których występują problemy z niską jakością powietrza i koniecznością wprowadzenia pilnych działań ochronnych. Zagadnienia z zakresu ochrony powietrza
zebrane w formie programu stanowią zwykle część programu ochrony środowiska.
Kolejnym dokumentem jest plan rozwoju lokalnego. Konieczność jego opracowania wynikała z możliwości ubiegania się przez gminy o finansowanie rozwoju lokalnego z funduszy unijnych. Plan rozwoju lokalnego jest dokumentem, który
w swojej strukturze zawiera elementy strategiczne i realizacyjne. Jego zakres
obejmuje:
1. Opis obszaru i określenie czasu realizacji planu rozwoju lokalnego.
2. Analizę aktualnej sytuacji społeczno-gospodarczej, w tym także uwarunkowań środowiskowych.
3. Zadania służące poprawie sytuacji na obszarze gminy.
4. Opis realizacji planowanych zadań i projektów.
5. Określenie powiązań planu z innymi projektami i zadaniami realizowanymi
na obszarze gminy.
6. Określenie oczekiwanych wskaźników osiągnięć planu rozwoju lokalnego.
7. Plan finansowy na poszczególne okresy planowania.
8. Określenie sposobów monitorowania, oceny i komunikacji społecznej.
Kierunki rozwoju gminy określone są w strategii rozwoju gminy, która często jest strategią zrównoważonego rozwoju gminy. Składa się ona z pięciu etapów: diagnozy stanu gminy w sferze środowiskowej, społecznej i ekonomicznej,
analizy uwarunkowań rozwojowych, identyfikacji problemów gminy, określenia
misji i wizji rozwoju gminy, określenia i hierarchizacji celów rozwoju jednostki.
– 60 –
Proponowany zakres oceny zgodności planu energetycznego z dokumentami gminnymi przedstawiono w tabeli 2.1.
Tabela 2.1
Zakres oceny zgodności planu energetycznego z innymi dokumentami gminnymi
(studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego,
strategia zrównoważonego rozwoju gminy, program ochrony środowiska)
Problem Zalecenia wynikające z dokumentu Wnioski do planu energetycznego Program ochrony środowiska (studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego lub strategia zrównoważonego rozwoju gminy) Środowisko naturalne klimat, warunki wietrzne, odległość terenów odsłoniętych od zabudowań stopień zalesienia, warunki glebowe stopień i źródła zanieczyszczenia obniżenie emisji
atmosfery ochrona atmosfery zwiększenie udziału OZE w bilansie energetycznym gminy tereny chronione: parki narodo‐ ograniczenia w prowadzeniu we i krajobrazowe oraz ich działalności gospodarczej, zakaz otuliny, rezerwaty budowy kotłowni konwencjonal‐
nych lokalizacja elektrowni wiatrowych możliwości pozyskania biomasy zastosowanie OZE redukcja niskiej emisji zastosowanie OZE Studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego (strategia zrównoważonego rozwoju gminy) Gospodarka przestrzenna obszary zabudowane; mieszkaniowe, usługowe, przemysłowe eliminacja rozproszonych ko‐
tłowni węglowych obszary zabytkowe
niszczenie zabytków na skutek zanieczyszczenia powietrza obszary rolnicze i leśne
obniżenie emisji
ochrona zabytków obszary wyłączone spod użytko‐
wania rolniczego podniesienie opłacalności pro‐
dukcji rolnej zalesianie gruntów porolnych
obszary poprzemysłowe
lokalizacja indywidual‐
nych OZE w zabudowie rozproszonej i centralnych systemów w zabudowie zwartej zastosowanie OZE zwiększenie ilości biomasy, uprawa roślin energetycznych uprawa roślin energetycznych Studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego (strategia zrównoważonego rozwoju gminy) Infrastruktura stan techniczny, wiek systemu techniczna ciepłowniczego i elektro‐ energetycznego konieczność modernizacji systemów – 61 –
modernizacja systemu z uwzględnieniem OZE Strategia zrównoważonego rozwoju gmin (studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego) Sytuacja społeczna demografia
bezrobocie stopień zaspokojenia potrzeb mieszkańców nowe miejsca pracy
aktywizacja gospodarcza zaspokojenie potrzeb mieszkańców obniżenie kosztów energii zastosowanie OZE Strategia zrównoważonego rozwoju gmin (studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego) Sytuacja gospodarcza zapotrzebowanie na energię
zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego wykorzystanie lokalnych zasobów energii zwiększenie efektywności energetycznej zastosowanie OZE wykorzystanie biogazu
elektrociepłownie biogazowe Program ochrony środowiska Gospodarka odpadami i gospodarka wodno‐ ‐ściekowa technologie utylizacji odpadów
technologie oczyszczania ścieków W wierszach podano jako pierwsze te dokumenty, które w należy rozpatrywać w pierwszej kolejności w stosunku do wymienionych w kolumnie sfer i problemów. Jeśli tych
dokumentów w gminie nie ma lub są nieaktualne, w dalszej kolejności można uwzględniać
zapisy kolejnych podanych w nawiasach dokumentów.
Źródło: opracowanie własne na podstawie: K. Grecka, Odnawialne źródła energii w pla‐
nachenergetycznychgmin „Czysta Energia” 2002 nr 1.
Ustalenia zawarte w planie energetycznym powinny zostać uwzględnione
w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy,
a docelowo w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego. Jeżeli ustalenia planu energetycznego będą inne niż ustalenia przyjęte w sporządzonym
wcześniej studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy – należy doprowadzić do spójności obu dokumentów i zaktualizować
studium. Podobnie spójność ta powinna dotyczyć pozostałych lokalnych dokumentów, takich jak strategia zrównoważonego rozwoju gminy czy też program
ochrony środowiska.
– 62 –
2.4
Ekonomiczne i organizacyjne
aspekty planowania energetycznego w gminie
2.4.1
Zadania gmin i powiatów
w zakresie planowania energetycznego
Gmina to najmniejsza jednostka zasadniczego podziału terytorialnego,
a także podstawowa jednostka samorządu terytorialnego. Wykonuje ona wszystkie zadania samorządu terytorialnego nie zastrzeżone dla jednostek pozostałych
stopni samorządu. Obszar Polski podzielony jest obecnie na 2489 gminy. W praktyce wyróżnia się trzy rodzaje gmin:
•
wiejskie, w skład których wchodzą miejscowości bez statusu miasta;
•
miejsko-wiejskie składające się z miasta i kilku lub kilkunastu wsi;
•
miejskie, których cały obszar stanowi miasto.
Najwięcej w Polsce jest gmin wiejskich. Ustawa o samorządzie gminnym8
przewiduje też istnienie gmin o szczególnym charakterze z odrębnościami
w ustroju, na przykład gminy uzdrowiskowe.
Gminy różnią się między sobą pewnymi cechami, które mają wpływ na wielkość ich dochodów. Są to: wielkość, położenie, rozwój gospodarczy, postawa
władz. Wielkość gminy może być mierzona jej powierzchnią lub liczbą mieszkańców. Dobrym wskaźnikiem jest też gęstość zaludnienia. Położenie gminy, w tym
uwarunkowania środowiskowe, mogą również w istotny sposób wpływać na
rodzaje i wielkość otrzymywanych dochodów. Głównym czynnikiem wpływającym na wielkość dochodów gminy jest jednak jej gospodarka (rolnictwo, przemysł, turystyka, leśnictwo). Niezwykle ważną cechą jest też postawa władz gminy
wobec spraw lokalnych.9
W gminie, jako jednostce zasadniczego podziału terytorialnego, przewidziano możliwość dokonywania podziału pomocniczego i tworzenia jednostek pomocniczych. Zależnie od własnej woli rada gminy, w drodze uchwały, po przeprowadzeniu konsultacji z mieszkańcami lub z ich inicjatywy, może tworzyć
sołectwa, dzielnice, osiedla i inne jednostki pomocnicze. W praktyce upoważnia
to do dzielenia podstawowych jednostek pomocniczych (sołectw, osiedli) na
Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, Dz.U. nr 142 poz.1591.
Por. Ekonomiczne i środowiskowe aspekty zarządzania rozwojem miast i regionów, red.
T. Markowski, D. Stawasz, Wyd. Uniwersytetu Łódzkiego, Łódź 2001, s. 41-42.
8
9
– 63 –
jednostki jeszcze mniejsze. W gminach miejsko-wiejskich jednostką pomocniczą
może być również miasto wchodzące w skład gminy. Wszystkie kwestie związane
z tworzeniem, łączeniem, podziałem i znoszeniem jednostek pomocniczych powinien regulować statut gminy.
Zadania gminy można podzielić na dwie podstawowe grupy: lokalne (miejscowe) i ponadlokalne. Zadania lokalne to zadania związane z terenem i mieszkańcami jednej korporacji terenowej. Wśród nich można wyróżnić zadania integralne, które są zadaniami publicznymi dotyczącymi potrzeb społeczeństwa jako
grupy socjalnej, na przykład: utrzymanie i oświetlenie dróg lokalnych. Drugą
grupę zadań lokalnych stanowią zadania zsumowane. Są to takie sprawy publiczne, które powstają przez zsumowanie indywidualnych potrzeb ludzi mieszkających na danym terenie, tu przykładem jest dostarczanie wody, gazu i energii elektrycznej.
Zadania ponadlokalne to te zadania, które wykonują korporacje samorządowe, utworzone ze wspólnot lokalnych. W przypadku planowania energetycznego ważne są dwa rodzaje tych zadań:
•
zadania ponadgminne (zintegrowane ponadlokalnie) – służą zaspokojeniu
potrzeb ludzi mieszkających na terenie korporacji ponadgminnej; wykonanie ich wykracza poza teren jednej gminy, nie jest możliwe wykonanie ich
także w izolacji, w obrębie administracyjnym jednej gminy, tak jak na przykład: udział w planowaniu przestrzennym, ponadlokalna gospodarka wodą,
ochrona przyrody, czy też planowanie energetyczne;
•
zadania wspólne – są to zadania, które zaspokajają potrzeby wszystkich
podporządkowanych podmiotów administracyjnych i obciążają wszystkich
członków związku; mogą być wykonywane jedynie wspólnie lub ich wspólne wykonywanie jest uzasadnione gospodarczo (na przykład ze względów
oszczędnościowych).10
Gmina w warunkach polskich wykonuje zadania własne oraz zlecone. Głównym zadaniem własnym gminy jest zaspokojenie potrzeb wspólnoty. Jeżeli rozpatrywane są w układzie sfer rozwoju zrównoważonego, to przykładem spraw,
którymi zajmują się gminy są:
•
w sferze społecznej: ochrona zdrowia, pomoc społeczna, gminne budownictwo mieszkaniowe, edukacja publiczna, kultura, kultura fizyczna i rekreacja,
lokalny transport zbiorowy, współpraca z organizacjami pozarządowymi,
współpraca ze społecznościami lokalnymi i regionalnymi innych państw;
10
por. B. Dolnicki, Samorządterytorialny, Kantor Wydawniczy Zakamycze, 2001, s. 165.
– 64 –
•
•
w sferze gospodarczej: gminne drogi, ulice i mosty, promocja gminy, utrzymanie gminnych obiektów i urządzeń użyteczności publicznej oraz obiektów
administracyjnych, gospodarka nieruchomościami, zaopatrzenie w energię
elektryczną i cieplną oraz gaz;
w sferze środowiskowej: ład przestrzenny, ochrona środowiska i przyrody,
gospodarka wodna, utrzymanie czystości oraz urządzeń sanitarnych, wysypiska i utylizacja odpadów komunalnych, zieleń gminna i zadrzewienia.
Zadania własne gminy dzielą się na zadania obowiązkowe oraz dobrowolne.
O tym, które z zadań zaliczają się do poszczególnych kategorii decydują ustawy
regulujące każdą z wymienionych wyżej spraw oraz o ustawa o podziale kompetencji pomiędzy organy samorządu terytorialnego i organy administracji rządowej.
Do zadań własnych gminy w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną,
ciepło i paliwa gazowe należy:
•
planowanie i organizacja zaopatrzenia w ciepło, energie elektryczna i paliwa
gazowe na obszarze gminy;
•
planowanie oświetlenia miejsc publicznych i dróg znajdujących się na terenie gminy;
•
finansowanie oświetlenia ulic, placów i dróg, znajdujących się na terenie
gminy, których gmina jest zarządcą.
Zadania zlecone należą do administracji rządowej, lecz z uwagi na fakt,
że w gminie organy administracji rządowej nie działają, wykonywane są przez
organy samorządu terytorialnego. Ustawa przewiduje dwa sposoby przejmowania przez gminę zadań zleconych: obowiązkowy, który wynika z ustaw szczególnych oraz dobrowolny – na podstawie porozumienia organów gminy z organami
administracji rządowej. W obydwu przypadkach warunkiem wykonywania zadań
zleconych jest zapewnienie środków finansowych przez administrację rządową.
Samorząd lokalny odgrywa główną rolę w procesie planowania rozwoju
gminy poprzez pełnienie roli przywódcy w tworzeniu całościowej lokalnej polityki gospodarczej (w tym polityki energetycznej) społecznej i ekologicznej. Jest
również administratorem tych polityk, programów rozwojowych oraz projektów
realizacyjnych. Pełni także rolę inicjatora programów rozwojowych poprzez zdobywanie i dostarczanie funduszy publicznych, tworzenie zachęt dla inwestorów,
stwarzanie i podtrzymywanie korzystnego klimatu gospodarczego, który stymuluje wzrost przedsiębiorczości, a także promocję średnich i małych firm oraz
regulacje prawa miejscowego. Środki na finansowanie oświetlenia dróg publicznych, dla których gmina nie jest zarządcą pokrywane są z budżetu państwa.
Powiat jest jednostką samorządową, która wypełnia zadania lokalne o charakterze ponadgminnym. Dotyczą one przede wszystkim sfery społecznej: mię– 65 –
dzy innymi edukacji publicznej, promocji i ochrony zdrowia i pomocy społecznej.
Z gospodarowaniem energią zadania powiatu są związane z:
•
transportem zbiorowym i drogami publicznymi,
•
gospodarka nieruchomościami,
•
ochroną środowiska,
•
przeciwdziałaniu bezrobociu oraz aktywizacji lokalnego rynku pracy,
•
utrzymaniu powiatowych obiektów i urządzeń użyteczności publicznej oraz
obiektów administracyjnych.
Do zadań publicznych powiatu należy również zapewnienie wykonywania
określonych w ustawach zadań i kompetencji kierowników powiatowych służb,
inspekcji i straży. Ustawy mogą określać inne zadania powiatu.
Powiat może zawierać z organami administracji rządowej porozumienia
w sprawie wykonywania zadań publicznych z zakresu administracji rządowej oraz porozumienia w sprawie powierzenia prowadzenia zadań publicznych
z jednostkami lokalnego samorządu terytorialnego, a także z województwem,
na którego obszarze znajduje się terytorium powiatu.
2.4.2
Ekonomiczne instrumenty realizacji zadań
z zakresu planowania energetycznego
Ekonomiczne instrumenty dotyczą sposobów finansowania przedsięwzięć
inwestycyjnych z zakresu energetyki. W literaturze przedmiotu najczęściej mechanizmy te odnoszą się do możliwości finansowania przedsięwzięć związanych
z odnawialnymi źródłami energii. Są to:
•
środki własne;
•
kredyty;
•
innowacyjne instrumenty finansowania;
•
dotacje, subwencje.11
Środki własne to środki finansowe, którymi dysponuje inwestor prywatny,
gmina lub przedsiębiorstwo komunalne i może je przeznaczyć na potrzeby związane z wdrażaniem przedsięwzięć inwestycyjnych. Ich udział w finansowaniu
przedsięwzięć z zakresu OZE jest niewielki i polega na częściowym dofinansowaPor. Planowanie energetyczne w gminie. Poradnik metodyczny. http://www.kape.gov.pl/
planowanieenergetyczne/PL/index.html [25.09.2009]; W. Jabłoński, J. Wnuk, Zarządzanie
odnawialnymi źródłami energii. Aspekty ekonomiczno‐techniczne, wyd 2, Oficyna Wydawnicza
Humanitas, 2009.
11
– 66 –
niu przedsięwzięć energooszczędnych z funduszów będących w dyspozycji banków, fundacji i innych instytucji. Źródłem pozyskiwania środków na inwestycje
energetyczne mogą być też obligacje komunalne. Korzyści z takiej formy finansowania odnoszą zarówno emitenci – samorządy lokalne, jak nabywcy, poprzez
zwiększenie oferty dostępnych instrumentów finansowych w skali ogólnokrajowej i lokalnej.
Kredyty stanowią najbardziej rozpowszechnioną formę finansowania zewnętrznego. Przykładem inwestycji energooszczędnych są kredyty udzielane
przez Bank Ochrony Środowiska.
Innowacyjne instrumenty finansowania to leasing oraz finansowanie typu
ESCO. W Polsce, stosownie do istniejących uregulowań prawnych, wykształciły
się dwie odmiany leasingu: operacyjny i kapitałowy. Różnica między nimi polega
na zaliczeniu przedmiotu leasingu do majątku leasingodawcy bądź leasingobiorcy. Leasing operacyjny stosowany jest najczęściej w praktyce zakupów inwestycyjnych i polega na wydzierżawieniu przez leasingodawcę (przekazanie prawa do
użytkowania) – obiektu leasingu (środka trwałego) na określony w umowie termin, za ustaloną opłatą. Leasing kapitałowy objąć może zakup poszczególnych
urządzeń, jak również finansowanie kompleksowych przedsięwzięć (zadań inwestycyjnych), związanych z podnoszeniem efektywności wykorzystania energii.12
Finansowaniem typu ESCO zajmuje się firma usług energetycznych. Oznacza
ono połączenie pomocy technicznej oraz niezbędnego nagromadzenia środków
finansowych przeznaczonych na efektywne wykorzystanie energii przez niezależny od użytkowników podmiot. Redukcja kosztów związanych z zakupem energii dzięki przeprowadzeniu inwestycji modernizacyjnych umożliwi w takim
przypadku powstanie strumienia przychodów, które są podstawowym źródłem
spłaty zaciągniętych przez firmę typu ESCO zobowiązań. Działania firmy typu
ESCO mogą być prowadzone wyłącznie w organizacjach czy też przedsiębiorstwach, gdzie występują straty energetyczne.13
Uzyskanie środków finansowych poprzez dotacje, subwencje lub granty
w sposób zdecydowany poprawia ekonomiczną efektywność każdego projektu
inwestycyjnego poprzez „zerowy” koszt kapitału.
W przypadku OZE instrumentem ekonomicznym może być też wsparcie
fiskalne, poprzez zwolnienie z podatku akcyzowego wytworzonej w odnawialnych źródłach energii elektrycznej na mocy ustawy z dnia 23 stycznia 2004 r.
o podatku akcyzowym14.
Planowanieenergetyczne ..., op. cit.
Ibidem.
14 Dz. U. nr 29, poz. 257 z późn. zm.
12
13
– 67 –
Finansowanie przedsięwzięć z zakresu energetyki na szczeblu lokalnym
może się też odbywać przy wykorzystaniu narzędzia, jakim jest partnerstwo
publiczno-prywatne (PPP). Jest to współpraca podmiotu publicznego i partnera
prywatnego, służąca realizacji zadania publicznego, która może mieć miejsce,
jeżeli przynosi korzyści dla interesu publicznego przeważające w stosunku do
korzyści wynikających z innych sposobów realizacji przedsięwzięcia.
Istotną przesłanką realizacji zadań publicznych w formie partnerstwa publiczno-prywatnego jest także fakt, że podmioty publiczne ubiegając się o pomoc
finansową ze źródeł zewnętrznych (funduszy unijnych i innych) napotykają na
problemy związane z zapewnieniem finansowania przedsięwzięcia w stopniu,
jaki uprawnia do uzyskania dotacji (tak zwanego udziału własnego). Brak środków własnych powoduje brak możliwości korzystania z tych funduszy. Dlatego
podmioty publiczne poszukują nowych źródeł finansowania swojej działalności.
Jednym z rozwiązań może być współpraca z sektorem prywatnym dysponującym
zasobami kapitałowymi przeznaczonymi również na nowe inwestycje.15
2.4.3
Organizacyjne aspekty planowania energetycznego
Pierwszy aspekt organizacyjny planowania energetycznego związany jest
z tym, że pomiędzy gminami i powiatami nie ma zależności hierarchicznej. Skuteczne rozwiązywanie niektórych problemów wymaga jednak ich współpracy.
Podejmowanie decyzji, szczególnie inwestycyjnych, jedynie na podstawie analiz
dotyczących niewielkiego obszaru jest często ekonomicznie nieuzasadnione.
Dlatego z punktu widzenia efektywności procesów rozwojowych, a także dla
obniżenia kosztów świadczenia usług, konieczna jest koordynacja działań poszczególnych jednostek samorządu, a w przypadku planowania energetycznego –
ich współpraca. Jest ona także konieczna do aplikowania po środki unijne, gdyż
potencjał większości pojedynczych gmin jest niewystarczający do indywidualnego ubiegania się o nie.16
Formalna współpraca gmin oraz gmin i powiatu najczęściej przybiera formę
stowarzyszenia. Na mocy ustawy o samorządzie gminnym tworzone są w celu
wspierania idei samorządu terytorialnego oraz obrony wspólnych interesów
gmin. Najczęstszymi przykładami udanej kooperacji samorządów są wspólne
inwestycje ekologiczne: oczyszczalnie ścieków, systemy kanalizacyjne, czy też
Por. B. Korbus, Partnerstwopubliczno‐prywatne, UKIE, Warszawa 2003, s. 4.
por. ABC samorządu terytorialnego. Poradnik nie tylko dla radnych, FRDL, Warszawa 2006,
s. 35-36.
15
16
– 68 –
sieć gazowa. Według danych KAPE17 istniejące stowarzyszenia miast i gmin
w swoich statutach nie wymieniają planowania energetycznego jako celu działalności.
Z gospodarką energetyczną na szczeblu lokalnym związane jest Stowarzyszenie Gmin Przyjaznych Energii Odnawialnej. Jego celem jest wspieranie inicjatyw popularyzujących i promujących produkcję i wykorzystywanie energii ze
źródeł odnawialnych z zachowaniem równowagi ekologicznej i przestrzeganiem
zasad współżycia społecznego.
Drugi aspekt organizacyjny dotyczy koordynacji działań na terenie jednostki
samorządu terytorialnego. Dla zapewnienia prawidłowego przebiegu prac, najpierw związanych z planowaniem energetycznym, a potem z realizacją przyjętych
planów, konieczne jest powołanie lokalnego koordynatora (gminnego energetyka). Jego zadaniem byłoby:
•
lokalne planowanie energetyczne;
•
koordynacja funkcji planistycznej i inwestycyjnej gminy oraz działań przedsiębiorstw energetycznych;
•
racjonalizacja użytkowania energii, w tym w szczególności w obiektach
użyteczności publicznej;
•
zakup energii na potrzeby gminy w układzie rynkowym.18
Planowanie energetyczne powinno przekładać się na realizację zadań i uzyskanie ich efektów. Przykładem braku koordynacji pomiędzy planowaniem
a realizacją inwestycji jest brak nadzoru nad kształtem i efektami wykonanych
działań (na przykład nieweryfikowanie umów na dostawę energii po przeprowadzonych działaniach termomodernizacyjnych, nieskoordynowanie zapisów miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego i realizacja inwestycji drogowych bez zabezpieczenia miejsca na infrastrukturę energetyczną, realizacja
w bezpośrednim sąsiedztwie sieci ciepłowniczej kosztownych eksploatacyjnie
kotłowni indywidualnych czy tak powszechne w naszym kraju przedsiębiorstwa
energetyczne realizujące inwestycje modernizacyjne i odtworzeniowe, co prowadzi do narastania zestawu zadań wymaganych dla zapewnienia ciągłości zasilania). Brak właściwej koordynacji planowania energetycznego z inwestycyjnym
często jest również efektem braku fachowej wiedzy ze strony przedstawicieli
samorządów. Nowo powstające na terenie gminy zakłady przemysłowe rzadko
korzystają z tańszych lokalnych źródeł energii w wyniku niedoinformowania
w tym zakresie przez gminę. Jedynym wówczas dostępnym dla inwestora fa-
17 Planowanieenergetyczne...,op.
18
cit.
A. Jankowski, Pocogminieenergetyk? „Przegląd Komunalny” 2008 nr 9, s. 52.
– 69 –
chowcem w tej kwestii może stać się przedstawiciel przedsiębiorstwa energetycznego, którego interes niekoniecznie jest zbieżny z interesem gminy i inwestora. Również w tym przypadku energetyk gminny mógłby swoją fachowością
przysporzyć gminie korzyści, nie tylko materialnych.19
Istotnym zadaniem, wymagającym specjalistycznej wiedzy, którą powinien
posiadać energetyk gminny, jest koordynacja działań przedsiębiorstw energetycznych. Obejmuje ona analizy odnośnie do umieszczania w kolejnych planach
rozwoju przedsiębiorstw energetycznych działań według założeń do planu zaopatrzenia w energię. Ważna jest też aktywność w zakresie pobudzania rozwoju
gospodarczego. Zdecydowanie atrakcyjniejsza może być oferta inwestycyjna
gminy, jeżeli jest poparta właściwym rozpoznaniem warunków dostawy nośników energii oferowanych wspólnie przez gminę i przedsiębiorstwo energetyczne.
Takie podejście gwarantuje również dostępność nośnika i terenu pod realizację
ciągów zasilających.20
W zakresie działań organizacyjnych wspierających lokalne planowanie
energetyczne ważna jest rola edukacji ekologicznej. Dotyczy to przede wszystkim
zagadnienia oszczędności energii oraz wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Na szczeblu lokalnym edukacja ta mogłaby przybrać formę akcji uświadamiających mieszkańcom gminy korzyści wynikające ze stosowania OZE, a także możliwości zmniejszenia zapotrzebowania na energię w gospodarstwie domowym,
przedsiębiorstwie, czy też gospodarstwie rolnym. W celu skutecznego oddziaływania edukacji ekologicznej na mieszkańców gminy, należałoby podjąć współpracę z podmiotami, które mają bogate doświadczenie w tym zakresie, czyli lokalnymi organizacjami pozarządowymi, administracją terenów chronionych
(parków narodowych, krajobrazowych) oraz szkołami.
19
20
Ibidem.
Por. ibidem.
– 70 –
3
METODYCZNE ASPEKTY PLANOWANIA
ENERGETYCZNEGO W GMINIE
Helena Rusak
3.1
Wymogi prawne dotyczące
planowania energetycznego
O
bowiązek prowadzenia przez gminę lokalnego gospodarowania energią
wpisuje się w logikę innych zadań własnych gmin, które są ściśle związane z publicznoprawną odpowiedzialnością gminy za realizację zadań
o znaczeniu lokalnym, spełniających służebną rolę względem społeczności gminnej, co określone jest w ustawie z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym1.
Ponadto zadania gminy w zakresie gospodarki energetycznej wpisują się w prowadzoną przez gminę gospodarkę komunalną rozumianą jako wykonywanie
przez gminę zadań własnych, w celu zaspokojenia zbiorowych potrzeb wspólnoty
samorządowej, co zostało zapisane w art. l ust. L ustawy z dnia 20 grudnia 1996 r.
o gospodarce komunalnej.2
1
2
Dz. U. 2001 nr 142 poz. 1591.
Dz. U. z 1997 r. nr 9, poz. 43 z późn. zm.
– 71 –
Rysunek 3.1
Etapy opracowania planu energetycznego w gminie
Źródło: opracowanie własne.
Obowiązki związane z planowaniem energetycznym nakłada na gminy
ustawa – Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 roku. Przewidziano w niej
dwa rodzaje dokumentów, jakie mogą być w zakresie planowania gospodarowania energią przygotowane przez gminę. Są to Założenia do planu zaopatrzenia
– 72 –
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe (art. 19) oraz Plan zaopatrzenia…
(art. 20). Ostatnia nowelizacja w tym zakresie3 wprowadziła zmiany, które mówią o tym, że gmina ma obowiązek sporządzenia projektu założeń do planu energetycznego co 3 lata, a uchwalenie przez gminę pierwszych założeń do planu
zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną oraz paliwa gazowe ma nastąpić
w ciągu 2 lat od daty wejścia w życie nowelizacji, czyli do końca 2013 roku.
Ustawa – Prawo energetyczne określa również zawartość przygotowywanego
dokumentu, podając, że Założenia do planu energetycznego powinny zawierać:
•
ocenę stanu aktualnego zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną
i paliwa gazowe;
•
ocenę przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe;
•
propozycje przedsięwzięć racjonalizujących zużycie energii;
•
analizę możliwości wykorzystania lokalnych zasobów energii odnawialnej;
•
analizę współpracy z sąsiednimi gminami w zakresie gospodarki energetycznej.
Opracowany Projekt założeń… zarząd gminy przedkłada samorządowi województwa (rysunek 3.1), który opiniuje go w zakresie koordynacji współpracy
z gminami ościennymi oraz zgodności z celami polityki energetycznej państwa.
Elementem sporządzania Projektu założeń… jest udział w tym procesie zainteresowanych osób i instytucji, realizowany poprzez wyłożenie opracowanego projektu do publicznego wglądu. O fakcie tym powiadamia się w sposób zwyczajowo
przyjęty w danej miejscowości. Osoby i jednostki organizacyjne zainteresowane
problematyką zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na
obszarze gminy mają prawo, w ciągu 21 dni, składać wnioski, zastrzeżenia i uwagi do projektu założeń. Następnym krokiem, po rozpatrzeniu złożonych zastrzeżeń, jest uchwalenie Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną
i paliwa gazowe przez radę gminy.
Zgodnie z wymaganiami prawnymi, jeśli w trakcie opracowywania Założeń
do planu… okaże się, że plany rozwoju przedsiębiorstw energetycznych nie są
spójne z gminnym dokumentem odnośnie gospodarowania energią, wówczas
z mocy prawa gmina ma obowiązek opracowania dokumentu w postaci gminnego
Planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, nazywanego
planem energetycznym. Opracowanie planu energetycznego obejmującego całościowo zagadnienia gospodarowania energią na obszarze gminy może wynikać
Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz zmianie niektórych innych ustaw, Dz. U. nr 21, poz.104.
3
– 73 –
jednak z decyzji podjętej w gminie, a nie wymuszony bezpośrednio literą zapisów
prawnych (decyzja , rysunek 3.1). Wówczas wyłoniony wykonawca planu
przygotowuje Projekt planu zaopatrzenia …, który po uchwaleniu przez radę
gminy staje się Planem zaopatrzenia…
3.2
Dane do planu energetycznego gminy
Zestaw danych niezbędnych do wykonania planu gospodarowania energią
w gminie należy podzielić na podobnie wydzielone części, jak to zaproponowano
w odniesieniu do zakresu gospodarowania energią w gminie. Dane te będą dotyczyły przede wszystkim:
 bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną dla części A oraz B gminnej gospodarki energetycznej oraz bieżącego stanu systemu energetycznego;
 przyszłego, prognozowanego, zapotrzebowania na energię elektryczną dla
części A i B, w horyzoncie czasowym objętym analizą;
 danych ogólnych związanych z funkcjonowaniem lokalnej energetyki, w tym
danych dotyczących kosztów urządzeń oraz kosztów paliw.
Analiza gospodarowania energią w obiektach będących własnością gminy
wymaga znajomości szczegółowych danych o istniejącej sytuacji. Gmina dysponuje tymi danymi. Problem może polegać jedynie na dotarciu do niezbędnych informacji i wyborze spośród dostępnych dokumentów tych, które przydatne są dla
celów prowadzonej analizy. Dane te można podzielić na dotyczące zapotrzebowania na energię oraz wielkości wytwarzania w poszczególnych obiektach indywidualnie oraz w elektrowniach i elektrociepłowniach. Jako pierwszoplanowe,
niezbędne informacje uznać należy wielkość zużycia energii elektrycznej i cieplnej oraz paliw przez poszczególne obiekty z uwzględnieniem struktury paliwowej. Z punktu widzenia zużycia energii przez obiekty gminne istotną rolę odgrywa zużycie energii przez oświetlenie drogowe. Najkorzystniejsze byłoby
uzyskanie danych na podstawie szczegółowej inwentaryzacji. Zakres danych
dotyczących wytwarzania energii przez wytwórców będących własnością gminy
powinien objąć wielkość rocznie wytwarzanej energii cieplnej i elektrycznej brutto i netto, ilość energii sprzedawanej odbiorcom oraz sprawności zakładów wytwórczych (tabela 3.1).
– 74 –
Tabela 3.1
Dane dotyczące systemu elektroenergetycznego w gminie
i zapotrzebowania na energię (zakres A)
Dane dotyczące popytu Nazwa wielkości Jednostka miary Źródło pozyskania informacji Lista obiektów gminnych ogrzewanych lub oświetlanych [szt.] Urząd Gminy Zużycie energii elektrycznej budynkach gminnych [kWh/ rok] Zakład Energetyczny, Urząd Gminy Powierzchnia poszczególnych budynków gminnych Zużycie energii pierwotnej w poszczególnych obiektach gminnych ogrzewanych indywidualnie Struktura paliwowa wykorzystywanej energii pierwotnej w gminnych obiektach ogrzewanych z indywidualnych ciepłowni Zużycie energii cieplnej w budynkach gminy ogrzewanych z sieci ciepłowniczej Dane dotyczące podaży Liczba punktów świetlnych z lampami starszymi niż 10letnie według mocy źródeł światła Aktualna długość oświetlanych dróg w gminie Docelowa długość oświetlanych dróg w gminie Moc elektryczna zainst.
Moc cieplna zainst.
Roczna produkcja energii elektrycznej brutto i netto Roczna produkcja energii cieplnej brutto i netto Ilość energii sprzedanej odbiorcom
Długość sieci ciepłowniczej
Powierzchnia obiektów ogrzewanych podłączonych do sieci Sprawność poszczególnych urządzeń ochrony środowiska Liczba pracowników w przedsiębiorstwie 2
[m ] Urząd Gminy [GJ/rok] Urząd Gminy [%] Urząd Gminy [GJ/rok] Urząd Gminy [szt.] Urząd Gminy, przedsię‐
biorstwo zajmujące się konserwacją oświetlenia w gminie [km] Urząd Gminy [km] Urząd Gminy [MW]
[GJ/s]
Zakład Wytwórczy
Zakład Wytwórczy
[MWh] Zakład Wytwórczy [GJ] Zakład Wytwórczy [GJ]
[km]
Zakład Wytwórczy
Zakład wytwórczy
a
2
Zakład Wytwórczy [%] Zakład Wytwórczy [szt.] Zakład Wytwórczy Źródło: opracowanie własne.
– 75 –
Na podstawie rachunków za energię elektryczną Na podstawie rachunków za paliwa [m ] a) Zakład Wytwórczy – ciepłownia lub elektrociepłownia
Uwagi Dane dotyczące tej części sektora energetycznego gminy, która nie jest własnością gminy może być rozpatrywana jako te, które dotyczą energetyki indywidualnej w zakresie zużycia i wytwarzania energii cieplnej oraz zużycia energii
elektrycznej oraz energetyki scentralizowanej w zakresie wytwarzania energii
cieplnej i elektrycznej. Kluczowymi informacjami, zarówno w odniesieniu do wytwórców indywidualnych, jak i scentralizowanych, niezbędnymi do przeprowadzenia analizy lokalnego systemu energetycznego są dane o zużyciu i strukturze
wykorzystywanych paliw oraz sprawności urządzeń wytwórczych (tabela 3.2).
Dane, które przestawiono w tabeli 3.3 służą do oceny stanu systemu energetycznego w gminie oraz po przeprowadzeniu modernizacji na podstawie przygotowanego planu, do oceny uzyskanych efektów.
Ocena i analiza gospodarowania energią na obszarze gminy wymaga znajomości cen jednostkowych paliw i energii cieplnej i elektrycznej w roku wykonywania analizy oraz prognoz tych cen w horyzoncie planowania. Konieczne jest
również pozyskanie informacji o lokalnych zasobach energii odnawialnej lub
danych, które pozwolą te zasoby obliczyć (tabela 3.4)
Tabela 3.2
Dane dotyczące systemu energetycznego w gminie i zapotrzebowania na energię
(zakres B)
Lp Nazwa wielkości Jednostka miary Źródło pozyskania informacji Uwagi [GJ/rok] Ankieta lub na podstawie ogólnokrajowych danych statystycznych [zł/osobę]
2
[m ]
2
[m ]
Ankieta
Ankieta
Ankieta
Ankieta [rok] Ankieta [rok]
Ankieta
[ha] Urząd Gminy Energetyka indywidualna Gospodarstwa domowe Zużycie energii paliw w gospodarstwach domowych na ogrzewanie i przygotowanie cwu Dochód na osobę w rodzinie
Powierzchnia działki Powierzchnia mieszkania
Deklaracje właścicieli co do przeprowa‐
dzenia termomodernizacji Rok oddania do użytku urządzeń wytwór‐
czych energii cieplnej Rok oddania budynku do eksploatacji
Obszar przeznaczony pod budownictwo mieszkaniowe w gminie bez możliwości podłączenia do sieci ciepłowniczej – 76 –
Jednostka miary Źródło pozyskania informacji Zużycie paliw w produkcji rolniczej
[GJ/rok] Dochodowość produkcji rolniczej [zł/rok] Powierzchnia gospodarstwa rolnego
Charakter produkcji rolniczej
Moc źródła ciepła
[ha]
‐
[MW]
Ankieta
Z ankiet przeprowa‐
dzonych w wybranych gospodarstwach w gminie Ankieta
Ankieta
Ankieta
Lp Nazwa wielkości Uwagi Energetyka indywidualna Gospodarstwa rolnicze Sprawność źródła ciepła [%] Powierzchnia budynków ogrzewanych
[m ]
Ankieta 2
Przedsiębiorstwa przypadku braku wiedzy właściciela Przedsię‐
biorstwa danych han‐
dlowych lub literatury Ankieta
Przedsiębiorstwa Energetyka scentralizowana Średnia energochłonność budynków przemysłowych Liczba mikroprzedsiębiorstw w gminie
Moc elektryczna zainst.
Moc cieplna zainst.
Roczna produkcja energii elektrycznej brutto i netto Roczna produkcja energii cieplnej brutto i netto Ilość energii sprzedanej odbiorcom
Długość sieci ciepłowniczej
Powierzchnia obiektów ogrzewanych podłączonych do sieci Sprawność poszczególnych urządzeń ochrony środowiska Liczba pracowników w przedsiębiorstwie
Obszar przeznaczony pod budownictwo mieszkaniowe w gminie z możliwością podłączenia do sieci ciepłowniczej 2
[kWh/m / rok] [szt.]
[MW]
[GJ/s]
Ankieta Urząd Gminy
Zakład Wytwórczy
Zakład Wytwórczy
[MWh] Zakład Wytwórczy [GJ] Zakład Wytwórczy [GJ]
[km]
Zakład Wytwórczy
Zakład wytwórczy
[m ] 2
Zakład Wytwórczy [%] Zakład Wytwórczy [szt.]
Zakład Wytwórczy
[ha] Źródło: opracowanie własne.
– 77 –
Ewentualnie dane GUS‐
u Urząd Gminy W podziale na obszary przeznaczone pod budownictwo wielo i jednorodzinne Tabela 3.3
Dane do oceny systemu elektroenergetycznego w gminie
Definicja wielkości Jednostka Źródło informacji Średnie zapotrzebowanie na energię elektryczną w grupie gospodarstw domowych [kWh/rok] Oszacowanie na podst. Ewentualnie dane GUS‐u Ankiet jako średnia dla kraju Średnie zużycie energii w go‐
spodarce [kWh/zł] Ankieta Ewentualnie dane GUS‐u jako średnia krajowa Odczuwane przez odbiorców zakłócenia dostaw i jakości energii [liczba zakłó‐
ceń/ m‐c] Ankieta Ewentualnie: Liczba zakłóceń na 1000 odbior‐
ców (dane dla rejonu energetycznego)4 Średnie zapotrzebowanie na energię elektryczną w grupie gospodarstw rolnych [kWh/rok] Oszacowanie na pod‐
stawie ankiet Ewentualnie dane GUS‐u jako średnia dla kraju Średnie zapotrzebowanie na energię elektryczną w grupie mikroprzedsiębiorstw [kWh/rok] Oszacowanie na pod‐
stawie ankiet Ewentualnie dane GUS‐u jako średnia w kraju energochłonność pro‐
dukcji w danym sektorze gospodarki Moce urządzeń elektrycznych u [W, kW] odbiorców Ankieta Sprawności urządzeń u odbior‐
ców [%] Ankieta Ilość energii elektrycznej wy‐
twarzanej na analizowanym obszarze [GWh/rok] Informacje z przedsię‐
biorstw wytwórczych Struktura energii pierwotnej wykorzystywanej w źródłach lokalnych energii elektrycznej [%] Informacje z przedsię‐
biorstw wytwórczych Wielkość mocy znamionowej wytwarzania energii elektrycz‐
nej w źródłach lokalnych [MW] Informacje z przedsię‐
biorstw wytwórczych [kWh/ha] Uwagi [kWh/zł] Źródło: opracowanie własne.
Ewentualnie określona na podstawie ankiety uciążliwość zakłóceń według odczuć odbiorców
w skali określonej przez wykonującego ankietę, na przykład bardzo niska, niska, średnia, duża,
bardzo duża.
4
– 78 –
Tabela 3.4
Dane ogólne
Nazwa wielkości Jednostka Źródło informacji Uwagi Prognozowana liczba mieszkańców gminy Krajowa prognoza zmiany zapotrzebowania na energię odniesieniu do 1 mieszkańca Jednostkowe średnie koszty inwestycyjne dla poszczególnych typów urządzeń Średnie jednostkowe koszty paliwa dla poszczególnych rodzajów paliw dla odbiorców indywidualnych Jednostkowe ceny ciepła z systemu ciepłowniczego Jednostkowe koszty inwestycyjne dla ciepłowni i elektrociepłowni poszczególnych technologii Jednostkowe koszty termomodernizacji Wskaźniki unosu dla poszczególnych paliw Strefa klimatyczna (dla określenia temperatury obliczeniowej) Gotowość odbiorców do pono‐
szenia kosztów wykorzystania energiia Średnia powierzchnia ogrzewana 2
w m /osobę Rynkowy potencjał biomasy rolniczej Rynkowy potencjał biomasy pozarolniczej Rynkowy potencjał energii geotermalnej Rynkowy potencjał biogazu Rynkowy potencjał energii wodnej Rynkowy potencjał energii solarnej Rynkowy potencjał energii wiatrowej [tys. osób] Bank Danych Regiola‐
nych Polityka energetyczna Polski do roku 2030 Prognoza według linii trendu [zł/kWh] Oferty handlowe lub literatura przedmiotu Ewentualnie dane GUS‐u dla dużych obiektów [zł/GJ] Dane handlowe – aktualne, Prognozy – literatura Ewentualnie dane staty‐
styczne GUS‐u, [zł/GJ] Zakład ciepłowniczy [zł/MW] Dane GUS‐u, Literatura Ewentualnie dane staty‐
styczne GUS‐u [zł/m2] GUS lub dane rynkowe [mg/kg] [mg/GJ] – Literatura Literatura lub IMGW [zł/GJ] Ankieta [kWh/rok] [m2/osobę] BDR [GJ/rok] Oszacowanie [GJ/rok] Oszacowanie [GJ/rok] Oszacowanie [GJ/rok] [GJ/rok] Oszacowanie Oszacowanie [GJ/rok] Oszacowanie [GJ/rok] Oszacowanie a Wielkość dotyczy możliwości oceny gotowości odbiorców do ponoszenia wyższych opłat
za energię z sieci ciepłowniczej w zamian za wyższy komfort użytkowania energii.
Źródło: opracowanie własne.
– 79 –
Wykonanie prognoz zmian zapotrzebowania na energię w gminie wymaga
znajomości danych o stanie technicznym budynków oraz zamierzeń inwestycyjnych ich właścicieli (tabela 3.5). Informacje te są podstawą oszacowania możliwych do uzyskania ograniczeń zużycia energii uzyskiwanych dzięki modernizacji
budynków i układów wytwórczych energii.
Tabela 3.5
Podstawowe dane do energetycznej oceny budynków
Nazwa wskaźnika/danych Jednost Źródło danych Uwagi Rodzaje wykorzystywanych urządzeń wytwórczych i ich sprawności Ilości wykorzystywanych paliw według rodzajów Moc urządzenia CO, CWU, moc urządzenia wentylującego Powierzchnia okien [%] Ankieta/ Urząd Gminy Ankieta/ Urząd Gminy Ankieta/ Urząd Gminy Ankieta/ Urząd Gminy Ankieta/ Urząd Gminy Ankieta/ Urząd Gminy [GJ] [kW] [m2] Rodzaj ścian zewnętrznych (grubość, rodzaje warstw) Zamierzenia inwestycyjne wytwórców indywidualnych energii cieplnej [Mm] Rok budowy budynku lub modernizacji [rok] ‐ Ankieta W zakresie termomoder‐
nizacji oraz usprawnienia systemu ogrzewania Źródło: opracowanie własne.
3.3
Wskaźniki lokalnego systemu energetycznego
Wielkości wybrane w celu opisania stanu istniejącego i zmian w lokalnym
systemie energetycznym powinny charakteryzować się tym, że:
•
dane wykorzystywane do ich wyznaczenia muszę być stosunkowo łatwo
dostępne, pozyskiwane z zestawu standardowo gromadzonych danych statystycznych lub zbierane bezpośrednio, na przykład poprzez ankiety przeprowadzane wśród odpowiednio dobranej statystycznie grupy odbiorców
energii na analizowanym obszarze;
•
sposób zbierania danych dla wyznaczenia tych wielkości musi dawać gwarancję ich poprawności;
– 80 –
•
•
•
są łatwe do interpretacji;
są wyznaczane w stosunkowo nieskomplikowany sposób;
odzwierciedlają główne problemy systemów lokalnych energetycznych,
energetycznych tym przede wszystkim energetyki gminnej.
Tabela 3.6
Wskaźniki charakteryzujące lokalny system energetyczny
Grupa trzecia Grupa druga Grupa pierwsza Nazwa wskaźnika Jednostka Liczby miejsc pracy istniejących dzięki funkcjonowaniu systemu energe‐
tycznego na danym obszarze Udział powierzchni upraw energetycznych powierzchni zajmowanej przez gleby V i VI klasy bonitacyjnej Udział lokalnych zasobów energii pierwotnej w całości wykorzystywanej energii pierwotnej Zużycie energii per capita w stosunku do ilości energii zużywanej na mieszkańca średnio w kraju Średnioroczna sprawność lokalnego systemu energetycznego Udział energii wytworzonej z odnawialnej energii pierwotnej w całej energii zużytej w lokalnym systemie energetycznym Udział wykorzystywanej do celów energetycznych frakcji energetycznej odpadów Udział zagospodarowanych odpadów w całości wytwarzanych odpadów paleniskowych Udział scentralizowanych systemów energetycznych w wytwarzaniu energii cieplnej Energochłonność gospodarki Średnia cena jednostkowa za energię elektryczną i energię cieplną [liczba miejsc pracy/rok] [%] Liczba odnotowywanych wypadków związanych z pracą systemu energetycznego Liczba godzin łącznie, w ciągu, których wystąpiły przerwy w zaopatrzeniu w energię z przyczyn leżących po stronie dostawców, w rozbiciu na energię cieplną i energię elektryczną Zużycie energii na osobę oraz zużycie energii na osobę w grupie gospo‐
darstw domowych o najniższych dochodach Ilość wytwarzanych odpadów paleniskowych na jednostkę energii Ilość emitowanych zanieczyszczeń powietrza w odniesieniu do wytworzonej energii Różnica w poziomie zanieczyszczeń w wybranych newralgicznych punktach w okresie letnim i zimowym w odniesieniu do całkowitego zużycia energii pierwotnej na danym obszarze Źródło: opracowanie własne.
– 81 –
[%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [zł/kWh] [zł/kWh] [zł/GJ] [liczba zdarzeń/rok] [liczbą godzin/rok] [kWh/rok] [kg/kWh] [kg/kWh] [kg/GJ] Ocenę lokalnego, gminnego lub powiatowego systemu energetycznego proponuje się przeprowadzić na podstawie przedstawionego poniżej zestaw wskaźników, podzielonych na trzy grupy:
•
wskaźniki opisujące relacje system energetyczny – lokalna gospodarka;
•
wskaźniki opisujące relacje system energetyczny – życie społeczne;
•
wskaźniki opisujące relacje system energetyczny – środowisko.
Grupa pierwsza
Wielkość, która w istotny sposób wpływa na obraz życia gospodarczego na
obszarze poddanym analizie to liczba miejsc pracy generowanych przez system
energetyczny. Można ją rozpatrywać w podziale na dwa składniki. Pierwszym
składnikiem jest liczba miejsc pracy funkcjonująca bezpośrednio w przedsiębiorstwach związanych z systemem energetycznym, czyli w zakładach wytwórczych
energii, przedsiębiorstwach dystrybucji energii, przedsiębiorstwach handlu paliwami i energią, wytwarzających urządzenia energetyczne, wytwarzających
i transportujących paliwa. Drugi to miejsca pracy istniejące dzięki funkcjonowaniu systemu energetycznego, w przedsiębiorstwach z nim bezpośrednio niezwiązanych, na przykład w bankach obsługujących przedsiębiorstwa sektora energetycznego, przedsiębiorstwach ubezpieczeniowych, urzędach skarbowych.
Wielkość ta w istotny sposób zależna jest od struktury systemu energetycznego
na analizowanym obszarze.
Drugi wskaźnik opisuje wpływ systemu energetycznego na gospodarkę
rolną i dotyczy powierzchni upraw energetycznych. Lokalna energetyka wykorzystująca w znacznym stopniu biomasę, mogłaby przyczynić się do wzrostu
potencjału lokalnego rolnictwa. Uprawy energetyczne są generalnie uprawami
ekstensywnymi, niewykorzystującymi dużych ilości nawozów sztucznych, gdyż
substancje chemiczne zawarte w nawozach w procesie energetycznego spalania
roślin zanieczyszczałyby spaliny, a za ich pośrednictwem środowisko. Rolnictwo
takie z jednej strony ograniczałoby zapotrzebowanie na biomasę leśną, a z drugiej dawałoby możliwość produkcji rolniczej przynoszącej zyski i rozwoju lokalnego przemysłu zajmującego się produkcją różnych rodzajów biopaliw. Zaznaczyć należy jednak, że uprawy roślin energetycznych powinny być prowadzone
na glebach niskich klas bonitacyjnych (glebach marginalnych). Plantacje roślin
energetycznych na glebach, na których z dobrymi rezultatami plonowania można
uprawiać rośliny na potrzeby spożywcze przeczyłoby zasadom zrównoważonego
rozwoju.
Mierzony w procentach udział lokalnych zasobów energii pierwotnej
w całości wykorzystywanej energii pierwotnej w ciągu roku opisuje potencjał
i stan wykorzystania lokalnych zasobów energetycznych. Alternatywą tak sfor– 82 –
mułowanego wskaźnika, byłoby równoczesne wykorzystanie dwóch innych wielkości:
•
ilości energii pierwotnej pozyskiwanej spoza analizowanego obszaru
w stosunku do całkowitej ilości energii pierwotnej zużywanej w ciągu roku
(mierzona w %);
•
Ilości energii wytwarzanej w oparciu o lokalne zasoby energetyczne odniesionej do oszacowanych technicznych lokalnych zasobów energetycznych
(mierzona w %)5.
Zaletą zaproponowanej pierwszej wersji wskaźnika jest ujęcie zagadnienia
w jednej wielkości, wadą natomiast to, że wartość wskaźnika zależy od naturalnych zasobów energetycznych na danym terenie, co we wskaźniku ujęte jest nie
wprost, a potencjał energetyczny w zakresie energii pierwotnej nie zależy od
prowadzonej polityki energetycznej. Wykorzystanie natomiast dwóch wielkości
zdefiniowanych powyżej, dokładniej opisuje sytuacje, ale zwiększa też liczbę
koniecznych do przeanalizowania wielkości, co komplikuje nieco ich praktyczne
wykorzystywanie.
Ilość energii zużywanej rocznie przez jednego mieszkańca (kWh/mieszkańca/rok) jest powszechnie używaną wielkością opisującą poziom rozwoju
gospodarczego. W proponowanym zestawie wielkości wskaźnik ten został zmodyfikowany – ilość energii na mieszkańca na analizowanym terenie odniesiona
została do ilości energii zużywanej średnio w kraju na mieszkańca. Analizując ten
współczynnik należy mieć świadomość, że wartość mniejsza niż 1 niekoniecznie
oznacza gorszy poziom rozwoju gospodarczego. Często przy dzisiejszym poziomie rozwoju gospodarki światowej oznacza to wykorzystywanie na analizowanym terenie nowoczesnych technologii, w których wartość dodaną tworzy myśl
techniczna, a nie włożona w produkt energia.
Sprawność lokalnego systemu energetycznego jest określona jako stosunek
energii zużytej przez odbiorców do energii pierwotnej wprowadzonej do systemu
(podawana w postaci ułamka niemianowanego lub w procentach). Na sprawność
lokalnego systemu energetycznego wpływ ma energochłonność procesów przetwarzania energii pierwotnej na paliwa, sprawność przetwarzania paliw na energię cieplną lub elektryczną oraz sprawność przesyłania jej do odbiorników.
Wyrażany w procentach udział energii wytworzonej z odnawialnej energii
pierwotnej w całej energii zużytej w lokalnym systemie energetycznym w zasadzie nie wymaga komentarza z racji używania tej wielkości praktycznie we
5 Techniczne lokalne zasoby energetyczne – zasoby energetyczne możliwe do wykorzystania
przy aktualnie dostępnych technologiach ich pozyskiwania i przetwarzania.
– 83 –
wszystkich opracowaniach dotyczących wskaźników dla zrównoważonych systemów energetycznych.
Przy wyliczaniu udziału wykorzystywanej do celów energetycznych frakcji
energetycznej odpadów [%] powinny być wzięte pod uwagę zarówno odpady
przemysłowe, jak i komunalne niezagospodarowane w ramach recyklingu. Generalnie problemem jest zagospodarowanie energetyczne odpadów komunalnych,
w których występuje frakcja biomasy biodegradowalnej, frakcja tworzyw sztucznych oraz balast w postaci szkła, gruzu, złomu, piasku i popiołu, jak również woda. Pierwsze dwie frakcje są substancjami palnymi i one decydują o możliwości
termicznego przetwarzania odpadów. Dotychczas W Polsce kwestia ta jest prawie całkowicie zaniedbana i frakcja energetyczna odpadów komunalnych trafia
na wysypiska. Tymczasem niebawem (od 2013 roku) w Polsce będzie wprowadzony zakaz deponowania odpadów o wartości energetycznej powyżej 6 MJ/kg,
czyli powyżej progu autotermiczności.
Procentowy udział prawidłowo zabezpieczonych odpadów stałych w systemie energetycznym jest powszechnie stosowany jako wskaźnik zrównoważonego
rozwoju systemów energetycznych w skali ogólnokrajowej. Za odpady stałe
uznaje się w tym przypadku wszystkie odpady w całym łańcuchu paliwowym,
poczynając od odpadów powstających w procesach wydobycia paliw, ich przetwarzania, po odpady powstające w procesie spalania. W przypadku lokalnych
systemów energetycznych odpady powstają jedynie w procesach spalania paliw.
Wskaźnik opisujący postępowanie z tymi odpadami proponuje się zdefiniować
jako udział prawidłowo wykorzystanych lub zabezpieczonych odpadów stałych
w całości wytworzonych odpadów w analizowanym lokalnym systemie energetycznym. Istotne w tym sformułowaniu jest słowo „wykorzystanych” wskazujące,
że nie można traktować składowania odpadów paleniskowych jako procesu nieodłącznie związanego z wytwarzaniem energii, gdyż istnieją obszary gospodarki,
dla których materiał powstały w procesach spalania może być surowcem. Kraje
importujące węgiel (Dania, Finlandia, Holandia) wykorzystują popioły prawie
w 100%, jako substytut piasków i żwirów do budowy dróg, nawierzchni, parkingów, nasypów konstrukcyjnych, do podłoży pod rurociągi oraz wypełnienia wyrobisk. Z drugiej strony, w przypadku gdy odpady paleniskowe nie zostaną spożytkowane przez podmioty gospodarcze, są składowane na składowiskach
odpadów, zajmując znaczne obszary, które zostają wówczas wyłączone z użytkowania rolniczego lub leśnego.
Udział systemów scentralizowanych w zaopatrzeniu w ciepło analizowanego obszaru może być wyznaczany na dwa sposoby. Pierwszy sposób opiera się na
porównaniu energii pierwotnej wykorzystywanej w systemach scentralizowanych w odniesieniu do całej energii pierwotnej wykorzystywanej na ogrzewanie
– 84 –
(wytworzenie energii cieplnej) w analizowanym systemie lokalnym. Drugie podejście polega na porównaniu finalnej energii cieplnej dostarczonej do odbiorców
z systemu ciepłowniczego z całkowitą energią cieplną wykorzystywaną w systemie energetycznym. Różnica między obydwoma formami wskaźnika związana
jest z miejscem uwzględnienia sprawności źródeł indywidualnych oraz źródeł
scentralizowanych energii cieplnej. Jednostką tak sformułowanego wskaźnika
jest [%] lub [GJ/GJ]. Wielkość udziału energii wytwarzanej w ciepłowniach ma
znaczenie ze względu na problemy ochrony środowiska, gdyż w indywidualnych
instalacjach ciepłowniczych żadne parametry emisji nie są monitorowane i wytwórcy indywidualni nie muszą dotrzymywać żadnych standardów emisji.
Przedsiębiorstwo ciepłownicze ma wpływ na lokalną gospodarkę już poprzez sam fakt istnienia zakładu przemysłowego prowadzącego działalność gospodarczą i handlującego dobrem w postaci energii. Musi ono zlecać różnego
rodzaju zadania innym podmiotom gospodarczym, potrzebuje obsługi w urzędach, bankach, instytucjach ubezpieczeniowych, odprowadza podatki, w których
udział mają również budżety lokalne. Wiele z tych pozytywnych oddziaływań na
gospodarkę nie istnieje wówczas, kiedy energia wytwarzana jest bezpośrednio
przez samych odbiorców w indywidualnych urządzeniach wytwórczych.
Energochłonność gospodarki określona dla lokalnego systemu energetycznego definiowana jest stosunkiem ilości energii w kWh do wartości produkcji
w zł. Pozwala ona ocenić efektywność procesów energetycznych w gospodarce
oraz analizować trendy zmian energochłonności wykorzystywanych technologii
i zmian w strukturze gospodarki. W opracowaniach wskaźników zrównoważonego rozwoju krajowych systemów energetycznych, odpowiednikiem wskaźnika
sformułowanego w powyższy sposób jest efektywność poszczególnych głównych
sektorów gospodarki, to znaczy przemysłu, rolnictwa oraz handlu i usług i wyznaczana jest jako ilość energii zużyta na jednostkę wartości dodanej powstałej
w każdym z sektorów.
Poprawa efektywności energetycznej gospodarki (zmniejszenie energochłonności) oddziałuje wielokierunkowo zarówno na gospodarkę, jak i środowisko. Mniejsza energochłonność implikuje bezpośrednio mniejszą ilość całkowitą
wytwarzanej energii, a przez to mniejsze zużycie energii pierwotnej (w tym paliw
kopalnych) i mniejsze oddziaływanie energetyki na środowisko. Natomiast osiągnięcie niższej energochłonności najczęściej wiąże się z koniecznością nakładów
na nowe technologie i modernizację gospodarki.
Średnie jednostkowe ceny energii cieplnej i elektrycznej powinny być obliczone jako wartości ważone cen uzyskiwanych dla energii cieplnej z różnych
źródeł funkcjonujących na obszarze gminy. Ceny energii elektrycznej natomiast
określane są dla różnych grup taryfowych oddzielnie, jako cena średnia dla od-
– 85 –
biorców z wybranej grupy taryfowej innej niż odbiorcy w gospodarstwach domowych.
Ceny energii stanowią zachętę dla zwiększenia konsumpcji albo przeciwnie,
bodziec do jej oszczędzania. Stanowią one również czynnik decydujący o dostępności energii i w znacznym stopniu decydują o kosztach produkcji, a w konsekwencji konkurencyjności na rynku. Inną formą tego wskaźnika dla lokalnego
systemu energetycznego mógłby być stosunek cen energii na analizowanym obszarze odniesiony do średniej ceny energii w kraju. Analiza przeprowadzona na
podstawie tak sformułowanego wskaźnika mogłaby być bodźcem do maksymalnego, jak to możliwe, rozwijania energetyki opartej o lokalne zasoby energetyczne.
Grupa druga
Analizując bezpieczeństwo konserwacji i eksploatacji lokalnych systemów
energetycznych, wielkość opisującą stan bezpieczeństwa systemu energetycznego należałoby podzielić na dwa składniki:
•
liczbę wypadków rocznie przy obsłudze systemów energetycznych (ciepłowniczego i elektroenergetycznego) odniesioną do liczby pracowników
w przedsiębiorstwach energetycznych w działach obsługi i eksploatacji
(pracujących bezpośrednio przy eksploatacji i konserwacji urządzeń) (mierzoną liczbą zdarzeń/pracownik/rok);
•
liczbę wypadków rocznie wśród użytkowników systemu ciepłowniczego
i elektroenergetycznego (związanych z ich użytkowaniem) odniesioną do
liczby mieszkańców (mierzoną liczbą zdarzeń/mieszkańca/rok).
Dane mogą być pozyskane z funkcjonujących na obszarze gminy zakładów
opieki zdrowotnej. Wskaźniki takie powinny obejmować wszelkie zdarzenia mające miejsce w lokalnym systemie energetycznym, które spowodowały interwencję lekarską lub zgon. Muszą one brać pod uwagę nie tylko porażenia prądem
elektrycznym, ale również zdarzenia związane z konserwacja i eksploatacją urządzeń energetyki cieplnej, między innymi poparzenia związane z eksploatacją
systemów ciepłowniczych, zatrucia tlenkiem węgla, poparzenia powstałe w efekcie pożaru od urządzeń energetycznych. Wykorzystanie tego typu danych do
oceny stanu systemu energetycznego wymaga utworzenia systemu pozyskiwania
danych, co może być przedsięwzięciem dość trudnym, gdyż musiałyby być w to
zadanie zaangażowane placówki zdrowia (lekarze rodzinni i szpitale).
W celu oceny pracy systemu energetycznego z punktu widzenia lokalnego
bezpieczeństwa energetycznego proponuje się wykorzystanie następujących
wielkości:
– 86 –
•
liczby przerw w roku w przeliczeniu na odbiorcę albo odpowiednik tej wielkości, liczony jako stosunek liczby wyłączeń odbiorców w ciągu roku, do
całkowitej liczby odbiorców (customerinterruption),
lub
•
długość okresu, w którym w danym roku nie była dostarczana energia
w przeliczeniu na odbiorcę innymi słowy stosunek rocznego czasu trwania
przerw w zasilaniu (w minutach) odniesiony do liczby odbiorców (customer
minuteslost).
W przypadku braku możliwości oceny bezpieczeństwa energetycznego systemu na podstawie zaproponowanych wskaźników możliwa jest ocena na podstawie subiektywnych odczuć odbiorców. W ankiecie dla odbiorców należałoby
wówczas zadać pytanie odnośnie uciążliwości dla nich zakłóceń w systemie energetycznym.
Zużycie energii na osobę oraz zużycie energii na osobę w grupie gospodarstw domowych o najniższych dochodach wyznaczyć należy dla gminy na podstawie ankiet. Wykorzystanie danych statystycznych ogólnokrajowych może
wprowadzać znaczące błędy, jeśli poziom życia w danej gminie w istotny sposób
różni się od średniej krajowej.
Grupa trzecia
Ilość wytwarzanych odpadów paleniskowych na jednostkę energii oraz ilość
emitowanych zanieczyszczeń powietrza do wytwarzanej energii to dwie wielkości odnoszące się do relacji systemu energetycznego i środowiska, które są wymieniane w wielu innych opracowaniach dotyczących przedmiotu w formie bezwzględnej ilości wytwarzanie zanieczyszczeń powietrza oznacza kolejno ilość
dwutlenku siarki, tlenków azotu, dwutlenku węgla oraz pyłów zawieszonych
wytwarzanych przy produkcji jednostki energii. Podobnie, często używana i wpisana niemal już do kanonu wielkości opisujących relacje system energetyczny –
środowisko jest ilość odpadów wytwarzanych na jednostkę wyprodukowanej
energii.6
Różnica w poziomie zanieczyszczeń w wybranych newralgicznych punktach
w okresie letnim i zimowym w odniesieniu do całkowitego zużycia energii pierwotnej na danym obszarze daje obraz rzeczywistych zanieczyszczeń powietrza
emitowanych przez lokalny system energetyczny, gdyż przytłaczająca większość
energii w lokalnych systemach energetycznych wytwarzana jest jako energia
6
Energyindicatorsforsustainabledevelopment:guidelinesandmethodologies, IAEA, 2005.
– 87 –
cieplna na cele grzewcze, często w indywidualnych piecach, niewyposażonych
w żadne systemy ochrony środowiska. Wskaźnik mówiący o udziale indywidualnych systemów grzewczych w całkowitej energii zużywanej na danym terenie,
świadczy o skali tego zjawiska, a wskaźnik oceniający różnicę w stężeniu zanieczyszczenia powietrza między okresem zimowym i letnim ocenia jakość tych
systemów. Wskaźnik w postaci takiej różnicy dobrze opisuje stan systemu ciepłowniczego na danym obszarze.
3.4
Gminny bilans energetyczny
Analiza rozwoju źródeł wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej na obszarze gminy powinna być poprzedzona sporządzeniem bilansu energetycznego
gminy w okresie objętym planowaniem. Bilans taki powinien dotyczyć zarówno
energii pierwotnej, energii elektrycznej i cieplnej, ale też mocy elektrycznej
i cieplnej. Strukturę gminnego bilansu energetycznego przedstawiono na rysunek
3.2.
Rysunek 3.2
Bilans energetyczny gminy
Źródło: opracowanie własne.
– 88 –
Punktem wyjścia do analizy bilansu energetycznego jest określenie rocznego zapotrzebowania na energię cieplną i elektryczną oraz paliwa z podziałem
energii na wytwarzaną na obszarze gminy oraz pozyskiwaną z zewnątrz.
Przygotowując strategię rozwoju źródeł energii wziąć należy pod uwagę nie
tylko zapotrzebowanie na energię, ale również zapotrzebowanie na moc cieplną
i elektryczną. Wielkość mocy zainstalowanej niezbędnej do pokrycia potrzeb
cieplnych i elektrycznych w szczycie obciążenia systemu energetycznego zależna
jest między innymi od warunków klimatycznych, w jakich funkcjonuje lokalny
system energetyczny. Wartość mocy zainstalowanej w lokalnym systemie energetycznym ma znaczenie tylko dla mocy cieplnej. Moc elektryczna może być dostarczana z systemu krajowego i zapewnić pokrycie zapotrzebowania. Wartość niezbędnej mocy w lokalnym systemie ciepłowniczym, jaka powinna być w nim
zainstalowana może zostać oszacowana na podstawie rocznego zapotrzebowania
na energię cieplną oraz statystycznie określanego dla danych warunków klimatycznych czasu użytkowania mocy zainstalowanej. Relacje między mocą zainstalowaną urządzeń energetycznych a zapotrzebowaniem na moc w szczycie obciążenia systemu energetycznego określają potrzeby inwestycyjne energetyki
lokalnej.
Moc urządzeń wytwórczych energii elektrycznej w gminie powinna być
określona na podstawie lokalnych zasobów rynkowych energii pierwotnej, możliwych do wykorzystania w lokalnych źródłach energii. Natomiast urządzenia
wytwórcze energii cieplnej muszą być projektowane z punktu widzenia zapotrzebowania na energię cieplną oraz możliwości rozwoju sieci ciepłowniczej.
3.5
Analiza systemu elektroenergetycznego
na obszarze gminy
System elektroenergetyczny funkcjonujący na obszarze gminy nie jest systemem autonomicznym, lecz częścią ogólnokrajowego systemu elektroenergetycznego. Dlatego musi być on analizowany jako część większej całości. Polski
system elektroenergetyczny oparty jest na wytwarzaniu energii w wielkich elektrowniach systemowych. To wymusza uwzględnienie w analizie lokalnego systemu energetycznego faktu, że źródła energii są zwykle znacznie odległe od odbiorców w analizowanej gminie. Podkreślić należy również fakt, że gmina nie jest
właścicielem tej części systemu elektroenergetycznego, która znajduje się na jej
terenie i nie posiada bezpośredniego wpływu na stan i rozwój sieci elektroener– 89 –
getycznych. Jedynie urządzenia oświetleniowe, które z punktu widzenia przedsiębiorstwa energetycznego są odbiorem jako całość, a nie elementem systemu
energetycznego są własnością gminy. Za rozwój, eksploatację i konserwację linii
oświetlenia drogowego odpowiada gmina jako właściciel, a czynności konserwacji i eksploatacji zleca wyłonionym w drodze przetargu przedsiębiorstwom.
Pozostałe urządzenia elektroenergetyczne na terenie gminy są własnością przedsiębiorstw sieciowych. Gmina ma wobec tego, w zakresie przesyłu i rozdziału
energii elektrycznej, jedynie możliwość konsultowania z właścicielem sieci elektroenergetycznych planów rozbudowy układu sieciowego i jego modernizacji.
W dobrze rozumianym jednak interesie, zarówno gmin, jak i przedsiębiorstw
energetycznych leży taki rozwój infrastruktury elektroenergetycznej, który jak
najlepiej będzie zaspokajać potrzeby odbiorców. Przedsiębiorstwa sieciowe powinny uwzględniać w swoich planach rozbudowy sieci, założenia gminnych planów zagospodarowania przestrzennego i przewidywaną lokalizację nowych odbiorców. Przyniesie to wówczas firmom z sektora elektroenergetycznego
największe przychody dzięki przyłączeniu do sieci nowych odbiorców i sprzedaży dodatkowych ilości energii. Gmina natomiast podniesie komfort użytkowania
energii na swoim terenie.
Istotna jest współpraca między władzami i odpowiednimi strukturami gminy i przedsiębiorstw elektroenergetycznych nie tylko w planowaniu rozwoju
sieci dystrybucyjnych energii elektrycznej na obszarze gminy, ale również
w planowaniu ich modernizacji. W ramach konsultacji planów przedsiębiorstw
sieciowych gmina może wskazywać newralgiczne obszary, na których odbiorcy
odczuwają dyskomfort użytkowania energii elektrycznej ze względu na zawodność zaopatrzenia lub jakość energii.
Energia elektryczna stanowi element bilansu energetycznego gminy. Oszacowanie bieżącego zapotrzebowania i prognoza zmian zapotrzebowania na energię elektryczną w horyzoncie planowania niezbędne jest dla zamknięcia tego
bilansu. Udział merytoryczny gminy w procesie ustalenia tego bilansu wynika
z dwóch przesłanek. Pierwsza z nich to fakt, że gmina jest jednym z największych
odbiorców energii elektrycznej na obszarze swojej działalności ze względu na
liczbę i energochłonność obiektów, których jest właścicielem (szkoły, przedszkola, oświetlenie drogowe, budynki urzędu gminy) Ponadto gmina może być
uczestnikiem lokalnego rynku energii elektrycznej jako właściciel lub współwłaściciel przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną lub
przedsiębiorstwa, dla którego wytwarzanie energii elektrycznej jest produkcją
uboczną.
– 90 –
Analiza możliwości wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w kogeneracji, przez przedsiębiorstwa gminne podjęta powinna być w szczególności w sytuacji, kiedy:
•
z bilansu energetycznego gminy wynika, że w horyzoncie objętym planowaniem wystąpi niedobór podaży energii cieplnej;
•
istnieją przedsiębiorstwa gminne, w których na bazie aktualnej działalności
możliwe jest wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej (na przykład w
przypadku funkcjonowania oczyszczalni ścieków lub składowisk odpadów);
•
z analiz w horyzoncie objętym planowaniem wynika, że wystąpi znaczna
nadwyżka energii pierwotnej odnawialnej, której niewykorzystanie spowoduje zanikanie lub brak rozwoju tej formy energii (dotyczy to głównie biomasy rolniczej).
Budowa zakładu wytwórczego energii elektrycznej będącego własnością
gminy jest jednak niejednokrotnie inwestycją znacząco przewyższającą możliwości jednej gminy. W sytuacjach takich korzystna jest współpraca gmin sąsiednich.
3.6
Warianty rozwoju i modernizacji systemu
elektroenergetycznego na obszarze gminy
Przygotowanie wariantów rozwoju i modernizacji energetyki gminnej opiera się na oczekiwaniach, w końcu okresu objętego analizą, co do wartości wskaźników dotyczących głównie:
•
wykorzystania lokalnych zasobów energetycznych;
•
wykorzystania odnawialnych źródeł energii w gminie;
•
oddziaływania na lokalną gospodarkę
oraz ewentualnie innych, uznanych za priorytetowe, przedstawionych w tabeli
3.6 i ograniczenia kosztów ponoszonych przez gminę na opłaty za energię (zakres A).
Przygotowanie wariantów rozwoju i modernizacji lokalnej energetyki wymaga przeanalizowania możliwych do podjęcia działań zarówno po stronie popytowej, jak i podażowej. Kolejne kroki analizy prezentuje poniższy algorytm:
1. Oszacowanie zgodnie z podanym w niniejszym opracowaniu postępowaniem aktualnego zapotrzebowania na energię cieplną zakresie elektryczną
w zakresie A i B gminnej gospodarki energetycznej.
– 91 –
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Oszacowanie, wykorzystując podane procedury, możliwości ograniczenia
zużycia energii w zakresie A i B.
Oszacowanie aktualnego zapotrzebowania na moc cieplną i elektryczną.
Określenie wielkości obszarów przeznaczonych zgodnie z gminnymi planami na budownictwo mieszkaniowe jedno- i wielorodzinne.
Określenie powierzchni obszarów przeznaczonych na działalność gospodarczą i średnią powierzchnię zajmowaną przez przedsiębiorstwa w gminie.
Określenie słabych punktów istniejącego lokalnego systemu elektroenergetycznego.
Określenie wartości oczekiwanych priorytetowych wskaźników rozwoju
systemu energetycznego w docelowym roku analizy.
Oszacowanie zapotrzebowania na energię w kolejnych latach w okresie
objętym planowaniem oraz w końcowym roku analizy
Oszacowanie zapotrzebowania na moc cieplną i elektryczną w horyzoncie
planowania.
Oszacowanie rynkowych lokalnych (gminnych oraz gmin ościennych) zasobów energii odnawialnej.
Oszacowanie zapotrzebowania w horyzoncie planowania na moc cieplną
sieciową.
Porównanie istniejące możliwości wytwórczych zakładów scentralizowanego wytwarzania ciepła z oszacowanym przyszłym zapotrzebowaniem na
moc cieplną.
Ocena rozbieżności i na ich podstawie określenie potrzeb rozwojowych
wytwarzania scentralizowanego.
Określenie możliwości wytwarzania energii w gminie w oparciu o energię
pierwotną odnawialną (z uwzględnieniem rynkowej opłacalności wykorzystania).
Na podstawie przeprowadzonych analiz określenie wariantów dopuszczalnych realizujących wytyczone wcześniej cele.
Określenie kryterium oceny przygotowanych wariantów dopuszczalnych
Wykonanie analiz ekonomicznych wymaganych ze względu na przyjęte
kryterium oceny ekonomicznej wariantów uznanych za dopuszczalne.
Na podstawie wykonanych analiz wybór wariantu do realizacji.
W zaproponowanej procedurze postępowania w procesie planowania energetycznego na poziomie gmin i powiatów szczególną uwagę należałoby zwrócić
na ocenę ekonomiczną opracowanych, technicznie dopuszczalnych wariantów.
Ocena taka pozwala wybrać w sposób obiektywny najlepszy spośród wygenerowanych scenariuszy rozwoju i modernizacji lokalnej energetyki.
– 92 –
4
ZAPOTRZEBOWANIE
NA ENERGIĘ W GMINIE
Helena Rusak
4.1
Charakterystyka użytkowników
energii w gminie
Z
arówno w gospodarstwach domowych, jak też w mikroprzedsiębiorstwach
i gospodarstwach rolnych podstawową formą energii finalnej jest energia
cieplna. Tą formę energii użytkownicy mogą pozyskać na dwa sposoby,
wytwarzając ją we własnym zakresie w kotłach przeznaczonych do ogrzewania
indywidualnych obiektów lub wykorzystując energię cieplną wytwarzaną w lokalnych ciepłowniach (lub elektrociepłowniach) i dostarczaną ciepłociągami.
Znacznie większe zróżnicowanie funkcjonalne dotyczy sposobów użytkowania
energii elektrycznej u trzech wyżej wymienionych kategorii odbiorców. Odbiorniki elektryczne w każdej z wyróżnionych grup spełniają inne funkcje, dostosowane do zadań, które mają urządzenia zasilane energią elektryczną w poszczególnych grupach odbiorców. Jednakże z punktu widzenia inżynierii elektrycznej
są to głównie urządzenia oporowe oraz napędy elektryczne.
Możliwości oszczędzania energii, zarówno elektrycznej, jak i cieplnej, można
w każdej z analizowanych grup odbiorców realizować metodami technicznymi
i organizacyjnymi (rysunek 4.1). Sposoby techniczne zazwyczaj wymagają nakładów finansowych i związane są z wymianą odbiorników lub termomodernizacją
budynków. Metody organizacyjne z kolei związane są ze zmianą zachowań ludzi
– 93 –
i w związku z tym ich efekty są znacznie trudniejsze do oszacowania ilościowego
i trudniejsze do wprowadzenia w życie, gdyż musi opierać się z jednej strony na
wiedzy użytkowników o sposobach organizacyjnych osiągnięcia mniejszego zużycia energii, a z drugiej na ich przekonaniu o potrzebie takich działań i korzyściach, jakie one przyniosą.
Rysunek 4.1
Schemat ideowy gospodarowania energią w domu,
mikroprzedsiębiorstwie i gospodarstwie rolnym
Źródło: opracowanie własne.
Gospodarstwa domowe
Gospodarstwa domowe stanowią stosunkowo jednorodną grupę odbiorców
energii w postaci ciepła i energii elektrycznej. Główne potrzeby energetyczne
w gospodarstwach domowych to energia cieplna wykorzystywana na ogrzewanie
pomieszczeń mieszkalnych i do przygotowania ciepłej wody użytkowej. Wielkość
zużycia energii pierwotnej na potrzeby wytworzenia energii cieplnej zależna jest
od powierzchni budynku (mieszkania), od właściwości technicznych budynku,
stanu instalacji grzewczej w tym głównie kotła grzewczego, w przypadku zaopatrzenia w ciepło z sieci ciepłowniczej, od sprawności tejże sieci oraz sprawności
ciepłowni, a w przypadku energii zużywanej na przygotowanie ciepłej wody
użytkowej, również od liczby osób zamieszkujących w gospodarstwie domowym.
O energochłonności gospodarstw domowych decyduje energia wykorzystywana
na potrzeby zachowania komfortu cieplnego, ponieważ stanowi około 86% całkowitej ilości zużywanej energii. Pozostałe potrzeby energetyczne wykorzystują
około 14% całości energii zużywanej w domu. Na te 14% składa się energia wykorzystywana na przygotowanie posiłków, oświetlenie oraz zasilanie różnych
odbiorników elektrycznych wykorzystywanych w gospodarstwach domowych
(rysunek 4.2).
– 94 –
Rysunek 4.2
Struktura wykorzystania energii finalnej w gospodarstwach domowych [%]
Źródło: M. Mazurkiewicz, Oszczędzanieenergiiwgospodarstwachdomowych(ciepło,ener‐
gia elektryczna), KAPE, www.kape.gov.pl/proefficiency/docs/oszczedzanie_energii.pdf
[Dostęp: 15.11.2009].
Zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych zależne jest od
przychodów przypadających na jedną osobę w okresie rozliczeniowym
[zł/osobę], ponieważ dochód ten determinuje wyposażenie gospodarstwa domowego w odbiorniki energii elektrycznej
Mikroprzedsiębiorstwa
Mikroprzedsiębiorstwa są pod względem wykorzystywanych odbiorników
energii znacznie bardziej zróżnicowane niż gospodarstwa domowe. W grupie
mikroprzedsiębiorstw wyróżnić można:
•
mikroprzedsiebiorstwa handlowe;
•
mikroprzedsiębiorstwa usługowe;
•
mikroprzedsiębiorstwa produkcyjne.
Jedynie mikroprzedsiębiorstwa handlowe pod względem wykorzystywanych odbiorników energii są w miarę jednorodne. W przedsiębiorstwach tego
typu, energia zużywana jest głównie na ogrzewanie, oświetlenie oraz zasilanie
odbiorników w postaci lodówek i lad chłodniczych, wentylację i klimatyzację
pomieszczeń w okresie letnim oraz zasilanie urządzeń biurowych.
Przedsiębiorstwa usługowe i przemysłowe mogą mieć bardzo różnorodny
charakter (rysunek 4.3), dlatego szczegółowe określenie zbioru stosowanych
urządzeń wykorzystujących energię jest trudne. Najczęściej są to silniki elek-
– 95 –
tryczne stosowane jako jednostki napędowe różnych urządzeń lub urządzenia
oporowe zamieniające energię elektryczną na ciepło technologiczne.
Rysunek 4.3
Mikroprzedsiębiorstwa według podstawowego profilu działalności
Źródło: Działalność gospodarcza przedsiębiorstw o liczbie pracujących do 9 osób w 2007
roku, GUS, Warszawa 2008.
Biura mikroprzedsiębiorstw są wyposażone najczęściej w: komputery
z monitorami, laptopy, faksy, kopiarki, drukarki, czajniki, ekspresy do kawy,
sprzęt audio-video, lodówki.
Gospodarstwa rolne
Sposób wykorzystywania energii w gospodarstwach rolnych zależny jest od
rodzaju prowadzonej przez nie produkcji. Rodzaj produkcji determinuje typy
wykorzystywanych urządzeń elektrycznych oraz wymagania w stosunku do
ogrzewania budynków inwentarskich, a zatem zapotrzebowania na energię
cieplną. Nakłady energii i możliwości jej oszczędzania w rolnictwie powinny być
rozpatrywane w kontekście zmian powierzchni użytków rolnych (UR) oraz wyposażenia gospodarstw w urządzenia wspomagające produkcję rolną.
Zużycie energii w polskim rolnictwie w latach 2003-2007 miało tendencję
malejącą (rysunek 4.4). Efekt ten pojawił się jako skutek kilku czynników, miedzy
innymi zmniejszeniu liczby gospodarstw rolnych (o 4,1%) oraz zmniejszenia
wielkości powierzchni użytków rolnych (o 9,2%). Zmiany w przypadku niektórych nośników energii były też spowodowane rozkładem średnich temperatur
w poszczególnych latach, zwłaszcza w miesiącach zimowych. Poza tym relatyw-
– 96 –
nie wysokie ceny nośników energii wymuszały stosowanie rozwiązań oszczędnościowych.1
Rysunek 4.4
Poziom i struktura rodzajowa zużycia nośników energii w rolnictwie polskim
Źródło: J. Pawlak, Nakładyenergiiwrolnictwiepolskimiichefektywność, „Problemy Inżynierii Rolniczej” 2009 nr 1.
Oszacowanie potencjału oszczędzania energii w rolnictwie na obszarze analizowanej gminy wymaga oceny:
•
struktury rolnictwa;
•
wyposażenia gospodarstw w urządzenia wykorzystujące energię;
•
organizacji pracy w gospodarstwach rolnych2;
•
stanu technicznego urządzeń;
•
stanu technicznego budynków rolniczych.
1 J. Pawlak, Nakładyenergiiwrolnictwiepolskimiichefektywność, „Problemy Inżynierii Rolniczej” 2009 nr 1.
2 Organizacja pracy w gospodarstwie rolnym wpływa na czas pracy odbiorników energii bez
obciążenia, lub na czas, kiedy uruchomione maszyny napędzane energią elektryczną nie wykonują pracy użytecznej. Jednak oszacowanie ilościowe potencjału oszczędności wynikającego
z organizacji pracy w rolnictwie jest bardzo trudne i wymagałoby szczegółowych analiz dla
dostatecznie licznej grupy badanych gospodarstw.
– 97 –
Ze względu na rodzaj produkcji rolniczej oraz związane z tym typy wykorzystywanych urządzeń energetycznych gospodarstwa rolne, jako użytkowników
energii podzielono na sześć grup:
•
gospodarstwa prowadzące uprawę roślin;
•
gospodarstwa hodowlane – fermy drobiu;
•
gospodarstwa hodowlane – fermy trzody chlewnej;
•
gospodarstwa hodowlane – fermy bydła;
•
gospodarstwa ogrodnicze;
•
niespecjalizowane gospodarstwa tradycyjne.
W gospodarstwach, w których główna działalność produkcyjna skupia się na
produkcji roślinnej najistotniejsze zadania są związane z przetwarzaniem i przechowywaniem płodów. Znaczna część wykorzystywanej energii ma postać paliw
transportowych. W gospodarstwie ukierunkowanym na uprawę roślin zużycie
energii wiąże się z eksploatacją: magazynów płodów rolnych, w których energia
wykorzystywana jest na oświetlenie, wentylację oraz do celów grzewczych oraz
urządzeń przeróbki roślin napędzanych silnikami elektrycznymi – sieczkarnie,
mieszalnie.
Ilościowe określenie zużytej na fermach zwierzęcych energii jest zagadnieniem złożonym dla wszystkich systemów hodowli zwierząt, ponieważ ich organizacja nie jest jednorodna. Istotnym czynnikiem, który wpływa na zużycie energii
są warunki klimatyczne, w których ferma funkcjonuje. Zebranie danych dotyczących zużycia energii jest trudne, ponieważ zużycie jest znacząco zróżnicowane
w zależności od liczby hodowanych zwierząt, zastosowanej technologii hodowli
i często niebyt precyzyjnie kontrolowane3. Ponadto mocno zróżnicowana jest
struktura wykorzystywanych nośników energii.
Mimo, że proces produkcyjny w różnych typach gospodarstw hodowlanych
jest inny i wymaga innych funkcji urządzeń wykorzystujących energię, to odbiornikami energii w każdym przypadku są urządzenia grzewcze, oświetleniowe oraz
silniki elektryczne jako napędy pomp i wentylatorów wykorzystywanych innych
urządzeń wykorzystywanych w różnych celach, w procesach przygotowania pasz,
utrzymania mikroklimatu,
Niespecjalizowane gospodarstwa tradycyjne są tym typem odbiorców, którego wyposażenie w odbiorniki energii jest najbardziej zróżnicowane. Zróżnicowanie jest jeszcze większe, jeśli rozpatruje się łącznie odbiorniki związane z produkcją rolniczą oraz te wykorzystywane w wiejskich gospodarstwach domowych.
Z badań nad wyposażeniem tej grupy odbiorców w urządzenia zasilane energią
Dokument referencyjny o najlepszych dostępnych technikach dla intensywnego chowu drobiu
iświń, Komisja Europejska, lipiec 2003.
3
– 98 –
elektryczną wynika, że istnieje skorelowanie ilości zużywanej energii z mocą
zainstalowanych urządzeń, liczbą osób oraz powierzchnią użytków rolnych
w gospodarstwie.4
4.2
Szacowanie zapotrzebowania
na energię elektryczną przez użytkowników
4.2.1
Oszacowanie zapotrzebowania na energię elektryczną
w gospodarstwach domowych
Oszacowania bieżącego zużycia energii elektrycznej w gospodarstwach
domowych można dokonać wykorzystując dane literaturowe i dostępne dane
statystyczne oraz badania własne.
Z punktu widzenia planowania energetycznego istotne jest takie oszacowanie zużycia energii w gospodarstwach domowych, jakie dało możliwość włączenia zużycia energii w gospodarstwach domowych do aktualnego bilansu energetycznego gminy oraz ewentualne wykorzystanie tych danych do oszacowania
zużycia energii w gospodarstwach domowych w okresie objętym planowaniem.
Informacje o zużyciu energii w określonych miejscowościach w gminie oraz perspektywy zmian zapotrzebowania stanowią również cenną informację dla przedsiębiorstw energetycznych, wskazując kierunki inwestowania.
Główny Urząd Statystyczny corocznie publikuje dane statystyczne dotyczące
funkcjonowania systemu energetycznego w kraju. Informacje te obejmują między
innymi ilość rocznie zużywanej energii przez gospodarstwa domowe w przeliczeniu na jedną osobę [kWh/rok∙osobę].
Do bilansu energetycznego gminy oraz planowania energetycznego, ilość
energii zużywanej łącznie przez wszystkie gospodarstwa domowe oblicza się
jako:
4.1
AGD  lm  a jm
gdzie:
lm – liczba mieszkańców na analizowanym obszarze,
ajm – jednostkowe zużycie energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe w przeliczeniu na osobę [kWh/osoba/rok].
J. Jaworski, J. Piechocki, Wpływniektórychczynnikównazużycieenergiielektrycznejwgospo‐
darstwachwiejskich, „Inżynieria Rolnicza” 2005 nr 6.
4
– 99 –
Jeśli wskaźnik ajm jest wartością podawaną przez GUS jako średnia dla całego kraju, to wadą takiego podejścia jest to, że nie uwzględnia ono faktu, że ilość
zużywanej energii elektrycznej zależna jest między innymi od dochodów gospodarstwa domowego na osobę, od wyposażenia gospodarstwa domowego w inne
media energetyczne (gaz, ciepłą wodę), od liczby osób stanowiących gospodarstwo. Dlatego zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych w gminach położonych w różnych częściach kraju jest mocno zróżnicowane.
Przeprowadzenie badań ankietowych dotyczących zużycia energii jest pracochłonne, ale jednocześnie na tej podstawie można uzyskać najbardziej szeroką
i odpowiadającą lokalnym warunkom informację. Wykorzystując dane z badań
można oszacować:
•
średnie roczne zużycie energii w gospodarstwie domowym w zależności od
dostępu do innych mediów (na przykład gazu sieciowego) w kWh/rok;
•
średnie roczne zużycie energii w gospodarstwie domowym na osobę
w kWh/(rok∙osoba),
•
średnie roczne zużycie energii na m2 powierzchni mieszkalnej;
•
wyselekcjonować okresy najmniejszego i największego zużycia energii oraz
określić różnicę między tymi wartościami.
W celu oszacowania zużycia energii elektrycznej przez gospodarstwo domowe należy pozyskać dane o:
•
ilości zużywanej energii w kolejnych 12 okresach rozliczeniowych (miesiącach) na podstawie płaconych przez odbiorców rachunków lub informację
o poniesionych kosztach za dostawę energii elektrycznej w kolejnych
12 okresach rozliczeniowych, również na podstawie rachunków;
•
liczbie osób w gospodarstwie domowym [kWh/miesiąc];
•
powierzchni mieszkalnej [m2].
Oszacowanie zużycia energii elektrycznej na podstawie danych z przedsiębiorstwa obrotu energią jest o tyle trudne, że na danym obszarze może funkcjonować więcej niż jedno przedsiębiorstwo prowadzące handel energią. W takim
przypadku należy pozyskać dane od każdego przedsiębiorstwa tego typu funkcjonującego na danym obszarze.
Możliwość oszacowania średniego rocznego zużycia energii przez gospodarstwa
domowe wymaga znajomości:
•
ilości energii sprzedawanej według taryf grupy G [GWh],
•
liczba odbiorców rozliczających się według taryf grupy G [szt.].
Dane pozyskane z przedsiębiorstw obrotu energią pozwalają oszacować
jedynie ilość energii na jedno gospodarstwo domowe, bez oszacowania wartości
zużycia energii elektrycznej na 1 osobę. Nie jest możliwe również rozróżnienie na
– 100 –
przykład zużycia energii w zależności od wyposażenia gospodarstwa w inne media (na przykład gaz ziemny, ciepło sieciowe).
4.2.2
Oszacowanie zużycia energii elektrycznej
w mikroprzedsiębiorstwach
Oszacowanie zużycia energii w mikroprzedsiebiorstwach przeprowadzić
można na podstawie informacji o płatnościach za energię w kolejnych okresach
rozliczeniowych u odbiorców objętych badaniem ankietowym. Niezbędne dane
obejmują:
•
wartości rachunków w 12 okresach rozliczeniowych lub odczytane z faktur
za energię wartości zużycia w kWh,
•
rodzaj taryfy, według której rozlicza się odbiorca,
•
charakter produkcji,
Obliczenie całkowitego rocznego zużycia energii w mikroprzedsiębiorstwach w gminie, na podstawie zużycia rocznego energii w mikroprzedsiębiorstwach oszacować można według zależności:
Lbmp
 An(lbmp )
Amp 
lbmp
Lbmp
Lmp
4.2
gdzie:
Lbmp – liczebność próby badanych mikroprzedsiębiorstw,
Lmp – liczba mikroprzedsiębiorstw w gminie,
An – roczne zużycie energii w mikroprzedsiębiorstwie lbmp.
Wykorzystanie wskaźnika średniego zużycia energii w mikroprzedsiębiorstwach, a nie wskaźników na przykład uzależniających zużycie energii od powierzchni zajmowanej przez przedsiębiorstwa lub uzyskiwanych dochodów wynika z faktu, że część mikroprzedsiębiorstw mimo teoretycznie dużej zajmowanej
powierzchni zużywa niewielkie ilości energii (na przykład firmy transportowe
zajmujące duży obszar na cele parkingowe) lub mikroprzedsiębiorstwa wykonujące usługi budowlane osiągające duże dochody w stosunku do własnego, ewidencjonowanego (księgowanego jako koszty przedsiębiorstwa) zużycia energii,
gdyż kosztami zużycia energii wynikającymi z działalności przedsiębiorstw budowlanych obciążani są bezpośrednio inwestorzy.
– 101 –
Wykorzystanie danych pozyskanych z przedsiębiorstw obrotu energią jest
niemożliwe z powodu braku rozróżnienia odbiorców ze względu na ilość pracowników w przedsiębiorstwach.
4.2.3
Oszacowanie zużycia energii elektrycznej
w gospodarstwach rolnych
Wyznaczenie zużycia energii elektrycznej przez gospodarstwa rolne możliwe jest, podobnie jak w przypadku dwóch wcześniej opisywanych kategorii odbiorców na postawie danych statystycznych, literaturowych lub na podstawie,
uwzględniających uwarunkowania analizowanej gminy, danych ankietowych.
Na podstawie publikowanych przez GUS danych o zużyciu energii elektrycznej w rolnictwie oraz powierzchni użytków rolnych możliwe jest oszacowanie
wielkości zużycia energii elektrycznej w kWh na hektar użytków rolnych. Dane
takie dostępne są również w literaturze.5 Na podstawie informacji o zużyciu
energii elektrycznej w odniesieniu do hektara użytków rolnych oraz wiedzy o ich
powierzchni w gminie, można oszacować ilość zużywanej energii. Powstaje jednak pytanie, jakiego typu dane są podawane, gdyż niejednokrotnie podawane
wartości zużycia obejmują energię nie tylko wykorzystywaną do produkcji rolniczej, ale również energię zużywaną na potrzeby gospodarstwa domowego na wsi.
Przy takim podejściu należałoby pamiętać o tym, aby w bilansie energetycznym
gminy nie uwzględniać dwukrotnie tej samej energii liczonej raz jako zużywaną
przez gospodarstwa domowe a drugi raz jako zużywaną przez sektor rolny.
Wykorzystanie danych GUS oraz danych literaturowych zawierających informacje uzyskane dla innych gmin niż analizowana, mogą być dla obszaru objętego analizą nieadekwatne. W tabeli 4.1 przedstawione są dane dotyczące zużycia
energii w wiejskich gospodarstwach domowych. Z danych prezentowanych w tej
tabeli widać, jak duże są różnice zużycia w przeliczeniu na osobę w poszczególnych województwach. W województwie podkarpackim zużycie energii elektrycznej na osobę w gospodarstwach domowych na wsi w roku 2006 wyniosło
498,8 kWh/osobę/rok, a w województwie opolskim 840,7 kWh/osobę/rok, czyli
różnica wynosi 68,5%, a różnica wartości minimalnej w stosunku do wartości
średniej dla całego kraju wynosi 38,7%.
M. Trojanowska, Analiza popytu na energię elektryczną odbiorców wiejskich, „Wiadomości
Elektrotechniczne” 2002 nr 10-11, J. Pawlak, Nakładyenergii...,op. cit.
5
– 102 –
Tabela 4.1
Zużycie energii elektrycznej w wiejskich gospodarstwach domowych
według województw
Zużycie energii elektrycznej Województwa POLSKA Dolnośląskie Kujawsko‐pomorskie Lubelskie Lubuskie Łódzkie Małopolskie Mazowieckie Opolskie Podkarpackie Podlaskie Pomorskie Śląskie Świętokrzyskie Warmińsko‐mazurskie Wielkopolskie Zchodniopomorskie [GWh] na 1 mieszkańca [kWh] 2006 2007 2006 2007 10190,8 556,8 611,2 709,3 257,5 661,5 1108,8 1374,4 416,1 621,9 392,5 533,8 745,9 374,5 424,6 1082,9 319,1 10420,5 569,7 632,1 721,1 256,8 676,1 1139,5 1439,9 405,1 637,8 398,9 538,0 782,8 381,5 426,7 1091,1 323,2 691,8 655,2 767,0 611,1 710,4 728,0 672,6 754,6 840,7 498,8 809,4 739,0 744,9 534,7 744,2 746,3 609,6 705,8 676,9 789,3 622,7 706,1 744,0 689,0 788,3 821,2 512,3 825,3 736,2 779,3 547,9 747,0 746,4 616,5 Źródło: MałyrocznikstatystycznyPolski2009, GUS, Warszawa 2009.
Dokładniejsze wyniki oszacowania zużycia energii elektrycznej w rolnictwie
na obszarze gminy uzyskuje się wykorzystując wyniki przeprowadzonych badań
ankietowych. Konieczne jest wówczas uzyskanie w ramach przeprowadzonej
ankiety dla każdego respondenta danych o:
•
powierzchni gospodarstwa rolnego [ha];
•
charakterze prowadzonej działalności rolnej (hodowla drobiu, bydła, trzody,
produkcja roślinna, udziały według dochodu w %);
•
rocznym zużyciu energii wyłącznie na produkcję rolną w jednostkach naturalnych [t,l,m3] (wykorzystywane przy analizie zużycia energii pierwotnej
w gospodarstwie rolnym);
•
rocznego zużycia energii elektrycznej na cele produkcji rolniczej [kWh/rok].
Na podstawie badań przeprowadzonych na określonej próbie gospodarstw
rolnych wyznaczenie zużycia energii elektrycznej w rolnictwie (wyłącznie na cele
rolnicze) należałoby przeprowadzić wykorzystując zależność:
– 103 –
Lbg
Lg
AGR   SUR (l g ) 
l g 1
 Ar (lbg )
lbg 1
Lbg
4.3
 SUR (lbg )
lbg 1
gdzie: Lg – liczba gospodarstw rolnych w gminie,
Lbg – liczba gospodarstw rolnych poddanych badaniu ankietowemu,
SUR – powierzchnia użytków rolnych w kolejnych gospodarstwach.
Wskaźnik zużycia energii elektrycznej w rolnictwie w odniesieniu do jednego hektara użytków rolnych jest często stosowany w analizach dotyczących energochłonności produkcji rolniczej. Jednak wyniki analiz niektórych badaczy wskazują, że zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach rolnych najlepiej
charakteryzuje wskaźnik jej zapotrzebowania w przeliczeniu na 1 odbiorcę.
Wskaźnik ten cechuje najmniejszy współczynnik zmienności i asymetrii.6 Nadmienić tu jednak należy, że przedstawione w przez M. Trojanowską7 i innych
analizy dotyczą wyłącznie niespecjalizowanych gospodarstw rodzinnych rozliczających się według taryf G11 i G12 co oznacza, że w analizach nie rozróżniono
zużycia energii elektrycznej na cele gospodarstwa domowego i na cele produkcji
rolniczej. Przy oszacowaniu zapotrzebowania na energie elektryczną trzeba
zwrócić uwagę na to, by energii zużywanej w gospodarstwach wiejskich rozliczających się według taryf grupy G, nie policzyć dwukrotnie, raz jako energii zużywanej na cele gospodarstwa domowego, a drugi raz jako energii wykorzystywanej w rolnictwie. Brak rozróżnienia na energię wykorzystywana na wyżej
wymienione dwa odrębne cele stwarza problem z oszacowaniem rzeczywistej
energochłonności rolnictwa na terenie gminy.
4.2.4
Oszacowanie zapotrzebowania na energię elektryczną
w obiektach użyteczności publicznej
Bieżące zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną w budynkach
będących własnością gminy ustalić należy na podstawie aktualnej ewidencji zuM. Trojanowska, J. Knaga, K. Nęcka, Charakterystykagospodarstwrolnychjakoużytkowników
energiielektrycznej, „Inżynieria Rolnicza” 2006 nr 11.
7 Ibidem.
6
– 104 –
życia energii prowadzonej przez gminę, rachunków za zużycie energii elektrycznej oraz rachunków za ciepło sieciowe lub zakup paliw dla celów grzewczych.
Gospodarka energetyczna opisana jako zakres A, czyli prowadzona w obiektach będących własnością gminy, składa się z obiektów mieszkalnych (mieszkań
komunalnych) oraz budynków użyteczności publicznej. W odniesieniu do budynków mieszkalnych i mieszkań oszacowanie zużycia energii istniejących odniesieniu do liczby osób lub m2 w roku początkowym analizy można przeprowadzić
tak, jak to przedstawiono dla gospodarstw domowych, na podstawie danych
przedsiębiorstw obrotu energią lub na podstawie bezpośrednich badań ankietowych (w oparciu o rachunki za energię elektryczną) na wybranej próbie takich
obiektów). Prognozę zmian zużycia energii elektrycznej w istniejących mieszkaniach komunalnych i w ewentualnych nowopowstających mieszkaniach tego typu
w gminie w okresie objętym analizą wykonać można albo na podstawie trendów
zmian zużycia energii w gospodarstwach domowych w gminie w przeliczeniu na
jedną osobę lub jedno gospodarstwo domowe albo na podstawie prognoz tych
wielkości w wymiarze ogólnokrajowym. Wychodząc z wartości bieżącego zużycia
energii elektrycznej analizowanej grupy odbiorców można ją przenieść na wartości przyszłe poprzez analizę tempa zmian tej wielkości zachodzących w kraju.
Dla obiektów gminnych użyteczności publicznej jednostkowa prognozowana wielkość zużycia energii elektrycznej ee [kWh/m2] powinna być określona na
podstawie zarządzenia Ministra Infrastruktury w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki (tabela 4.2)
Tabela 4.2
Wartości referencyjne do oszacowania zużycia energii elektrycznej
na oświetlenie dla budynków użyteczności publicznej
Typ budynku Moc elektryczna 2
referencyjna [W/m ] Czas użytkowania oświetlenia [h/rok] Biura i urzędy Szkoły Szpitale Restauracje, gastronomia Dworce kolejowe, autobusowe, lotnicze Handlowo‐usługowe 20 20 25 25 20 25 2500 2000 5000 2500 4000 5000 Źródło: Projekt z dnia 19 sierpnia 2009 r. rozporządzenia Ministra Infrastruktury zmieniającego rozporządzenie w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać
budynki i ich usytuowanie.
– 105 –
Łączne roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w obiektach należących do gminy (zakres A gminnej gospodarki energetycznej) oblicza się z zależności:
AAG  APGD  LPGDA  ee  S POG  APROD  APIO
4.4
gdzie:
APGD – roczne prognozowane zużycie energii przez gospodarstwo domowe
[kWh/rok],
LPGDA – prognozowana liczba gospodarstw domowych wchodzących w skład zakresu
A, równa liczbie mieszkań komunalnych w gminie,
ee – jednostkowe zużycie energii elektrycznej w obiektach użyteczności publicznej
[kWh/m2],
SPOG – łączna powierzchnia obiektów użyteczności publicznej [m2],
APROD – roczne zapotrzebowanie na energię na oświetlenie drogowe [kWh/rok],
APIO– roczne zapotrzebowanie na energię w innych obiektach gminnych, np. oświetlenie stadionów, obiektów sakralnych, lodowisk.
Wartość wskaźnika ee składa się z dwóch składników:
•
eeo (kWh/m2) – jednostkowe roczne zużycie energii elektrycznej na oświetlenie wyznaczanego jako iloczyn wskaźnika mocy referencyjnej W/ m2 oraz
rocznego czasu użytkowania oświetlenia,
•
ed (kWh//m2) jednostkowe roczne zużycie energii przez urządzenia elektrycznej inne niż oświetlenie, który można wyznaczyć na podstawie różnicy
między aktualnym całkowitym wskaźnikiem zużycia energii w budynkach
użyteczności publicznej danego typu w gminie a bieżącym wskaźnikiem
eeo(t=1), który może być wyliczony jako iloczyn mocy zainstalowanej w urządzeniach oświetleniowych oraz referencyjnego czasu użytkowania oświetlenia odniesiony do powierzchni obiektu w m2.
Istotnym elementem zużycia energii w gminie jest oświetlenie drogowe.
Utrzymanie oświetlenia drogowego należy do zadań własnych gminy i wiąże się
z zapewnieniem bezpieczeństwa mieszkańcom. Oświetlenie uliczne zużywa
w większości krajów europejskich 1–5% całkowitego zużycia energii elektrycznej. W Polsce zużywa się na oświetlenie ulic powyżej 1,5% całkowitego zużycia
energii zużywanej w kraju i stanowi to niemal 100% energii zużywanej na oświetlenie poza budynkami.8
J. Gorzonowski, W. Witakowski, Racjonalnamodernizacjaoświetleniadrogowego, w: Materiały
Konferencji Naukowo-Technicznej „Sztuka oświetlenia. Elektroenergetyczne urządzenia rozdzielcze”, Kołobrzeg 2007.
8
– 106 –
Tabela 4.3
Porównanie zużycia energii przez różnego typu źródła światła
wykorzystywane w oświetleniu drogowym
Wyszczególnienie Liczba lamp na km Moc lampy Łączna moc na km Wysokoprężne lampy sodowe Ceramiczne lampy metalowo‐
halogenkowe Świetlówki kompaktowe 50 sztuk/km 27 sztuk/km 22 sztuk/km 22 sztuk/km 36 sztuk/km 160 W 8000 W/km 70 W 1550 W/km 70 W 1550 W/km 55 W 2000 W/km Lampy żarowo‐
rtęciowe Wysokoprężne lampy rtęciowe 125 W 3375 W/km Źródło: B. Ślęk, Możliwościwykorzystaniapotencjałuistniejącychtechnologiiwoświetleniu
zewnętrznym, Materiały Konferencji Naukowo-Technicznej „Sztuka oświetlenia. Elektroenergetyczne urządzenia rozdzielcze”, Kołobrzeg 2007
Przedstawiony poniżej sposób oszacowania zapotrzebowania na energię
elektryczną przez gminny system oświetlenia drogowego należy uznać za rachunek zgrubny, dokładniejsze wyliczenie możliwe jest dopiero przy opracowaniu
projektu modernizacji, w którym uwzględnione byłyby szczegółowe wymagania
co do wartości luminancji na powierzchni dróg w zależności od ich kategorii.
Przedstawiona poniżej metodologia może być wykorzystana jedynie do wstępnego szacunku zmniejszenia zużycia energii w celu uwzględnienia go w bilansie
energetycznym gminy.
Zużycie energii elektrycznej na oświetlenie drogowe zależy od typu zastosowanych lamp, a tym samym mocy zastosowanych źródeł światła (tabela 4.3),
wymagań odnośnie wartości luminancji na powierzchni drogi czyli kategorii dróg
oraz długości dróg określonych kategorii w gminie.
Procedura szacowania zmniejszenia zużycia energii na oświetlenie drogowe
po modernizacji wymaga wykonania następujących kroków:
•
założenia zmniejszenia w wyniku modernizacji mocy lamp zawieszonych
przed rokiem 2000 o jeden stopień w typoszeregu, czyli 400W→250W,
250W→150W, 150W→100W, 125W, 100W→70W.
•
wyznaczenia zmniejszenia mocy urządzeń oświetleniowych oszacować
można z zależności:
Po  (400  200)  l400  (200  150)  l200 
 (150  100)  l150  (100  70)  l100
4.5
gdzie:
l400 , l200 , l150 , l100 , l70 – odpowiednio liczba opraw ze źródłami światła o odpowiednich mocach;
– 107 –
•
oszacowania rocznego obniżenia zużycia energii elektrycznej na oświetlenie
drogowe w gminie, dzięki modernizacji oświetlenia:
AROD  (TRD  TRPN )  Po 
TRON
Po
2
4.6
gdzie:
TRD – roczny czas świecenia lamp w strefie taryfowej dziennej [h],
TRPN – czas świecenia lamp pełną mocą w strefie nocnej [h], TRON – czas świecenia
lamp w okresie nocnym z mocą obniżoną [h].
Przy szacowaniu zmniejszenia zużywanej energii należy przyjąć roczny czas
świecenia lamp na poziomie TR=4087h, (przy założeniu, że lampy są załączane
15 min. po zachodzie słońca i gaszone 15 min. przed wschodem, co jest typową
praktyką w zakresie oświetlenia drogowego), przy czym zakładając rozliczenie
z dostawcą energii według taryfy C21B czas świecenia w strefie dziennej wynosi
TRD = 1247 h, a w strefie nocnej TRN = 2840 h. W przypadku wykorzystania
lamp z okresowo obniżaną mocą, czas pracy w strefie nocnej z pełną mocą będzie
wynosił TRPN=1380h oraz z mocą obniżoną TRON = 1460 h. Podane liczby godzin w ciągu roku wykorzystuje się w celu obliczania ilości energii pobranej przez
urządzenia oświetlenia drogowego.
Docelowe zapotrzebowanie na energię do celów oświetlenia drogowego
może być wyznaczona na podstawie informacji o zwiększeniu długości oświetlanych dróg w gminie od stanu obecnego, do stanu planowanego w ostatnim roku
analizy.
Docelowe zużycie energii na drogach aktualnie oświetlanych wyznaczyć
można jako:
ADROD  AAROD  AROD
4.7
gdzie:
AAROD – aktualne (przed modernizacją) zużycie energii na cele oświetleniowe
w gminie [MWh/rok].
Jednostkowy wskaźnik zużycia energii na oświetlenie dróg można obliczyć
według zależności:
A
4.8
wOD  DROD
LADG
gdzie:
LADG – aktualna długość dróg oświetlanych w gminie [km].
– 108 –
Prognozowane zapotrzebowanie na energię na oświetlenie drogowe należy
obliczyć z formuły:
4.9
APROD  w OD  LPDG
gdzie:
LPDG – prognozowana długość dróg oświetlanych w gminie.
Przedstawiony szacunek zapotrzebowania na energię na oświetlenie drogowe w gminie można uszczegółowić, odnosząc przedstawiony algorytm do dróg
poszczególnych kategorii w gminie, to jest krajowych, powiatowych i gminnych.
Wykorzystanie podanego algorytmu stanowi jedynie „zgrubne” oszacowanie
korzyści energetycznych wymiany opraw oświetlenia drogowego. Wykonanie
modernizacji oraz dokładna ocena efektu finansowego takiej inwestycji wymaga
odrębnego opracowania zawierającego szczegółową inwentaryzację stanu aktualnego i projekt modernizacji uwzględniający kategorie oświetlanych dróg i wymagania odnośnie oświetlenia (luminancji) na ich powierzchni zgodnie z obowiązującą normą.
4.3
Szacowanie zapotrzebowania
na energię cieplną w budynkach mieszkalnych
i produkcyjnych oraz obiektach
użyteczności publicznej
Sposób oszacowania zużycia energii cieplnej oraz paliw dla wszystkich
trzech analizowanych grup odbiorców energii jest praktycznie taki sam. Oszacowanie tych wartości może być podstawą określenia zapotrzebowania gminy na
energię cieplną i paliwa. Może też stanowić bazę określenia tych wielkości dla
poszczególnych miejscowości w gminie, co jest niezbędne dla praktyki planowania energetycznego na szczeblu lokalnym (gminnym i powiatowym).
Oszacowanie zużycia energii cieplnej i paliw w gminach wiejskich, w których użytkownicy ciepła nie są zasilani z sieci ciepłowniczych, lecz energia cieplna wytwarzana jest w indywidualnych instalacjach jest trudniejsza i znacznie
bardziej pracochłonna niż w przypadku analizy obszarów zurbanizowanych, na
których zaopatrzenie w energię cieplną w znacznym stopniu pokrywane jest
przez scentralizowanych wytwórców – ciepłownie i elektrocieplownie.
Badania wykonywane w ostatnich latach w Polsce dla gmin wiejskich południowo-wschodniej Polski wykazały zmienność zapotrzebowania na energie
– 109 –
cieplną w odniesieniu do jednego mieszkańca dla badanych gmin w zakresie od
17,4 do 44,6 przy średniej równej 26,2 GJ/Mk9. Opracowanie nie zawiera przeliczenia zużycia energii cieplnej na metr kwadratowy ogrzewanych budynków,
co jest najczęściej używanym wskaźnikiem w odniesieniu do energii cieplnej.
Dodatkowym utrudnieniem w takich oszacowaniach jest to, że badania i na
ich podstawie wyprowadzone współczynniki zużycia energii na ogrzewanie
i przygotowanie ciepłej wody użytkowej dezaktualizują się z czasem. Ponadto, jak
już wielokrotnie podkreślano, badania wykonane dla jednej gminy nie muszą być
reprezentatywne dla innej, szczególnie w odniesieniu do gmin położonych
w różnych częściach kraju. Wynika to chociażby z innych warunków klimatycznych, większej lub mniejszej dostępności określonych typów paliwa na danym
obszarze.
A.1. Oszacowaniezużyciaenergiicieplnejnapodstawiedanychankietowych
Wykorzystanie metody ankietowej daje możliwość szczegółowego oszacowania ilości energii cieplnej zużywanej w gospodarstwie domowym w formie
ciepła (ogrzewanie oraz ciepła woda użytkowa). W przypadku budynków ogrzewanych indywidualnie w ankiecie powinno się uzyskać informacje o:
•
rodzajach wykorzystywanych paliw;
•
ilości tych paliw zużywanych w ciągu roku;
•
sprawności wykorzystywanych urządzeń grzewczych;
•
powierzchni i kubaturze budynku;
•
ilości osób stanowiących gospodarstwo domowe.
Ilość energii cieplnej zużywanej w gospodarstwie domowym obliczyć można
jako:
R
Qr   m(r )  wo (r ) (r )  Qod (r )
4.10
r 1
gdzie:
m(r) – masa paliwa r spalanego w ciagu roku,
wo(r) –wartość opalowa paliwa rodzaju r,
η(r) – sprawność urządzenia wykorzystującego paliwo r,
Qod(r) – rodzaj r energii odnawialnej wykorzystywanej w procesach innych niż spalanie w formie energii cieplnej (pompa ciepła, kolektory słoneczne).
Nieco innym zagadnieniem jest szacowanie zapotrzebowania na energię
cieplną odbiorców w budynkach wielorodzinnych. Wówczas obliczenie można
9 M. Trojanowska, T. Szul, Analizastatystycznazapotrzebowanianaciepłowgminachwiejskich,
„MOTROL” 2008 nr 10, s. 126-130.
– 110 –
przeprowadzić na podstawie informacji od administratora budynków o wartości
opłat za energię cieplną lub odczytów liczników w węzłach ciepłowniczych.
A.2 Oszacowanie zużycia energii cieplnej na podstawie procedury energe‐
tycznejcertyfikacjibudynków
Oszacowanie zużycia energii cieplnej na podstawie analizy zgodnej z procedurą certyfikacji energetycznej budynków jest metodą bardziej pracochłonną
i droższą niż metoda ankietowa, szczególnie jeśli uwzględni się, że w ramach
badania ankietowego uzyskuje się informacje nie tylko o zużyciu paliw (co może
być przeliczone na energię cieplną jako finalną w ogrzewaniu budynków). Wymaga bowiem przeanalizowania tkanki budowlanej w gminie i wybrania odpowiedniej próbki reprezentatywnych budynków i wykonania dla nich obliczeń
według procedury certyfikacyjnej. Zaletą wykorzystania procedury certyfikacji
energetycznej jest obiektywna ocena zapotrzebowania na energię uniezależniająca uzyskane wyniki od indywidualnych zachowań odbiorców w zakresie sposobów korzystania z energii (na przykład utrzymywania nieuzasadnienie wysokiej
temperatury powietrza w pomieszczeniach). W rezultacie otrzymuje się wielkość
zużycia energii cieplnej oraz energii pierwotnej w przeliczeniu na m2 powierzchni budynku uznanego za reprezentatywny dla danej grupy.
Tabela 4.4
Orientacyjny wskaźnik zapotrzebowania na ciepło
w zależności od wieku budynku
2
Budynki budowane w latach Orientacyjny wskaźnik zużycia energii cieplnej [kWh/m /rok] do 1966 1967‐1985 1985‐1992 1993‐1997 od 1998 240 – 350 240 – 280 160 – 200 120 – 160 90 – 120 Źródło: http://www.kape.gov.pl/PL/Dzialalnosc/ZrownowazoneBudownictwo/wykorzystanie_ energii.phtml [Dostęp: 5.12.2009].
Wykorzystanie procedury certyfikacji energetycznej budynków do oszacowania zapotrzebowania na energię cieplną w gminie (lub miejscowości) wymaga
wyselekcjonowania charakterystycznych grup budynków z punktu widzenia
ilości zużywanej przez nie energii a następnie wykonania dla nich obliczeń. Uzyskane wyniki uogólnić należy na całą populację budynków w gminie. Grupy charakterystyczne budynków mogą być określone na podstawie okresu budowy.
– 111 –
Statystyczne wartości jednostkowego wskaźnika zapotrzebowania na ciepło
w zależności od okresu budowy przedstawiono w tabeli 4.4.
4.4
Szacowanie zużycia energii pierwotnej w gminie
Oszacowanie zużycia energii przez gospodarstwo domowe wymaga przeliczenia ilości zużywanej energii bezpośredniej10 na energię pierwotną nieodnawialną (lub energię pierwotną, której zasoby są czasowo ograniczone – dotyczy
to drewna, które jakkolwiek według nomenklatury należy do zasobów odnawialnych, lecz jej dostępna ilość danym momencie jest ograniczona), według zależności:
R
 E  (1  kEG )  k ENS E rGD  kENL 
Q k
 4.11

E rpGD   mN (r )  w o (r )  rGD QN  3,6 rGD




 pc  wc




r 1
pe
we
pel
wel


gdzie11:
mN(r) – masa wykorzystywanych w ciągu roku paliw nieodnawialnych (kg) rodzaju r,
wo(r) – wartość opałowa paliwa r (MJ/kg), QrGD – energia cieplna pochodząca z układu
cieplnego scentralizowanego (ciepłociągu) według licznika energii cieplnej u odbiorcy w MJ/rok, kQN – wskaźnik wykorzystania energii nieodnawialnej u scentralizowanych wytwórców ciepła w gminie (ułamek niemianowany), ƞpc – średnia roczna
sprawność przesyłu energii cieplnej (ułamek niemianowany), ƞwc – średnia roczna
sprawność wytwarzania energii cieplnej w źródłach zasilających ciepłociąg (ułamek
niemianowany), ErGD – zużycie energii elektrycznej przez gospodarstwo domowe
(kWh/rok), kEG – wskaźnik lokalnego wytwarzania energii, rozumiany jako udział
energii netto produkowanej przez rozproszone źródła energii na terenie gminy
w całkowitym zapotrzebowaniu na energię odbiorców na terenie analizowanego
obszaru, kENS kENS – wskaźnik wykorzystania energii nieodnawialnej i biomasy
w systemie elektroenergetycznym, rozumiany jako udział energii pierwotnej w postaci paliw kopalnych i biomasy w produkcji energii elektrycznej w systemie (ułamek
niemianowany)12, ƞpe – sprawność przesyłu energii w systemie elektroenergetycznym (ułamek niemianowany), ƞwe – sprawność wytwarzania energii w systemie elektroenergetycznym, kENL – wskaźnik wykorzystania energii nieodnawialnej w źródłach
rozproszonych na terenie gminy rozumiany analogicznie jak jego odpowiednik dla
Energia bezpośrednia to energia w formie, w jakiej jest zużywana przez odbiorniki.
Występujący we wzorze 3.11 współczynnik 3,6 wynika z przeliczenia kWh/rok na MJ/rok.
12 Wskaźnik ten dotyczy paliw nieodnawialnych i biomasy, ponieważ paliwa tego typu przetwarzane energetycznie w procesach spalania powodują emisję produktów spalania do środowiska.
10
11
– 112 –
systemu elektroenergetycznego (ułamek niemianowany), ƞpel – średnia roczna
sprawność przesyłu energii źródeł lokalnych źródeł rozproszonych do odbiorców
rozumiany jako iloczyn sprawności przesyłu w sieciach średniego i niskiego napięcia,
ƞwel – średnia roczna sprawność wytwarzania energii w lokalnych źródłach rozproszonych.
4.5
Zapotrzebowanie na energię w gminie
w horyzoncie planowania
Opracowanie wariantów rozwoju lokalnej energetyki w okresie objętym
planowaniem wymaga w pierwszej kolejności prognozy zapotrzebowania na
energię. Oszacowanie przyszłego zapotrzebowania na energię i paliwa powinno
zawierać trzy elementy:
•
wielkość i strukturę zapotrzebowania na energię w okresie objętym analizą;
•
wielkość i strukturę wykorzystywanej energii pierwotnej na analizowanym
obszarze w horyzoncie planowania;
•
lokalizację punktów odbiorczych i zasilających energii cieplnej i elektrycznej
w horyzoncie planowania.
Podkreślić należy, że procedury opisane poniżej, z punktu widzenia praktycznego planowania energetycznego wykonać należałoby nie tylko dla gminy
jako całości, ale również dla każdej miejscowości w gminie. Wynika to z faktu,
iż energia musi być dostarczana do określonego miejsca zapotrzebowania lub
wytwarzana w tym miejscu, dotyczy to w szczególności energii sieciowej.
W przedstawionych poniżej rozważaniach nie bierze się pod uwagę ciepła
technologicznego, wykorzystywanego w gminie przez zakłady przemysłowe na
cele produkcyjne. Oszacowanie tych wielkości należy przeprowadzić indywidualnie dla przedsiębiorstw, które to ciepło wykorzystują.
– 113 –
4.5.1
Szacowanie zapotrzebowania na energię cieplną
w horyzoncie planowania w obiektach będących
własnością gminy
Do obliczenia zapotrzebowania na energię w końcu okresu analizy w obiektach zakwalifikowanych do zakresu A gminnej gospodarki energetycznej niezbędne dane obejmują:
•
dotychczasowe zapotrzebowanie na energię na m2 powierzchni obiektów
ogrzewanych13,
•
powierzchnię obiektów objętych zakresem A,
•
założenia budowy nowych obiektów, które odpowiadają warunkom zakwalifikowania ich do zakresu A – wielkość łączna w m2.
Przyszłe zapotrzebowanie na energię w gminie przez odbiorców zakwalifikowanych do zakresu A należałoby obliczyć jako sumę zapotrzebowania odbiorców istniejących oraz zapotrzebowanie na energię nowych obiektów. Dla nowych
obiektów gminnych, planowanych do wybudowania w okresie objętym horyzontem analizy ich roczne zapotrzebowanie na energię obliczyć jako iloczyn:
QRN  ew  S N
4.12
gdzie:
ew – jednostkowe zapotrzebowanie na energię cieplną budynków nowych; wartość
przyjmowana na poziomie nie więcej niż 70kWh/m2 rocznie dla budynków jednorodzinnych (oraz budynków użyteczności publicznej) oraz 50kWh/m2 dla budynków
wielorodzinnych14,
SNA – powierzchnia nowych obiektów w m2
Oszacowanie przyszłego zapotrzebowania na energię cieplną dla obiektów
istniejących wymaga określenia, jak bardzo zużycie energii w odniesieniu do
powierzchni w m2 różni się od wartości oczekiwanej. Aby stwierdzić, dla których
obiektów wartości jednostkowego zużycia energii są najwyższe, należałoby oszaOszacowane zgodnie z metodyką przedstawioną w rozdziale 2 opracowania.
Wartość jednostkowego zapotrzebowania na energię zaproponowano na podstawie analiz
przedstawionych w opracowaniu FEWE Analiza potencjału zmniejszenia zużycia energii
wnowych budynkach w wyniku zastosowania wyższych standardów w zakresie izolacyjności
przegród zewnętrznych, Katowice 2009, w którym oszacowano zapotrzebowanie na energię
budynków jednorodzinnych i wielorodzinnych między innymi dla wariantu nazwanego optymalnym, dla którego wzięto pod uwagę, przy określaniu jednostkowego zapotrzebowania na
energię budynku typowego, opłacalność zwiększenia przegród zewnętrznych.
13
14
– 114 –
cować tę wartość albo na podstawie rzeczywistego zużycia energii, albo na podstawie algorytmu oceny energetycznej budynków (certyfikacja). Na podstawie
uzyskanych wyników można wybrać obiekty do termomodernizacji. W pierwszej
kolejności powinny zostać wybrane te, dla których stosunek nakładów finansowych na działania termomodernizacyjne w odniesieniu do uzyskanych oszczędności energii jest najmniejszy.
Wskaźnik kosztowej efektywności termomodernizacji:
K T (i )
QIP (i )
w Ei 
4.13
gdzie:
K T (i ) – nakłady na termomodernizację obiektu i,
QIP (i ) – roczne zmniejszenie zużycia energii na ogrzewanie w obiekcie i.
Analizowane obiekty należy uszeregować od min wEi do max wEi i do pierwszoplanowej realizacji wybierać te, dla których wskaźnik wEi są najniższe.
Po ustaleniu obiektów podlegających termomodernizacji, z uwzględnieniem
możliwości finansowania, można określić dla nich nowe wskaźniki zapotrzebowania na energię. Na tej podstawie należy oszacować przyszłe zapotrzebowanie
na energię budynków istniejących, według zależności:
I
QRIM   ewi  S I (i )
4.14
i 1
gdzie:
I – liczba gminnych obiektów włączonych do analizy,
ewi – wartość jednostkowego zapotrzebowania budynku i na energię (kWh/m2) w
końcowym roku analizy (po modernizacji lub bez modernizacji w zależności czy wartość jednostkowego zapotrzebowania budynku na energię zmieniła się czy nie),
S(i) – powierzchnia i-tego obiektu.
W przypadku obiektów użyteczności publicznej niepodlegających modernizacji w okresie analizy przyszłe zużycie energii należy przyjąć w wysokości aktualnych wartości.
Całkowite zapotrzebowanie na energię na cele grzewcze w końcowym roku
analizy należy obliczyć z zależności:
– 115 –
QCGA  QRN  QRIM  QRIN
4.15
gdzie:
QRN , QRIM , QRIN – oznaczają odpowiednio zapotrzebowanie na energię cieplną
w nowo powstałych obiektach, zapotrzebowanie na energię cieplną w obiektach
modernizowanych w okresie analizy oraz zapotrzebowanie na energię cieplną
w obiektach istniejących niemodernizowanych.
4.5.2
Szacowanie zapotrzebowania na energię cieplną
w horyzoncie planowania w obiektach użyteczności
publicznej niebędących własnością gminy
(zakres B gminnej gospodarki energetycznej)
Oszacowanie zapotrzebowania na energię cieplną w końcowym roku horyzontu planowania opiera się na oszacowaniu zapotrzebowania bieżącego
(w pierwszym roku analizy) Qr(t = 1). Następnym krokiem jest oszacowanie potencjalnych możliwości ograniczenia zużycia energii cieplnej w budynkach istnieT ) oraz oszacowanie zapotrzebowania na ciepło w nowych
jących Qr (t  1 
obiektach.
Oszacowanie zapotrzebowania na energię w nowych budynkach, powstających w okresie czasu od pierwszego toku analizy t=1 do roku ostatniego T wymaga znajomości:
•
powierzchni terenów pod zabudowę według gminnego planu zagospodarowania przestrzennego;
•
charakteru obiektów, jakie mogą powstać na danym terenie;
•
średniej gęstości zabudowy rozumianej jako powierzchnia budynków do
powierzchni analizowanego obszaru.
Przyjmując wskaźnik jednostkowego zapotrzebowania na energię ew =
70 W/m2, zapotrzebowanie na energię w nowych budynkach szacuje się z zależności:
4.16
QrN (T )  ew  S BN (t  1  T )
gdzie:
S BN (t  1  T ) – suma powierzchni ogrzewanych budynków powstałych w okresie
objętym analizą.
Łączne zapotrzebowanie na energię cieplną wykorzystywaną na ogrzewanie
budynków w końcowym roku okresu analizy można więc obliczyć jako:
– 116 –
Qr (T )  Qr (t  1)  Qr (t  1  T )  QrN (T )
4.17
Tak wyznaczone zapotrzebowanie na ciepło w budynkach na obszarze gminy może być elementem szacowania bilansu energetycznego gminy w okresie
objętym planowaniem.
4.5.3
Szacowanie zapotrzebowania na energię elektryczną
w końcowym roku analizy
Oszacowanie zapotrzebowania na energię elektryczną w gminie oraz
w poszczególnych miejscowościach położonych na jej terenie często bywa niewystarczającą informacją. Z punktu widzenia planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego konieczne jest określenie, gdzie powstaną nowe centra odbiorcze (nowe zakłady przemysłowe lub osiedla mieszkaniowe) lub gdzie zmieni
się wartość zapotrzebowania na energię. Z punktu widzenia planowania rozwoju
sieci elektroenergetycznych istotna jest nie tylko wielkość zapotrzebowania na
energię ale również, a może przede wszystkim, wartość szczytowego zapotrzebowania na moc elektryczną, która z wartością zapotrzebowania na energię elektryczną powiązana jest poprzez czas użytkowania mocy szczytowej (TS).
Analiza zapotrzebowania na energię w gminie może być przeprowadzona
zarówno w podziale na zakres A i B gminnej gospodarki energetycznej, jak również w podziale na poszczególne miejscowości (dla zakresu A i B łącznie). Drugie
podejście opiera się na wykorzystaniu prognozowanego statystycznego zużycia
energii elektrycznej na osobę oraz prognozy zmian liczby mieszkańców gminy.
Postępując w najprostszy sposób, wskaźnik am [kWh/osoba/rok] można przyjąć
na podstawie ogólnokrajowych prognoz (rysunek 4.5).
Liczbę mieszkańców w gminie można oszacować na podstawie dotychczasowych trendów, a liczbę mieszkańców w poszczególnych miejscowościach również na podstawie trendów obserwowanych w gminie. Jest to uproszczenie, które
w przypadku niektórych miejscowości (wsi) może prowadzić do przeszacowania
wartości prognozy.
Całkowite roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną na analizowanym
obszarze Ar(T), należy oszacować jako iloczyn przewidywanej liczby mieszkańców oraz prognozowanego wskaźnika zużycia energii na jedną osobę w końcowym roku analizy.
– 117 –
Rysunek 4.5
Prognozowane roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną
odbiorców finalnych w przeliczeniu na 1 osobę [kWh/osobę/rok]
Źródło: opracowanie na podstawie: Prognozazapotrzebowanianapaliwa
ienergiędoroku2030, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009.
Rysunek 4.6
Roczne zużycie energii elektrycznej brutto na osobę w 2008 roku
w poszczególnych województwach [kWh/osobę]
Legenda:
1.Łódzkie,
2.Mazowieckie,
3.Małopolskie
4.Śląskie
5.Lubelskie
6.Podkarpackie
7.Podlaskie
8.Świętokrzyskie
9. Lubelskie
10. Wielkopolskie
11. Zachodniopomorskie
12. Dolnośląskie
13. Opolskie
14. Kujawsko-Pomorskie
15. Pomorskie
16. Warmińsko-Mazurskie
Źródło: opracowanie własne na podstawie Banku Danych Regionalnych
– 118 –
Ilość zużywanej energii, w tym zużycie energii na jedną osobę, zależne jest
od rozwoju społeczno gospodarczego kraju oraz regionu, jakiego dotyczy analiza.
Z rysunku 4.6 wynika, jak bardzo roczne zużycie energii brutto na jedną osobę
różni się dla poszczególnych województw. Należy przypuszczać więc, że istotne
różnice mogą występować pomiędzy poszczególnymi gminami w województwie.
Dlatego korzystanie z uogólnionych statystyk w odniesieniu do planowania energetycznego w obszarze energii elektrycznej może powodować powstanie dużych
błędów oszacowań.
Modyfikacja sposobu postępowania opartego na danych uogólnionych dla
kraju lub województwa może być wykonana w następujących krokach:
1.
Określić bieżące, wyjściowe zapotrzebowanie na energię elektryczną na
mieszkańca w gminie. Ocena tej wielkości może być przeprowadzona na
podstawie danych funkcjonujących na obszarze gminy przedsiębiorstw obrotu energii elektrycznej. Istotne jest pozyskanie z tych firm informacji
o całkowitej rocznej sprzedaży energii elektrycznej na obszar gminy Arc (t = 1)
(kWh), w pierwszym roku analizy (np. roku poprzedzającym rok wykonywania planu). Drugą wielkością niezbędną do oszacowania wielkości docelowej jest liczba mieszkańców gminy, dla pierwszego roku analizy Lm (t = 1).
Na tej podstawie szacuje się ilość energii elektrycznej zużywanej statystycznie przez jednego mieszkańca:
Arj (t  1) 
2.
3.
4.
Arc (t  1)
Lm (t  1)
4.18
Na podstawie analizy trendu określa się liczbę mieszkańców gminy w końcowym roku analizy Lm (t = T).
Na podstawie prognozy przyrostu zapotrzebowania na energię na 1 mieszkańca dla Polski określa się procentowy przyrost zapotrzebowania miedzy
pierwszym rokiem analizy i końcowym kPA (%).
Całkowite roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w gminie (lub
poszczególnych miejscowościach) szacuje się według zależności:
Arc (t  T )  Arj (t  1)  k PA  Lm (t  T )
4.19
Procedurę tego typu należy przeprowadzić dla każdej miejscowości w gminie.
– 119 –
5
METODYKA SZACOWANIA EMISJI
ZANIECZYSZCZEŃ Z LOKALNEGO
SYSTEMU ENERGETYCZNEGO
Helena Rusak
Z
anieczyszczenie powietrza atmosferycznego następuje wskutek wprowadzenia do niego substancji stałych, ciekłych lub gazowych w ilościach,
które mogą oddziaływać szkodliwie na zdrowie człowieka, klimat, przyrodę żywą, wodę, glebę, albo też powodować inne szkody w środowisku. Substancje
zanieczyszczające atmosferę ze względu na swój charakter i łatwość rozprzestrzeniania się, oddziałują na wszystkie elementy środowiska, na żywe zasoby
przyrody, na zdrowie człowieka i wytwory jego działalności.
Do podstawowych substancji zanieczyszczających atmosferę zaliczyć należy:
dwutlenek siarki (SO2), dwutlenek azotu i tlenki azotu (NO2, NOx), tlenek węgla
(CO) oraz zanieczyszczenia pyłowe. Spośród pyłów szczególnie groźne dla zdrowia są jego drobne cząstki o średnicy poniżej 10 mikronów, tak zwany pył PM10.
Składnikami tego pyłu mogą być również inne zanieczyszczenia, z których takie,
jak: arsen, kadm, nikiel i niektóre wielopierścieniowe węglowodory aromatyczne,
w tym benzo(a)piren, są substancjami mutagennymi, rakotwórczymi.
Metoda szacowania zanieczyszczeń emitowanych przez lokalną energetykę
w horyzoncie objętym planowaniem energetycznym na obszarze gminy, może
być zastosowana w takiej samej formie w odniesieniu do każdej z zanieczyszczających środowisko substancji.
– 120 –
Rysunek 5.1
Struktura emisji zanieczyszczeń z głównych sektorów gospodarki
w Polsce w 2003 roku
Źródło: Zanieczyszczenie powietrza w Polsce w latach 2003‐2004,
Biblioteka Monitoringu Środowiska, Warszawa 2005, www.gios.
gov.pl/zalaczniki/artykuly/rozpwp2003_4.pdf [Dostęp: 20.01.2010]
Do źródeł emisji spowodowanych działalnością człowieka przede wszystkim
należy zaliczyć:
•
procesy z energetycznego spalania paliw oraz przemysłowych procesów
technologicznych, odprowadzających substancje do powietrza emitorem
•
(kominem) w sposób zorganizowany. Są to tak zwane punktowe źródła
emisji;
•
emisje ze źródeł ruchomych związanych z transportem pojazdów samochodowych i paliwami, tak zwana emisja liniowa;
•
emisje związane z ogrzewaniem mieszkań w sektorze komunalno-bytowym,
tzw. emisja powierzchniowa.
Celem szacowania wartości emisji zanieczyszczeń oraz na tej podstawie
szacowania poziomu zanieczyszczeń jest nie tylko pozyskanie informacji i możliwość oszacowania wskaźników oceny lokalnych systemów energetycznych, ale
przede wszystkim szacowanie wynikających z poziomów zanieczyszczenia środowiska kosztów zewnętrznych powodowanych przez działanie sektora energetycznego. Koszty te brane pod uwagę w kryterium oceny wariantów modernizacji
gminnego sektora energetycznego wpływają na kształt podejmowanych decyzji
o rozbudowie i modernizacji lokalnej energetyki.
– 121 –
Niektóre zanieczyszczenia, głównie gazy cieplarniane (CO2, CH4, N2O) pozostają w atmosferze tak długo, że rozprzestrzeniają się równomiernie po całym
globie. Inne, takie jak pyły zawieszone, dwutlenek siarki i tlenki azotu, analizowane były w literaturze nie tylko pod względem ilościowym, lecz również pod
względem sposobu rozprzestrzeniania się w atmosferze, gdyż sposób przenoszenia się tych substancji wpływa na skalę zagrożeń. Opracowane dla tych celów
metodologie w ramach projektów ExternE oraz NEEDS rozpatrują przenoszenie
zanieczyszczeń emitowanych ze źródeł punktowych na dalekie odległości.1
Analiza zanieczyszczeń z obiektów niskiej emisji jest o tyle trudna, że mamy
wówczas sytuację analizy w mikroskali lub na pograniczu mikro i mezoskali (lub
według innej klasyfikacji dotyczy skali turbulencyjnej, a co najwyżej lokalnej).
Przepływ powietrza jest w tej skali bardzo złożony, ponieważ silnie zależy od
specyficznych cech powierzchni (kształtu budynków, ich skierowania względem
wiatru, ukształtowania powierzchni, obecności obszarów zadrzewionych) Ponadto modele dedykowane mikroskali rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń powietrza dotyczą obszarów miejskich i punktowych emitorów.
W przypadku rozpatrywania energetyki lokalnej, zanieczyszczenia powstają
głównie ze źródeł niskiej emisji, a istniejące ciepłownie i elektrociepłownie lokalne
wyposażone są w emitory na tyle niskie, że powstające zanieczyszczenia osadzają
się w najbliższe okolicy. Z tego też powodu oraz ze względu na konieczność opracowania stosunkowo łatwo możliwej do stosowania metodyki w opracowaniu
oparto się na aktualnych pomiarach stężeń zanieczyszczeń oraz przewidywanych
wartościach emisji, nie brano natomiast pod uwagę modeli rozprzestrzeniania
zanieczyszczeń. Proponuje się natomiast wykorzystanie metody empirycznej opartej o przeprowadzone aktualne pomiary, do oszacowania poziomu zanieczyszczeń
w przyszłości. Uzasadnienie takiego postępowania wynika z faktu, że uzyskane
wartości z pomiarów uwzględniają sposób rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń
powietrza. Błąd takiego podejścia wiąże się jednak z rozwojem nowych źródeł,
w gminach wiejskich głównie jednak źródeł emisji z gospodarstw domowych, małych przedsiębiorstw i rolnictwa. Co nie zmienia drastycznie i w szybkim tempie
sposobu przenoszenia się zanieczyszczeń powietrza na danym terenie.
Największy problem w ochronie powietrza stanowią zanieczyszczenia pochodzące z emisji powierzchniowej (źródła niskiej emisji), gdyż nie podlegają
żadnemu monitoringowi i nie ma możliwości bezpośredniego wpływu na właści-
M. Kudełko, W. Suwała, J. Kamiński, Kosztyzewnętrznewenergetyce–zastosowaniewbada‐
niach modelowych, IGSMiE, Studia Rozprawy Monografie, z. 139, Kraków 2007; M. Kudełko,
Cele i zadania projektu NEEDS dotyczącego metodyki szacowania pełnych kosztów i korzyści
politykienergetycznej, „Polityka Energetyczna” 2007 t. 10, zeszyt specjalny.
1
– 122 –
cieli poszczególnych źródeł energii, co do ich jakości i rodzaju wykorzystywanych
paliw2.
Tabela 5.1
Wskaźniki emisji zanieczyszczeń ze spalania różnych paliw
w kotłach małej mocy (<50 kWth)
Wskaźniki emisji Zanieczyszczenia Dwutlenek siarki Dwutlenek azotu Pył TSP Tlenek węgla Węgiel (a) Węgiel (b) Gaz ziemny
Olej opałowy Biomasa (a) Biomasa(b) 900 130 400 4000 140 70 5 40 30 120 500 4000 450 200 80 400 0,5 70 0,5 30 20 150 70 300 Źródło: Efektywneiprzyjazneśrodowiskuźródłaciepła–ograniczenieniskiejemisji.Porad‐
nik, Polski Klub Ekologiczny, Katowice 2007.
Wielkość emisji gazowych do środowiska związanych z działalnością lokalnego systemu energetycznego musi być rozpatrywana, jako pochodząca od
dwóch grup wytwórców energii:
•
wytwórców posiadających monitoring emitowanych zanieczyszczeń;
•
wytwórców nieobjętych monitoringiem.
Podział taki wynika z faktu, że dla wytwórców objętych monitoringiem dokładniejsze informacje historyczne uzyska się jako wskazanie zainstalowanych
urządzeń pomiarowych, niż na podstawie oszacowań rachunkowych. Natomiast
dla wytwórców nieposiadających opomiarowania, w tym wszystkich źródeł niskiej emisji, wielkość emisji poszczególnych zanieczyszczeń może być oszacowana wyłącznie na podstawie obliczeń teoretycznych.
Metodyka szacowania emisji dla potrzeb analizy lokalnej gospodarki energetycznej i planowania energetycznego wymaga oszacowania wielkości emisji
przynajmniej w dwóch momentach, to jest w momencie wykonywania planu i na
koniec okresu objętego analizą. Wartość bezwzględną, roczną emisji poszczególnych, wybranych, polutantów, które są emitowane do środowiska na skutek działania systemu energetycznego na danym obszarze możliwy jest do obliczenia na
podstawie informacji o ilości spalonego paliwa, poszczególnych typów, według
poniższej zależności:
2 Raport o stanie środowiska w województwie zachodniopomorskim w latach 2006-2007,
Raport o stanie środowiska w województwie podlaskim w 2007 roku, Raport o stanie środowiska w województwie łódzkim w 2007 roku.
– 123 –
R
R
Z
Z
ero ( s )   w(r , s , z )  m(r )   w(r , s , z ) ( z )  Ar (r )
r 1 z 1
5.1
r 1 z 1
gdzie:
r=1…R – rodzaj paliwa,
z=1…Z– typ źródła energii,
s – rodzaj zanieczyszczenia,
w(r,s,z) – wskaźnik unosu dla paliwa typu t, urządzenia wytwórczego typu z, w odniesieniu do zanieczyszczenia s,
m(r) – masa paliwa r spalanego w ciągu roku,
Ar(r) – roczne zapotrzebowanie na energię wytwarzaną z paliwa typu r.
Aktualną wartość emisji można oszacować na podstawie ilości spalanych
paliw poszczególnych typów. Ilość spalanych paliw z kolei ocenia się na podstawie przeprowadzonych badań ankietowych wytwórców energii.
Jak wspomniano wcześniej, dla wytwórców posiadających opomiarowanie
emisji należy skorzystać z tych informacji i łączną emisję pochodzącą z procesów
wytwarzania energii na analizowanym obszarze obliczyć jako:
er  ero  erp
5.2
gdzie:
ero – oznacza roczne wartości emisji wynikające z oszacowań rachunkowych,
erp – roczne wartości emisji z pomiarów.
Z punktu widzenia prowadzonych analiz istotne jest jednak określenie nie
tyle całorocznej łącznej emisji, ile oszacowanie stanu powietrza zgodnie ze strukturą wartości kryterialnych substancji w powietrzu. Należałoby zatem określić
dla poszczególnych substancji:
•
średnie roczne stężenie substancji w μg/m3;
•
średnie stężenie w określonym przedziale czasu (1 h, 8h, 24h – w zależności
od substancji) w μg/m3;
Wartość stężenia zanieczyszczeń w powietrzu zależy przede wszystkim od:
•
stanu powietrza poza analizowanym obszarem (migracje zanieczyszczeń);
•
emisji zanieczyszczeń z innych źródeł niż energetyka (transport, procesy
produkcyjne);
•
emisja zanieczyszczeń z systemu energetycznego.
Metodologicznie oszacowanie wpływu lokalnej energetyki na stężenie zanieczyszczeń powietrza jest o tyle trudne, że na stężenie to wpływają wyżej wymienione czynniki, i określenie wpływu energetyki wymagałoby znajomości wartości emisji z innych źródeł, co znacząco komplikuje procedurę szacowania.
– 124 –
Aby metodologia określania udziału energetyki w poziomie stężenia zanieczyszczeń była stosunkowo prosta do zastosowania proponuje się oparcie procedury
szacowania tego udziału na fakcie, że w warunkach lokalnych najistotniejszą rolę
odgrywa wytwarzanie ciepła, a wśród jego źródeł ilościowo dominują te, z których emisja nie jest monitorowana. Źródła te, pracują głównie w okresie zimowym – w sezonie grzewczym. Różnica, zatem, między stężeniem w okresie letnim
i zimowym wynika z faktu wytwarzania energii cieplnej. Przy takim podejściu,
pomija się udział w powstawaniu zanieczyszczeń powietrza lokalnych źródeł
energii elektrycznej wykorzystujących procesy spalania oraz zanieczyszczeń
powstających w związku z produkcją ciepłej wody użytkowej. Aby uniknąć tej
nieścisłości, należałoby wykonać pomiary stanu powietrza w okresie letnich
remontów urządzeń energetycznych u lokalnych wytwórców energii elektrycznej
(jeśli technologia wytwarzania energii elektrycznej wykorzystuje procesy spalania) i ciepłej wody użytkowej oraz w szczycie sezonu grzewczego. Wówczas emisje od sektora energetycznego uśrednione w okresie 24 godzin można obliczyć
z zależności:
emax24E (t  1)  emax24Z (t  1)  emax24L (t  1)
5.3
Prognozowana maksymalna emisja zanieczyszczeń pochodzących z sektora
energetycznego, uśredniona w okresie 24 godzin może być oszacowana na podstawie zależności:
Pn (r , z , t  T )
w(r , z )
w o (r )
r 1 z 1
emax 24E (t  T )  emax 24E (t  1) T Z
P (r , z , t  1)
 n w (r ) w(r , z )
r 1 z 1
o
R
Z

5.4
gdzie:
t = 1 – pierwszy rok analizy,
t = T – ostatni rok analizy,
Pn – moc znamionowa urządzenia,
wo(r) – wartość opałowa paliwa typu r, pozostałe oznaczenia analogiczne jak w poprzednich wzorach3.
Z formalnego punktu widzenia we wzorze 5.4 w liczniku licznika i mianownika powinien być
wpisany mnożnik 1h, tak, aby w obu przypadkach w oszacowania odnosiły się do energii wytwarzanej w ciągu 1 godziny z mocą maksymalna równą mocy zainstalowanej. Ponieważ
wprowadzenie tego mnożnika w końcowym efekcie nie wpływa ani na uzyskaną wartość liczbową, ani na końcowe jednostki nie wprowadzano go do wzoru.
3
– 125 –
Analogicznie można wyznaczyć udział energetyki w średniorocznym poziomie imisji, oznaczając wartość dwóch wielkości stężenia poszczególnych zanieczyszczeń powietrza w uśrednionych w okresie grzewczym i poza nim. Wówczas
średnioroczna emisja zanieczyszczeń do powietrza pochodzących z sektora energetycznego może być w przybliżeniu obliczona jako:
er  eSG  ePSG 
lSG
365
5.5
gdzie:
eSG – poziom imisji w okresie grzewczym,
ePSG – poziom imisji poza okresem grzewczym,
lSG – okres grzewczy liczony w dobach.
Oszacowanie opisane zależnościami 5.4-5.5 obciążone jest niedokładnością
wynikającą z założenia, że ruch kołowy i emisje do środowiska wynikające z tego
faktu nie zmieniają się w zależności od pory roku oraz pomija emisję zanieczyszczeń do powietrza powodowaną działalnością systemu energetycznego poza
sezonem grzewczym. Błąd wynikający z tego faktu (acz liczbowo nieoszacowany)
nie powinien być znaczący, gdyż emisje do środowiska z systemu energetycznego
pochodzą głównie od źródeł niskiej emisji wykorzystujących paliwa stałe.
W okresie letnim, na przygotowanie ciepłej wody użytkowej pracują najczęściej
posiadające urządzenia ochronne ciepłownie lokalne a indywidualni wytwórcy
ciepłej wody użytkowej stosują ogrzewacze elektryczne lub wykorzystujące paliwa ciekłe lub gazowe, wyjątkowo jedynie wykorzystywane są paliwa stałe. Tak
postawioną tezę, można zweryfikować w oparciu o przeprowadzone ankiety
dotyczące zużycia i wytwarzania energii w gminie.
Prognozowane średnioroczne emisje do środowiska pochodzące od lokalnego systemu energetycznego można oszacować na podstawie zależności:
R
Z
 m(r , t  1)  w(r , z )
er (t  T )  er (t  1) rR1 zZ1
 m(r , t  T )  w(r , z )
5.6
r 1 z 1
gdzie:
oznaczenia analogiczne jak w we wzorach 5.1 – 5.4
Oszacowanie ilości odpadów stałych powstających na obszarze gminy jako
efekt spalania paliw stałych wymaga znajomości struktury ilościowej wykorzystywanych paliw.
– 126 –
6
METODYKA OBLICZANIA LOKALNEGO
POTENCJAŁU ZASOBÓW BIOMASY
Bogdan Kościk, Alina Kowalczyk-Juśko
R
ozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie
szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz
obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii1 definiuje pojęcie biomasy. Według tego
rozporządzenia biomasa to stałe lub ciekłe substancje pochodzenia roślinnego
lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji, pochodzące z produktów, odpadów
i pozostałości z produkcji rolnej oraz leśnej, a także przemysłu przetwarzającego
ich produkty, a także części pozostałych odpadów, które ulegają biodegradacji,
oraz ziarna zbóż niespełniające wymagań jakościowych dla zbóż w zakupie interwencyjnym określonych w art. 4 rozporządzenia Komisji (WE) nr 687/2008
z dnia 18 lipca 2008 r. ustanawiającego procedury przejęcia zbóż przez agencje
płatnicze lub agencje interwencyjne oraz metody analizy do oznaczania jakości
zbóż (…) i ziarna zbóż, które nie podlegają zakupowi interwencyjnemu.
1
Dz. U. nr 156, poz. 969 z późn. zm.
– 127 –
6.1
Procedura badania potencjału
odnawialnych źródeł energii
Analiza zasobów odnawialnych zasobów energetycznych wymaga wyróżnienia potencjału2:
•
teoretycznego, który zakłada istnienie urządzeń o 100% sprawności, brak
ograniczeń technicznych oraz całkowity dostęp do zasobów przy założeniu,
że nie są one wykorzystywane na inne cele,
•
technicznego, który uwzględnia ograniczenia wynikające ze sprawności
urządzeń wytwarzających energię, straty jej przesyłu oraz uwarunkowania
formalno-prawne, szczególnie w zakresie ochrony przyrody,
•
ekonomicznego, który oznacza technicznie dostępne zasoby w warunkach
ekonomicznej opłacalności przedsięwzięcia; uzależniony jest od cen paliw
i energii, podatków, struktury finansowej i oceniany na podstawie wskaźników ekonomicznych takich jak: IRR czy NPV.
Ze względu na specyfikę biomasy (mnogość sposobów zagospodarowania)
należy doprecyzować pojęcia potencjału biologicznego i technicznego tego źródła
energii:
•
potencjał biologiczny (teoretyczny) biomasy – obejmuje całą biomasę wytworzoną na określonym obszarze i jej wartość energetyczną niezależnie od
sposobu jej wykorzystania i możliwości pozyskania,
•
potencjał techniczny biomasy – jest to potencjał biologiczny biomasy pomniejszony o aktualne wykorzystanie na cele inne niż energetyczne, który
może być pozyskany w ramach określonych technologii z uwzględnieniem
sprawności energetycznej urządzeń przetwarzających biomasę na energię
użytkową.
W niniejszym opracowaniu podano metody szacowania potencjału technicznego biomasy. W przypadku każdego źródła biomasy w pierwszym rzędzie
założono wykorzystanie na cele inne niż energetyczne (żywieniowe, paszowe,
przemysłowe). Dopiero nadwyżka biomasy może być traktowana jako potencjalny surowiec energetyczny. W celu oszacowania potencjału technicznego w jednostkach energetycznych konieczne jest uwzględnienie energetycznej sprawno-
M. Tańczuk, R. Ulbrich, Assessmentofenergeticpotentialofbiomass, Proceedings of ECOpole,
2009, p. 23-26.
2
– 128 –
ści konkretnych urządzeń wykorzystujących biomasę. Przeciętna sprawność
kotłów na biomasę wynosi około 80%3.
W celu oszacowania zasobów biomasy z różnych źródeł niezbędne jest zebranie szeregu danych wyjściowych. Powinny one być możliwie aktualne i precyzyjne. Przykładowe źródła ich pochodzenia przedstawiono w tabeli 6.1.
Tabela 6.1
Źródła pozyskania danych do obliczeń zasobów biomasy
Parametr Jednostka Źródło pozyskania Powierzchnia lasów [ha] GUS, Raport Regionalnych Dyrekcji Lasów Pań‐
stwowych, wykazów gruntów Głównego Urzędu Geodezji i Kartografii w Warszawie Przyrost bieżący miąższości [m3/ha/ rok] Regionalne Dyrekcje Lasów Państwowych na bazie aktualnych planów urządzenia lasu Wskaźnik rocznego pozyskania drewna [%] Aktualny Raport o stanie lasów w Polsce, Bank Danych Regionalnych GUS, GUS raport „Leśnictwo” Powierzchnia sadów [ha] Dane statystyczne GUS; Dane w układzie gminnym dostępne z Powszechnego Spisu Rolnego Długość dróg [km] Dane statystyczne GUS; Dane w układzie gminnym dostępne z Powszechnego Spisu Rolnego Dane do obliczenia zasobów drewna Dane do obliczenia zasobów słomy i siana słomy i siana Długość dróg [km] Dane statystyczne GUS; Dane w układzie gminnym dostępne z Powszechnego Spisu Rolnego Dane do obliczenia zasobów słomy i siana słomy i siana Powierzchnia zasiewów poszcze‐
[ha] gólnych gatunków roślin (struktura zasiewów) Dane statystyczne GUS; Dane w układzie gminnym dostępne z Powszechnego Spisu Rolnego Plon ziarna zbóż i nasion rzepaku [t/ha] j.w. Liczebność pogłowia poszczegól‐
nych gatunków i grup wiekowych zwierząt gospodarskich [szt.] j.w. Powierzchnia trwałych użytków zielonych niekoszonych [ha] j.w. Plon siana [t/ha] j.w. 3 W. Lewandowski, Proekologiczne odnawialne źródła energii, Wyd. Naukowo-Techniczne,
Warszawa 2006.
– 129 –
Dane do obliczenia potencjału roślin energetycznych Powierzchnia istniejących plantacji [ha] roślin energetycznych Dane ARiMR lub ewidencja gminna Powierzchnia gruntów przydatnych kompleksy przydatności Waloryzacja rolniczej przestrzeni do uprawy roślin energetycznych rolniczej 5,6, 8,9 i 3z produkcyjnej Polski wg gmin, wyrażona w kompleksach opracowana w IUNG Puławy Powierzchnia gruntów przydatnych klasy bonitacyjne: IVb, Klasyfikacja gruntów dostępna do uprawy roślin energetycznych V, VI, VIz oraz V i VI TUZ w urzędach gmin wyrażona w klasach Przeciętny plon roślin energetycz‐
nych w zależności od gatun‐
ku i uwarunkowań gle‐
bowo‐klimatycznych, [t/ha/rok] Dane literaturowe lub Rozporządze‐
nie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 26 lutego 2009 r. w sprawie plonów reprezentatywnych Kolejnym parametrem niezbędnym do oszacowania potencjału technicznego jest wartość opałowa biomasy (NetCalorificValue – NCV) w stanie roboczym.
Wartość tę można ustalić na podstawie wilgotności biomasy przy znanej wartości
opałowej absolutnie suchej masy danego surowca (tabela 6.2). Zależność tę wyrazić można następującym wzorem4:
r
d  100  W   2,442  W 
Q i  Qi 


 100   100 
6.1
gdzie:
Qir – wartość opałowa w stanie roboczym,
Qid – wartość opałowa w stanie suchym,
W – wilgotność.
Współczynnik równy 2,442 oznacza ilość energii [MJ] potrzebną do odparowania 1 kg wody.
R.E.H. Sims, Thebrillianceofbioenergy:inbusinessandinpractice, James and James (Science
Publishers), London 2002.
4
– 130 –
Tabela 6.2
Wartość opałowa różnych rodzajów biomasy oznaczona
dla absolutnie suchej masy Qid [MJ/kg] oraz wilgotności W [%]
Surowiec Słoma pszenna Słoma jęczmienna Słoma rzepakowa Słoma kukury‐
dziana Trociny Zrębki wierzby Pelety z biomasy Brykiety ze słomy Brykiety drzewne Wartość opałowa Przeciętna wilgotność Surowiec Wartość opałowa Przeciętna wilgotność 17,3 14‐20 miskant cukrowy 16,7‐17,0 6‐16 16,1 14‐20 miskant olbrzymi 17,7 15,0 16‐25 spartina preriowa 17,3‐17,8 6‐20 16,8‐17,7 15‐30 ślazowiec pensyl‐
wański 17,2 8‐9 19,3 30‐40 topinambur 16,9 7‐17 17,6‐18,4 50‐55 róża wielokwiatowa 18,7 17,8‐19,6 5‐9 17,1 8‐12 16,9‐20,4 5‐14 drewno liściaste (np. buk) drewno iglaste (np. świerk) siano 30‐50 18,4 25‐50 18,8 25‐50 17,1 15‐25 Źródło: EuropeanBiomassStatistics, AEBIOM, Belgium 2007, badania własne.
6.2
Szacownie potencjału biomasy drzewnej
z lasów, sadów, przemysłu drzewnego
oraz zadrzewień
Drewno pod względem fizykochemicznym jest substancją niejednorodną,
zawierającą głównie celulozę – około 50%, hemicelulozę, ligninę 20-30% (u gatunków iglastych około 30%, a u gatunków liściastych około 20%) i wodę 20-60%.
Wraz z wiekiem drzewa nasila się proces lignifikacji: zawartość ligniny w drewnie wzrasta, a zawartość wody maleje5. Zawartość wody w świeżym drewnie
zależy głównie od gatunku drzewa i jest wyższa w przypadku drewna o mniejszym ciężarze właściwym. W skład drewna wchodzi również materiał palny,
5
www.biomasa.org [Dostęp: 10.06.2010].
– 131 –
w którym węgiel stanowi 35%, tlen 40-44%, wodór 4%, azot około 0,1% i siarka
około 0,1%. Wapń, magnez i potas stanowią około 0,5% popiołu. Paliwa drewnopochodne charakteryzują się wysoką zawartością składników lotnych. Zaledwie
20% ich masy stanowią nielotne związki węgla, które nie odparowują w procesie
suchej destylacji (ogrzewania) drewna, lecz zostają spalone na ruszcie. Tymczasem większość związków lotnych spala się nad rusztem6.
6.2.1
Potencjał biomasy drzewnej z lasów
Las jest zasobem naturalnym, ale tylko w umownym tego słowa znaczeniu.
Na początku XVIII wieku przestał być czystym tworem natury, a stał się w znacznej mierze tworem zaprojektowanym i tworzonym przez człowieka. Została
wprowadzona uprawa lasu i monokultura. Globalne i lokalne przemiany środowiska są jednym z istotnych powodów rozwinięcia szerokiego programu zalesień
w Polsce. Lasy są obecnie głównym źródłem biomasy drzewnej w Polsce. Traktowane są jako zasób odnawialny, ponieważ będąc względnie zamkniętym układem biocenotycznym, mają zdolność do samoodnawiania się, jednak tylko
w pewnych granicach7.
Według danych GUS-u lasy zajmują 29% powierzchni kraju (9066 tys. ha).
W strukturze własności dominują lasy Skarbu Państwa, będące w zarządzie Państwowego Gospodarstwa Leśnego Lasy Państwowe (PGL LP) – stanowią około
78% (7059,9 tys. ha) ogólnej powierzchni lasów w Polsce8. W przeszłości, w następstwie rozwojowych procesów społeczno-gospodarczych, a głównie powiększania terenów użytkowanych rolniczo, lesistość Polski zmniejszała się do 38%
w 1820 roku i do 20% w 1938 roku.9 Następnie została zwiększona z 21%
w roku 1945 do 29% obecnie. Od roku 1995 do 2008 powierzchnia lasów zwiększyła się o 310 tys. ha10.
W zalesianiu gruntów porolnych w okresie powojennym można umownie
wyróżnić co najmniej trzy etapy. Pierwszy z nich przypada na lata 1946–1970;
jest to okres intensywnych zalesień, a także procesów sukcesji naturalnej zbioro6 A. Kowalczyk-Juśko, Źródłabiomasynaceleenergetyczne, w: BioenergetykaPodkarpacka, red.
B. Kościk, Wyd. Nauk. PWSZ, Jarosław 2007, s. 105-185.
7 A. Woś, Ekonomika odnawialnych zasobów naturalnych, Wyd. Naukowe PWN, Warszawa
1995.
8 Leśnictwo. Informacje i opracowania statystyczne GUS, Zakład Wydawnictw Statystycznych,
Warszawa 2009.
9 Krajowyprogramzwiększanialesistości, Warszawa 2003.
10 www.lasy.gov.pl [Dostęp: 15.05.2010]
– 132 –
wisk leśnych. W tym czasie lesistość wzrosła do 27,0% w 1970 roku, a przeciętnie
rocznie zalesiano 37 tys. ha. Największy obszar zalesiono w 1960 roku (62 tys. ha).
W latach 1971-1980 obserwowano umiarkowany przyrost powierzchni leśnej.
Lesistość wzrosła do 27,8%, przy przeciętnym rocznym zalesianiu 12,0 tys. ha.
Rysunek 6.1
Lesistość województw
Źródło: Leśnictwo.InformacjeiopracowaniastatystyczneGUS, Zakład Wydawnictw Statystycznych, Warszawa 2009.
W latach dziewięćdziesiątych XX wieku powierzchnia zalesień systematycznie zwiększała się: od 7,6 tys. ha w 1991 roku do 23,4 tys. ha w 2000 roku, co
dało średni roczny rozmiar zalesień na poziomie 14,9 tys. ha. Krajowy Program
– 133 –
Zwiększania Lesistości przyjęty przez Radę Ministrów 23 czerwca 1995 roku,
przewiduje dalszy wzrost lesistości do 30% w 2020 r. i 33% po roku 2050.
Natomiast według Janowicza11 lesistość w 2020 roku wyniesie 32%. Prawie
wszystkie kraje sąsiadujące z Polską (z wyjątkiem Ukrainy – 16,5%) mają wyższą
lesistość: Białoruś – 38,0%, Czechy – 34,3%, Litwa – 33,5%, Niemcy – 31,7%,
Słowacja – 40,1%. Średnia europejska jest również znacznie wyższa i wynosi
44,3%. Nierównomierne występowanie lasów na terenie kraju, a także znaczne
rozdrobnienie i rozproszenie kompleksów leśnych okazuje się ważnym problemem. Lasy w zarządzie PGL LP podzielone są na kilkadziesiąt tysięcy kompleksów leśnych. Powierzchnia przeciętnego prywatnego gospodarstwa leśnego nie
przekracza 1 ha. Gospodarstwo tej wielkości często stanowi kilka oddzielnych
działek.
Głównym problemem jest nie tyle relatywnie niski wskaźnik lesistości kraju,
co mała produkcyjność polskich lasów. Potencjał ten przez kilka dziesięcioleci był
eksploatowany nieracjonalnie, ponad miarę, a wyrąb drzewostanu przekraczał
zdolność biologicznej odnowy. Ponadto nasze lasy są podatne na klęski żywiołowe i szkody ekologiczne, nasilające się z powodu skażenia powietrza przemysłowymi emisjami toksycznych pyłów i gazów.
Szacuje się, że 55% powierzchni lasów zajmują bory. Na pozostałych obszarach występują siedliska mieszane, których niewielką część stanowią olsy i łęgi –
niewiele ponad 3%. Na terenach nizinnych i wyżynnych najczęściej występuje
sosna i modrzew12. Rośnie ona na 69% powierzchni leśnej w PGL LP oraz na 63%
lasów gminnych i prywatnych. W zachodniej części gór przeważa świerk, a w części
wschodniej świerk z bukiem. Dominacja sosny wynika ze sposobu prowadzenia
gospodarki leśnej w przeszłości. Dawniej monokultury (uprawy jednego gatunku) były odpowiedzią na duże zapotrzebowanie przemysłu na drewno. Takie lasy
okazały się jednak mało odporne na czynniki klimatyczne oraz łatwo padały ofiarą rozprzestrzenienia się szkodników.
W polskich lasach systematycznie zwiększa się udział innych gatunków,
głównie drzew liściastych. Leśnicy odeszli od monokultur – dostosowują skład
gatunkowy drzewostanu do naturalnego dla danego terenu. Dzięki temu w latach
1945-2008 powierzchnia drzewostanów liściastych na terenach PGL LP wzrosła
z 13 do ponad 23%. Coraz częściej występują dęby, jesiony, klony, jawory, wiązy,
a także brzozy, buki, olchy, topole, graby, osiki, lipy i wierzby. Wiek drzewostanów waha się od 40 do 80 lat, a więc przeciętny wiek lasu wynosi 60 lat. Coraz
więcej jest drzew dużych, liczących ponad 80 lat.
11
12
L. Janowicz, BiomasawPolsce, „Energetyka” 2006 nr 8 (626), s. 601-604.
www.lasy.gov.pl [Dostęp: 15.05.2010]
– 134 –
W ostatnich latach na sytuację ochrony przyrody w Polsce zaczęły oddziaływać odnośne uregulowania prawne Unii Europejskiej: dwie dyrektywy unijne –
ptasia i siedliskowa. Określają one gatunki i siedliska godne ochrony na obszarze
Unii Europejskiej, a także sposoby ich ochrony w postaci ogólnoeuropejskiego
programu sieci obszarów chronionych pod nazwą Natura 2000. Obok tego programu, w Polsce funkcjonuje projekt sieci ekologicznej Econet, który jest rozwinięciem tego programu w kierunku tworzenia rzeczywistych powiązań ekologicznych między terenami chronionymi. Projekt Econet został wprowadzony do
polityki planistycznej i strategii rozwoju wielu województw, szczególnie w kwestiach dotyczących utrzymania i poszerzenia korytarzy leśnych. Zmiana krytycznego stanu środowiska i tworzenie warunków do poprawy jakości życia ludności
nie jest możliwa do osiągnięcia jedynie środkami technicznymi, ale wymaga rozwiązań ekologicznych, w których zwiększenie powierzchni leśnej i prośrodowiskowa lokalizacja zalesień jest szczególnie skutecznym instrumentem ekofizjotaktyki13. Zwiększenie lesistości kraju uzasadnione jest przede wszystkim potrzebą
większego wykorzystania funkcji lasów w:
•
przeciwdziałaniu degradacji i erozji gleb oraz stepowieniu krajobrazu;
•
retencjonowaniu, regulowaniu i łagodzeniu ekstremalnych stanów przepływu wód powierzchniowych i gruntowych;
•
wiązaniu CO2 i gazów przemysłowych z powietrza, wody i gleby oraz neutralizacji ich negatywnego działania i zmniejszania efektu cieplarnianego;
•
korzystnej modyfikacji warunków hydrologicznych i topoklimatycznych na
terenach rolniczych, zapewniających swobodny rozwój procesów życiowych
roślin i zwierząt, oraz warunków do życia i działalności człowieka;
•
zachowaniu zasobów genowych flory i fauny oraz tworzeniu, gromadzeniu
i przywracaniu różnorodności biologicznej i naturalności krajobrazu;
•
tworzeniu możliwości wypoczynku dla ludności oraz poprawy warunków
życia na terenach zurbanizowanych14.
Podstawowym paliwem stałym z biomasy jest biomasa leśna (drewno opałowe) występująca w postaci polan, okrąglaków, zrębków, brykietów, peletów
i odpadów z leśnictwa w postaci drewna niewymiarowego: gałęzi, żerdzi, krzewów, chrustu, karp oraz odpadów z przemysłu drzewnego (wióry, trociny) i papierniczego. W Polsce najczęstszym sposobem pozyskiwania drewna jest metoda,
w której ścięte drzewa okrzesuje się bezpośrednio na powierzchni zrębowej,
pozostawiając na niej odcięte gałęzie. Przygotowanie powierzchni zrębowej do jej
13
14
Krajowyprogram…, op. cit.
A. Woś, Ekonomikaodnawialnych ..., op. cit.
– 135 –
wtórnego odnowienia wymaga zabiegów pielęgnacyjnych lasu. Pozostałości
na powierzchniach zrębowych (gałęzie z igliwiem, odcięte wierzchołki drzew)
niewykorzystane w procesie pozyskiwania drewna utrudniają przeprowadzenie
tych zabiegów, które polegają głównie na uporządkowaniu powierzchni zrębowej
po wykonanym cięciu, usunięciu części drzew i odsłonięciu powierzchni leśnej.
W zależności od regionu i lokalnych tradycji pozostałości pozrębowe mogą być
wykorzystane w różny sposób. Najczęściej spotykaną metodą jej użytkowania
jest układanie w stosy i spalanie. Zawarte w igliwiu i gałęziach substancje odżywcze są częściowo tracone, a podczas spalania do atmosfery emitowane są duże
ilości CO2. Dotychczas praktykowane spalanie odpadów zrębowych nie ma nic
wspólnego z ekologicznymi kierunkami utylizacji nie użytkowanego surowca
i powinno być objęte powszechnym zakazem. Ostatnio jednak spalanie drobnicy
zrębowej traci w Polsce na znaczeniu a w wielu nadleśnictwach jest zabronione,
szczególnie w okresie letnim. Drugim sposobem wykorzystania pozostałości
pozrębowych jest ich usuwanie poza granice powierzchni zrębowej. Pozostawienie na powierzchni zrębowej gałęzi, czy też wierzchołków drzew wpływa niekorzystnie na stan zdrowotny i sanitarny lasu, a ponadto stanowi istotną przeszkodę zarówno w procesie odnowień naturalnych, czy też podczas wprowadzania
sztucznych nasadzeń oraz w normalnym wzroście runa leśnego Oba te sposoby
postępowania znacząco i niekorzystnie wpływają na układy biologiczne ekosystemów leśnych. Pobierając z lasu określoną masę drzewną oraz zużytkowując
odpady pozrębowe zuboża się ekosystem o pierwiastki chemiczne w nich zawarte, które mają znaczenie dla środowiska leśnego. Ponadto zakłócenia w obiegu
biogenów przyczyniają się do degradacji gleb.
Coraz częściej pojawiają się inne formy utylizacji pozostałości zrębowych.
Stanowią one istotny element obiegu biogenów i należałoby pozostawić je na
powierzchni zrębowej w formie uwzględniającej sposób odnowienia oraz przeciwdziałanie zakłóceniom w środowisku leśnym spowodowanym założeniem
zrębu zupełnego. Z punktu widzenia proekologicznego byłoby celowe pozostawienie tej biomasy w lesie, ale w postaci odpowiednio rozdrobnionej. Pozostawiona arbomasa stanowi wtedy rezerwuar substancji pokarmowych dla zakładanej uprawy. Niektóre nadleśnictwa posiadają specjalne maszyny do rozdrabniania resztek pozrębowych. Inną metodą, stosowaną znacznie rzadziej jest
zrębkowanie pozostałości15.
Z. Pilarek, S. Gałązka, R. Gornowicz, Wpływsposobuzagospodarowaniapozostałościpozrębo‐
wych na niektóre właściwości chemiczne gleb, „Zeszyty Problemowe Postępów Nauk Rolniczych” 2002 nr 486, s. 215-222.
J. Sadowski, Problemyzagospodarowaniapozostałościzrębowych, „Zeszyty Problemowe Postępów Nauk Rolniczych” 2002 nr 486, s. 209-214.
15
– 136 –
Nadmierna eksploatacja lasów i pozyskiwanie arbomasy może prowadzić do
naruszenia struktury i funkcjonowania lasu, który jest skomplikowanym, wielofunkcyjnym organizmem, o licznych funkcjach pozaprodukcyjnych. Oprócz ograniczenia ilościowego zasobów biomasy drzewnej pochodzącej z leśnictwa i przemysłu drzewnego, energetyczne wykorzystanie tego surowca podlega coraz
bardziej restrykcyjnym ograniczeniom prawnym. Kwestię tę reguluje rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r.16, które nakazuje do roku
2017 zmniejszenie zużycia biomasy pochodzącej z leśnictwa i przemysłu drzewnego do 40% lub do zera – w zależności od mocy jednostki wytwórczej i stosowanej technologii. W miejsce drewna i jego odpadów powinna zostać zastosowana biomasa z upraw energetycznych17.
Szacunek dostępnych zasobów drewna na cele energetyczne z lasów można
przeprowadzić na podstawie powierzchni gruntów leśnych i rocznego przyrostu
lub na podstawie pozyskania drewna opałowego z lasów regionalnych dyrekcji
lasów państwowych oraz sprawozdań o lasach stanowiących własność osób fizycznych i prawnych, przygotowywanych na potrzeby statystyczne przez starostwa powiatowe.
Teoretycznie potencjał energetyczny biomasy leśnej można obliczyć określając ilość drewna odpadowego. Może być ona obliczona na podstawie zależności, że z każdych 100 m3 masy drzewnej pozyskanej w lesie, na korę przypada
10 m3, chrust – 15 m3, grubiznę opałową – 20 m3, trociny i zrzyny – 19 m3, tarcicę
– 36 m3, a na gotowe wyroby z drewna tylko 20–25 m3 z pozycji „tarcica”18. Mimo
znaczącego udziału odpadów w większości są one niedostępne ze względów
technologicznych oraz przepisów dotyczących gospodarowania zasobami leśnymi.
W tej sytuacji dla obliczenia zasobów drewna z lasów na cele energetyczne
należy posłużyć się metodami opartymi na przyrostach i pozyskaniu drewna z lasów.
Zasoby drewna na cele energetyczne z lasów można obliczyć na podstawie wzoru:
Zdl=A∙I∙Fw∙Fe[m3/rok]
6.2
gdzie:
Zdl – zasoby drewna z lasów na cele energetyczne,
A – powierzchnia lasów [ha],
I – przyrost bieżący miąższości [m3/ha/rok],
Fw – wskaźnik pozyskania drewna na cele gospodarcze [%],
Fe – wskaźnik pozyskania drewna na cele energetyczne [%].
Dz. U. nr 156, poz. 969.
A. Kowalczyk-Juśko, Charakterystykabiomasywybranychroślinpodkątemjejprzydatnoścido
granulacji ispalania, w: A. Lisowski, Konwersja odnawialnychźródełenergii, Wyd. Wieś Jutra,
Warszawa 2009, s. 88-101.
18 L. Janowicz, BiomasawPolsce, „Energetyka” 2002 nr 8 (626), s. 601-604.
16
17
– 137 –
Dane dotyczące powierzchni lasów uzyskać można z publikacji właściwych
terytorialnie urzędów statystycznych oraz ewentualnie geodezyjnych wykazów
gruntów sporządzanych corocznie przez Główny Urząd Geodezji i Kartografii
w Warszawie. Przyrost określa się na podstawie różnicy stanu zasobów na końcu
i początku roku wraz z ilością drewna pozyskaną w danym roku. Dane dotyczące
jego wielkości uzyskuje się w regionalnych dyrekcjach lasów państwowych na
bazie aktualnych planów urządzenia lasu.
Wskaźnik pozyskania drewna na cele gospodarcze (Fw), wyliczyć można na
podstawie danych publikowanych corocznie przez Państwowe Gospodarstwo
Leśne Lasy Państwowe w Warszawie w Raporcie o stanie lasów w Polsce.
Wskaźnik ten za ostatnie 20 lat wynosił 55%.
Wskaźnik wykorzystania drewna na cele energetyczne (Fe) w lasach państwowych, można ustalić na podstawie procentowego udziału sortymentów
drewna wykorzystywanych na cele energetyczne w ogólnym pozyskaniu drewna.
Dane z tego zakresu publikowane są przez Główny Urząd Statystyczny w raporcie
Leśnictwo. Do wykorzystania na cele energetyczne uwzględnia się sortymenty S4,
M1 i M2 gdzie:
•
S4 drewno opałowe (odpowiada grubiźnie opałowej);
•
M drewno małowymiarowe (drobnica); jest to drewno okrągłe o średnicy
dolnej do 5 cm (bez kory), mierzone w sztukach grupowo lub w stosach;
w zależności od jakości drewno małowymiarowe dzieli się na dwie grupy:
 M1 – drewno do przerobu przemysłowego; grupa odpowiada sortymentowi określanemu jako drobnica użytkowa (głównie tyczki),
 M2 – drewno opałowe; grupa obejmuje tak zwaną gałęziówkę.
W lasach niestanowiących własności Skarbu Państwa wskaźnik ten stanowi
procentowy stosunek drewna stosowego ogólnego pozyskania drewna.
Po przyjęciu ciężaru objętościowego drewna na poziomie 0,65 t/m3 można
obliczyć teoretyczne zasoby drewna zarówno z lasów państwowych, jak i prywatnych w granicach administracyjnych województwa, powiatu czy gminy.19 Aby
wyrazić potencjał biomasy leśnej w jednostkach energii, należy przeliczyć wielkości fizyczne [m3 lub tony] na jednostki energetyczne [na przykład MJ, kWh]
oraz uwzględnić sprawność kotłów służących do spalania drewna. Przyjmując
przykładowo, że wilgotność drewna świeżego wynosi średnio 50% a wartość
opałowa absolutnie suchej masy drzewnej wynosi średnio 18,72 GJ/tonę.
Na podstawie zależności pomiędzy tymi parametrami przyjmuje się wartość
opałową (tak zwaną roboczą) drewna na poziomie 8,01 MJ/kg. Właściwości
energetyczne różnych gatunków drewna podane są w tabeli 6.3.
19
EuropeanBiomassStatistics, AEBIOM, Belgium 2007.
– 138 –
Tabela 6.3
Ciepło spalania i wartość opałowa różnych rodzajów drewna
Drewno liściaste Drewno iglaste Ciepło spalania Wartość opałowa [MJ/kg] Rodzaj drewna Brzoza Buk Buk Buk Dąb Grab Grochodrzew Wierzba Jawor Jesion Kasztanowiec Lipa Olcha czarna Topola czarna Trześnia Wiąz Średnio Ciepło spalania Wartość opałowa [MJ/kg] Rodzaj drewna [MJ/kg] Wilgotność 0% Wilgotność 15% 21,5 21,5 20,2 19,7 19,1 19,0 21,4 17,7 18,9 19,8 20,2 20,1 19,3 19,3 19,9 20,6 19,6 20,1 20,1 18,8 18,8 17,8 17,6 20,1 16,3 17,5 18,4 18,8 18,7 18,0 17,9 18,5 18,5 18,3 16,7 16,7 15,7 15,2 14,7 14,6 16,7 13,5 14,5 15,3 15,6 15,5 14,9 14,9 15,7 15,9 15,1 Daglezja Jodła sezonowana Jodła świeża Modrzew Sosna Świerk Średnio [MJ/kg] Wilgotność 0% Wilgotność 15% 20,5 20,7 20,2 19,9 19,9 21,8 20,7 19,2 19,3 18,8 18,5 18,6 20,5 19,3 15,9 16,1 15,6 15,4 15,4 17,0 16,1 Źródło: S. Kruczek, R. Głąbik, R. Sikora, Zagadnieniagazyfikacjidrewna, „Energetyka Cieplna i Zawodowa” 2002 nr 18, s. 18-20.
– 139 –
Zasoby drewna odpadowego z przetwórstwa drzewnego
Drewno i jego pochodne są wykorzystywane w wielu dziedzinach gospodarki. Procesowi jego pozyskiwania, przetwarzania w materiały i gotowe wyroby
drzewne oraz konsumpcji i eksploatacji indywidualnej, zbiorowej i przemysłowej, towarzyszy powstawanie różnego rodzaju odpadów drzewnych. Rodzi to
określone skutki i problemy o charakterze technologicznym, ekonomicznym
i ekologicznym. Odpady i ich zagospodarowanie to jeden z ważniejszych aspektów funkcjonowania sektora leśno-drzewnego1.
Odpady przemysłu drzewnego są ważnym źródłem biomasy. Są to przede
wszystkim trociny i wióry pochodzące głównie z przemysłu tartacznego oraz
w mniejszym stopniu z przemysłu meblarskiego i płyt drewnopochodnych. Kora
i pozostała ilość odpadów przeznaczona jest na eksport, a także wykorzystywana
w ogrodnictwie i rolnictwie.
Drewno przeznaczone do celów energetycznych może być pozyskiwane
w postaci tradycyjnego drewna opałowego (szczapy, wałki), a w większych instalacjach grzewczych wykorzystuje się zrębki drzewne2. Znaczna ilości zrębków
uzyskanych z drewna odpadowego pochodzącego z wyrębów lasów zostaje, podczas rozdrabniania, rozrzucona na miejscu jako materiał użyźniający glebę,
a zrębki z kory i bardzo cienkich gałęzi są zagospodarowywane jako materiał
przeznaczony dla ogrodnictwa, stanowiąc warstwę ochronną i ozdobną wykładaną wokół krzewów, drzew czy kwiatów. Zrębki używane są ponadto jako opał
w przydomowych kotłowniach. Są więc jednym z wielu odnawialnych źródeł
energii, w tym wypadku energii cieplnej3.
Drzewne odpady przemysłowe powstają u producentów wyrobów, bazujących na przerobie surowca drzewnego, materiałów tartych i drewnopochodnych.
Różnią się one pod względem rodzaju, postaci i jakości. Mogą pochodzić z przerobu drewna iglastego lub liściastego oraz mieć postać dużych i małych kawałków, wiórów, trocin, pyłu drzewnego czy kory.
Drewno kawałkowe to pozostałość (około 2%) drewna konstrukcyjnego,
przycinanego na wymiar, bądź też odpad z produkcji przycinanych na wymiar
półwyrobów (na przykład fryzów), lub materiał nie spełniający norm półwyrobu
www.drewno.pl [Dostęp: 17.06.2010].
Wojewódzki program rozwoju alternatywnych źródeł energii, Raport II. Uwarunkowania,
Biuro Planowania Przestrzennego, Lublin 2004.
L. Janowicz, BiomasawPolsce..., op. cit. P. Gradziuk, A. Grzybek, K. Kowalczyk, B. Kościk, Biopa‐
liwa, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2003.
3 F. Adamczyk i in., Wpływgrubościdrewna(gałęzi)sumakaoctowcaRhustyphinaL.naparame‐
try energetyczne jego zrębkowania prototypową rębarką RD, „Technika Rolnicza Ogrodnicza
Leśna” 2007 nr 4.
1
2
– 140 –
(stanowi nawet do 50% przerabianego drewna). Jego wartość opałowa wynosi
11-22 MJ/kg, wilgotność – 20-30%, a zawartość popiołu 0,6-1,5% suchej masy.
Trociny stanowią około 10% drewna przerabianego w tartakach. Są także
produktem ubocznym skrawania, frezowania w zakładach bardziej zaawansowanej obróbki drewna. Oczyszczone z drewna kawałkowego stanowią cenne paliwo
i mogą być wykorzystywane w kotłowniach. Poziom wilgotności trocin jest zróżnicowany i waha się od 6-10% do 45-65% dla trocin z niedawno ściętego drzewa.
Przy wilgotności 5-15% zawartość popiołu wynosi mniej niż 0,5%. Wady trocin
to trudności związane z magazynowaniem, skłonność do zaparzania i podatność
na zawilgocenia. Z uwagi na te słabe punkty trociny powinny być spalane
w pierwszej kolejności.
Wióry są, podobnie jak trociny, produktem ubocznym przemysłu drzewnego, powstającym podczas skrawania i frezowania. Cechą charakterystyczną
wiórów jest niska wilgotność (5-15%). Z tego powodu wykorzystywane są do
produkcji peletów oraz brykietów drzewnych. Zawierają niewielką ilość zanieczyszczeń, a zawartość popiołu to mniej niż 0,5%.
Zrębki drzewne to rozdrobnione drewno w postaci długich na 5-50 mm
ścinków o nieregularnych kształtach (w postaci włókien, dłuższych drobin, wiórów, rozdrobnionych kawałków). Zrębki otrzymuje się z całego drzewa, włączając w to gałęzie. Są produkowane podczas pierwszego trzebienia drzewostanów,
wierzchołków i innych pozostałości po wyrębach oraz obrabiania kłód w tartakach, na szybko rosnących plantacjach wierzby, z odpadów drzewnych w dużych
zakładach przetwarzających drewno. Wartość opałowa zrębków wynosi 6-16
MJ/kg. Wilgotność zależy głównie od czasu, jaki upłynął od ścięcia drewna do
chwili jego zrębkowania. Jak podają różne źródła wilgotność waha się od 20 do
60%. Zawartość popiołu zależy od gatunku drzewa oraz jakości igieł, gałęzi oraz
łodyg. Naturalny popiół występujący w igłach może stanowić 5%, w gałęziach
i korze około 3%, a w łodygach około 0,6%. Zrębki drzewne mogą być zanieczyszczone kamykami, glebą i piachem, co zwiększa zawartość popiołu. Zrębki są
doskonałym paliwem dla kotłów, wykorzystuje się je również do produkcji płyt
wiórowych i jako topnik w hutnictwie. Wadą tego paliwa jest wrażliwość na
zmiany wilgotności powietrza i podatność na choroby grzybowe. Długo magazynowane zrębki powinny być co jakiś czas przewracane.
Kora to wartościowy pod względem energetycznym odpad przemysłu
drzewnego, pozyskuje się ją zdzierając z kłód z miękkiego drewna, oraz przez
ścinanie jej kawałków z drewna twardego. Stanowi to od 10 do 15% masy pozyskiwanego drewna. Jej wartość opałowa wynosi 18,5-20 MJ/kg, wilgotność natomiast waha się, według różnych źródeł, od 55% do 65%, a zawartość popiołu,
który ma tendencję do żużlowania stanowi 1-3% suchej masy. Część kory zostaje
– 141 –
podczas obróbki drewna przetworzona na trociny. Korę przed podaniem do kotła
z podajnikiem ślimakowym należy poddać zrębkowaniu w rębaku z górnym zasypem, zrębkowanie kory przebiega jednak szybko i pochłania niewielkie ilości
energii.
Paliwo uszlachetnione, czyli brykiet i pelety, cechuje się wysoką wartością
opałową (za którą odpowiada niska wilgotność) i małą objętością, związaną
z dużym ciężarem właściwym. Zaletą brykietu i peletu to ich jednolita wielkość,
ułatwiająca wykorzystanie.
Brykiet drzewny to walec lub kostka, utworzona z suchego rozdrobnionego
drewna (trocin, wiórów czy zrębków), sprasowanego pod wysokim ciśnieniem
bez dodatku substancji klejących. W czasie zachodzącego pod ciśnieniem 200 atmosfer procesu brykietowania wydziela się lignina, która po obniżeniu temperatury zastyga, spajając surowiec w formie brykietu. Duże zagęszczenie materiału
w stosunku do objętości sprawia, że proces spalania brykietu zachodzi stopniowo
i powoli. Wartość energetyczna: 19-21 GJ/t; wilgotność: 6-8%; zawartość popiołu: 0,5-1% suchej masy.
Pelety (inaczej granulat) to produkowane z odpadów drzewnych (najczęściej z trocin i wiórów) kilucentymtrowe, cylindryczne granulki o średnicy 8-12 mm.
Granulat wytłacza się w prasie rotacyjnej, bez dodatku substancji klejącej i pod
dużym ciśnieniem, które umożliwia duże zagęszczenie surowca. Pelety są paliwem łatwym do transportowania, najpraktyczniejszym w magazynowaniu i najwygodniejszym w eksploatacji. Ich zaletą jest też bardzo niska zawartość popiołu
(0,4-1% suchej masy). Wartość energetyczna peletów wynosi 16,5-17,5 MJ/kg,
a wilgotność 7-12%4. W bilansie energetycznym uwzględniane są zasoby drewna
odpadowego powstające w trakcie przerobu drewna w zakładach przetwórstwa
i obróbki drewna. Zasoby te ocenia się na podstawie wielkości pozyskania drewna z lasów państwowych (grubizny) oraz prywatnych (drewno dłużycowe) położonych na badanym obszarze. W lasach państwowych podstawę oceny stanowić
będzie pozyskanie drewna wielkowymiarowego (ogólnego przeznaczenia i specjalne) oraz średniowymiarowego (do przerobu przemysłowego i dłużycowe).
Zakłada się, że odpady drzewne (zrzyny, trociny, odłamki, wióry), stanowią
średnio 20% masy początkowej przeznaczonej do przerobu5. Ograniczeniem
w rynkowym wykorzystaniu tych zasobów jest to, że znaczące ilości odpadów
powstających podczas mechanicznego przerobu drewna w zakładach przetwórA. Kowalczyk-Juśko, Źródłabiomasy…, op. cit., s. 105-185.
J. Buczek, B. Kryńska, Zasoby biomasy – zasady i wskaźniki sporządzania bilansu biomasy.
Materiały szkoleniowe „Innowacje w technologiach roślinnych podstawą kształtowania rolniczej przestrzeni produkcyjnej przez samorząd terytorialny”, Uniwersytet Rzeszowski, Rzeszów
2007, s. 179-187.
4
5
– 142 –
czych zużywane są na własne potrzeby grzewcze tych zakładów, stanowią
również surowiec do wyrobu płyt wiórowych. Ponadto część surowca zostaje
w procesie przerobu traktowana substancjami chemicznymi, które dyskwalifikują odpad do dalszego wykorzystania na cele energetyczne. Jednak trociny już
teraz stanowią ważny surowiec służący do produkcji granulatów opałowych:
brykietów i peletów.
Zasoby drewna z przetwórstwa drzewnego na cele energetyczne szacuje się
z zależności:
Zdt = P ∙ 0,20 [t/rok]
6.3
gdzie:
P – pozyskanie drewna na cele przemysłowe [t].
Oszacowane w ten sposób zasoby przeliczyć należy na jednostki energetyczne, przyjmując odpowiednią wartość energetyczną i wilgotność drewna.
Zasoby i wartość energetyczna drewna odpadowego z sadów
Drewno odpadowe z towarowych upraw sadowniczych powstaje podczas
całkowitej likwidacji starych plantacji oraz w czasie corocznych cięć sanitarnych
– drzew porażonych chorobami, szkodnikami, wyłamanych przez wiatr itp. Według Tymińskiego6 corocznie z wiosennych prześwietleń uzyskuje się 500 tys. ton
drewna. Likwidacja starego sadu następuje średnio po upływie 25 lat od posadzenia drzew, zaś ubytki naturalne stanowią średnio 2% drzewostanu rocznie.
Na uwagę zasługuje również fakt, że część areału sadów często stanowią niewielkie sady przydomowe służące zaspokojeniu własnych potrzeb rolników, niejednokrotnie zaniedbane i pozbawione części drzewostanu. Lokalizacja blisko własnego gospodarstwa, a więc dostępność bez potrzeby dalekiego transportu, oraz
wysokie ceny innych surowców sprzyjają wykorzystaniu tego drewna na cele
energetyczne. Uzyskane w wyniku usuwania drzew owocowych drewno może
być również wykorzystywane między innymi do produkcji drewna kominkowego, w meblarstwie oraz w galanterii drzewnej. Największy udział w ogólnej powierzchni uprawy drzew owocowych mają jabłonie – 68,3%. Oprócz drzew owocowych, uprawia się również krzewy owocowe (między innymi porzeczki, agrest,
maliny), których udział w ogólnej powierzchni sadów wynosi około 20%7.
J. Tymiński, WykorzystanieodnawialnychźródełenergiiwPolscedo2030roku.Aspektenerge‐
tycznyiekologiczny, Zakład Promocji IBMER, Warszawa 1997.
7 A. Maciak, G. Lipińska, Drewno z sadów – możliwości energetycznego wykorzystania, „Czysta
Energia” 2006 nr 2(54), s. 13.
6
– 143 –
W celu obliczenia ilości drewna odpadowego z sadów przyjmuje się średni
jednostkowy odpad drzewny na poziomie 0,35 m3 z hektara rocznie8.
Zds = A ∙ 0,35 [m3/ha/rok]
6.4
gdzie:
Zds – zasoby drewna odpadowego z sadów na cele energetyczne,
A – powierzchnia sadów [ha].
Przeliczenie uzyskanego w ten sposób potencjału na jednostki masy i energii
jest identyczne jak w przypadku drewna z lasów.
W praktyce drewno pochodzące z wyczystek, cięć sanitarnych i odnowieniowych jest najczęściej spalane we własnym gospodarstwie – w piecu lub
wprost na polu. Drewno to nie stanowi obecnie produktu handlowego z uwagi na
stosunkowo niewielkie ilości tych odpadów powstających w dużym rozproszeniu.
W przypadku dużych gospodarstw sadowniczych jest to jednak znaczące potencjalne źródło energii.
Zasoby drewna z zadrzewień
Zadrzewienia są to produkcyjne i ochronne skupiska drzew i krzewów na
terenach poza lasami. Występują wzdłuż tras komunikacyjnych i cieków wodnych, wśród upraw rolnych, przy domach i budynkach gospodarczych oraz
w obrębie i przy zakładach przemysłowych. Do zadrzewień nie zalicza się: sadów,
plantacji, szkółek drzew i krzewów, cmentarzy, urządzonej zieleni komunalnej
w miastach, ogrodów działkowych, skupisk drzew otaczających obiekty zabytkowe. W Polsce stan zadrzewień jest niezadowalający. Jest to spowodowane małym
udziałem zadrzewień w krajobrazie wiejskim i koniecznością usunięcia znacznego odsetka topól, które były sadzone po wojnie i osiągnęły już kres biologicznej
dojrzałości. W Polsce na obszarach rolniczych rośnie średnio około 4,6 drzewa na
1 hektarze. Wskaźnik zadrzewień powinien jednak wynosić około 10 drzew na
1 hektar9.
Występowanie zadrzewień w mieście, na terenach otwartych śródpolnych
oraz wzdłuż cieków wodnych i dróg przynosi znaczne korzyści: ekonomiczne,
społeczne i ekologiczne.
8 E. Klugmann-Radziemska, Odnawialneźródłaenergii–przykładyobliczeniowe,Wyd. Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
9 idealnagmina.org [Dostęp: 20.07.2010].
– 144 –
•
•
•
•
•
Do korzyści ekonomicznych można zaliczyć10:
wzrost wartości nieruchomości – obliczono, że widok z okna na zieleń podnosi wartość mieszkań o 14%;
czynnik wzrostu gospodarczego poprzez rozwój turystyki i ekoturystyki –
drzewa są ważnym elementem krajobrazu, stanowią istotny czynnik wzrostu gospodarczego; przyczyniają się one do rozwoju turystyki, co prowadzi
do wzrostu zatrudnienia;
zwiększanie odporności agrocenoz na działanie szkodników. Zadrzewienia
stwarzają dogodne warunki bytowe licznym owadom pasożytniczym i drapieżnym, które ograniczają liczebność szkodników żerujących na uprawach
rolnych; zadrzewienia sprzyjają także koncentracji owadożernych ptaków,
które odbywają tu swoje lęgi; obliczono, że na 1 km pasowego zadrzewienia
ptaki konsumują aż 100 kg owadów; wyliczenia te mają bezpośrednie przełożenie na ograniczenie zużycia pestycydów, a tym samym na zmniejszenie
kosztów związanych z produkcją rolną;
dostarczanie surowca drzewnego – zadrzewienia dostarczają drewna opałowego i użytkowego oraz wikliny. Wraz ze wzrostem energetycznej i ekonomicznej opłacalności pozyskiwania i wykorzystywania odnawialnych
źródeł energii zwiększa się w rolnictwie pozyskiwanie dla celów energetycznych odpadów drzewnych z własnych lasów i zadrzewień oraz z sadów,
plantacji wieloletnich i innych;
pozostałe korzyści – innym przejawem użyteczności zadrzewień jest produkcja nektaru; drzewa mogą dostarczać pszczołom surowca niezbędnego
do produkcji miodu.
Społeczne korzyści zadrzewień to:
•
wartość zdrowotna i estetyczna – według zaleceń WHO na jednego mieszkańca miasta powinno przypadać 50 m2 terenów zielonych, co zapewnia odpowiednią jakość życia;
•
wartość kulturowa – duże i silne drzewa traktowane są jako dziedzictwo
narodowe, a w powiązaniu z architekturą nadają miejscom wyjątkową jakość;
P. Kurek, M. Suchocka, J. Mieszkowicz, Zostań przyjacielem drzew! Praktyczny poradnik, jak
skuteczniezadrzewiaćotoczenie, Fundacja Aeris Futuro, Kraków 2008.
A. Kowalczyk-Juśko, B. Kościk, Potencjał biomasy w województwie lubelskim, w: Energetyka
aochrona środowiska naturalnego w skali globalnej i lokalnej, red. B. Kościk, M. Sławińska,
Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2009, s. 57-69.
Z. Wójcicki, Potencjałodnawialnychzasobówenergiiwrolnictwie, „Wieś Jutra” 2003 nr 2(55),
s. 8-10.
10
– 145 –
•
•
wartość edukacyjna – drzewa stanowią bazę dla prowadzenia badań naukowych, dają możliwość obserwacji zachodzących w ich obrębie procesów,
a także pozwalają nabyć umiejętność rozpoznawania ich różnych gatunków;
wartość rekreacyjna – parki i tereny zielone stanowią atrakcyjne miejsca
wypoczynku.
Ekologiczne korzyści zadrzewień postrzegać można w dwóch grupach, które
bezpośrednio odnoszą się do kształtowania klimatu przez drzewa:
•
w perspektywie globalnej – drzewa, absorbując CO2 podczas fotosyntezy
i akumulując go w swojej biomasie, korzystnie wpływają na środowisko naturalne;
•
w perspektywie lokalnej:
 regulacja temperatury powietrza – drzewa oddziałują na środowisko przez
łagodzenie letnich ekstremów temperatury, natomiast w zimie obserwuje
się efekt ocieplający poprzez redukcję szybkości wiatru,
 oczyszczanie powietrza z zanieczyszczeń – największe znaczenie mają zadrzewienia przydrożne i przy autostradach. Roślinność pełni tu rolę biologicznego filtru, ograniczając zasięg emitowanych do powietrza zanieczyszczeń komunikacyjnych,
 wzbogacanie powietrza w substancje lotne (głównie w olejki eteryczne) –
substancje te mają charakter bakteriobójczy, stymulują proces oddychania, krążenie oraz regulują działanie układu nerwowego u ludzi,
 ograniczenie hałasu – odpowiednie nasadzenia drzew i krzewów w znacznym stopniu redukują odczucie hałasu,
 ograniczenie erozji wietrznej i działanie wiatrochronne – dzięki występowaniu zadrzewień następuje poprawa warunków ekologicznych; zadrzewienia przyczyniają się do obniżenia prędkości wiatru, co zapobiega
osuszaniu pól uprawnych, erozji wietrznej gleb i ogranicza szkody wyrządzone roślinom przez wiatr,
 wpływ na stosunki wilgotnościowe – zadrzewienia ograniczają parowanie
terenowe, ułatwiają infiltrację wody, hamując wiatr zmniejszają parowanie wody; w wyniku oddziaływania zadrzewień kilkucentymetrowe
zwiększenie pokrywy śnieżnej odgrywa już znaczną rolę dla polepszenia
warunków wodnych danego terenu; opady śniegu stanowią jedno z poważnych źródeł wody, a pokrywa śnieżna rezerwuar wody, którą gleba
otrzymuje wiosną; z tego zapasu wilgoci korzysta w naszych warunkach
klimatycznych cała szata roślinna w początkach okresu wegetacyjnego,
 oczyszczanie wody z zanieczyszczeń – szybko rosnące drzewa mają zdolność do oczyszczania wody z metali ciężkich, pełnią rolę buforową, gdzie
– 146 –




przechwytywane są zanieczyszczenia chemiczne pochodzące z intensywnego sposobu gospodarowania użytkami rolniczymi,
ograniczenie spływu wód powierzchniowych – gleby przy zadrzewieniach
w okresie topnienia śniegu i opadów magazynują więcej wody; korzenie
drzew i krzewów filtrują wodę i później ją oddają; tam, gdzie nie występują zadrzewienia, woda gromadzi się w strumieniach i innych ciekach
wodnych; jest to woda stracona dla rolnictwa, co wydłuża okres suszy.
Zadrzewienia wokół pól uprawnych pełnią funkcje pomp wodnych,
przeciwdziałanie erozji wodnej i zatrzymywanie wody – zadrzewienia
ograniczają spływ wodny do minimum, skutecznie zapobiegając erozji
wodnej; część wody opadowej zostaje spożytkowana na potrzeby własne
roślin, część zatrzymuje się na korze, liściach oraz gałęziach, natomiast
reszta zostaje wchłonięta przez ściółkę; drzewa i krzewy zmniejszają ponadto zagrożenie powodziowe oraz wpływają na poprawę czystości wody,
ostoja dzikiej przyrody, enklawa różnorodności biologicznej oraz ochrona
rzadkich gatunków zwierząt i roślin; zadrzewienia korzystnie wpływają
na pojawianie się różnych gatunków owadów, ssaków i ptaków żyjących
wśród drzew, stanowiących dla nich siedliska i miejsca lęgowe; taki stan
wpływa na zmniejszenie liczby szkodników; przykładem mogą być biedronki walczące z mszycami, sowy i myszołowy walczące z gryzoniami
polnymi czy też pszczoły zapylające wiele gatunków roślin,
korytarze ekologiczne – system zadrzewień umożliwia przemieszczanie
się zwierząt i pokonywanie przez nie znacznych odległości; zadrzewienia
na terenach rolniczych i zurbanizowanych pełnią rolę połączeń pomiędzy
większymi kompleksami leśnymi.
Zadrzewienia śródpolne, które często są traktowane jako nieużytki rolnicze,
stanowią bariery biogeochemiczne (tak zwane strefy buforowe) ograniczające
różnego rodzaju zagrożenia. Uproszczenia struktury agroekosystemu, umożliwiające osiągnięcie celów produkcyjnych, prowadzą między innymi do zmniejszenia
ich zdolności regulacyjnych i regeneracyjnych, a także do obniżenia stopnia
zamknięcia wewnętrznych cykli obiegu materii i zmniejszenia zdolności magazynowania systemu. Powoduje to, że agroekosystemy stają się intensywnymi źródłami zanieczyszczeń obszarowych. Zadrzewienia śródpolne, poprzez podnoszenie różnorodności struktury krajobrazu, pozwalają optymalizować produkcję
rolną z ochroną środowiska przyrodniczego. Według badań Bielińskiej i Węgor-
– 147 –
ka11, zadrzewienia śródpolne mają znaczący udział w regulacji ważnych procesów przyrodniczych określających funkcjonowanie agroekosystemu. Dla rolników ważniejszy jest wpływ zadrzewień na wielkość plonów. W wyniku zmiany
mikroklimatu wywołanego przez zadrzewienia wzrost plonów na terenach przylegających do zadrzewień wynosi od 5 do 10 procent.
Na obszarach zurbanizowanych drzewa w zwartej zabudowie miasta tworzą
lokalny mikroklimat poprzez oddziaływanie między innymi na poziom nasłonecznienia, temperaturę, wilgotność, poziom zanieczyszczenia i szybkość wymiany powietrza, oraz na retencję wody. Obszary miejskie, które charakteryzują się
występowaniem podwyższonej emisji pyłów, tlenków siarki i azotu, WWA, ftalanów i innych zanieczyszczeń, wymagają powiększania terenów zielonych i zadrzewień. Sprzyjają one bowiem ograniczaniu niekorzystnego oddziaływania
tych emisji na zdrowie mieszkańców, oraz na całe środowisko przyrodnicze tych
obszarów. Ponadto poziom zadrzewień podnosi atrakcyjność inwestycyjną miasta, postrzeganego jako bardziej „przyjaznego dla ludzi”12.
Analizy wykazały, że poziom pozyskania drewna z zadrzewień nie zmienia
się istotnie w poszczególnych latach. Należy jednak zaznaczyć, że biomasa ta jest
trudna do pozyskania, ponieważ zadrzewienia obejmują małe obszary o różnorodnej strukturze własnościowej. Biorąc powyższe pod uwagę oszacowanie potencjału energetycznego można ograniczyć do drewna z pielęgnacji drzew przydrożnych i obliczyć według wzoru13:
Zdz = 1,5 ∙ L ∙ 0,3 [t/rok]
6.5
gdzie:
Zdz – zasoby drewna z zadrzewień,
L – długość dróg [km],
1,5 – ilość drewna możliwa do pozyskania z 1 km zadrzewień przydrożnych [t/rok],
0,3 – wskaźnik zadrzewienia dróg.
Przeliczanie tak oszacowanych zasobów drewna z zadrzewień na jednostki
energetyczne odbywa się na ogólnych zasadach według wartości opałowych
drewna.
E. J. Bielińska, T. Węgorek, Ocena oddziaływania zadrzewienia śródpolnego na aktywność
enzymatycznąglebypłowej, „Acta Agrophysica” 2005 nr 5(1), s. 17-24.
12 J. Kubiak, A. Księżniak, Przyrodniczeuwarunkowaniazadrzewieńnaobszarachzurbanizowa‐
nych, „Teka Kom. Arch. Urb. Stud. Krajobr.” – OL PAN 2005, s. 168-170.
13 J. Buczek, B. Kryńska, Zasobybiomasy–zasady ..., op. cit.
11
– 148 –
6.3
Szacowanie potencjału słomy
jako odpadowego surowca energetycznego
Słoma to dojrzałe lub wysuszone źdźbła roślin zbożowych, a także wysuszone łodygi roślin strączkowych, lnu i rzepaku. Jej podstawowym składnikiem jest
włókno surowe i związki bezazotowe wyciągowe. Charakteryzuje się wysoką
zawartością suchej masy (około 85%), a także zdolnością do chłonięcia wody
i gazów. Czynniki te przez wiele lat decydowały o kierunkach jej wykorzystania.
Słoma opisywana jest jako odpad produkcji rolniczej. W wielu krajach stanowi
ona cenny i znany surowiec, nie tylko służący do celów tworzenia żyzności i urodzajności gleby, ale od lat siedemdziesiątych XX wieku także jako surowiec energetyczny – na przykład w Danii14
Słomę można przeznaczyć na:
•
ściółkę;
•
paszę dla zwierząt hodowlanych;
•
nawóz na przyoranie;
•
nadwyżki mogą być zagospodarowane w alternatywny sposób, w tym także
na cele energetyczne.
Na wielkość wytworzonej ilości słomy wpływają następujące czynniki: powierzchnia uprawy roślin, plon, gatunek roślin, odmiana, nawożenie, przebieg
pogody i inne. Należy zwrócić uwagę, że obecnie w uprawie znajdują się nowe
odmiany zbóż (sztywnosłome i krótkosłome), co wpłynęło na zmniejszenie stosunku plonu słomy do plonu ziarna15. Najstarszą metodą zagospodarowania słomy
było i wciąż jest użycie jej jako materiału ściółkowego. Stosowana jest w chowie
wszystkich zwierząt gospodarskich, zwłaszcza w gospodarstwach posiadających
tradycyjne budynki inwentarskie. Ilość stosowanej ściółki jest różna i zależy od
gatunku zwierząt, jakości paszy, konstrukcji budynków (w oborach głębokich
zużywa się znacznie więcej ściółki niż w oborach płytkich). Roczne zapotrzebowanie na słomę ściołową zależy też od liczby dni przebywania zwierząt w pomieszczeniach. Efektem końcowym tego sposobu wykorzystania słomy jest cenny
W. Denisiuk, Optymalizacja zbioru słomy na cele energetyczne, w: P. Gradziuk, Racjonalne
wykorzystanieodnawialnychźródełenergii, Wyd. MODR Warszawa, Oddział Poświętne w Płońsku, Płońsk 2009, s. 79-84.
15 P. Gradziuk, Produkcjaikierunkiwykorzystaniasłomy, w: A. Grzybek, P. Gradziuk, K. Kowalczyk, Słomaenergetycznepaliwo, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2001, s. 17-22.
J. Kuś, A. Madej, J. Kopiński, Bilans słomy w ujęciu regionalnym, „Raporty IUNG-PIB Puławy”
2006 z. 3, 211-226.
14
– 149 –
nawóz organiczny – obornik. Jego skład chemiczny zależy od składu chemicznego
użytej do ściółki słomy. Największą zawartość azotu uzyskuje się z obornika wyprodukowanego w chlewniach, fosforu i potasu w stajniach i chlewniach, a obornik zawierający w swoim składzie najwięcej wapnia pozyskuje się z chlewni
i owczarni. Spadek pogłowia zwierząt gospodarskich (w tym bydła o 30%) spowodował znaczne zmniejszenie zużycia słomy na ściółkę.
Wraz ze znaczącym spadkiem pogłowia zwierząt obserwuje się wzrost
udziału w strukturze zasiewów zbóż i rzepaku. W tej sytuacji pojawił się problem
nadwyżek słomy, a także siana, głównie na gruntach po byłych PGR-ach, gdzie
w większości gospodarstw prowadzona jest gospodarka bezinwentarzowa.
W przypadku słomy nadwyżki te początkowo prawie w całości wykorzystywano
na cele nawozowe poprzez jej palenie bądź przyorywanie. Nawożenie słomą
zwiększa zawartość makroelementów i mikroelementów oraz wpływa dodatnio
na bilans składników pokarmowych w glebie. Ponadto słoma wykorzystana na
cele nawozowe może być bardzo ważnym źródłem substancji organicznej, która
istotnie wpływa na strukturę gleby i równowagę stosunków powietrzno-wodnych. Z analiz składu chemicznego słomy wynika, że jest ona głównie nośnikiem
nawozu potasowego, którego zawiera sześć razy więcej niż fosforu. Słoma owsiana i jęczmienna zawiera więcej składników nawozowych niż słoma pszenna
i żytnia. Z tych względów słoma zbóż ozimych i rzepaku jest bezpośrednio przyorywana lub jest stosowana do produkcji obornika, a słoma zbóż jarych (w tym
owsa, jęczmienia) używana jest do skarmiania.
Mimo niskiej wartości pokarmowej, słoma stanowi często niezbędny składnik pasz, zwłaszcza dla przeżuwaczy (bydła i owiec). Wypełniając przewód pokarmowy, stwarza poczucie sytości, uzupełnia suchą masę pasz soczystych, równoważy nadmiar białka.
Innym sposobem wykorzystania słomy jest zastosowanie jej do nawożenia
gruntów ornych. W tym celu w pierwszej kolejności powinna być przeznaczona
słoma:
•
kukurydzy uprawianej na ziarno, którą zbiera się późną jesienią, często
w listopadzie lub nawet w grudniu, kiedy wilgotność słomy jest bardzo duża
i nie ma możliwości jej dosuszenia na polu;
•
roślin strączkowych, która w warunkach kombajnowego ich zbioru jest
silnie rozdrobniona i praktycznie bardzo trudno jest ją zebrać. Ponadto słoma tych roślin zawiera kilkakrotnie więcej azotu niż słoma zbóż, dlatego też
powinna być ona przyorywana lub ewentualnie przeznaczona na paszę;
•
rzepakowa, uzyskiwana w większych gospodarstwach, w których obsada
zwierząt jest bardzo mała, a w strukturze zasiewów dominują zboża i rzepak; w takich gospodarstwach konieczne jest przyorywanie na wybranych
– 150 –
polach słomy, ponieważ za jej pośrednictwem nie są przenoszone choroby
grzybowe zbóż (nie występują one na rzepaku) oraz ulega ona w glebie
szybszemu rozkładowi niż słoma zbóż, a ponadto zawiera nieco więcej azotu
niż słoma zbożowa i przy jej przyorywaniu nie jest konieczne stosowanie
dodatkowego nawożenia azotem.
Przyorywanie słomy ma również duże znaczenie w walce z chwastami, gdyż
wraz ze słomą przyorujemy nasiona chwastów. Część z nich po przyoraniu bardzo szybko wykiełkuje i da się je zniszczyć innymi zabiegami odchwaszczającymi.
Te natomiast, które zostaną przykryte grubą warstwą gleby, utracą zdolność
kiełkowania. Przeorywanie słomy powinno być stosowane raz na 2-4 lata z uwzględnieniem wzbogacenia w azot, które ma na celu wyrównanie stosunku C:N.
Zbyt częste przyorywanie słomy zbożowej może powodować także szereg
niekorzystnych zjawisk. Zalicza się do nich między innymi powstawanie w glebie
biologicznie czynnych substancji o inhibicyjnym działaniu na uprawiane rośliny
(głównie zboża), które szczególnie wyraźnie hamują początkowy wzrost roślin.
Ponadto może prowadzić do zachwiania gospodarki azotowej w glebie, gdyż
słoma zbożowa zawiera tylko około 0,5% azotu, a stosunek węgla do azotu (C:N)
kształtuje się w niej, jak 80-100:1. Mikroorganizmy powodujące jej rozkład
w glebie muszą pobierać azot z innych źródeł, co może powodować gorsze zaopatrzenie roślin w ten składnik. Przyorywanie słomy, szczególnie zbóż ozimych pod
zboża ozime, stwarza niebezpieczeństwo nasilonego występowania niektórych
chorób, głównie naczyniowej pasiastości zbóż, której nie da się chemicznie zwalczać16.
Spalanie słomy także nie okazało się tanim sposobem stosowania jej jako
nawozu. Przyorywanie spalonej słomy wymaga zbliżonych nakładów pieniężnych
jak takie samo użycie słomy rozdrobnionej. Ponadto zabieg ten jest bardzo szkodliwy dla środowiska przyrodniczego. Materia organiczna, którą stanowi słoma,
zamiast wracać do gleby i brać udział w procesach mikrobiologicznego rozkładu,
niezbędnego dla prawidłowego funkcjonowania agroekosystemu, ulega całkowitemu zniszczeniu przez ogień, a zawarty w niej azot ulatnia się do atmosfery.
Działanie wysokich temperatur powoduje nadmierne nagrzewanie górnej warstwy gleby, co prowadzi do jej dezaktywacji biologicznej. Giną drobnoustroje
glebowe, które uczestniczą w procesach rozkładu i mineralizacji materii organicznej, a także część fauny glebowej, niszczy się struktura gruzełkowata, co jest
bardzo szkodliwe dla stosunków powietrzno-wodnych w glebie (zmniejsza się
W.H. Denisiuk, J. Piechocki, Techniczne i ekologiczne aspekty wykorzystania słomy na cele
grzewcze, Wyd. UWM, Olsztyn 2005.
16
– 151 –
retencja wodna oraz porowatość, co uniemożliwia napowietrzanie się gleby).
Procesy tlenowe przechodzą wówczas w beztlenowe, co jest zjawiskiem bardzo
niekorzystnym dla wszelkiego rodzaju procesów biochemicznych zachodzących
w glebie. W wyniku tego funkcjonowanie ekosystemu może zostać na pewien
czas przyhamowane, co niekorzystnie odbija się na poziomie produkcji. Spalanie
słomy chociaż jest zabiegiem sanitarnym i odchwaszczającym dla gleb, to jednak
niszczy nie tylko populacje szkodników, patogenów oraz chwastów, ale też biocenozy korzystne. W bilansie strat i korzyści wynikających ze spalania słomy
pożniwnej zdecydowanie przeważają straty. Obserwowane w ostatnich latach
nagminne wypalanie po żniwach słomy na polu jest zjawiskiem niewłaściwym,
niepożądaną formą zagospodarowania nadwyżki słomy. Proceder ten stosują
rolnicy głównie na terenach, gdzie w strukturze zasiewu zboża i rzepak przekraczają 50%17.
Znane są także inne sposoby wykorzystywania słomy w rolnictwie, między
innymi do zabezpieczania kopców z ziemniakami, do produkcji materiałów izolacyjnych dla ogrodnictwa i budownictwa. Stosowanie słomy do produkcji materiałów izolacyjnych w budownictwie ma na celu głównie zabezpieczenie nowo wykonywanych powierzchni betonowych przed ujemnym wpływem niskich temperatur. Na polskim rynku pojawiły się pomysły produkcji materiałów budowlanych i elementów wykończeniowych z udziałem słomy.
Oceniając potencjalne ilości słomy możliwej do alternatywnego zagospodarowania należy podkreślić, że w rejonach o rozdrobnionej strukturze agrarnej
nieopłacalny będzie jej zbiór i transport; występują również duże wahania wielkości jej zbioru w latach. W związku z tym można szacować, że nadwyżki produkcji słomy, które mogą być realnie przeznaczone na cele energetyczne wynoszą
w skali kraju około 4-5 mln ton. Szczególnie duże ilości słomy na cele energetyczne mogą być przeznaczone w rejonach o dominacji dużych gospodarstw,
ponieważ w strukturze zasiewów takich gospodarstw udział powierzchni uprawy
zbóż i rzepaku często przekracza 90%, obsada zwierząt jest bardzo mała (często
poniżej 0,2 sztuki obornikowej na 1 ha), a na większych polach koszty zbioru
słomy na cele energetyczne są znacznie mniejsze.
Dokładne ustalenie bilansu słomy w makroskali (województwo lub kraj) jest
praktycznie niemożliwe, gdyż w tak dużych jednostkach administracyjnych występuje pewna rejonizacja produkcji. W związku z tym bardziej miarodajne wyniki można uzyskać dla mniejszych jednostek administracyjnych (gmina, powiat)
lub dla dużych gospodarstw. Na potrzeby bilansowania można przyjąć, że plony
słomy w gospodarstwie lub jednostce administracyjnej są zbliżone do plonów
17
P. Gradziuk, Produkcjaikierunki ..., op. cit.
– 152 –
ziarna. W rozdysponowaniu słomy, obok zużycia na ściółkę i paszę, konieczne
jest przeznaczenie pewnej jej ilości na przyoranie.
Słoma jako surowiec energetyczny może mieć duże znaczenie na obszarach
wiejskich, gdzie występuje jej nadmiar w stosunku do możliwości wykorzystania
na inne potrzeby.
Szczególnie interesujące jest wykorzystanie na cele energetyczne słomy
zbóż i rzepaku, której roczne zbiory w skali kraju wynoszą około 24-29 mln ton.
We wcześniejszym okresie, w tradycyjnym sposobie gospodarowania, słoma była
przeznaczona na paszę i ściółkę i generalnie nie notowano znaczących jej nadwyżek. W ostatnim okresie nastąpiły jednak duże zmiany w produkcji rolniczej.
Powierzchnia uprawy zbóż w latach 1985-2004 zwiększyła się z 7,8 do około
8,6 mln ha, a udział tej grupy roślin w strukturze zasiewów wzrósł z około 54
do 75%, równocześnie zmniejszyło się pogłowie bydła (o 31%, owiec o 60%
i koni o 50%), co drastycznie ograniczyło zużycie słomy na paszę i ściółkę.
Poza tym powstała duża grupa gospodarstw bezinwentarzowych – w 2002 roku
podstawowych grup zwierząt (bydła i trzody chlewnej) nie posiadało 878 tys.
indywidualnych gospodarstw rolnych, co stanowi 45% całkowitej liczby gospodarstw w kraju. Przy braku produkcji zwierzęcej, a tym samym nawozów naturalnych, do utrzymania zrównoważonego bilansu próchnicy w glebie konieczne
jest przyorywanie pewnej ilości słomy. Równocześnie w takich gospodarstwach
występują duże nadwyżki słomy, która może być wykorzystywana na cele alternatywne, w tym energetyczne.
Do tych celów energetycznych może być użyta praktycznie słoma wszystkich rodzajów zbóż oraz rzepaku i gryki. Jednak ze względu na właściwości najczęściej używana jest słoma: żytnia, pszenna, rzepakowa i gryczana oraz słoma
i osadki kukurydzy. Natomiast słoma owsiana, ze względu na bardzo niską temperaturę topnienia popiołu, nie jest zalecana jako paliwo, jednak w przypadku jej
dużej podaży może być na przykład mieszana ze słomą innych zbóż i również
spalana lub stosowana do produkcji granulatu. Skład chemiczny słomy, który ma
duży wpływ na proces energetycznego wykorzystania tego surowca, uzależniony
jest od warunków glebowych, klimatycznych oraz działań człowieka.
W porównaniu z innymi powszechnie stosowanymi nośnikami energii, słoma jest dość uciążliwym materiałem energetycznym. Podstawową cechą odróżniającą słomę jako nośnik energii od węgla, oleju lub gazu jest jej budowa fizjologiczna. Przestrzenno-rurkowa struktura źdźbła słomy powoduje, że jest to
materiał objętościowy, który charakteryzuje się nadmiarem powietrza. W okresie
wegetacji powierzchnię źdźbła rosnącego zboża pokrywają związki tlenku krzemu, chlorków fosforu i potasu. Mają one za zadanie usztywnienie źdźbła słomy
i zabezpieczenie go przed wpływem zewnętrznych czynników atmosferycznych.
– 153 –
Taka budowa źdźbła stwarza pewne problemy w trakcie energetycznego wykorzystania słomy. Problemy te wiążą się ze sposobem i miejscem podawania powietrza w kotle w trakcie spalania. Słoma jest więc materiałem niejednorodnym,
o niższej wartości energetycznej, w porównaniu do konwencjonalnych nośników
energii odniesionej do jednostki objętości. Szczególną uwagę zwraca większa
ilość substancji lotnych oraz niższa zawartość siarki w porównaniu z węglem.
Wartość energetyczna słomy zależy głównie od jej wilgotności (na przykład
wartość opałowa słomy pszennej o wilgotności 12-22% wynosi 17,311 J/kg).
Wilgotność słomy świeżej najczęściej waha się między 12 a 22%, a w pewnych
przypadkach może być nawet wyższa. Parametr ten zależy od rodzaju rośliny
oraz od warunków atmosferycznych, w jakich odbywał się zbiór. Zbyt wysoka
wilgotność słomy wpływa nie tylko na zmniejszenie wartości uzyskanej energii,
ale również na przebieg samego spalania, powodując podwyższoną emisję zanieczyszczeń w spalinach. Poza tym, zbyt duża wilgotność może powodować problemy w magazynowaniu, transporcie, rozdrabnianiu jej podczas zadawania do
paleniska. Maksymalna dopuszczalna wilgotność jest różna do różnych instalacji,
lecz na ogół wynosi 18-25%. Wartość opałowa słomy jest odwrotna do zawartości wilgoci. Na tej podstawie wylicza się cenę słomy jako surowca do celów energetycznych. Słomę trudno uznać za jednolite paliwo, którego podstawowym warunkiem efektywnego wykorzystania jest zachowanie określonych rygorów
jakościowych, a szczególnie – wilgotności18.
Słoma świeża, nazywana „żółtą”, zawiera w swoim składzie metale alkaliczne i związki chloru, które wywierają wpływ na procesy korozji i powstawanie
żużla. Dlatego też słoma przeznaczona na cele energetyczne powinna być poddana procesowi więdnięcia, w czasie którego szkodliwe związki wymywane są
przez opady atmosferyczne. Stopień zwiędnięcia świadczy o tym, jak długo słoma
pozostawała na polu i była poddana działaniu zmiennych warunków atmosferycznych, a następnie została wysuszona. Im większy jest stopień zwiędnięcia
słomy, tym większe prawdopodobieństwo, że zmniejszona została zawartość
metali alkalicznych i związków chloru, co w konsekwencji prowadzi do zmniejszenia korozyjności i zażużlania elementów kotła w procesie spalania. Charakterystyczną cechą takiej słomy poddanej tym procesom jest szary kolor w porównaniu do słomy świeżej, która ma kolor żółty. Słoma szara jest więc bardziej
18 E. Krasowski, M. Krasowska, Gospodarka energetyczna w rolnictwie, Wyd. Akademii Rolniczej, Lublin 2001.
– 154 –
przydatna do celów energetycznych niż żółta, uzyskując nieco wyższą wartość
opałową.19.
Słoma może być spalana w postaci20:
•
suchej sieczki;
•
granulatu (brykiety, pelety);
•
balotów (450-500 kg);
•
balotów poszarpanych.
W Polsce od 1995 roku zbiory słomy zaczęły przewyższać zapotrzebowanie
wynikające z produkcji rolniczej. Niekorzystnym zjawiskiem, choć charakterystycznym dla rolnictwa, były występujące fluktuacje w zbiorach słomy, co nie
pozostawało bez wpływu na poziom jej nadwyżek. Wahania te, choć występujące
co kilka lat, są jedną z barier hamujących wykorzystanie słomy poza rolnictwem.
Potencjalni inwestorzy obawiają się przede wszystkim konieczności gromadzenia
zapasów na lata o niższych urodzajach, co w poważnym stopniu wpływa na koszty. Określanie plonów słomy jest trudne, gdyż zależą one od gatunku i odmiany
uprawianego zboża, jakości gleby, przebiegu pogody w danym roku oraz stosowanej technologii produkcji (nawożenie, przedplon, regulatory wzrostu zbóż).
Dodatkowo, w warunkach kombajnowego zbioru zbóż, czynnikiem istotnie
wpływającym na plon słomy jest wysokość koszenia oraz dokładność jej zbioru21.
Słoma jest paliwem neutralnym dla środowiska, a energetyczne zagospodarowanie jej nadwyżek nie powoduje zwiększenia emisji dwutlenku węgla do
atmosfery, jako że mniej więcej tyle samo CO2 jest emitowane do atmosfery
w trakcie jej spalania, ile pochłaniają z atmosfery rośliny w trakcie fotosyntezy.
Celem oceniania potencjału słomy, którą można pozyskać na cele energetyczne, należy zbiory słomy w danym regionie pomniejszyć o jej zużycie w rolnictwie. Słoma w pierwszej kolejności powinna pokryć zapotrzebowanie produkcji
zwierzęcej (ściółka i pasza) oraz utrzymać zrównoważony bilans glebowej substancji organicznej (nawożenie przez przyoranie).
Grzybek A., Właściwościsłomyjakopaliwa, w: A. Grzybek, P. Gradziuk, K. Kowalczyk, Słoma
energetyczne..., op. cit., s. 23-24.
20 W.M. Lewandowski, Proekologiczne odnawialne źródła energii, Wyd. Naukowo-Techniczne,
Warszawa 2006, s. 339
21 A. Grzybek, P. Gradziuk, K. Kowalczyk, Słomaenergetyczne..., op. cit.
19
– 155 –
Do obliczeń można wykorzystać następującą formułę:
N = P – (Zs + Zp + Zn) [t]
gdzie:
N – nadwyżka słomy do alternatywnego (energetycznego) wykorzystania,
P – produkcja słomy zbóż podstawowych oraz rzepaku i rzepiku,
Zs – zapotrzebowanie na słomę ściołową,
Zp – zapotrzebowanie na słomę na pasze,
Zn – zapotrzebowanie na słomę do przyorania.
6.6
Plony ziarna i słomy zbóż podstawowych oraz rzepaku i rzepiku układają się
w pewnych proporcjach w stosunku do siebie. Zależność tę wykorzystuje się przy
oszacowaniu plonu słomy (współczynnik plonu słomy do plonu ziarna wsz). Można go również oszacować wychodząc z powierzchni uprawy (wsa). Dla rzepaku
i rzepiku stosunek plonu słomy do plonu ziarna jest równy 1, a zbiór słomy
w stosunku do areału upraw wynosi 2,2 (1,8-4,0)22.
Tabela 6.4
Stosunek plonu słomy do plonu ziarna zbóż
Poziom plonu Zboża ozime ziarna [t/ha] pszenica pszenżyto 2,01‐3,0 3,01‐4,0 4,01‐5,0 5,01‐6,0 6,01‐7,0 7,01‐8,0 Zbiór słomy w stosunku do areału upraw wsa 0,86 0,91 0,91 0,92 0,90 0,83 4,4 (2,2‐6,2) 1,18 1,13 1,14 1,13 0,94 ‐ 4,9 (2,95‐6,1) Zboża ozime żyto jęczmień pszenica jęczmień owies 1,45 1,44 1,35 1,24 ‐ ‐ 5,1 (2,6‐6,8)
0,94 0,80 0,70 0,71 ‐ ‐ 3,0 (2,25‐3,9) 1,13 0,94 0,83 0,81 ‐ ‐ 3,6 (2,8‐4,4) 0,78 0,86 0,77 0,72 0,68 0,67 3,6 (1,95‐5,0) 1,05 1,08 1,05 1,01 ‐ ‐ 4,4 (3,6‐5,5) Plon ziarna = 1
Źródło: opracowanie własne na podstawie: A. Harasim, Relacja między plonem słomy
iziarnauzbóż, „Pamiętnik Puławski” 1994, z. 104;E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne
źródłaenergii–przykładyobliczeniowe, Wyd. Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
E. Klugmann-Radziemska, Odnawialneźródła...,op. cit.
A. Grzybek, P. Gradziuk, K. Kowalczyk, Słoma–energetyczne..., op. cit.
22
– 156 –
Produkcję słomy na danym obszarze oblicza się na podstawie następującego
wzoru:
n
P   A  Y  w zs
i 1
n
[t] lub P   A  w za
6.7
i 1
gdzie:
P – produkcja słomy zbóż podstawowych oraz rzepaku i rzepiku,
A – powierzchnia i-tego gatunku rośliny [ha],
Y – plon ziarna i-tego gatunku rośliny [t/ha],
wzs – stosunek plonu słomy do plonu ziarna,
wza – zbiór słomy w stosunku do areału upraw.
Zapotrzebowanie na słomę zużywaną w produkcji zwierzęcej (pasza
i ściółka) oblicza się na podstawie liczebności pogłowia zwierząt gospodarskich i rocznych normatywów dla poszczególnych gatunków i grup użytkowych (tabela 6.5) według poniższych wzorów:
n
n
i 1
i 1
Z s   qi s i i Z p   qi pi
6.8
gdzie:
Zs – zapotrzebowanie słomy na ściółkę,
Zp – zapotrzebowanie słomy na paszę,
qi – pogłowie i-tego gatunku i grupy użytkowej,
si – normatyw zapotrzebowania słomy na ściółkę i-tego gatunku i grupy użytkowej,
pi – normatyw zapotrzebowania słomy na paszę i-tego gatunku i grupy użytkowej.
Tabela 6.5
Normatywy zapotrzebowania słomy na paszę i ściółkę
oraz produkcji obornika [tony/rok]
Wyszczególnienie Pasze (pi) Ściółka (si) Obornik (oi) Bydło: krowy pozostałe Trzoda chlewna: lochy pozostałe Owce Konie 1,2 0,6 ‐ ‐ 0,2 0,8 1,0 0,5 0,5 0,2 0,2 0,9 2,5 1,6 0,6 0,4 0,25 1,6 Źródło:opracowanie własne na podstawie:E. Majewski, M. Wojtkiewicz, W. Zabrzewska,
Ćwiczenia z organizacji i ekonomiki gospodarstw rolniczych – zbiór danych liczbowych,
Wyd. SGGW-AR, Warszawa 1983; J. Kozakiewicz, E. Nieściór, Słoma i sposoby jej użytko‐
waniawgospodarstwachrolniczych, IUNG, Puławy 1984.
– 157 –
W analizie uwzględnić należy również zużycie słomy niezbędnej do reprodukcji substancji organicznej w glebie, które ustala się na podstawie odrębnych
analiz obejmujących strukturę zasiewów, jakość gleb, oraz saldo substancji organicznej. Należy mieć na uwadze proporcję pomiędzy roślinami, które poprawiają
zasobność gleby w substancję organiczną (strączkowe, motylkowate, trawy),
a tymi, które degradują materię organiczną w glebie (zboża, okopowe, przemysłowe). Wzrost lub ubytek substancji organicznej można mierzyć za pomocą
współczynników określających jej reprodukcję albo degradację (tabela 6.6).
Tabela 6.6
Współczynniki reprodukcji i degradacji substancji organicznej w glebie
Współczynniki wdi i wri dla różnych rodzajów gleb w tonach suchej masy obornika Rośliny Okopowe, warzywa korzeniowe (wd1) Kukurydza, warzywa liściaste (wd2) Zboża, oleiste, włókniste (wd3) Strączkowe (wr1) Trawy w uprawie polowej(wr2) Motylkowate wieloletnie i ich mieszanki z trawami (wr3) lekkich średnich ciężkich ‐3,6 ‐2,7 ‐1,4 +0,9 +2,7 +5,4 ‐4,0 ‐3,0 ‐1,5 +1,0 +3,0 +5,6 ‐4,4 ‐3,3 ‐1,6 +1,1 +3,3 +6,0 Źródło: C. Maćkowiak, BilanssubstancjiorganicznejwglebachPolski, Biuletyn Informacyjny IUNG, Puławy 1997, s. 4-5.
Znając powierzchnię zasiewów poszczególnych grup roślin oraz ilość produkowanego obornika, którą oblicza się na podstawie pogłowia zwierząt i odpowiednich normatywów (oi), (tabela 6.4), można określić saldo substancji organicznej według następującej formuły:
n
n
n
i 1
i 1
i 1
S   ri w ri   d i w di   qi oi
gdzie:
ri – powierzchnia grup roślin zwiększających zawartość substancji organicznej,
di – powierzchnia grup roślin zmniejszających zawartość substancji organicznej,
wri – współczynnik reprodukcji substancji organicznej dla danej grupy roślin,
wdi – współczynnik degradacji substancji organicznej dla danej grupy roślin,
qi – pogłowie inwentarza żywego w sztukach fizycznych według gatunków i grup
wiekowych,
oi – normatywy produkcji obornika w tonach/rok według gatunków.
– 158 –
6.9
Stwierdzenie ujemnego salda substancji organicznej oznacza, że aby utrzymać zrównoważony bilans substancji organicznej w glebie należy przyorać określoną ilość słomy. Zakładając, że 1 tona suchej masy obornika równoważna jest
1,54 tony słomy, zapotrzebowanie słomy na przyoranie obliczyć należy według
wzoru:
Zn=1,54S
6.10
gdzie:
S – saldo substancji organicznej.
Obliczenia takie można wykonać w układzie regionalnym, lokalnym bądź też
dla konkretnego gospodarstwa, pod warunkiem dostępu do danych dotyczących
pogłowia zwierząt i struktury zasiewów. Poprawnie przeprowadzone obliczenia
pozwalają ocenić potencjał słomy, którą można zaproponować do wykorzystania
energetycznego.
6.4
Szacowanie potencjału siana możliwego
do wykorzystania na cele energetyczne
Obserwowany w ostatnich latach spadek pogłowia zwierząt gospodarskich
powoduje, że powierzchnia trwałych użytków zielonych przewyższa zapotrzebowanie rolnictwa, co wiąże się z ekstensywnym ich użytkowaniem lub wręcz
zaniechaniem zbioru siana i degradacją łąk. Według danych GUS-u powierzchnia
trwałych użytków zielonych w Polsce wynosiła w 2008 roku 3184,4 tys. ha,
co stanowiło 10,1% powierzchni kraju. Natomiast powierzchnia trwałych łąk
(w 2008 roku) zajmowała 2450,3 tys. ha i stanowiła 76,9% trwałych użytków
zielonych, a powierzchnia pastwisk wynosiła 734,1 tys. ha. W ostatnich kilkunastu latach ich powierzchnia zmniejszyła się prawie o 1 mln ha, a wykorzystanie
pozostałych uległo ogromnej ekstensyfikacji, czy wręcz zaniechaniu z powodu
spadku pogłowia zwierząt, głównie przeżuwaczy. Około 50% łąk i pastwisk
w skali całego kraju jest niedostatecznie wykorzystanych, a około 10% stanowią
nieużytki. Nieużytkowane łąki podlegają procesom sukcesji wtórnej, w wyniku
czego ich walory przyrodnicze ulegają degradacji. Już po kilku latach wykształcają się zbiorowiska zdominowane przez jeden lub kilka gatunków, na przykład
bardzo pospolite na porzuconych świeżych łąkach zbiorowisko z dominacją pokrzywy i ostrożenia polnego. W dalszej kolejności nasila się ekspansja drzew
– 159 –
i krzewów. Znaczne zaniedbania eksploatacyjne i istotne zniszczenia w urządzeniach melioracyjnych spowodowały, że odprowadzają one wodę w niekontrolowany sposób. Następuje przesuszenie i degradacja gleb organicznych. Na obszarach podmokłych roślinność typowa dla wilgotnych łąk i pastwisk jest
zastępowana przez turzyce i trzcinę., co w połączeniu z niskim poziomem gospodarowania i wykorzystania łąk i pastwisk, stwarza zagrożenie dla ich istnienia,
wartości produkcyjnej oraz środowiska i bioróżnorodności. Nieużytkowanie łąk
ma więc negatywne skutki przyrodnicze, a ponadto bezproduktywnie marnowana jest olbrzymia ilość biomasy23. W przypadku niewykorzystania potencjału
produkcyjnego łąk i pastwisk na cele paszowe, część biomasy z tych terenów
można przeznaczać na cele energetyczne.
Zakładając, że wartość energetyczna siana jest równoważna wartości słomy,
czyli 1,5 tony siana pod względem opałowym równoważne jest około 1 tonie
węgla kamiennego, to biomasa zebrana tylko z nieużytkowanych łąk pod względem energetycznym odpowiada około 10 tys. ton węgla. Łąki są położone głównie w dolinach rzek, tworząc kompleksy o dużych powierzchniach, co sprzyja
wykorzystaniu dużego, specjalistycznego sprzętu, zwiększa jego wydajność oraz
zmniejsza koszty pozyskania biomasy. Utrzymanie łąk ekstensywnych. Umożliwia uzyskanie przez rolników znacznych dotacji pieniężnych, pod warunkiem
wykonywania na tych terenach określonych zabiegów, a głównie przestrzegania
terminów i sposobu koszenia.
Potencjał siana określić można jako iloczyn powierzchni łąk, współczynnika
ich wykorzystania na cele energetyczne i wielkości plonu:
Psi=Al∙wws∙Ysi[t/rok]
6.11
gdzie:
Psi – potencjał siana,
Al – powierzchnia trwałych użytków zielonych [ha],
wws – współczynnik wykorzystania na cele energetyczne,
Ysi – plon siana [t/ha/rok].
Precyzyjne określenie współczynnika wykorzystania łąk na cele energetyczne wymaga znajomości sposobu użytkowania trwałych użytków zielonych
na badanym obszarze ze szczególnym uwzględnieniem powierzchni łąk i pastwisk nieskoszonych. Przeciętnie w skali kraju współczynnik ten kształtuje się
H. Jankowska-Huflejt, Użytkizielonejakoczynnikkształtowaniajakościiobieguwódwobsza‐
rachwiejskich, „Wieś Jutra” 2006 nr 6(95), s. 46-48; B. Kościk, A. Głowacka, A. Kowalczyk-Juśko,
T. Wyłupek, Szacowaniepotencjałubiomasynaceleenergetycznedobezpośredniegospalania–
problemymetodologiczne, „Roczniki Naukowe” 2005 t. 7 z. 7, s. 160-165.
23
– 160 –
na poziomie 5-10%. Natomiast plon siana zależny jest od warunków siedliskowych. W warunkach Polski średni plon wynosi około 4 t/ha. Ilość energii możliwej do uzyskania z tak oszacowanego potencjału siana odbywa się zgodnie
z przyjętymi wartościami opałowymi (tabela 6.1).
6.5
Szacowanie potencjału biomasy roślin
uprawianych na cele energetyczne
Biomasa była, i prawdopodobnie będzie w przyszłości, podstawowym odnawialnym źródłem energii. Dotychczas większa jej część pochodziła z lasów,
jednak z uwagi na potrzeby prowadzenia racjonalnej gospodarki leśnej oraz zapotrzebowanie innych gałęzi przemysłu zasoby drewna pozyskiwane na cele
energetyczne zostały ograniczone. W związku z tym, jak również rosnącym zapotrzebowaniu na biomasę, wzrosło zainteresowanie tak zwanymi plantacjami
energetycznymi. Uprawa roślin na cele energetyczne staje się ważnym zagadnieniem, szczególnie w kontekście rosnących cen energii i wyczerpania się zasobów
surowców kopalnych. Przeznaczenie surowców roślinnych na cele nieżywnościowe nabiera coraz większego znaczenia również w związku z nadprodukcją
żywności. Ponadto, pod uprawę roślin energetycznych mogą być przeznaczone
grunty wyłączne czasowo z rolniczego użytkowania, a także grunty marginalne
i nieużytki.
•
•
•
•
Pożądane cechy roślin energetycznych to:
duży przyrost roczny;
wysoka wartość opałowa;
znaczna odporność na choroby i szkodniki;
stosunkowo niewielkie wymagania glebowe.
Istotną sprawą jest również możliwość mechanizacji prac agrotechnicznych
związanych z zakładaniem plantacji oraz zbieraniem plonu. Uprawa roślin energetycznych może być średnio użytkowana przez okres 15-20 lat24.
Plantacje roślin energetycznych zakładane na terenach rolniczych mogą być
obsadzane gatunkami jednorocznymi, jak również wieloletnimi.
24 A. Faber, Podstawowe problemy produkcji roślin na cele energetyczne – szanse i zagrożenia,
„Wieś Jutra” 2009 nr 8-9(133/134), s. 12-14.
www.biomasa.org [Dostęp: 20.06.2010].
– 161 –
•
•
•
Zaletą gatunków jednorocznych jest:
możliwość utrzymywania właściwego płodozmianu;
łatwiejsze dostosowanie się do koniunktury rynkowej;
możliwość wykorzystania posiadanych maszyn, urządzeń i budynków.
Jednak zazwyczaj efektywność energetyczna gatunków jednorocznych jest
niższa niż wieloletnich. Gatunki wieloletnie natomiast charakteryzują się:
•
wysokimi kosztami założenia plantacji, a w przypadku niektórych gatunków
znacznymi kosztami jej likwidacji;
•
w okresie pełnego użytkowania nakłady są zazwyczaj niższe niż w przypadku roślin jednorocznych;
•
w tym okresie bilans energetyczny i wskaźnik efektywności energetycznej
jest korzystniejszy dla gatunków wieloletnich.
Obecnie istnieje szereg gatunków roślin sprawdzonych w doświadczeniach,
które można polecić do produkcji biomasy na cele energetyczne. W Polsce
do roślin uprawnych, wykorzystanych do tych celów można zaliczyć:
•
jednoroczne plantacje energetyczne, między innymi: rzepak, zboża, burak,
ziemniak, kukurydza;
•
wieloletnie plantacje energetyczne, między innymi: wierzba, brzoza, leszczyna, robinia akacjowa, topola, ślazowiec pensylwański, mozga trzcinowata, słonecznik bulwiasty, róża bezkolcowa, trawa chińska, rdest sachaliński,
spartina preriowa, miskant olbrzymi oraz miskant cukrowy;
•
różne gatunki roślin wykorzystywane w celu pozyskiwania dodatkowych
źródeł energii.
Biomasa pochodzenia roślinnego może być stosowana do produkcji biopaliw płynnych, wykorzystywanych w transporcie (paliwa pierwszej generacji)
lub jako źródło energii do ogrzewania i generowania energii elektrycznej (paliwa
drugiej generacji). Rośliny energetyczne są bogate w związki celulozowe i ligninowe, w związku z czym mogą być wykorzystywane do produkcji energii cieplnej
i energii elektrycznej, a także do wytwarzania paliw: zarówno ciekłych jak i gazowych. Spalanie roślin energetycznych odbywa się w całości, bądź w formie
brykietu czy peletów, W Polsce na ponad 20% terenu stężenie metali ciężkich
w glebie przekracza dopuszczalne normy, umożliwia to zagospodarowanie niskoproduktywnych bądź zdegradowanych terenów rolniczych uprawami energetycznymi. Jedną z najczęściej uprawianych roślin energetycznych w Polsce jest
wierzba wiciowa, uprawie sprzyja klimat.
Rośliny energetyczne uprawiane w Polsce to:
•
wierzba wiciowa – Salixviminalis;
•
topola – Populustremula;
– 162 –
•
•
•
•
•
•
robinia akacjowa – Robiniapseudacacia;
ślazowiec pensylwański, zwany również malwą pensylwańską – Sida her‐
maphrodita;
słonecznik bulwiasty, (topinambur) – Helianthustuberosus;
róża wielokwiatowa – Rosamultiflora;
rdest sachaliński – Polygonumsachalinense;
trawy wieloletnie, między innymi miskant olbrzymi – Miscanthus sinensis
gigantea, miskant cukrowy – Miscanthussacchariflorus, spartina preriowa –
Spartinapectinata, mozga trzcinowata – Phalarisarundinacea.
Do grupy roślin dających odnawialne surowce dla przemysłu można zaliczyć
dobrze znane rośliny oleiste i skrobiowe, wykorzystane do produkcji paliw
stałych:
•
do produkcji ekologicznego oleju napędowego najczęściej wykorzystuje się
rzepak; dodatkową zaletą tego paliwa jest zmniejszona emisja dwutlenku
węgla (gaz cieplarniany) do atmosfery oraz dwutlenku siarki; takimi roślinami uprawianymi na glebach lekkich i zakwaszonych mogą być: ziemniak,
słonecznik bulwiasty, żyto i pszenżyto, a na glebach cięższych – burak cukrowy i cykoria;
•
do produkcji paliw stałych można wykorzystać uprawy topoli, wierzby,
zwłaszcza na terenach odłogowanych (stosowane na przykład w krajach
skandynawskich), ślazowca pensylwańskiego, a w perspektywie uprawy miskanta chińskiego, rdestu sachalińskiego, spartiny preriowej, palczatki Gerarda i innych.
W skali globalnej uprawa wieloletnich roślin na cele energetyczne ma przyczyniać się do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych (CO2), ograniczenia erozji i wymywania składników pokarmowych oraz do fitoremediacji zanieczyszczonych gleb. Środowiskowy efekt netto tych plantacji będzie zależał od gatunku
i genotypu uprawianych roślin, wcześniejszego sposobu użytkowania ziemi, stosowanych praktyk rolniczych, wielkości i przestrzennego rozmieszczenia upraw
oraz stopnia zintegrowania ich z regionalnym krajobrazem. Uważa się, że efekt
środowiskowy wieloletnich roślin liginocelulozowych w porównaniu z oddziaływaniem intensywnych technologii stosowanych w uprawach roślin jednorocznych jest korzystniejszy ze względu na przekształcenie pewnej części zasymilowanego CO2 w próchnicę, a mniejsze zużycie chemicznych środków produkcji
(nawozów, pestycydów) wpływa pozytywnie na bioróżnorodność. Rośliny te,
w pewnym zakresie, mogą przyczyniać się do wzbogacania krajobrazu i zróżnicowania siedlisk z uwagi na odmienną strukturę i architekturę tych upraw
w porównaniu z roślinami jednorocznymi. Z drugiej jednak strony, wykazują one
większe niż tradycyjne rośliny uprawne zapotrzebowanie na wodę, a w przypad– 163 –
ku przekształcenia trwałego użytku zielonego na plantację roślin energetycznych
następuje całkowita zmiana warunków siedliska kształtujących bioróżnorodność
oraz spadek zawartości węgla w glebie. Ze względu na fakt, że jest to nowy rodzaj
upraw na użytkach rolnych, konieczny jest monitoring ekologiczny obejmujący
różnorodność flory i fauny, w tym zwierząt bezkręgowych żyjących w glebie i nad
ziemią.
Decydując się na uprawę roślin energetycznych, należy przeprowadzić analizę opłacalności przedsięwzięcia, przy której należy pamiętać, że w związku
z przeznaczeniem coraz większego areału ziemi pod rośliny energetyczne będą
rosły ceny żywności. Poza efektami ekologicznymi (redukcja zanieczyszczeń
atmosfery i wód, zmniejszenie ilości odpadów), rośliny energetyczne mogą w Polsce
mieć szczególne znaczenie w łagodzeniu problemów społeczno-gospodarczych,
takich jak bezrobocie agrarne, właściwe zagospodarowanie odłogów i nieużytków, ubożenie ludności wiejskiej25.
Tabela 6.7
Plony wieloletnich roślin energetycznych [t s.m./ha/rok]
a
b
Gatunek rośliny Plon reprezentatywny Plon uzyskiwane w praktyce Wierzba Róża wielokwiatowa Ślazowiec pensylwański Miskant olbrzymi Topinambur Spartina preriowa Mozga trzcinowata Rdest sachaliński Robienia akacjowa Topola Brzoza 8 8 9 10 8 8 8 20 7 8 8 7‐20 6‐11 8‐16 8‐20 4‐12 7‐16 4‐10 10‐22 5‐9 7‐16 5‐10 a – zgodnie z rozporządzeniem Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 26 lutego 2009
roku.
b
– na podstawie różnych źródeł literaturowych
Dobór roślin energetycznych jest uzależniony od warunków siedliskowych,
metody konwersji biomasy na energię (spalanie, fermentacja metanowa, zgazowywanie) oraz kosztów związanych z produkcją i transportem. Uzyskiwany
B. Sawicka, Rośliny alternatywne, w: S. Berbeć, Sz. Dziamba, Wybrane problemy produkcji
roślinnejnaLubelszczyźnie, Wyd. Akademii Rolniczej, Lublin 2004, s. 19-32.
I. Duer, B. Feledyn-Szewczyk, MonitoringBotanicznywuprawachwieloletnichprzeznaczonych
naceleenergetyczne, „Pamiętnik Puławski” 2009 z. 150, s. 105-119.
25
– 164 –
w warunkach doświadczalnych plon suchej masy waha się w granicach 8-24 t/ha.
Natomiast plony w warunkach produkcyjnych są najczęściej niższe i mogą wynosić od 6 do 12 t s.m./ha. Potencjał biomasy roślin wieloletnich jest iloczynem
powierzchni plantacji i jednostkowej wydajności. Natomiast wartość energetyczna plonu jest iloczynem jego masy i jednostkowej wartości opałowej (tabela 6.2).
Wydajność poszczególnych gatunków roślin energetycznych przedstawia tabela
6.7. W warunkach gleb marginalnych należy liczyć się z uzyskiwaniem plonów
w dolnych granicach podanych przedziałów.
Należy posiadać informację o istniejącym areale plantacji wieloletnich roślin
energetycznych (na podstawie danych ARiMR lub ewidencji gminnej) oraz gruntów marginalnych, zalecanych pod te nasadzenia aby oszacować potencjał roślin
energetycznych na wyznaczonym obszarze. Według oceny IUNG26 najbardziej
przydatne do uprawy roślin energetycznych są gleby kompleksów przydatności
rolniczej 5, 8, 9 i 3z oraz opcyjnie kompleks 6. Grunty te odpowiadają klasom
bonitacyjnym: IVb, V, VI, VIz oraz V i VI trwałych użytków zielonych (TUZ). Należy zwrócić uwagę, że większość tych gleb przeznaczana jest pod uprawę tradycyjnych roślin rolniczych. W bilansie uwzględnić należy ograniczenia wynikające
z uwarunkowań organizacyjnych i logistycznych oraz prawne związane z wprowadzaniem gatunków obcego pochodzenia na obszarach chronionych. W tej sytuacji zakłada się wykorzystanie jedynie części oszacowanej w ten sposób powierzchni, przyjmując energetyczne zagospodarowanie tych gruntów na
poziomie 10% (wre). Tak więc potencjał roślin energetycznych można przedstawić równaniem:
Pre=[Are+(Agp∙wre)]∙Yre[t/rok]
6.12
gdzie:
Pre – potencjał roślin energetycznych,
Are – powierzchnia istniejących plantacji roślin energetycznych [ha],
Agp – powierzchnia gruntów przydatnych do uprawy roślin energetycznych [ha],
wre – współczynnik wykorzystania gruntów pod uprawę roślin energetycznych,
Yre – przeciętny plon wybranych roślin energetycznych na podstawie tabeli 6.7
[t/ha/rok].
Oczywiste jest, że w zależności od konkretnych uwarunkowań wartość
wskaźnika wre może ulegać zmianom. Jego wartość na poziomie 10% zaproponowano na podstawie badań przeprowadzonych dwiema metodami przez J. Kusia
J. Kuś, A. Faber, Alternatywne kierunki produkcji rolniczej, w: Współczesne uwarunkowania
organizacji i produkcji w gospodarstwach rolniczych, „Studia i Raporty IUNG-PIB” 2007 nr 7,
s. 139-138.
26
– 165 –
i A. Fabera27 oraz B. Kościka i wsp.28. Może on wzrosnąć w sytuacji, kiedy na danym obszarze występuje odpowiedni dla większości roślin energetycznych poziom wód gruntowych (powyżej 200 cm) a roczna suma opadów przekracza 550
mm. Należy zaznaczyć, że jest to areał, który można zagospodarować na cele
energetyczne bez uszczuplenia areału gruntów wykorzystywanych pod uprawy
przeznaczone na cele spożywcze i paszowe. Przy takim założeniu produkcja surowców energetycznych nie jest konkurencją dla produkcji żywności i pasz.
6.6
Szacowanie potencjału biomasy
do produkcji biogazu
Człowiek w wyniku swojej działalności produkcyjnej, rolniczej, a także we
własnych gospodarstwach domowych wytwarza ogromne ilości odpadów i ścieków. Gromadzone są one na ewidencjonowanych wysypiskach oraz na nieokreślonej liczbie dzikich wysypisk śmieci. Odpady te ulegają ciągłym przemianom,
produktem anaerobowej fermentacji związków pochodzenia organicznego jest
gaz wysypiskowy (biogaz). Pomimo, że gaz ten nie jest toksyczny, ze względu na
swoją gęstość (1,04 razy większa niż gęstość powietrza), niską zawartość tlenu
oraz wysoką łatwopalność, stanowi poważne zagrożenie dla środowiska i mieszkańców okolic pobliskich wysypisk. Biogaz, który gromadzi się przy powierzchni
ziemi i w jej zagłębieniach zawiera od 5 do 15% metanu, który w połączeniu
z powietrzem tworzy mieszaninę wybuchową29.
Ustawa z 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne30 definiuje biogaz rolniczy jako paliwo gazowe otrzymywane z surowców rolniczych, produktów ubocznych rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocznych lub pozostałości przemysłu rolno-spożywczego lub biomasy leśnej w procesie
fermentacji metanowej.
Ze względu na rodzaj substratu wykorzystywanego do wytworzenia biogazu
wyróżnić można następujące jego źródła:
•
zwierzęce (gnojowica i obornik);
Ibidem.
B. Kościk, A. Kowalczyk-Juśko, K. Kościk, Wstępna analiza potencjału biomasy możliwej do
wykorzystanianaceleenergetycznewwojewództwielubelskim, Lublin 2009.
29 Lewandowski W. M., Proekologiczne odnawialneźródłaenergii, Wyd. Naukowo-Techniczne,
Warszawa 2006, s. 339.
30 Dz. U. z 1997 r. nr 54 poz. 348 z późn. zm.
27
28
– 166 –
•
•
•
pochodzące z produkcji roślinnej (uprawy energetyczne);
komunalne (odpady organiczne, osad ściekowy);
pochodzące z przemysłu spożywczego (na przykład odpady z browarów,
cukrowni, rzeźni)31.
Występujące w odpadach i ściekach komunalnych, odpadach z przemysłu
rolno-spożywczego a także w odchodach zwierząt: celuloza, białko, węglowodany
i skrobia są w drodze fermentacji beztlenowej, przetwarzane przez bakterie m.
in. na gaz, który średnio zawiera:
•
65% metanu;
•
34,8% dwutlenku węgla;
•
0,2% siarkowodoru;
•
śladowe ilości wodoru, tlenku węgla II, azotu oraz tlenu.
Biogaz jest produktem fermentacji beztlenowej związków pochodzenia
organicznego, zawierających celulozę, białko, węglowodany, skrobię. Związki te
występują w odpadach komunalnych pochodzenia biologicznego, ściekach komunalnych i przemysłu rolno-spożywczego, a także w odchodach zwierząt.
Produkcja biometanu w procesie fermentacji metanowej przebiega w następujących fazach:
•
faza hydrolityczna, umożliwiająca proces zakwaszania podczas którego
dominujące, fakultatywne bakterie acidogenne przetwarzają rozpuszczone
w wodzie substancje chemiczne, w tym produkty hydrolizy, do krótkołańcuchowych kwasów organicznych, alkoholi (metanol, etanol), aldehydów
i produktów gazowych: CO2 i H2;
•
faza acidogenna (kwasogeneza) to rozkład produktów hydrolizy do krótkołańcuchowych kwasów organicznych, głównie do lotnych kwasów tłuszczowych, do alkoholi, aldehydów, CO2 i H2, oraz w mniejszej ilości do octanów;
niektóre związki powstałe w tej fazie mają metanogenny charakter i są wykorzystywane przez bakterie metanowe;
•
faza acetogenna (octanogeneza), w czasie której następuje przetwarzanie
etanolu oraz lotnych kwasów tłuszczowych do octanów oraz CO2 i H2 przez
bakterie acetogenne;
•
faza metanogenna, to najważniejsza faza tego procesu, w czasie której następuje produkcja metanu przez bakterie metanowe z kwasu octowego,
H2 i CO2 oraz mrówczanu, metanolu, metyloaminy lub siarczku dwumetylowego.
31 Pozyskiwanieienergetycznewykorzystaniebiogazurolniczego, red. E. Głodek, Instytut Szkła,
Ceramiki, Materiałów Ogniotrwałych i Budowlanych, Opole 2007.
– 167 –
Z bilansu dobrze przeprowadzonej fermentacji, wynika, że z 1 kg substancji
organicznej otrzymuje się około 0,4 m3 biogazu, który ma wartość opałową
16,8-23 MJ/m3. W przypadku oddzielenia z biogazu CO2, wartość opałowa biogazu zwiększa się do 35,7 MJ/m3. Energia zawarta w 1 m3 takiego biogazu odpowiada energii zawartej w 0,93m3 gazu ziemnego, w 1 dm3 oleju napędowego,
w 1,25 kg węgla lub odpowiada 9,4 kWh energii elektrycznej.
W komorze fermentacyjnej muszą być utrzymywane właściwe warunki
biologiczne, aby produkcja biogazu przebiegała efektywnie. Wynikają one z proporcji i stężeń poszczególnych kosubstratów (na przykład kiszonek, gnojowicy).
Ich dobór wynika z analizy fizykochemicznej oraz wstępnej symulacji procesu
przeprowadzonego w warunkach laboratoryjnych. Konfiguracja instalacji zapewnia optymalizację procesu, nawet przy zmianach proporcji udziałowych kosubstratów lub zmianach ich rodzaju32. Udział poszczególnych substratów zależy od
stężenia suchej masy w fermentorze. Utrzymanie właściwego stężenia wsadu
w przestrzeni fermentora zapewniają mechaniczne, hydrauliczne, bądź gazowe
systemy mieszania, które zapobiegają wystąpieniu stref przeciążenia ładunkiem
organicznym. Bakterie powodujące fermentację są wrażliwe na odczyn, który
musi być lekko zasadowy (pH około 7,5), nie znoszą tlenu i światła i rozwijają się
w wąskim przedziale temperatur: 33-38C; min. 25C, max. 45C – bakterie mezofilne i 55-65C; min. 40C, max. 75C – bakterie termofilne.
Wybór technologii produkcji biogazu zależy od wielu czynników, z których
najważniejsze to surowiec, z którego ma być on produkowany oraz ekonomiczna
opłacalność, uwzględniająca poniesione nakłady inwestycyjne.
Główne źródła uzyskiwania biogazu to:
•
fermentacja osadu czynnego w komorach fermentacyjnych oczyszczalni
ścieków;
•
fermentacja organicznych odpadów przemysłowych i konsumpcyjnych
na wysypisku;
•
fermentacja organicznych odpadów z przemysłu rolno-spożywczego;
•
fermentacja odpadów poprodukcyjnych i z produkcji celowej w gospodarstwach rolnych33.
Źródła te należy rozpatrywać oddzielnie, gdyż pozyskiwanie biogazu z każdego z nich różni się technologicznie. Wprawdzie rozwija się technologia tak
zwanej wspólnej fermentacji, ale dla oceny aktualnego stanu zasobów biogazu
odrębne potraktowanie wymienionych trzech jego źródeł wydaje się poprawne.
32 A. Kowalczyk-Juśko, Wpływ doboru substratów nawskaźnikiopłacalnościinwestycyjnejpro‐
dukcjibiogazu, Roczniki Naukowe SERiA 2008 t. 10 z. 6, s. 48-51.
33 W.M. Lewandowski, Proekologiczneodnawialne…, op. cit., s. 339.
– 168 –
6.6.1
Biogaz z oczyszczalni ścieków
Znaczącym źródłem biogazu mogą stać się oczyszczalnie ścieków. W Polsce
funkcjonuje ponad 4 tysiące oczyszczalni ścieków komunalnych i przemysłowych, gdzie powstają znaczne ilości osadów, stanowiące doskonały surowiec do
produkcji biogazu.
Osady ściekowe stanowią uboczny produkt oczyszczania ścieków. W ich
skład wchodzą cząstki stałe mineralne i organiczne, ciecz osadowa z rozpuszczonymi w niej substancjami oraz pęcherzyki gazów. Zawartość suchej masy w osadach wynosi około 4-5%, w tym ponad 90% masy organicznej, co pozwala na ich
beztlenową fermentację.
Wyróżnia się następujące rodzaje osadów ściekowych:
 osady wstępne, które wydzielane są w osadnikach wstępnych, w procesie
mechanicznego oczyszczania ścieków;
 osady wtórne (nadmierne), które powstają w osadnikach wtórnych, w wyniku oddzielania ze ścieków osadu czynnego.
Osady te noszą nazwę osadów surowych i charakteryzują się dużą zagniwalnością, nieprzyjemnym zapachem oraz ze względu na zawartość mikroorganizmów chorobotwórczych, znacznym zagrożeniem sanitarnym. Stanowią 1-2%
ogólnej objętości dopływających ścieków. Zawierają wodę na poziomie 99%
i materię organiczną na poziomie 81,5%.
Do bezpośredniej produkcji biogazu najlepiej dostosowane są oczyszczalnie
biologiczne, które mają zastosowanie we wszystkich oczyszczalniach ścieków
komunalnych oraz w części oczyszczalni przemysłowych. Ponieważ oczyszczalnie
ścieków mają stosunkowo wysokie zapotrzebowanie własne zarówno na energię
cieplną i elektryczną, energetyczne wykorzystanie biogazu z fermentacji osadów
ściekowych może w istotny sposób poprawić rentowność usług komunalnych.
Ze względów ekonomicznych pozyskanie biogazu do celów energetycznych jest
uzasadnione na tylko większych oczyszczalniach ścieków przyjmujących średnio
8000-10000 m3/dobę.
Fermentacja metanowa jest jedną z najstarszych metod stabilizacji osadów
ściekowych. Zachodzi ona zarówno w zbiornikach otwartych, w warunkach panujących w danym czasie w środowisku, jak również w wydzielonych komorach
fermentacji, w beztlenowych, kontrolowanych warunkach. Biogaz powstający
podczas fermentacji osadów ściekowych zawiera 55-70% biometanu, 27-44%
dwutlenku węgla, 0,2-1,0% wodoru, 0,2-3,0% siarkowodoru. Często w oczyszczalniach biogaz spalany jest w pochodni, jednak bardziej racjonalne jest jego
spalanie w kotłach gazowych lub silnikach przystosowanych do spalania gazu
– 169 –
połączonych z prądnicą, produkujących ciepło i energię elektryczną, zaś pochodnie powinny służyć tylko do spalania nadmiaru gazu, w przypadku jego nadprodukcji. Najlepsze efekty produkcji biogazu otrzymuje się w oczyszczalniach biologicznych, które mają wysokie zapotrzebowanie własne na energię cieplną oraz
elektryczną, dlatego odzysk części energii z biogazu ma istotny wpływ również
na rentowność tych zakładów. W przypadku miejskich oczyszczalni ścieków produkcja taka staje się opłacalna przy przepustowości około 8-10 tys. m3 ścieków
na dobę.
Fermentację metanową można stosować nie tylko przy utylizacji osadów
ściekowych, ale również procesowi temu można poddawać ścieki bogate w substancje organiczne, szczególnie gdy w procesach technologicznych powstają ścieki podgrzane lub istnieje odpadowe źródło ciepła technologicznego. Procesowi
temu poddawane są ścieki przemysłowe, szczególnie z cukrowni, drożdżowni
i zakładów produkujących mączkę ziemniaczaną.
Przefermentowane osady, które nie zawierają związków toksycznych, są po
zagęszczeniu i odwodnieniu wykorzystane przyrodniczo, najczęściej do nawożenia i użyźniania gleby, zakładania trawników, zagospodarowania nieużytków,
rekultywacji gruntów. Oczyszczalnie często oferują rolnikom taki organiczny
nawóz bez jakiejkolwiek odpłatności, a skład i jakość tego osadu badany jest
regularnie (zgodnie z obowiązującymi przepisami), nie ma więc ryzyka zanieczyszczenia gruntu metalami ciężkimi czy miogenami. Takie wykorzystanie osadów uzależnione jest od spełnienia wszystkich wymogów higieniczno-sanitarnych, a przeznaczenie ich do rolniczego wykorzystania poprzedzane jest oceną
przydatności i oddziaływania na środowisko, ponieważ mogą one zawierać substancje szkodliwe (metale ciężkie) i toksyczne. Gdy stężenie substancji niekorzystnych w przefermentowanym substracie jest wysokie, osady poddawane są
procesom termicznym, z możliwością odzysku energii z ich spalania. Uzyskane
popioły, których ilość jest zdecydowanie mniejsza w porównaniu do wyjściowej
ilości osadów, są ostatecznie deponowane na składowiskach odpadów34.
Poziom produkcji biogazu z osadów ściekowych zależy od ilości oczyszczanych ścieków. Metodyka szacowania potencjału biogazu opiera się o informacje
dotyczące wydajności oczyszczalni ścieków. Przyjmuje się przyrost suchej masy
osadu nadmiernego na 1 m3 odprowadzonych ścieków na poziomie 0,3 kg s.m.o./m3.
Produkcja biometanu z 1 kg s.m.o. wynosi około 0,3 m3. 35
34
35
A. Kowalczyk-Juśko, Technologieprodukcjibiogazu, w: Energetykaaochrona…, op. cit., s. 78-94.
E. Klugmann-Radziemska, Odnawialneźródłaenergii ..., op. cit.
– 170 –
Pbo=V∙S∙WCH[m3/rok]
6.13
gdzie:
Pbo – potencjał biometanu z oczyszczalni ścieków,
V – ilość oczyszczanych ścieków w ciągu roku [m3/rok],
S – przyrost suchej masy osadu nadmiernego na m3 odprowadzanych ścieków
(0,3 kg s.m.o./m3),
WCH – produkcja metanu na kg s.m.o (0,3 m3 CH4/kg s.m.o.).
Potencjał energetyczny biometanu otrzymuje się z zależności:
Pboe=Pbo∙QCH[MJ/rok]
6.14
gdzie:
QCH – wartość opałowa biometanu (36 MJ/m3)
Z uwagi na konieczność dostarczania ciepła do ogrzania komór fermentacyjnych należy przyjąć, że średniorocznie 60% wytworzonego ciepła zostanie
zużyte w tym celu. W związku z tym dla obliczenia potencjału technicznego biometanu należy potencjał energetyczny Pboe pomniejszyć o tę wartość.
6.6.2
Biogaz z wysypisk odpadów
Ilość odpadów komunalnych produkowanych w Polsce w ciągu roku oceniana jest na około 10 mln t. W grupie niesegregowanych odpadów mieszanych
frakcja biodegradowalna stanowi ponad 50%. Biodegradacja, a więc rozkład tych
odpadów odbywa się na składowiskach, a jednym z produktów tego rozkładu jest
biogaz, który można wykorzystać do produkcji energii. Zakładając wydajność
biogazu na poziomie 200 m3/t można obliczyć, że produkcja biogazu z biodegradowalnych odpadów w Polsce mogłaby wynieść miliard m3. Przyjmując że udział
metanu w uzyskanym biogazie stanowi 50%, to teoretyczna ilość metanu wynosi
500 mln m3. Wartość energetyczna biometanu wynosi 36 MJ/m3, a więc zaniechanie odzysku biogazu z odpadów biodegradowalnych oznacza utratę 18 tys. TJ
w skali kraju.
Bezproduktywne uwalnianie biometanu do atmosfery na składowiskach
odpadów to nie tylko strata energii, ale też negatywny wpływ na środowisko,
gdyż metan ma 21-krotnie większy wpływ na powstanie efektu cieplarnianego
niż dwutlenek węgla; ponadto stwarza określone zagrożenia: wybuchowe, samozapłonu składowisk, zanieczyszczenia wód gruntowych, emisji odorów. Jednak
pozyskanie biometanu z odpadów obarczone jest wieloma ograniczeniami organizacyjnymi i technologicznymi. Wyróżnić można dwa podejścia do problemu
– 171 –
biodegradacji odpadów: odbiór biogazu uwalniającego się podczas ich rozkładu
na wysypisku lub fermentacja odpadów w kontrolowanych warunkach przed
zdeponowaniem pozostałości pofermentacyjnych36.
Technologia fermentacji odpadów komunalnych nie odbiega od technologii
stosowanych w przypadku osadów ściekowych, wysokoobciążonych ścieków czy
też odpadów z produkcji zwierzęcej (biogazowni rolniczych). Jedynie budowa
reaktorów i dobór urządzeń peryferyjnych powinny uwzględniać wymagania
specyficznego substratu, jakim są zmieszane odpady. Realizowane są zarówno
technologie mezofilowe, jak i termofilowe, głównie jednostopniowe. Najwięcej
zakładów wybudowano w Niemczech, przy czym są to głównie instalacje o małej
przepustowości, podczas gdy w Belgii, Holandii i Francji dominują jednostki
znacznie większe. W Polsce pierwsze instalacje powstały w Zgorzelcu i w Puławach.
W beztlenowych warunkach występujących na składowisku odpadów ich
frakcja organiczna ulega rozkładowi, przy czym na większości krajowych wysypisk gaz ulatnia się do atmosfery. Nie wszystkie odpady organiczne ulegają pełnemu rozkładowi, a przebieg procesu fermentacji metanowej zależy od wilgotności, składu, gęstości (ubicia) odpadów, wysokości ich składowania, temperatury
i innych czynników. Gaz składowiskowy różni się od biogazu z innych źródeł
zawartością znacznej liczby śladowych substancji organicznych, których do tej
pory wykryto około 300.
Odgazowanie składowiska odpadów może odbywać się w sposób:
•
pasywny (wykonanie odwiertów (tak zwanej studni) w składowisku, na całą
jego głębokość i zainstalowanie pochodni spalających gaz wydobywający się
pod własnym ciśnieniem lub tylko kominów wentylacyjnych);
•
aktywny (studnie poboru gazu połączone są ze sobą kolektorami poziomymi, a całość podłączona jest do odpowiednich urządzeń wytwarzających
w układzie podciśnienie o stałej wartości; metoda ta daje większą efektywność odgazowania i pozwala wykorzystać pozyskany gaz do celów energetycznych).
W wyniku trwania procesów mikrobiologicznych z upływem czasu zmniejsza się ilość substancji organicznych w odpadach i tym samym następuje spadek
ilości pozyskiwanego metanu oraz opłacalności jego pozyskiwania i wykorzystywania energetycznego. Okres eksploatacji składowiska odpadów komunalnych
w kierunku pozyskania biogazu ocenia się na około 20 lat. Istnieje możliwość
odgazowania już istniejących składowisk, jak też instalacji systemów odgazowu36 J. Oleszkiewicz, Eksploatacja składowiska odpadów. Poradnik decydenta, Lem Projekt s. c.,
Kraków 1999; K. Grzesik, Wykorzystaniebiogazuwysypiskowego, w: Zieloneprądywedukacji,
Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej, Kraków 2005.
– 172 –
jących na nowo tworzonych składowiskach odpadów. Liczba składowisk wyposażonych w instalacje odgazowywania stale rośnie, a część instalacji wyposażona
jest w urządzenia do produkcji energii cieplnej i/lub elektrycznej.
Sterowana fermentacja metanowa odpadów polega na przeprowadzaniu
beztlenowego, biochemicznego rozkładu substancji organicznej w bioreaktorze
w ściśle kontrolowanych warunkach, a jej produktami są biogaz oraz pozostałość
stała o własnościach nawozowych. W Europie wybudowano kilkadziesiąt zakładów, w których przetwarzane są na drodze fermentacji odpady zawierające więcej niż 10% wag. biofrakcji z odpadów komunalnych37.
W praktyce stosowane są trzy najważniejsze kierunki utylizacji gazu składowiskowego:
•
wytwarzanie w kotłach gazowych gorącej wody lub pary;
•
wytwarzanie energii elektrycznej przez spalenie gazu w silnikach lub turbinach;
•
oddanie gazu do sieci dystrybucji lub przesyłowej po doprowadzeniu gazu
do odpowiedniej jakości.
Pozyskiwanie biogazu jest zasadne na tych wysypiskach, gdzie składuje się
ponad 10 tys. ton odpadów rocznie. Wartość opałową bigazu wysypiskowego
przyjmuje się na poziomie 21,6 MJ/m3. Wykorzystując te informacje ilość pozyskiwanego biogazu można oszacować według wzoru:
Pbw=L∙R∙(1–k∙c–e–kt)[m3/rok]
6.15
gdzie:
Pbw – potencjał biogazu wysypiskowego,
L – ilość biogazu pozyskiwanego z 1 kg odpadów (0,17 m3/kg),
R – szybkość napełniania wysypiska [kg/rok],
k – odwrotność liczby lat pozyskiwania biogazu,
c – liczba lat od zamknięcia wysypiska (w przypadku funkcjonującego wysypiska c=0),
e – liczba logarytmiczna = 2,718,
t – liczba lat od kiedy otwarte jest wysypisko.
6.6.3
Biogaz rolniczy
Biogazownie rolnicze oparte na procesie fermentacji metanowej wdrażane
są na szeroką skalę na całym świecie. Wykorzystuje się w nich biomasę pochodzącą z plantacji roślin energetycznych oraz produkty uboczne, a także odpady
pochodzenia roślinnego i zwierzęcego. W zależności od charakteru działalności
37
A. Kowalczyk-Juśko, Technologieprodukcji ..., op. cit.
– 173 –
produkcyjnej gospodarstw rolnych różne są produkty odpadowe, z których można wytwarzać biogaz. Do surowców bardzo dobrze nadających się do zastosowania w biogazowniach rolniczych należą takie materiały jak nawozy naturalne
(na przykład gnojowica, obornik), odpady rolne poprodukcyjne (np: odpady zbożowe, odpady pasz), rośliny uprawne (na przykład kukurydza, pszenżyto, pszenica, jęczmień, rzepak, lucerna, trawa sudańska, burak pastewny, burak cukrowy,
ziemniak). W biogazowniach rolniczych możliwe jest również przetwarzanie na
biogaz odpadów organicznych pochodzących na przykład z produkcji spożywczej
lub biopaliw38.
Biogazownia rolnicza składa się z komory lub kilku komór fermentacyjnych,
zbiornika pofermentacyjnego w postaci komory, laguny oraz modułu kogeneracyjnego. Kosubstraty, zgromadzone uprzednio w zbiornikach wstępnych
(na przykład gnojowica) oraz kiszonki, stają się po rozdrobnieniu i homogenizacji
wsadem energetycznym dla instalacji biogazowej.
Pozostałości pofermentacyjne transportowane są do komory pofermentacyjnej lub laguny. Zachodzi tu proces wygaszania fermentacji i odgazowania osadu, który następnie wykorzystywany jest jako nawóz rolniczy. Wyprodukowany
biometan, po usunięciu siarkowodoru, jest kierowany do modułu kogeneracynego (silnika gazowego) w którym energia chemiczna biogazu ulega konwersji na
energię elektryczną oraz cieplną. Część tej energii jest przeznaczona na pokrycie
potrzeb własnych biogazowni (ogrzanie komór), a pozostała jest sprzedawana
odbiorcom zewnętrznym. Jeżeli instalacja kogeneracyjna jest poza trybem pracy,
urządzeniem spalającym biogaz jest pochodnia gazowa. Elektrociepłownia biogazowa wyposażona jest w urządzenia i podzespoły zapewniające bezpieczną eksploatację takie jak np. system detekcji gazu, system zabezpieczeń poziomów
oraz ciśnień a także zdalny monitoring wyposażony w automatykę sterującą
i kontrolującą. Ponadto istnieje możliwość oczyszczenia biometanu poprzez osuszenie i usunięcie siarkowodoru i dwutlenku węgla, co umożliwia wykorzystanie
go do gazociągu.
Obecnie podstawowym substratem wykorzystywanym w biogazowniach
rolniczych jest gnojowica. W zależności od gatunku zwierząt ilość energii zawartej w biogazie pochodzącym z gnojowicy jest różna. W wyniku przeprowadzonych badań stwierdzono, że najwyższą wartość energetyczną biogazu uzyskuje
się z gnojowicy pochodzącej od drobiu; nieco niższą natomiast z gnojowicy pochodzącej od bydła i trzody chlewnej. Biogaz z gnojowicy bydlęcej charakteryzuje
się niższą zawartością biometanu, co wynika z faktu, że w żołądkach bydła, a więc
zwierząt przeżuwających, zachodzi już wstępna fermentacja związków organicz38
W.M. Lewandowski, Proekologiczneodnawialne…, op. cit., s. 339.
– 174 –
nych, przez co gnojowica jest nieco uboższa. Stężenie substancji organicznych
wpływa na ekonomikę procesu fermentacji. Ze względu na niskie stężenie substancji organicznych w gnojowicy uzasadnione jest uzupełnianie wsadu różnymi
substratami organicznymi, dostępnymi na lokalnym rynku. Mogą to być odpady
z rzeźni, pozostałości z produkcji roślinnej, a także biomasa z celowych upraw
polowych. Kosubstraty w procesie fermentacji beztlenowej umożliwiają właściwe
obciążenie komory fermentacyjnej, optymalizują kinetykę procesu fermentacji
metanowej poprzez lepszą konfigurację proporcji węgla do azotu, polepszając jej
efektywność i opłacalność ekonomiczną. Fermentacja samej gnojowicy jest nieefektywna. Aby zintensyfikować proces, należy zwiększyć zawartość suchej masy
w komorze, przez dodanie kosubstratów. Często w tym celu wykorzystuje się
biomasę z celowych upraw: kukurydzy, żyta, sorgo, lucerny. Mogą być to również
odpady z przetwórni owoców, warzyw, a nawet substraty pochodzenia zwierzęcego z ubojni i rzeźni, odpadowy tłuszcz, frakcja glicerynowa. Istotne jest zachowanie proporcji pomiędzy węglem i azotem (stosunek C:N). Jeśli ta relacja jest za
wysoka (dużo C i mało N), nie może dojść do całkowitej przemiany węgla, a tym
samym nie można uzyskać możliwego potencjału metanu. W odwrotnym przypadku, przy nadmiarze azotu, może dojść do powstania amoniaku (NH3), który
już w niewielkich stężeniach hamuje wzrost bakterii. Do prawidłowego przebiegu
procesu stosunek C:N powinien mieścić się w zakresie 10–30. Ważne są też relacje pomiędzy zawartością fosforu i siarki. Aby bakterie otrzymywały dostateczną
porcję substancji pokarmowych, stosunek C:N:P:S powinien wynosić 600:15:5:1.
W składzie substratów niezbędne jest też występowanie pierwiastków śladowych i składników pokarmowych, takich jak żelazo, nikiel, kobalt, selen, molibden i wolfram, koniecznych do wzrostu i przetrwania bakterii.
Nie tylko gnojowica może być surowcem z produkcji zwierzęcej, ale również
odchody o większej zawartości suchej masy, jak obornik czy odchody drobiu.
O ile obornik znajduje obecnie w Polsce w całości wykorzystanie w rolnictwie
jako nawóz organiczny, o tyle kurzeniec często nastręcza problemy, gdyż fermy
kurze prowadzące chów bezściółkowy nie potrzebują gruntów, na których mógłby on być stosowany. W tej sytuacji fermentacja jest racjonalnym sposobem utylizacji odchodów i zmniejszenia obciążenia środowiska biogenami wprowadzanymi wraz ze świeżym kurzeńcem. Ze względu na fakt, że odchody drobiu
charakteryzują się dość wysokim stężeniem (zawartość suchej masy na poziomie
25-40% w zależności od systemu utrzymania zwierząt), niezbędne jest zastosowanie kosubstratów płynnych, które pozwolą na odpowiednie rozcieńczenie
wsadu do poziomu poniżej 15%, co jest wartością graniczną dla procesu fermentacji mokrej.
– 175 –
Największe możliwości pozyskania biogazu w Polsce mają gospodarstwa
specjalizujące się w produkcji zwierzęcej o koncentracji powyżej 100 DJP (duża
jednostka przeliczeniowa, dawniej sztuka duża o masie 500 kg). Nie wyklucza to
możliwości budowy biogazowni przez grupy producenckie utrzymujące mniejszą
liczbę zwierząt w poszczególnych gospodarstwach. Wielkość potencjału biomasy
do produkcji biogazu ustalić można na podstawie informacji dotyczących stanu
pogłowia (Charakterystyka gospodarstw rolnych w danym roku, GUS). Ze względów praktycznych analizą objąć należy fermy o następującej wielkości pogłowia:
bydła i trzody chlewnej powyżej 100 DJP, oraz drobiu z ferm utrzymujących powyżej 3000 sztuk drobiu kurzego lub grupy gospodarstw, w których łączne pogłowie spełnia powyższe kryteria. W oparciu o posiadane informacje o fermach
na temat dominującej średniej struktury stada bydła i trzody chlewnej oraz
głównego kierunku chowu drobiu (kury brojlery i nioski) do przeliczenia sztuk
fizycznych na sztuki duże przyjmuje się następujące średnie wskaźniki: bydło –
0,8 DJP, trzoda chlewna – 0,2 DJP, drób – 0,004 DJP. Do oznaczenia rocznego potencjału produkcji biogazu rolniczego można posłużyć się następującym wzorem:
Pbr=L∙Wbsd∙365
6.16
gdzie:
Pbr – potencjał biogazu rolniczego [m3/rok],
L – liczba DJP [szt.],
Wbsd – wskaźnik produkcji biogazu w przeliczeniu na DJP [m3/DJP/d].
Tabela 6.8
Wskaźnik produkcji biogazu Wbsd [m3/DJP/d]
Bydło Gnojowica 1,5 – 2,9 Średnio 1,5 Obornik 0,56 – 1,5 Trzoda chlewna Drób 0,6 – 1,25 3,5 – 4,0 Średnio 1,0 Średnio 3,75 Źródło: E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne źródła energii – przykłady obliczeniowe,
Wyd. Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
Celem obliczenia ilości energii w oszacowanym potencjale biogazu wyrażonym w m3 należy otrzymane wyniki pomniejszyć o współczynnik zawartości
metanu w biogazie, który jest różny dla konkretnych substratów i technologii
fermentacji. Można jednak przyjąć, że wynosi średnio 0,57. Po uwzględnieniu
powyższego oraz wartości energetycznej biometanu w wysokości 36 MJ/m3 wzór
przyjmuje postać:
– 176 –
Pbre=Pbr∙wzm∙36
6.17
gdzie:
Pbre – potencjał energetyczny biogazu rolniczego [MJ/rok],
Pbr – potencjał biogazu rolniczego [m3/rok],
wzm – współczynnik zawartości CH4 w biogazie (średnio 0,57)
Sprawność urządzeń przetwarzających biogaz na energię elektryczną lub
cieplną kształtuje się na takim samym poziomie jak w przypadku biogazu
z oczyszczalni ścieków.
6.6.4
Biogaz z przemysłu rolno-spożywczego
Efektywne funkcjonowanie biogazowni wykorzystującej mniej wydajne
surowce wymaga dodatku kosubstratów o znacznej wydajności produkcji metanu, jak na przykład frakcja glicerynowa z produkcji biodiesla, tłuszcze zwierzęce
i posmażalnicze, czy odpady poubojowe z rzeźni. Zasadność stosowania wysoko
wydajnych kosubstratów w procesie fermentacji typowych rolniczych substratów. W przypadku surowców roślinnych zawierających przede wszystkim celulozę i hemicelulozę, wzrost wydajności biogazu można uzyskać w wyniku kofermentacji, to znaczy wspólnego przetwarzania surowców roślinnych i odpadów
przemysłu spożywczego.
Odpady organiczne z produkcji spożywczej: odpady warzyw i owoców, odpady z mleczarni (tłuszcze, serwatka, odpady z zakładowych oczyszczalni), gliceryna, wysłodziny gorzelniane, browarniane i cukrownicze przedstawiają wysoki
potencjał energetyczny, są tanim surowcem dla biogazowni, gdyż w wielu przypadkach wymagają od ich producentów (na przykład rzeźni) kosztownej utylizacji. Szczególnie zakłady przetwórstwa spożywczego powinny być zainteresowane
zagospodarowaniem odpadów własnej produkcji, które w myśl obowiązujących
przepisów muszą być utylizowane jako uciążliwe dla środowiska i ich bezpośrednie składowanie nie jest możliwe. Do takich odpadów należą resztki poubojowe, w tym zawartość żwaczy zwierząt, krew, resztki tłuszczowe, odpady rybne.
Zakłady przetwórcze ponoszą znaczne koszty z tytułu ich utylizacji, które to koszty mogłyby istotnie zwiększyć efektywność ekonomiczną biogazowni39.
W. Pezacki, Przetwarzaniesurowcówrzeźnych.Wpływnaśrodowiskoprzyrodnicze, Wyd. Naukowe PWN, Warszawa 1991.
39
– 177 –
Substraty do produkcji biogazu mogą być pozyskiwane z zakładów przetwarzających płody rolne – gorzelni i browarów, gdzie powstają produkty uboczne:
wywar gorzelniany i młóto (wysłodziny) browarnicze. Gorzelnia wówczas jest
z jednej strony dostawcą podstawowego kosubstratu, z drugiej zaś odbiorcą ciepła z biogazowni, co znacząco podnosi efektywność ekonomiczną inwestycji.
Stały odbiorca tej energii, jakim byłaby gorzelnia, to ogromny atut tego rozwiązania technologicznego. W zależności od zapotrzebowania gorzelni, mogłaby ona
zagospodarowywać nie tylko nadmierną część ciepła z kogeneratora, ale też na
przykład spalać część biogazu w kotle parowym. Biogazownia może być także
dostawcą energii elektrycznej dla gorzelni, uniezależniając ją od dostawców zewnętrznych. Taki rozwiązanie ma także zalety środowiskowe: zmniejszenie zużycia energii konwencjonalnej i węgla, utylizacja wywaru, zmniejszenie uciążliwości związanych z jego stosowaniem w przypadku rozlewania na polach,
eliminacja odoru, zmniejszenie zawartości suchej masy, podwyższenie stopnia
mineralizacji składników, a dzięki temu wzrost ich biodostępności.
Innym odpadem powstającym przy przerobie surowców pochodzenia rolniczego jest serwatka. Jako uboczny produkt powstający w zakładach mleczarskich
podczas wytwarzania serów twardych i twarogów, jest złożoną mieszaniną wielu
wartościowych składników: węglowodanów (zwłaszcza laktozy), białek, tłuszczu,
kwasów organicznych, witamin i soli mineralnych. Z całkowitej objętości mleka
wykorzystywanego do produkcji serów blisko 80–90% opuszcza proces technologiczny jako serwatka. Pomimo istnienia wielu możliwości przemysłowego zagospodarowania serwatki, stanowi ona w mleczarniach olbrzymi problem.
W związku z tym ciągle poszukiwane są nowatorskie i efektywne metody przekształcenia serwatki w użyteczne produkty. Serwatka jest doskonałym substratem fermentacyjnym. Ocenia się, że w Polsce objętość powstającej serwatki wynosi blisko 2 mln m3/rok. Z takiej ilości serwatki w procesie fermentacji
metanowej można uzyskać rocznie 198-560 GWh energii.
Potencjał produkcji biogazu występuje w zakładach przetwarzających produkty pochodzenia rolniczego, takich jak: cukrownie, gorzelnie, browary, ubojnie
czy z przetwórstwa owocowo-warzywnego. Potencjał ten ustalić można na podstawie ilości odpadów, dla których fermentacja metanowa jest zalecaną metodą
przetwarzania40. Kategorie odpadów, zgodnie z rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów41 oraz wydajności biogazu z tych substratów przedstawiają tabele 6.9 i 6.10.
Ocenamożliwościzagospodarowaniaosadówściekowychiinnychodpadówulegającychbiode‐
gradacjiwPolscewświetlepropozycjizmianprawaUniiEuropejskiej, Politechnika Częstochowska, Częstochowa 2004.
41 Dz. U. nr 112, poz. 1206.
40
– 178 –
Tabela 6.9
Kategoryzacja odpadów z wybranych gałęzi przemysłu rolno-spożywczego
innych niż komunalne i niebezpieczne
Kod odpadu 02 02 01 02 01 01 02 01 02 02 01 03 02 01 06 02 01 07 02 02 02 02 01 02 02 02 02 02 03 02 02 04 02 02 81 02 03 02 03 01 02 03 04 02 03 05 02 03 80 02 03 81 02 04 02 04 03 02 04 80 02 05 02 05 01 02 05 02 02 05 80 02 06 02 06 01 02 06 03 02 07 Opis Odpady z rolnictwa, sadownictwa, upraw hydroponicznych, rybołówstwa, leśnictwa, łowiectwa oraz przetwórstwa żywności Odpady z rolnictwa, sadownictwa, upraw hydroponicznych, leśnictwa, łowiec‐
twa i rybołówstwa Osady z mycia i czyszczenia Odpadowa tkanka zwierzęca Odpadowa masa roślinna Odchody zwierzęce Odpady z gospodarki leśnej Odpady z przygotowywania i przetwórstwa produktów spożywczych pocho‐
dzenia zwierzęcego Odpady z mycia i przygotowywania surowców Odpadowa tkanka zwierzęca Surowce i produkty nienadające się do spożycia i przetwórstwa Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków Odpadowa tkanka zwierzęca stanowiąca materiał szczególnego i wysokiego ryzyka, w tym odpady z produkcji pasz mięsno‐kostnych inne niż wymienione w 02 02 80 (02 02 80* – odpadowa tkanka zwierzęca wykazująca właściwości niebezpieczne) Odpady z przygotowania, przetwórstwa produktów i używek spożywczych oraz odpady pochodzenia roślinnego, w tym odpady z owoców, warzyw, produktów zbożowych, olejów jadalnych, kakao, kawy, herbaty oraz przygo‐
towania i przetwórstwa tytoniu, drożdży i produkcji ekstraktów drożdżowych, przygotowywania i fermentacji melasy (z wyłączeniem 02 07) Szlamy z mycia, oczyszczania, obierania, odwirowywania i oddzielania surow‐
ców Surowce i produkty nienadające się do spożycia i przetwórstwa Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków Wytłoki, osady i inne odpady z przetwórstwa produktów roślinnych (z wyłą‐
czeniem 02 03 81) Odpady z produkcji pasz roślinnych Odpady z przemysłu cukrowniczego Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków Wysłodki Odpady z przemysłu mleczarskiego Surowce i produkty nieprzydatne do spożycia oraz przetwarzania Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków Odpadowa serwatka Odpady z przemysłu piekarniczego i cukierniczego Surowce i produkty nieprzydatne do spożycia i przetwórstwa Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków Odpady z produkcji napojów alkoholowych i bezalkoholowych (z wyłączeniem kawy, herbaty i kakao) – 179 –
Kod odpadu Opis 02 07 01 02 07 02 02 07 80 Odpady z mycia, oczyszczania i mechanicznego rozdrabniania surowców Odpady z destylacji spirytualiów Wytłoki, osady moszczowe i pofermentacyjne, wywary Źródło: opracowanie własne na podstawie: Ocenamożliwości... 2004, oraz rozporządzenia
Ministra Środowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów, Dz. U. nr
112, poz. 1206.
Tabela 6.10
Potencjał biogazu z wybranych odpadów przemysłu rolno-spożywczego
Kod odpadu Zawartość s.m. [%] Współczynnik Zawartość zawartości s.m.o. [%] suchej masy wsm
Współczynniki Wydajność CH4 zawartości suchej masy 3
[m /kg s.m.o.] organicznej wsmo 020101 4,0 0,04 92,0 0,92 0,33 020102 20,0 0,20 80,0 0,80 0,43 020103 15,0 0,15 80,0 0,80 0,32 020106 15,0 0,15 80,0 0,80 0,27 020107 20,0 0,20 90,0 0,90 0,35 020201 4,0 0,04 80,0 0,80 0,25 020202 20,0 0,20 80,0 0,80 0,43 020203 20,0 0,20 80,0 0,80 0,43 020204 3,0 0,03 90,0 0,90 0,45 020281 20,0 0,20 80,0 0,80 0,43 020301 4,0 0,04 92,0 0,92 0,33 020304 15,0 0,15 80,0 0,80 0,32 020305 3,0 0,03 90,0 0,90 0,45 020380 30,0 0,30 90,0 0,90 0,38 020381 34,0 0,34 92,5 0,93 0,31 020403 3,0 0,03 90,0 0,90 0,45 020480 22,0 0,22 95,0 0,95 0,18 020501 8,6 0,09 88,8 0,89 0,48 020502 3,0 0,03 90,0 0,90 0,45 020580 5,5 0,06 92,2 0,92 0,38 020601 87,7 0,88 97,0 0,97 0,39 020603 3,0 0,03 90,0 0,90 0,45 020701 4,0 0,04 92,0 0,92 0,33 020702 40,0 0,40 95,0 0,95 0,4 020780 8,0 0,08 83,0 0,83 0,38 Źródło: opracowanie własne na podstawie różnych źródeł literaturowych.
– 180 –
Na podstawie powyższych danych można obliczyć potencjał biogazu z odpadów przemysłu rolno-spożywczego w oparciu o wzór:
Pbp=V∙wsm∙wsmo∙WCH
6.18
gdzie:
Pbp – potencjał biogazu z przemysłu rolno-spożywczego,
V – ilość odpadu [kg/rok],
wsm – współczynnik zawartości suchej masy,
wsmo – współczynniki zawartości suchej masy organicznej,
WCH – wydajność metanu na kg s.m.o.
Sprawność urządzeń przetwarzających biogaz na energię elektryczną lub/i
cieplną kształtuje się na takim samym poziomie jak w przypadku biogazu
z oczyszczalni ścieków.
6.7
Metodyka szacowania potencjału surowców
roślinnych do produkcji biopaliw płynnych
Stosowanie biopaliw płynnych ma długą historię. W kwietniu 1900 roku na
wystawie światowej w Paryżu Rudolf Diesel przedstawił silnik swojej konstrukcji
napędzany olejem z orzeszków ziemnych. W latach dwudziestych XX wieku Henry Ford do napędu swoich samochodów wykorzystywał alkohol etylowy. W Polsce produkcję mieszanek paliwowych składających się z 30% alkoholu i 70%
benzyny, rozpoczęto w 1929 roku. W późniejszym okresie produkty te zostały
wyparte przez tańsze paliwa otrzymywane z ropy naftowej. Jednak rosnące zapotrzebowanie na paliwa płynne przy ograniczonych zasobach i wzrastających
cenach ropy naftowej zmusiły producentów do poszukiwania alternatywnych
źródeł energii dla silników spalinowych. Do wykorzystywania biopaliw powrócono w połowie lat siedemdziesiątych XX wieku. W 1975 roku w Brazylii rozpoczęto produkcję biobenzyny z trzciny cukrowej, której 85% stanowił etanol,
a pozostałe 15% benzyna. Następnie w USA opracowano podobną technologię
produkcji biobenzyny, jednakże surowcem wykorzystanym do jej produkcji była
kukurydza. Do dzisiaj w Brazylii biobenzyna pokrywa w 30% zapotrzebowanie
na benzynę42.
42
W.M. Lewandowski, Proekologiczneodnawialne…, op. cit., s. 339.
– 181 –
Formalny podział biopaliw wynika przede wszystkim z oceny przydatności
paliw do napędu silników spalinowych, dostępności surowców a także ich wpływu na środowisko. Biopaliwa podzielno więc na:
•
biopaliwa pierwszej generacji:
 bioetanol otrzymywany w procesie hydrolizy i fermentacji z surowców
rolniczych (konwencjonalny etanol),
 biodiesel – ester metylowy i etylowy otrzymywany z oleju rzepakowego
w wyniku procesów tłoczenia na zimno, ekstrakcji i transestyfikacji,
 biodiesel jako ester olejów roślinnych otrzymywany w wyniku transestyfikacji posmażalniczych odpadów olejowych,
 biogaz – oczyszczony gaz składowiskowy lub biogaz rolniczy,
 bio-ETBE pozyskiwany z przeróbki chemicznej bioetanolu;
 biopaliwa drugiej generacji:
 bioetanol pochodzący z hydrolizy i fermentacji lignocelulozy zawartej
biomasie,
 syntetyczne biopaliwa otrzymywane przez przetwarzanie biomasy przez
zgazowanie i odpowiednią syntezę na ciekłe komponenty paliwowe (BtL),
 syntetyczny biogaz (SNG) – produkt zgazowania lignocelulozy i odpowiedniej syntezy,
 biowodór otrzymywany przez zgazowanie lignocelulozy i syntezę produktów zgazowania lub procesów biochemicznych.
Ponadto w następstwie opracowania nowych technologii (około 2030) przewiduje się wprowadzenie biopaliw trzeciej generacji, do których zalicza się biowodór i biometanol43.
Obecnie w Polsce największe znaczenie spośród biopaliw transportowych
ma produkcja bioetanolu (dodawanego do benzyn w czystej postaci lub eteru
etylotertbutylowego (ETBE) i biodiesla).
Bioetanol, należący do paliw alkoholowych, jest odwodnionym spirytusem.
Technologia otrzymywania tego biopaliwa składa się z dwóch etapów:
1. produkcji alkoholu gorzelnianego – powszechnie znaną technologią;
2. odwodnienia tak otrzymanego alkoholu do zawartości wody poniżej 0,02%;
odwodnienie przeprowadza się na przykład za pomocą membran, sit molekularnych i błon półprzepuszczalnych.
Wytworzony z bioetanolu eter etylotertbutylowy, nazywany bio-ETBE, powstaje w wyniku reakcji pochodzącego z ropy naftowej izobutylenu z bioetanoR. Michalski, Rozwój produkcji biopaliw pierwszej i drugiej generacji, w: Biopaliwa i smary
ekologiczne, red. W. Piekarski, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2009.
43
– 182 –
lem przy użyciu katalizatora. Paliwa, które zawierają bioetanol oznaczane są
literą E, a następnie liczbą, która odpowiada objętościowej zwartości alkoholu
w paliwie na przykład E85. Bioetanol można stosować w większości konstrukcji
silników o zapłonie iskrowym, w mieszaninach o zawartości do 10% etanolu44.
Przy zastosowaniu alkoholi do zasilania silników o zapłonie iskrowym można uzyskać następujące korzyści w stosunku do benzyn45:
•
zwiększenie stopnia sprężania dzięki wysokiej liczbie oktanowej;
•
redukcję lub co najmniej utrzymanie na dotychczasowym poziomie emisji;
•
obniżenie emisji CO2 (częściowe lub pełne zamknięcie łańcucha obiegu CO2);
•
niższa zawartość siarki;
•
w przypadku etanolu mniejsza toksyczność niż czystej benzyny;
•
umożliwienie zasilanie zasilania ubogimi mieszankami dzięki niskiej dolnej
granicy zapłonu;
•
zwiększenie prędkości rozprzestrzeniania się płomienia (o ok. 20-30%);
•
zwiększenie współczynnika napełniania dzięki dużemu ciepłu parowania.
Użycie alkoholi niesie jednak również pewne negatywne skutki a wśród nich
między innymi:
•
zwiększone zużycie paliwa powodowane niższą wartością opałową;
•
utrudniony rozruch silnika w niskich temperaturach, ze względu na niską
prężność par i wysokie utajone ciepło parowania;
•
wzrost skłonności do tworzenia korków parowych powodowany niską temperaturą wrzenia;
•
wysoką emisję przez parowanie;
•
niska smarność wpływająca na zmniejszenie trwałości aparatury wtryskowej;
•
korozyjne oddziaływanie na metale: ołów, żelazo, aluminium, mosiądz;
•
destrukcyjne oddziaływanie na niektóre elastomery i tworzywa sztuczne;
•
niestabilność mieszaniny, która rozwarstwia się pod wpływem nawet niewielkich ilości wody, przez co konieczne jest stosowanie stabilizatorów.
Biodieselstosowany do zasilania silników o zapłonie samoczynnym (diesla)
to ester metylowy wyższych kwasów tłuszczowych (FAME). Estry te mogą być
produkowane z każdego jadalnego oleju, tłuszczów zwierzęcych lub olejów posmażalniczych. Zawarte w oleju tłuszcze poddaje się reakcji transestryfikacji
W. Piekarski, G. Zając, P. Krzaczek, Produkcjaiwykorzystaniebiopaliw–szanseizagrożenia,
w: Energetykaaochronaśrodowiska…, op. cit., s. 70-77.
45 W. Piekarski, G. Zając, J. Szyszlak, Odnawialneźródłaenergiijakoalternatywapaliwkonwen‐
cjonalnych w pojazdach samochodowych i ciągnikach, „Inżynieria Rolnicza” 2006 nr 4 (79),
s. 91-96.
44
– 183 –
metanolem wobec katalizatora, w wyniku której otrzymuje się estry metylowe
kwasów tłuszczowych i glicerynę. Paliwa zawierające estry oznaczane są B,
a następnie liczbą, która odpowiada objętościowej zawartości estru w paliwie, na
przykład B20, B100. Estry metylowe mogą być stosowane w silnikach z zapłonem
samoczynnym w czystej postaci lub jako mieszanina z olejem napędowym
w dowolnych proporcjach. Obecnie na rynku znajdują się różne formy ustandaryzowanych paliw zawierających różne proporcje biodiesla i oleju napędowego.
Za stosowaniem estrów jako paliwa do silników z zapłonem samoczynnym
przemawia między innymi:
•
znaczne zmniejszenie emisji CO, SO2 w spalinach oraz zadymienia spalin;
•
obniżenie emisji CO2 (częściowe zamknięcie łańcucha obiegu CO2);
•
wysoka liczba cetanowa dająca możliwość uzyskiwania wyższych prędkości
obrotowych i opóźnienia wtrysku;
•
niewielkie działanie toksyczne i drażniące na organizm ludzki;
•
dobra biodegradowalność (około 98% w ciągu 28 dni);
•
dobre właściwości smarne, wpływająca na zwiększenie trwałości aparatury
wtryskowej;
•
bezpieczeństwo w użytkowaniu i transporcie ze względu na wysoką temperaturę zapłonu.
Istnieją jednakże argumenty przeciwko stosowaniu biodiesla, jak na przykład:
•
niższa wartość opałowa powodująca większe zużycie paliwa;
•
wyższa lepkość wpływająca na pogorszenie przebiegu procesu rozpylania
paliwa i maksymalne ciśnienie wtrysku;
•
możliwy wzrost emisji NOx;
•
gorsze właściwości niskotemperaturowe powodujące utrudniony rozruch
silnika w niskich temperaturach otoczenia;
•
obniżenie zdolności dyspergowania oleju silnikowego współpracującego
z paliwem estrowym;
•
negatywne oddziaływanie na elastomery i gumy;
•
korozja pokryć lakierniczych elementów stykających się z paliwem;
•
silne działanie korozyjne na stopy zawierające miedź;
•
duża higroskopijność;
•
większa podatność na skażenia mikrobiologiczne;
•
gorsza stabilność termooksydacyjna powodująca szybkie pogarszanie właściwości paliwa w czasie przechowywania.
Mówiąc o biopaliwach, myśli się obecnie najczęściej o biopaliwach pierwszej
generacji, takich jak: bioetanol powstający w procesie fermentacji alkoholowej
czy biodiesel z estryfikacji oleju rzepakowego, sojowego i inne. Biopaliwa te
– 184 –
wytwarzane są przeważnie z roślin jadalnych lub jadalnych przystosowanych
(na przykład olej bezerukowy do produkcji biodiesla). Natomiast przewiduje się,
że w ciągu kilku najbliższych lat na rynku pojawi się II generacja biopaliw transportowych, wytwarzanych z roślin niekonsumpcyjnych – energetycznych czy
odpadów. Są to między innymi: FT-diesel, bio-DME (gazyfikacja: drewna, szybkorosnących upraw, słomy, trawy), spirytus lignocelulozowy czy bio-SNG. Metodyka
niniejsza pozwala oszacować potencjał biomasy do produkcji biopaliw płynnych
I generacji.
Tabela 6.11
Ilość etanolu uzyskiwana z 1 ha wybranych gatunków roślin
przy średnich plonach zbieranych w Polsce w latach 2001-2005
Gatunek Pszenica Pszenżyto Żyto Ziemniak Burak cukrowy Kukurydza Plon [t/ha]
Cukier/ skrobia [% s.m.]
Wydajność bioetanolu Produkcja bioetanolu [l/t] [kg/t] [l/ha] [kg/ha] 3,80 3,22 2,44 18,00 40,90 5,75 59,5 56,5 54,5 17,8 16,0 65,0 342 324 315 99 90 378 270 256 249 78 71 299 1 444 1 159 854 1 980 4 090 2 415 1 141 916 675 1 564 3 231 1 901 Źródło: J. Kuś, Możliwościwykorzystaniasurowcówroślinnychnaceleenergetyczne, „Biuletyn Informacyjny IUNG” 2006 nr 18.
Prognozę zapotrzebowania na rzepak z przeznaczeniem na konsumpcję
oraz produkcję biodiesla oszacować można na podstawie założeń J. Kusia46
uwzględniając aktualne dane dotyczące zużycia paliw oraz powierzchnię uprawy
rzepaku w Polsce. Informacje na temat zużycia oleju napędowego oraz estrów
mogą pochodzić z rocznych raportów „Przemysł i handel naftowy” publikowanych przez Polską Organizację Przemysłu i Handlu Naftowego. Na podstawie
dotychczasowego i przewidywanego zużycia estrów (oparając się na Narodowym
Celu Wskaźnikowym) można obliczyć zapotrzebowanie na te surowce, przyjmując wartość energetyczną 1 m3 biodiesla na poziomie 32,8 GJ oraz jego gęstość
wynoszącą 0,88 t/m3. Następnie szacuje się ilość nasion rzepaku niezbędnych do
wyprodukowania danych ilości biodiesla, przyjmując wydajność wynoszącą
J. Kuś, A. Faber, A. Madej, Przewidywanekierunkizmianwprodukcjiroślinnejwujęciuregio‐
nalnym, Raporty PIB 3, Regionalne zróżnicowanie produkcji rolniczej w Polsce, IUNG, Puławy
2006.
46
– 185 –
0,31 tony biodiesla z jednej tony nasion. Zakładając stopniowy wzrost plonu
z 2,4 t/ha w 2006 roku do 2,9 t/ha w 2012 roku, obliczyć można powierzchnię
potrzebną do uprawy rzepaku na biodiesel w kraju. Uwzględnić należy również
zapotrzebowanie na nasiona niezbędne do zaspokojenia potrzeb konsumpcyjnych wraz z powierzchnią przeznaczoną pod te zasiewy. Pozwoli to na obliczenie
całkowitego zapotrzebowania na nasiona rzepaku oraz odpowiedniego areału
zasiewów w kraju. Obliczenia dla poszczególnych jednostek samorządu terytorialnego sporządzić można poprzez przyjęcie odpowiednich wartości procentowych powierzchni upraw.
Ocena zapotrzebowania surowców do produkcji etanolu może być przeprowadzona w podobny sposób jak dla biodiesla. Należy wziąć pod uwagę zapotrzebowanie na benzynę, Narodowy Cel Wskaźnikowy (dotyczący procentowego
dodatku bioetanolu) oraz różne surowce roślinne, z których produkuje się bioetanol w Polsce (tabela 6.11). W ten sposób określić można teoretyczne zapotrzebowanie (wyrażone w tonach) na poszczególne gatunki przy założeniu, że
każdy z nich wypełniał będzie w 100% wymogi NCW. Następnym etapem będzie
obliczenie powierzchni gruntów rolnych niezbędnych do produkcji wcześniej
określonego zapotrzebowania. Jest to oczywiście czysto teoretyczny szacunek,
który wymaga dostosowania do uwarunkowań (glebowo-klimatycznych, rolnych) konkretnej lokalizacji. Niezbędna jest też stałe aktualizowanie danych dotyczących na przykład średnich plonów.
– 186 –
7
OCENA ZASOBÓW
ENERGII PIERWOTNEJ SIŁ PRZYRODY
Bogdan Kościk, Alina Kowalczyk-Juśko
7.1
Ocena zasobów energii słonecznej
W
stosunku do źródeł konwencjonalnych promieniowanie słoneczne,
jako źródło energii ma istotne zalety, a mianowicie samo w sobie jest
darmowe, koszty wiążą się jedynie z instalacją, nie ma problemu
z transportem czy przesyłem, gdyż jest wszechobecne, jest również proekologiczne, nie uwzględniając składników instalacji, gdyż w procesie ich produkcji
oraz po zakończeniu eksploatacji zanieczyszczane jest środowisko. Jak każde
rozwiązanie ma też swoje wady, takie jak cykliczność i stochastyczny1 charakter
występowania w ciągu dnia czy roku, niskie natężenie, rozproszenie i zmienna
koncentracja oraz wiążąca się z tym konieczność wspomagania innymi źródłami
energii, zajmowanie dużych powierzchni przez lustra lub absorbery, konieczność
stosowania soczewek. Chyba najistotniejszą wadą jest wysoki koszt budowy instalacji i urządzeń wspomagających, bez których nie można byłoby wykorzystać
darmowej energii na cele energetyczne2.
Stochastyczny – występowanie zjawiska ma charakter losowy, przypadkowy.
J. Bogdanienko, Odnawialne źródła energii, Biblioteka Problemów, t. 290, PWN, Warszawa
1989; J. Gronowicz, Niekonwencjonalneźródłaenergii, Wyd. Instytutu Technologii Eksploatacji
– PIB, Radom – Poznań 2008; J. Knaga, Wstępnaanalizazmiennościmocyzaabsorbowanejprzez
1
2
– 187 –
Środowiskowe korzyści z tytuły wykorzystania instalacji solarnych są podkreślane w wielu źródłach. Według W.M. Lewandowskiego3 wykorzystanie
w domu jednorodzinnym powierzchni 1 m2 kolektorów słonecznych obniża emisję CO2 o 125 kg∙a-1, redukuje również znacznie emisje SO2 i NOx, ogranicza też
zapotrzebowanie na energię konwencjonalną o przeszło 1250 kW ∙ h. Tytko
i Kwapniewski4 podają, że zastosowanie instalacji solarnej zmniejsza rocznie
ilość spalonego węgla o 3 Mg, a tym samym ogranicza emisję CO2 o 6 Mg. Według
E. Klugmann-Radziemskiej5, każdy kW pochodzący z instalacji fotowoltaicznej
pozwala zaoszczędzić w porównaniu z energią pozyskaną z paliw kopalnych,
zależnie od składu paliwa, nawet do 16 kg NOx, 9 kg SOx, od 600 do 2300 kg CO2.
Promieniowanie słoneczne docierające do powierzchni Ziemi jest też wykorzystywane przez człowieka poprzez konwersję fototermiczną – przetworzenie
na ciepło, konwersję fotowoltaiczną – przetworzenie na energię elektryczną
i konwersję fotobiochemiczną – energia wiązań chemicznych. Jak podaje S. Gołębiowski6 największe znaczenie ma konwersja fotobiochemiczna. Pozwala ona
dzięki zachodzącemu w roślinach zielonych procesowi fotosyntezy, na nieustanną produkcję biomasy. Efektywność wykorzystania promieniowania słonecznego
jest ściśle związana z jego natężeniem. Natężenie promieniowania słonecznego
zależy od wysokości Słońca nad horyzontem, a w związku z tym grubością warstwy atmosfery, przez którą jest absorbowane. Istotne znaczenie ma też warstwa
chmur, którą promieniowanie musi pokonać docierając do Ziemi. W sprzyjających warunkach, czyli w dni słoneczne, gęstość promieniowania słonecznego
padającego na poziomą powierzchnię wynosi około 1 kW∙m-2.
W celu oszacowania średniej ilości energii, jaka dociera do powierzchni
o ustalonej lokalizacji przyjmuje się wielkość dziennego promieniowania całkowitego dla określonych punktów pomiarowych zlokalizowanych w badanym
rejonie. Wartości dzienne całkowitego natężenia promieniowania słonecznego
dostępne są w bazie danych SODA Service (SolarEnergyandRadiationDataba‐
se) w dziale MarsDatabaseofSolarRadiation–Europa. Dane zawarte w wyżej
wymienionym dziale są pobierane z europejskiego systemu monitorowania
płaskikolektorsłoneczny, w: Konwersjaodnawialnychźródełenergii, red. A. Lisowski, Wyd. Wieś
Jutra, Warszawa 2009, 21-28.
3 W.M. Lewandowski, Proekologiczne odnawialne źródła energii, Wyd. Naukowo-Techniczne,
Warszawa 2006.
4 R. Tytko, P. Kwapniewski, Instalacjesolarne, „Agrotechnika” 2009 nr 10, 10-11.
5 E. Klugmann-Radziemska, Praktyczne wykorzystanie energii słonecznej, „Odnawialne Źródła
Energii Opolszczyzny” 2008 nr 1.
6 S. Gołębiowski, Techniczne i środowiskowe możliwości wykorzystania energii słonecznej
wPolsce, w: Racjonalne wykorzystanie energii odnawialnej – OZE w HVAC, red. P. Gradziuk,
Wyd. Wieś Jutra, Warszawa, 2007, s. 63-71.
– 188 –
i modelowania produkcji rolnej MARS. Zasoby bazy danych MARS dostarczają
danych dotyczących wartości dziennego całkowitego promieniowania słonecznego dla danego punktu począwszy od roku 1975, obliczone dla obszaru o wymiarach 50 x 50 km poprzez interpolację danych uzyskiwanych z najbliżej zlokalizowanych jednostek pomiarowych sieci meteorologicznej. Po uzyskaniu sumy
rocznej wartości dziennego całkowitego promieniowania słonecznego oblicza się
wartość średnią, możliwą do uzyskania w kolejnych latach w danych punktach
pomiarowych. Wartości wyrażone w kWh/m2/rok ustalone jako wartości średnie
obliczone, przyjmuje jako reprezentatywne dla badanego regionu7.
Określane są następujące rodzaje potencjałów energii słonecznej: teoretyczny i techniczny. Potencjał teoretyczny to ilość energii możliwej do wykorzystania przy założeniu istnienia określonych urządzeń o 100% sprawności i braku
ograniczeń technicznych oraz całkowitym dostępie do zasobów. Przyjmuje się, że
potencjał teoretyczny to wartość średnia (reprezentatywna) energii promieniowania całkowitego z badanego okresu dla danego obszaru wyrażona w kWh,
uzyskana z powierzchni 1 m2 w ciągu roku – przy założeniu 100% sprawności
urządzeń przetwarzających energię słoneczną na energię użyteczną.
Potencjał techniczny to średnia wartość rocznej energii promieniowania
całkowitego (wyrażona w kWh) uzyskanej z powierzchni 1 m2. Sprawność pozyskiwania i przetwarzania energii przez kolektory słoneczne wynosi maksymalnie
75-80% a ogniw fotowoltaicznych 20%, zaś w warunkach eksploatacyjnych odpowiednio 50-60 i 12-15%. Są to wartości średnie dla urządzeń stosowanych
w Europie i oferowanych obecnie na rynku. Z czasem jednak w miarę postępu
technicznego i technologicznego można oczekiwać wzrostu tych wielkości.
Na terenie Polski nasłonecznienie waha się w granicach 950-1250 kWh/m2,
a średnie usłonecznienie wynosi 1600 godzin na rok. Około 80% całkowitej rocznej sumy nasłonecznienia przypada na 6 miesięcy sezonu wiosenno-letniego (od
początku kwietnia do końca września), przy czym czas operacji słonecznej
w lecie wydłuża się do 16 godzin na dzień, a w zimie skraca się do 8 godzin
dziennie8.
Innowacyjność podejmowanych działań w obszarze odnawialnych źródeł energii, red. T. Kuczyński, Uniwersytet Zielonogórski, Zielona Góra 2008.
8 E. Klugmann-Radziemska, Odnawialneźródłaenergii–przykładyobliczeniowe, Wyd. Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
7
– 189 –
Rysunek 7.1
Roczne sumy promieniowania słonecznego
na optymalnie pochyłej powierzchni
Źródło: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis [Dostęp: 10.06.2010].
7.2
Ocena zasobów energii wodnej
Celem inwestycji wodno-energetycznych jest wykorzystanie naturalnych
zasobów energii zgromadzonej w wodach. Pierwsze wzmianki o urządzeniach do
konwersji energii kinetycznej wody w energię mechaniczną sięgają III wieku p.n.e.
i dotyczą kół wodnych służących do podnoszenia wody. W I wieku p.n.e. koła
te wykorzystywano w młynach wodnych. Urządzenia budowane kiedyś i obecnie
mają efektywnie wykorzystywać potencjał hydroenergetyczny; dla świata ocenia
– 190 –
się go na około 2,88 TW, podczas gdy obecnie wykorzystuje się go w zaledwie
5,5%9. Ogólny wzrost udziału hydroenergii w produkcji energii wynikać może
z dużej sprawności elektrowni wodnych. Ocenia się, że sprawność elektrowni
wodnych może wynosić ɳ= 80÷90% podczas gdy sprawność elektrowni wiatrowych ocenili na ɳ= 30÷40%, kolektory płaskie ɳ= 50%, a elektrowni fotowoltaicznych na około ɳ= 12%10.
W ostatnich latach wyraźnie można zaobserwować wzrost produkcji energii
opartej na urządzeniach hydroenergetycznych. Moc zainstalowanych na świecie
urządzeń w sektorze małej energetyki wodnej w 2008 roku wyniosła 85 GW.
Największy wzrost w tej branży był zauważalny w Chinach i krajach azjatyckich.
Moc dużych elektrowni wodnych w 2008 roku wzrosła nawet o 30 GW. Najwięcej
w Chinach: 12-15 GW mocy dodanej i w Indiach ponad 5 GW mocy dodanej. Światowa moc wytwórcza urządzeń opartych na odnawialnych źródłach energii
w 2008 roku wyniosła 1140 GW, moc zainstalowana z wyłączeniem dużych elektrowni wodnych wynosiła 280 GW11. Poza zadaniami energetycznymi inwestycje
te mają również inne cele: gromadzenie zapasów wody, niwelowanie skutków
lub zapobieganie powodziom, organizowanie miejsc przeznaczonych na sport
i rekreację. W zależności od przeznaczenia budowle hydrotechniczne można
podzielić na12:
•
budowle piętrzące (zapory i jazy),
•
ujęcia wody,
•
budowle doprowadzające i odprowadzające wodę (kanały, rurociągi, sztolnie),
•
inne – śluzy żeglugowe, przepławki dla ryb, pochylnie dla tratew.
Należy pamiętać, że energetyczne wykorzystanie wód, pociąga za sobą konsekwencje wynikające z konieczności budowy zbiorników i budowli spiętrzających. Jak podają J. Kucowski i in.13 inwestycje te powodują przede wszystkim:
•
zmiany warunków hydrologicznych rzek;
•
zmiany w ukształtowaniu koryta rzek;
•
zmiany właściwości fizykochemicznych wody i zakłócenia w życiu hydrobiologicznym;
9 M. Ligus, Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Analiza kosztów i korzyści,
CeDeWu, Warszawa 2010.
10 E. Klugmann, E. Klugmann-Radziemska, Alternatywne źródła energii. Energetyka fotowolta‐
iczna, Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok 1999.
11 W. Luboń, Energetykaodnawialnanaświecie, „GLOBEnergia” 2010 nr 4, 8-9.
12 R. Tytko, Odnawialneźródłaenergii.Wybranezagadnienia, wyd. 3, Warszawa 2009.
13 J. Kucowski, D. Laudyn, M. Przekwas, Energetyka a ochrona środowiska, Wyd. NaukowoTechniczne, Warszawa 1997.
– 191 –
•
•
zmiany warunków hydrologicznych w okolicy zbiorników, zmiany krajobrazu i użytkowania terenu;
zagrożenie dla dóbr przyrody i kultury.
Tabela 7.1
Zmiany w środowisku wywołane energetycznym wykorzystaniem rzek
Skutki Zmiany Dodatnie Ujemne • wyrównanie przepływów • zmniejszenie powodzi • wahania przepływów i stanów wody • pozbawienie przepływów w korytach rzek w rozwiązaniach derywacyjnych elektrowni • sedymentacja zawiesin • erozja dna • abrazja brzegów • osuwiska zboczy • podtopienia terenów ze wszyst‐
kimi ujemnymi skutkami Warunki hydrologiczne • akumulacja rumowiska Kształtowanie się koryt rzek Warunki życia hydrobio‐
logicznego • możliwość intensyfikowania gospodarki hodowlanej • zwiększenie retencji gruntowej • natlenianie • adsorpcja • mineralizacja • fotosynteza • rozwój biosestonu i roślinności wyższej • rozwój hodowli ryb jeziornych Krajobraz, użytkowanie terenu, dobra przyrody i kultury • stworzenie nowych powierzchni wodnych • rekreacja • sporty wodne Warunki hydrologiczne terenów przyległych Właściwości fizykoche‐
miczne • zmniejszenie amplitud temperatury wody i powietrza Warunki termiczne wody • brak zlodzenia na dolnym i zmiany klimatyczne odcinku rzeki • korzystne zmiany mikroklimatu • fermentacja osadów • rozcieńczenie wód • eutrofizacja • zmniejszenie ilości ryb wędrow‐
nych • napływ ryb do ujęć • zmniejszenie powierzchni gruntów • zagrożenie dla zabytków i innych dóbr przyrody • zakłócenia w krajobrazie • wydłużenie okresu zlodzenia na zbiorniku • zatory w cofce Źródło: J. Kucowski, D. Laudyn, M. Przekwas, Energetykaaochronaśrodowiska, Wyd. Naukowo-Techniczne, Warszawa 1997.
Elektrownie wodne i towarzyszące im inwestycje mają istotny wpływ na
środowisko. Trudno jednak jednoznacznie ocenić ich oddziaływanie, część zmian
na charakter negatywny, ale są też elementy oddziałujące pozytywnie. Elektrow-
– 192 –
nie wodne jednak są znacznie mniej uciążliwe dla środowiska niż konwencjonalne metody pozyskiwania energii w elektrowniach.
Dane zgromadzone w latach 1956-1961 pozwoliły opracować w Polsce teoretyczny i techniczny kataster wodny. Obejmuje on wszystkie rzeki bądź ich odcinki o potencjale jednostkowym wyższym niż 100 kW∙km-1. Dane te nie straciły
aktualności, na ich podstawie określić można potencjał w warunkach średniego
roku hydrologicznego. Dla takich warunków potencjał teoretyczny osiąga energię
23 TW∙h-1∙a-1, a potencjał techniczny osiąga energię 12,1 TW∙h-1∙a-1, techniczny
potencjał samych małych elektrowni wodnych szacuje się na około 2 TW∙h-1∙a-1,
ekonomicznie potencjał wynosi około 8,5 TW∙h-1∙a-1. Takie warunki są konsekwencją nierównomiernych i stosunkowo małych opadów i dużej przepuszczalności gruntu, głównie płasko położonego. Zasoby wodne Polski skoncentrowane
są w dorzeczu Wisły – około 68% (z czego 40% dla Dolnej Wisły, 25% dla Górnej
Wisły), pozostałe około 30% należy do Odry z dorzeczem i rzek Pomorza (18%
dla Odry i Warty, oraz 2% dla rzek Pomorza, Warmii i Mazur). Mimo, że zasoby są
stosunkowo niewielkie i w niewielkim stopniu wykorzystane, bo zaledwie w 14%
(Dolna Wisła 55%, Odra i Górna Wisła 20%), to właśnie z tego źródła pochodzi
najwięcej energii, jeśli chodzi o odnawialne źródła energii. Do rzek o największym potencjale energetycznym można zaliczyć następujące rzeki: Brda, Bóbr,
Dunajec, Kwisa, San, Wisła14.
Celem podjęcia jakiekolwiek działań na rzecz zagospodarowania cieku wodnego należy przeanalizować takie aspekty inwestycji, jak: uwarunkowania techniczne (dane o przepływach, wysokości istniejącego lub możliwości nowo powstałego piętrzenia), uwarunkowania społeczne (nie tylko liczbę nowych miejsc
pracy, ale także uciążliwość hydrozespołu dla lokalnej społeczności) oraz uwarunkowania prawne. W pierwszej kolejności należy zlecić ekspertyzę odpowiedniej instytucji, zdolnej określić zasadność inwestycji w danej lokalizacji aby uniknąć niepotrzebnych kosztów. Analiza ta w zależności od wymagań inwestora
może zawierać szereg informacji podstawowych, począwszy od danych o stanie
cieku wodnego do konkretnych rozwiązań z zakresu hydroenergetyki i planowania przestrzennego.
Rozwiązania techniczne są uzależnione od posiadanych zasobów finansowych i wodnych. Ilość rozwiązań w tej dziedzinie powoduje, że niemożliwe jest
określenie szczególnie przydatnej konstrukcji, co oznacza, że dobór musi być
B. Dolata, MEW‐y mają moc, „Agroenergetyka” 2010 nr 2, 27-29. P. Gradziuk, A. Grzybek,
Charakterystykaodnawialnychźródełenergii, w: Biopaliwa, red. P. Gradziuk, Wyd. Wieś Jutra,
Warszawa 2003, 10-21. W.M. Lewandowski, Proekologiczne odnawialne źródła energii,
Wyd. Naukowo-Techniczne, Warszawa 2006. R. Ulbrich, Alternatywne źródła energii, Oficyna
Wydawnicza Politechniki Opolskiej, Opole 2000.
14
– 193 –
ściśle związany z planowaną inwestycją. Energia może być produkowana na potrzeby własne przedsiębiorstw lub na sprzedaż do zakładów energetycznych.
Istotnym aspektem w analizach są zielone certyfikaty, które można uzyskać produkując energię z OZE.
Jako podstawę do oszacowania potencjału energii wodnej można przyjąć
ocenę znajdujących się na terenie regionu obiektów i spiętrzeń wodnych możliwych do wykorzystania w celu pozyskiwania energii oraz obiektów aktualnie
działających i wytwarzających energię. Dane dotyczące tych obiektów znajdują
się w dyspozycji wojewódzkich zarządów melioracji i urządzeń wodnych.
Teoretyczną moc, jaką można uzyskać z poszczególnych obiektów możliwych do wykorzystania bez uwzględniania sprawności poszczególnych elementów, wstępnie oszacować można według wzoru15:
P=·g·Q·H[W]
7.1
gdzie:
P – potencjał wyrażony w jednostkach mocy,
 – ciężar właściwy wody,  = 1000 kg/m3,
g – przyspieszenie ziemskie, g = 9,81 m/s2,
Q – przepływ [m3/s],
h – wysokość spadku wody [m].
Do oszacowania rzeczywistej mocy elektrowni wodnej należy uwzględnić
dodatkowo sprawność elementów składowych układu: turbiny wodnej, przekładni i generatora, a także sprawność układu wyprowadzenia mocy (straty na
drodze przesyłu od generatora do sieci). Informacje o sprawności poszczególnych elementów składowych układu produkującego energię można znaleźć
w fachowym piśmiennictwie technicznym.
7.3
Ocena gospodarczych zasobów energii wiatru
Wiatr jest to przemieszczanie się mas powietrza, z reguły w kierunku równoległym do powierzchni Ziemi. Główną przyczyną przemieszczania się mas
B. Karolewski, P. Ligocki, Wyznaczanieparametrówmałejelektrowniwodnej, Prace Naukowe
Instytutu Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych Politechniki Wrocławskiej, nr 56, Wrocław 2004.
15
– 194 –
powietrza jest zmienny rozkład ciśnienia atmosferycznego nad powierzchnią
Ziemi, wynikający z nierównomiernego jej nagrzania przez Słońce16.
Energia wiatru jest pochodzenia słonecznego, przy czym wpływ na jego
kierunek ma również ruch wirowy Ziemi, zwany siłą Coriolisa, oraz prądy morskie. Wypadkowy ruch mas powietrza jest zatem wywołany łącznym działaniem
różnych czynników atmosferycznych, w efekcie czego wiatr charakteryzuje się
różnym kierunkiem i intensywnością.
Energia wiatru charakteryzuje się znacznym potencjałem. Światowe zasoby
energii wiatru nadające się do wykorzystania z technicznego punktu widzenia
wynoszą około 53 tys. TW/h/rok. Stanowi to równoważność czterokrotnego
zużycia energii elektrycznej w 1998 roku17.
Najbardziej istotną cechą energii wiatrowej jest jej duża zmienność, zarówno w przestrzeni, jak i w czasie. Zmienność wiatru w czasie dotyczy bardzo szerokiej skali czasu – od sekund do lat.
Prędkość wiatru, czyli przemieszczanie się mas powietrza, zawiera w sobie
ogromny ładunek energii, która praktycznie jest niewyczerpalna. Potencjał energetyczny wiatru odnawiany jest w wyniku stałego nierównomiernego nagrzewania Ziemi promieniami słonecznymi. Łączny światowy potencjał energii wiatru na
Ziemi jest w przybliżeniu 5000 razy większy od energii uzyskiwanej rocznie
ze spalania węgla. Z 1 km2 powierzchni Ziemi, nawet przy mało sprzyjających
warunkach wietrznych, przy rocznej średniej prędkości 4-5 m/s, można uzyskać
średnią moc około 250–750 kW i odpowiednio średnią roczną produkcję energii
od 500 MWh do 1600 MWh18.
Potencjał energetyczny wiatru nie może być niestety wykorzystany całkowicie, a mankamentem tego źródła energii jest przede wszystkim zmienność
mocy i kierunku. Z energetycznego punktu widzenia najbardziej niekorzystna jest
duża zmienność dobowa i tygodniowa. Chwilowe pulsacje wiatru są niwelowane
i dlatego nie stanowią przeszkody w jego wykorzystaniu.
Średnia moc wiatru w porze zimowej jest większa od pory letniej. Daje to
możliwość budowania stosunkowo prostych elektrowni wiatrowych z przeznaczeniem wytworzonej energii na różne cele. Siłownie wiatrowe mogą być wykorzystywane do pompowania wody, napowietrzania stawów rybnych, a bardziej
skomplikowane do produkcji energii elektrycznej i włączenia jej do sieci energetycznej.
A.K. Dreszer, I.J. Niedziółka, Energetykarolnictwa, Wyd. Akademii Rolniczej, Lublin 2002.
E. Wach, Największafarmawiatrowanamorzu, „Czysta Energia” 2002 nr 10, s. 4.
18 E. Krasowski, M. Krasowska, Gospodarka energetyczna w rolnictwie, Wyd. Akademii Rolniczej, Lublin 2000.
16
17
– 195 –
Możliwości rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce są bardzo obiecujące, na
co wskazują wyniki badań prowadzonych w IMGW, uzyskane na podstawie wieloletnich obserwacji kierunków i prędkości wiatru, prowadzonych na profesjonalnej sieci meteorologicznej. Uprzywilejowanymi w Polsce rejonami pod względem zasobów wiatru w mezoskali są najbardziej wysunięte na północ części
wybrzeża od Koszalina po Hel, rejon wyspy Wolin, Suwalszczyzna, środkowa
Wielkopolska i Mazowsze, Beskid Śląski i Żywiecki, Bieszczady i Pogórze Dynowskie19.
Określenie rocznej produkcji energii wiatru dla danej lokalizacji elektrowni
wymaga znajomości rozkładów prędkości i kierunków oraz średnich prędkości
wiatru. W celu uzyskania tych danych przeprowadza się pomiary, stosując precyzyjną aparaturę, a także nowoczesne metody analizy danych pomiarowych.
Na efektywne pozyskiwanie energii wiatrowej, oprócz czynników związanych bezpośrednio z wiatrem, mają wpływ inne czynniki, takie jak: ukształtowanie terenu, infrastruktura techniczna, urbanizacja terenu, uwarunkowania prawne,
koszty wytwarzania turbin wiatrowych i ceny energii elektrycznej wytwarzanej
w elektrowniach wiatrowych.
Zasoby energetyczne wiatru można ocenić stosując różne metody20:
•Metodaszacunkowaopartanadanychmeteorologicznychistandardowych
rozkładachprędkościwiatru
Stacje meteorologiczne prowadzą pomiary prędkości wiatru, na podstawie
których sporządzane są szacunki określające zasoby energii wiatru. Są to dane
długoterminowe, często wykorzystywane do ogólnego rozpoznania możliwości
lokalizacji elektrowni wiatrowych w danym regionie. Jednakże metoda szacunkowa daje jedynie przybliżoną ocenę zasobów wiatru, ponieważ opiera się na
standardowych rozkładach średnich prędkości wiatru oraz na danych meteorologicznych, które są niewystarczające na potrzeby energetyki wiatrowej. Istnieją
pewne ograniczenia użyteczności tej metody ze względu na małą gęstość stacji
meteorologicznych, ich położenie na obszarze o dużej szorstkości, brak nowoczesnej aparatury pomiarowej, małą płynność pomiarów.
•Metodaopierającasięnamapiepotencjałuenergetycznegowiatru
Metoda ta bazuje na mapie potencjału energetycznego wiatru, wyrażonego
w kWh/m2/rok, wyznaczonych na podstawie danych meteorologicznych. W celu
19 Z. Makieła, Energia wiatru, w: Bioenergetyka podkarpacka, red. B. Kościk, Wyd. Naukowe
Państwowej Wyższej Szkoły Zawodowej, Jarosław 2007.
20 www.pae.org.pl [Dostęp: 20.01.2010].
– 196 –
obliczenia rocznej produkcji energii należy znać tylko powierzchnię wirnika
i sprawność ogólną elektrowni.
Rysunek 7.2
Mapa wietrzności Polski oraz prędkość wiatru
wyrażona w m/s na wysokości 100 m
Źródło: http://www.anemos.de/5/files/anemos-handout-pl.pdf [Dostęp: 20.01.2010].
•Metodawykorzystującanomogramy
Metoda wymaga znajomości danych dotyczących elektrowni oraz jej lokalizacji:
•
znamionowej prędkości wiatru;
•
mocy znamionowej elektrowni;
•
maksymalnej prędkości wiatru;
•
średniorocznej prędkości wiatru w miejscu lokalizacji elektrowni na wysokości wirnika.
Na podstawie tych danych sporządza się nomogramy (wykresy), służące do
oceny warunków wiatrowych konkretnej lokalizacji.
– 197 –
•Ocenazasobówenergetycznychwiatrumetodamiprobalistycznymi
Metoda opiera się na analizie statystycznej i rachunku prawdopodobieństwa, wykorzystuje również dane statystyczne, które były opracowane na podstawie zapisu prędkości wiatru dla wybranej stacji meteorologicznej.
•Metodaocenyenergiiwiatruiwydajnościelektrowniwiatrowejnapodsta‐
wieśredniorocznejprędkościwiatruiparametrówelektrowniwiatrowej
Metoda określa energię wiatru, a także opisuje zmiany prędkości wiatru
wraz ze wzrostem wysokości nad powierzchnią gruntu. Wyróżnia się dwa etapy
oceny wartości energetycznej wiatru. Pierwszy etap polega na ocenie energii
wiatru na 1 m2 powierzchni zakreślonej przez skrzydła turbiny:
E
  v3  t
2
7.2
gdzie:
E – energia wiatru [Wh/m2],
ƿ – gęstość powietrza [kg/m3],
v – prędkość wiatru (na podstawie map sporządzonych w mezoskali), [m/s],
t – czas trwania danej prędkości wiatru [h].
Do określenie energii wiatru na dowolnej wysokości zastosować można
wykorzystać zależność:
E1  Z 1 
 
E2  Z 2 
3
7.3
gdzie:
E1 – znana energia wiatru na wysokości Z1,
E2 – obliczana energia wiatru na wysokości Z2,
 – wykładnik potęgowy zależny od szorstkości podłoża, prędkości wiatru, stanu
równowagi atmosferycznej i czasu uśredniania prędkości wiatru. Jego wartości zależą
od ukształtowania terenu:
• otwarty z nielicznymi przeszkodami o małej wysokości =0,14,
• wiejski z zabudową niską lub teren zalesiony =0,19,
• miejski z zabudową wysoką =0,24.
Znając parametry elektrowni (średnica wirnika, powierzchnia skrzydeł,
sprawność) można obliczyć wydajność energetyczną konkretnej siłowni.
•MetodaocenyzasobówwiatruwoparciuoprogramWAsP
Metoda opiera się na danych zebranych ze stacji meteorologicznych. Podstawowe parametry niezbędne do zastosowania tej metody to:
– 198 –
•
•
ocena zasobów energii wiatru w skali regionalnej (mezoskali);
ocena zasobów energii wiatru w skali lokalnej.
Zasoby energii wiatru poddane są analizie za pomocą duńskiego programu
komputerowego WAsP (WindAtlasAnalysysandAplicationProgramme)21. Jest to
nowoczesne narzędzie informatyczne, stale rozbudowywane i doskonalone. Wykorzystanie programu WAsP pozwala sporządzić atlas wiatru, ocenić warunki
wiatrowe w danej lokalizacji, obliczyć wartość średniej energii wiatru, obliczyć
roczną produkcję energii turbiny lub fermy wiatrowej o zadanych parametrach.
Metoda ta umożliwia ocenę energii wiatru dla czterech klas szorstkości oraz dla
pięciu wysokości i dwunastu kierunków wiatru. Nie nadaje się natomiast do stosowania w obszarach górzystych. Jej minusem jest to, że opiera się na danych
meteorologicznych, które nie są wystarczające do podejmowania decyzji o budowie elektrowni wiatrowej.
7.4
Możliwości oceny zasobów energii geotermalnej
Przez energię geotermalną rozumie się naturalne ciepło Ziemi skumulowane
w skałach i wodach, wypełniających skały i szczeliny skalne. Energia ta jest praktycznie niewyczerpywalna i przenoszona jest z wnętrza Ziemi na powierzchnię
na zasadzie przewodzenia i konwekcji.
Obecnie na świecie wykorzystuje się dwa rodzaje energii geotermalnej:
•
energię zawartą w przegrzanej parze wodnej o temperaturze wyższej od
150oC, znajduje ona zastosowanie głównie do napędu turbin w elektrowniach geotermalnych;
•
energię zawartą w wodach geotermalnych niskotemperaturowych (20o-35oC),
średniotemperaturowych (35o-80oC), wysokotemperaturowych (80o-100oC)
i bardzo wysokotemperaturowych (100o-150oC), wykorzystywane głównie
jako bezpośrednie nośniki energii; zasoby i rezerwy wód geotermalnych
o temperaturze wyższej niż 150oC skoncentrowane są jedynie w kilku częściach globu.
Spośród problemów ekologicznych, jakie stwarza eksploatacja energii geotermalnej, najpoważniejsze polegają na kłopotach związanych z emisją szkodliwych gazów ulatniających się z wód, zwłaszcza siarkowodoru i radonu. Ponadto
21
www.wasp.dk [Dostęp: 01.02.2010].
– 199 –
wykonanie odwiertów badawczych oraz eksploatacyjnych wiąże się z możliwością negatywnego wpływu na krążenie wód podziemnych, co w dalszej kolejności
może przyczynić się do zmiany stosunków wodnych na powierzchni terenu. Eksploatacja wód termalnych silnie zasolonych i ciepłych może prowadzić do problemu z odprowadzeniem ich do wód powierzchniowych. Zrzut wód bezpośrednio do rzek może przyczynić się do zmiany składu chemicznego i fizycznego
wody, a w ślad za tym warunków biologicznych w rzekach. Wymagane jest dostosowanie jakości ścieków do poziomów dopuszczalnych.
Podobnie jak w przypadku energii wiatrowej, ewentualne wykorzystanie
potencjału zasobów wód geotermalnych wymaga szczegółowych, specjalistycznych i bardzo kosztownych pomiarów, które prowadzone są w głębokich otworach wiertniczych. W okresie ostatnich kilkudziesięciu lat w Polsce wykonano
ponad 7500 otworów wiertniczych o głębokości przekraczającej 1000 m.22
Na podstawie szczegółowych parametrów (zajmowany obszar, objętość
zbiornika, temperatura, ilość skumulowanej i dostępnej energii) można wydzielić
następujące rodzaje zasobów geotermalnych23:
•
zasoby dostępne–ilość zmagazynowanej w skorupie ziemskiej do głębokości 3000 m energii cieplnej, odniesiona do średniej rocznej temperatury na
powierzchni;
•
zasoby statystycznewód i energii geotermalnej – ilość energii zgromadzona
w wolnych, grawitacyjnych wodach geotermalnych występujących w porach, szczelinach, zbiornikach o danej objętości (w m3 lub km3) z uwzględnieniem jej ciepła właściwego i gęstości oraz różnicy temperatury złoża
i średniej rocznej temperatury na powierzchni;
•
zasoby statystyczne wydobywalne energii geotermalnej – ilość energii, jak
w poprzednim punkcie, ale pomniejszona o współczynnik wydobycia;
•
zasoby dyspozycyjne energii geotermalnej – ilość energii możliwa do uzyskania w ciągu roku w danym regionie (bez uwzględnienia warunków techniczno-ekonomicznych odwiertu) ze strumienia grawitacyjnych wód geotermalnych o objętościowym natężeniu przepływu wyrażonym w m3/24 h
lub km3/rok;
•
zasoby eksploatacyjne – ilość energii wyrażona w EJ/rok zdefiniowane jak
w poprzednim punkcie, ale z uwzględnieniem warunków geologicznych,
środowiskowych, technicznych i ekonomicznych (przeprowadza się tę ocenę indywidualnie na potrzeby konkretnych projektów).
J. Szewczyk, WodytermalneNiżuPolskiego, http://www.pgi.gov.pl [Dostęp: 10.12.2009].
W. Lewandowski, Proekologiczne odnawialne źródła energii, Wyd. Naukowo-Techniczne,
Warszawa 2006.
22
23
– 200 –
Rysunek 7.3
Mapa strumienia cieplnego Polski
Źródło: J. Szewczyk, D. Gientka, TerrestrialheatflowdensityinPoland–anewapproach,
„Geological Quarterly” 2009 No. 53(1), p. 125-139.
Istnieją sposoby obliczeń pozwalające dokładnie wyznaczyć wartość energii
geotermalnej dla konkretnego przypadku, ale niezbędne są wówczas dane dotyczące wszystkich parametrów ujęcia, co możliwe jest dopiero po wykonania kosztownego odwiertu.
Bazowymi materiałami mogą być dane zawarte w dokumencie Energia geotermalna w Polsce – ocena możliwości wykorzystania energii geotermalnej opra-
– 201 –
cowanym dla Ministerstwa Środowiska w 2001 roku. Dane na podstawie badań
na istniejących odwiertach są prezentowane przez Polską Geotermalną Asocjację
[www.pga.org.pl]. Szczegółowe badania w tym zakresie prowadzone są też przez
Państwowy Instytut Geologiczny [www.pgi.gov.pl].
Rysunek 7.4
Zasoby energii geotermalnej Polsce
Źródło: Polska Geotermalna Asocjacja, www.pga.org.pl [Dostęp: 01.02.2010].
– 202 –
8
METODYKA OCENY I WYCENY EFEKTÓW
ZEWNĘTRZNYCH LOKALNYCH
SYSTEMÓW ENERGETYCZNYCH
Alicja Graczyk, Andrzej Graczyk, Magdalena Ligus,
Tomasz Poskrobko, Edyta Sidorczuk-Pietraszko
8.1
Zakres pojęcia kategorii efektów zewnętrznych
W
prowadzane na poziomie lokalnym zmiany w systemie gospodarowania energią mają przede wszystkim na celu poprawę szeroko rozumianego dobrobytu społeczności lokalnych. Odpowiedź na pytanie,
jaki model gospodarowania energią (lub raczej jakie zmiany w dotychczasowym
modelu) jest efektywny w ujęciu ogólnospołecznym, wymaga oceny społecznych
efektów takich działań, a więc uwzględnienia ich wszelkich, zarówno pozytywnych, jak i negatywnych efektów w różnych obszarach. Szczegółowy podział tych
efektów przedstawiono na rysunku 8.1.
Efekty (koszty i korzyści) społeczne na najbardziej ogólnym poziomie dzieli
się na prywatne i zewnętrzne. Koszty i korzyści prywatne można natomiast podzielić na bezpośrednie – ujęte w mikroekonomicznym rachunku opłacalności
oraz pośrednie – nieujęte wartościowo ze względu na fakt, że efekty te nie mają
cen rynkowych. Efekty prywatne są zamierzonym wynikiem działań danego
podmiotu i ponoszone są przez niego samego. W odróżnieniu od efektów prywatnych, efekty zewnętrzne są tymi skutkami działań sprawcy, które dotyczą
podmiotów trzecich i nie są rekompensowane przez transakcje rynkowe.
– 203 –
Rysunek 8.1
Podział strukturalny kategorii kosztów i korzyści społecznych
Źródło: opracowanie własne.
Pojęcie efektów zewnętrznych pojawiło się w ekonomii po raz pierwszy
u A. Marshalla, który w sytuacji odnoszenia przez przedsiębiorstwo korzyści
spowodowanej przyczyną zewnętrzną wobec niego użył pojęcia oszczędności
zewnętrznej1. W obecnym znaczeniu wprowadził to pojęcie do teorii ekonomii
A. C. Pigou 2. Przez efekty zewnętrzne rozumiał on, tak jak współcześni ekonomiści3, sytuację, gdy decyzje produkcyjne lub konsumpcyjne jednego podmiotu
gospodarczego wpływają bezpośrednio na funkcję kosztów, przychodów lub
użyteczności innych podmiotów gospodarczych i w ten sposób oddziałują na ich
decyzje produkcyjne lub konsumpcyjne. Można o nich mówić, gdy mają konkretnego, identyfikowalnego sprawcę, a ponadto odbiorca takiego efektu nie ma możliwości uzyskania od sprawcy kompensaty. Efekty zewnętrzne nie mają więc ceny
rynkowej.
Szczególne znaczenie w przypadku analizy problemów oddziaływania energetyki na środowisko mają negatywne efekty zewnętrzne (koszty zewnętrzne).
W praktyce najczęściej dotyczą one sytuacji, kiedy podmiot gospodarczy powoduje dodatkowe koszty działalności innych podmiotów nie uwzględniając tych
kosztów w swoim rachunku ekonomicznym. Ich istnienie, w tym zwłaszcza emisja zanieczyszczeń do środowiska, ma charakter niezamierzony, wynikający
z właściwości technologii produkcji czy sposobu konsumpcji dobra. Jak stwierdza
A. Marshall, PrincipelsofEconomics, Bk.IV,Ch.X, http://www.econlib.org [Dostęp: 01.06.2010].
A.C. Pigou, EconomicsofWelfare, London 1952.
3 Por. np. W.J.Baumol, W.E.Oates, The Theory of Environmental Policy, Englewood Cliffs, New
York 1975, p. 17.
1
2
– 204 –
B. Fiedor, efekty zewnętrzne mogą być traktowane jako produkt uboczny lub
produkt łączny określonej technologii produkcji. Zauważa on ponadto, że powodowanie efektów zewnętrznych jest legalne i wynika z praw własności zasobów.
W przypadku zasobów środowiska przedsiębiorstwo ma podstawy formalnoprawne do korzystania na przykład z usługi asymilacji odpadów czy emisji, która
to usługa staje się specyficznym czynnikiem produkcji4.
Występowanie efektów zewnętrznych wiąże się z brakiem kompensacji
dla podmiotów narażonych na te efekty. Sprawca zanieczyszczenia nie ponosi
kosztów swojego negatywnego oddziaływania, a więc brak jest internalizacji
efektów zewnętrznych. Polityka państwa powinna więc polegać na stworzeniu
prawnego lub ekonomicznego przymusu podejmowania przez sprawcę odpowiednich działań prowadzących do zmniejszenia wielkości negatywnych efektów
zewnętrznych, a tym samym poprawy jakości środowiska. Przymus ten przybiera
formę różnych metod ochrony środowiska.
Przekształcenie efektów zewnętrznych w prywatne koszty działalności podmiotów gospodarczych powoduje, że sprawca dąży do minimalizacji ekologicznych kosztów swojej działalności w ramach mikroekonomicznego rachunku efektywności5. Pożądane jest również, aby różnego rodzaju decyzje, w tym
inwestycyjne, podejmowane przez podmioty publiczne, uwzględniały całokształt
efektów związanych z poszczególnymi wariantami rozwiązań. Identyfikacja
wszystkich efektów zewnętrznych i uwzględnienie ich przy ocenie racjonalności
różnych przedsięwzięć jest bowiem przesłanką do podejmowania decyzji zgodnych z zasadami zrównoważonego rozwoju, a więc poprawiających dobrobyt
społeczny.
Efekty zewnętrzne ogólnie dzieli się na pieniężne i technologiczne. Efekty
pieniężne pojawiają się w wyniku zmian popytu lub podaży i są przenoszone
za pośrednictwem mechanizmu rynkowego. Jeśli na przykład w efekcie wzrostu
zużycia gazu na cele energetyczne następuje wzrost jego ceny, to inni odbiorcy
gazu na cele produkcyjne będą na ten wzrost narażeni mimo, że się do niego nie
przyczynili. Pieniężne efekty zewnętrzne znajdują więc dzięki rynkowi odzwierciedlenie w kosztach lub przychodach przedsiębiorstw będących ich odbiorcami.
Technologiczne efekty zewnętrzne dotyczą natomiast sytuacji, kiedy efektywność
produkcji w jednym przedsiębiorstwie zależy między innymi od zachowań innej
jednostki, przy czym zależność ta ma charakter pozarynkowy, czyli nie jest odzwierciedlona w transakcjach kupna-sprzedaży między tymi podmiotami, od4 Przyczynekdoekonomicznejteoriizanieczyszczeniaiochronyśrodowiska, red. B. Fiedor, Ossolineum, Wrocław 2002, s. 27 i 35.
5 Ibidem, s. 57.
– 205 –
biorca efektu nie jest w stanie kontrolować działalności przedsiębiorstwa –
sprawcy efektu, wpływ sprawcy efektu na przedsiębiorstwo – odbiorcę jest niezamierzony6. W efekcie technologicznego efektu zewnętrznego następuje przesunięcie funkcji użyteczności lub funkcji produkcji jednostek narażonych na efekty działań innych jednostek.
Istotę efektów zewnętrznych przedstawiono na rysunku 8.2.
Rysunek 8.2
Ekonomicznie optymalny poziom produkcji (zanieczyszczenia)
Źródło: D. Pearce, K. Turner, EconomicsofNaturalResourcesand
theEnvironment, Harvester Whateshaw, London 1990, p. 65.
Działalność przedsiębiorstwa – sprawcy zilustrowano dla dwóch przypadków: nieuwzględnienia i uwzględnienia kosztów zewnętrznych w jego decyzjach
produkcyjnych. Krzywa zysku krańcowego MNPB obrazuje wzrost zysku przedsiębiorstwa w efekcie zwiększenia produkcji o dodatkową jednostkę. Jeśli koszty
zewnętrzne, wyznaczone krzywą MEC, nie są uwzględnione w decyzjach przedsiębiorstwa, działalność będzie prowadzona tak, jakby nie istniały one w ogóle.
Przedsiębiorstwo dążąc do maksymalizacji zysku całkowitego będzie realizować
produkcję na poziomie Qx. W tym punkcie zysk krańcowy wynosi 0, czyli wytwoA. Graczyk, Ekologiczne efekty zewnętrzne. Identyfikacja, szacowanie, internalizacja, Wyd.
Ekonomia i Środowisko, Białystok 2005, s. 14-15.
6
– 206 –
rzenie kolejnej dodatkowej jednostki produktu nie powiększa już całkowitego
zysku. Gdyby jednak uwzględnić w rachunku powstające koszty zewnętrzne, czyli
uznać efekty prywatne i zewnętrzne za jednakowo istotne, wówczas optymalny
poziom produkcji wyznaczony byłby przez punkt przecięcia obu krzywych i wynosił Q*. Przy tej wielkości produkcji prywatny zysk krańcowy zrównuje się
z krańcowymi kosztami zewnętrznymi, a więc społeczna korzyść marginalna jest
równa 0 i przy dalszym wzroście wielkości produkcji jej całkowita wartość uległaby zmniejszeniu. Jednocześnie punkt ten wyznacza optymalny (niezerowy)
poziom zanieczyszczenia środowiska powodowany przez przedsiębiorstwo. Pole
pod krzywą MNPB obrazuje całkowity prywatny zysk, a pole pod krzywą MEC –
całkowity koszt zewnętrzny.
Alokacja zasobów staje się w sytuacji istnienia efektów zewnętrznych nieefektywna w sensie Pareto. Technologiczne efekty zewnętrzne są więc jedną z form
niedoskonałości rynku (market failures). Koszty zewnętrzne powstają z reguły
w sytuacjach, kiedy określone dobro ma charakter dobra publicznego, oraz kiedy
istnieją trudności z określeniem praw własności do różnych zasobów (na przykład pojemności asymilacyjnej środowiska) czy kontrolowaniem tych praw
(na przykład infrastruktury). Im bardziej prywatny charakter ma określone dobro, w tym większym stopniu jego wykorzystanie jest kontrolowane przez rynek
i transakcje rynkowe. Jeśli więc nawet w przypadku dóbr prywatnych efekty
zewnętrzne powstają, to dochodzi najczęściej do ich internalizacji7.
8.2
Identyfikacja efektów zewnętrznych lokalnych
systemów energetycznych
8.2.1
Ogólne efekty makroekonomiczne
Kosztami zewnętrznymi funkcjonowania systemów energetycznych są wszystkie negatywne efekty związane z technologią wytwarzania energii elektrycznej
lub cieplnej, na wszystkich etapach procesu, to znaczy budowy i zamknięcia instalacji, wydobycia i transportu surowców energetycznych, a także emisji zanie-
7 K-G. Loefgren, Rynekaefektyzewnętrzne, w: Ekonomiaśrodowiskaizasobównaturalnych, red.
H. Folmer, L. Gabel, H. Opshoor, T. Żylicz (red.), Wyd. Krupski i S-ka, Warszawa 1996.
– 207 –
czyszczeń w trakcie produkcji energii końcowej8. Koszty te są specyficzne dla
poszczególnych technologii i paliw energetycznych. Ich zakres obejmuje szkody
w obszarze zdrowia ludzkiego (choroby, śmierć), szkody w budynkach, infrastrukturze, materiałach, plonach rolnych, rybołówstwie, lasach, naturalnych ekosystemach, zmniejszonym komforcie życia w związku z lokalizacją urządzeń
energetycznych. Koszty zewnętrze pojawiają się na wszystkich poziomach gospodarowania – począwszy od mikroekonomicznego (podmiotów indywidualnych –
mieszkańców, przedsiębiorstw), poprzez poziom mezoekonomiczny (poziom
lokalny i regionalny) aż po wymiar makroekonomiczny (krajowy, międzynarodowy i globalny).
Rozwój bardziej zrównoważonych systemów energetycznych, w tym zwłaszcza
rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, uruchamia szereg mechanizmów dostosowawczych w całej gospodarce – zarówno ze strony przedsiębiorstw, jak i gospodarstw domowych. Oddziaływanie zmian w systemach energetycznych na pozostałe elementy systemu gospodarczego można podzielić na
następujące kategorie:
•
efekty cenowe i kosztowe – oddziaływanie cen energii na przedsiębiorstwa
i gospodarstwa domowe;
•
strukturalne zmiany popytowe – wpływ na zapotrzebowanie na energię
ze strony przemysłu, handlu, gospodarstw domowych;
•
efekty mnożnikowe – wpływ na zachowania przedsiębiorstw i gospodarstw
domowych, a za ich pośrednictwem na pozostałe sektory gospodarki;
•
oddziaływanie na handel zagraniczny;
•
efekty w sferze innowacyjności i produktywności.
W przypadku gospodarstw domowych zmiany w systemie energetycznym
skutkujące wzrostem cen energii mogą spowodować ograniczenie zużycia energii
oraz substytucję pomiędzy energią a innymi dobrami. Wielkość tych efektów jest
oczywiście uzależniona od wrażliwości cenowej gospodarstw domowych.
W odniesieniu do konsumpcji gospodarstw domowych należy rozważyć dwukierunkowy wpływ promocji OZE – negatywny wpływ wzrostu cen energii oraz
zmniejszenia roli elektroenergetyki konwencjonalnej (spadku inwestycji, spadku
zatrudnienia) oraz pozytywny wpływ związany z inwestycjami w technologie
OZE. Dwukierunkowy wpływ na zatrudnienie zaobserwowano w Niemczech,
gdzie polityka wspierania OZE doprowadziła do powstania łącznie około 50 tys.
nowych miejsc pracy w latach 2004-2008, a do 2010 roku spodziewana była
utrata około 6 tys. miejsc pracy w efekcie impulsów negatywnych (wzrost kosztów energii i likwidacja miejsc pracy w energetyce konwencjonalnej).
8
R. Friedrich, A. Voss, Externalcostsofelectricitygeneration, “Energy Policy” 1993 Vol. 21 No. 2.
– 208 –
W przypadku jednostek publicznych wzrost kosztów energii może spowodować obniżenie innych wydatków lub też wzrost podatków i w ten sposób zredukować dyspozycyjne dochody konsumentów i producentów. Efekty kompensacyjne pojawiają się w ramach strukturalnego mechanizmu dostosowawczego
i w przypadku wysokiego wzrostu kosztów mogą objawić się negatywnymi efektami w sferze konsumpcji. Im wyższe są koszty rozwoju mocy w OZE w stosunku
do źródeł konwencjonalnych, tym łączny efekt zmian strukturalnych jest mniej
ewidentny, gdyż zmniejszenie konsumpcji związane z wyższymi kosztami energii
ma ujemny wpływ na zatrudnienie.
Strukturalne efekty popytowe w gospodarce odnoszą się zarówno do zjawisk
pozytywnych, jak i negatywnych. Realizacja polityki wspierania OZE wymaga
dodatkowych nakładów inwestycyjnych oraz wiąże się, w przypadku biomasy
i biopaliw, ze zwiększonym popytem na produkty rolne i leśne (bezpośrednie
pozytywne oddziaływanie). Z drugiej strony spada popyt na konwencjonalne
nośniki energii i popyt inwestycyjny związany z konwencjonalnymi źródłami
energii (bezpośrednie oddziaływanie negatywne). Jednocześnie szacuje się, że
koszty OZE (kapitałowe i bieżące) są wyższe niż koszty źródeł konwencjonalnych9. Z reguły znacząca część wzrostu kosztów jest przenoszona na końcowych
odbiorców energii.
Efekty mnożnikowe odnoszą się do dwóch zjawisk: mnożnika dochodowego,
związanego z wydatkowaniem dochodów wygenerowanych przez politykę
wspierania OZE, oraz efektów przyspieszenia związanych z dodatkowymi inwestycjami wymaganymi do zaspokojenia dodatkowego popytu. Kombinacja tych
dwu efektów może wygenerować trwały wzrost aktywności gospodarczej.
W wielu analizach wpływu polityki energetycznej i klimatycznej (w tym
rozwoju OZE) na gospodarkę podkreśla się rolę mechanizmu podwójnej dywidendy w odniesieniu do podatków od emisji CO2. Istnienie takiego mechanizmu
zależy jednak od tego, czy podatek od emisji zastępuje inne podatki stanowiące
wyższe obciążenie. W przypadku odnawialnych źródeł energii mechanizmy
wsparcia nie są jednak z reguły związane z taką zieloną reformą podatkową.
Rozwój OZE oddziałuje na wszelkie rodzaje działalności związane z budową
instalacji wykorzystujących ten rodzaj pozyskiwania energii – projektowanie,
finansowanie, usługi budowlane i produkcja dóbr inwestycyjnych. Są to bezpośrednie impulsy inwestycyjne, gdyż są bezpośrednio skierowane na tworzenie
mocy wytwórczych w OZE i powstają w pierwszej kolejności w sektorze będącym
EmployRES.Theimpactofrenewableenergypolicyoneconomicgrowthandemploymentinthe
European Union. Final report, Karlsruhe 2009, s. 32. http://ec.europa.eu/energy/ renewables/studies/doc/renewables/2009_employ_res_report.pdf [Dostęp: 07.06.2010].
9
– 209 –
adresatem polityki ich wspierania. W sposób pośredni odbiorcami impulsów
inwestycyjnych są natomiast dostawcy czy usługodawcy zaopatrujący wytwórców dóbr inwestycyjnych dotyczących OZE, jak na przykład przemysł stalowy,
sektor transportowy, dostawcy technologii informatycznych.
Efekty promocji OZE w odniesieniu do konwencjonalnej elektroenergetyki
dotyczą zmniejszenia inwestycji w moce wytwórcze, które mają być zastępowane
nie przez (negatywny impuls inwestycyjny). Dotyczą one także pośrednich efektów inwestycyjnych w sektorach powiązanych z konwencjonalną elektroenergetyką.
Efekty w sferze handlu zagranicznego w analizach dotyczących regionalnych
i lokalnych systemów energetycznych są z reguły pomijane. Polityka promocji
OZE powinna skutkować zmniejszeniem handlu zagranicznego kopalnymi nośnikami energii, mają one bowiem charakter lokalny i przemieszczanie biomasy
energetycznej na większe odległości nie jest prowadzone. Dla krajów importujących energię/nośniki energii istotne jest, że negatywne efekty po stronie popytowej mają miejsce za granicą. Jeśli większość dóbr inwestycyjnych związanych
z OZE jest produkowana w kraju, to w efekcie wzrośnie produkcja krajowa. Jeżeli
natomiast większość energii konwencjonalnej jest produkowana w kraju oraz
duża część dóbr inwestycyjnych ich dotyczących musi być importowana,
to w efekcie popyt wewnętrzny może się zmniejszyć. Nawet jednak w przypadku,
kiedy technologia OZE pochodziłaby w 100% z importu, wciąż na poziomie lokalnym pojawiają się efekty pośrednie związane z obsługą i zaopatrzeniem instalacji.
8.2.2
Efekty na poziomie mezoekonomicznym
i mikroekonomicznym
Lokalne systemy energetyczne obejmują obszar wytwarzania oraz dystrybucji energii elektrycznej i cieplnej. Obecna polityka energetyczna i klimatyczna
na poziomie krajowym i międzynarodowym determinuje pewne ogólne kierunki
zmian obserwowanych w lokalnych systemach energetycznych. Można wśród
nich wymienić:
•
rozbudowę lokalnych ciepłowni i ciepłociągów;
•
wykorzystanie w większym stopniu różnego rodzaju lokalnych zasobów
energii odnawialnej, zarówno do wytwarzania energii cieplnej, jak i elektrycznej;
•
obniżenie udziału węgla w lokalnym bilansie paliwowym;
– 210 –
•
•
•
•
•
•
budowę urządzeń wykorzystujących do produkcji energii elektrycznej i cieplnej
biogaz rolniczy oraz powstający na wysypiskach odpadów i w oczyszczalniach ścieków;
wykorzystanie do produkcji energii frakcji energetycznej odpadów, w tym
odpadów komunalnych;
wymianę indywidualnych źródeł energii cieplnej o niskich sprawnościach na
źródła nowoczesne;
zmniejszenie energochłonności budynków poprzez termomodernizację;
przebudowę linii elektroenergetycznych napowietrznych głównie średniego
i niskiego napięcia na układy z przewodami izolowanymi oraz linie kablowe
w celu uzyskania zwiększenia niezawodności zasilania odbiorców na terenach wiejskich;
rozbudowę lokalnych sieci średniego i niskiego napięcia w celu poprawy
jakości energii u odbiorców oraz ograniczenia strat energii w sieciach, a tym
samym podwyższenia efektywności energetycznej przesyłu.
Dodatkowym kierunkiem ujętym w głównych założeniach działań podwyższających standardy w lokalnych systemach energetycznych powinno być monitorowanie stanu instalacji energetycznych (elektrycznych i ciepłowniczych) w celu
podniesienia bezpieczeństwa ich eksploatacji.
Biorąc pod uwagę przewidywane kierunki zmian, w procesie wyboru pożądanych rozwiązań należy dla poszczególnych kategorii zidentyfikować i ocenić
nie tylko bezpośrednie efekty pieniężne, lecz również efekty o charakterze pozarynkowym (pośrednim i zewnętrznym). Z punktu widzenia władz i społeczności
lokalnych najistotniejsze wydają się efekty społeczne na poziomie mezoekonomicznym i mikroekonomicznym. Dzieje się tak, ponieważ warunkują one zmiany
szeroko rozumianego dobrobytu społeczności lokalnych, w szczególności w relacji do innych regionów kraju. W odróżnieniu od efektów makroekonomicznych,
których skutki dotyczą zmian w dobrobycie ogólnonarodowym i ujawnić się mogą w szerszej perspektywie terytorialnej, efekty mezoekonomiczne i mikroekonomiczne będą odczuwalne przede wszystkim na poziomie lokalnym. Tym samym
powinny być one przedmiotem szczególnego zainteresowania władz lokalnych,
których zadaniem jest zarządzanie regionem w sposób pozytywnie wpływający
na jego rozwój, przy minimalizacji szerszych, negatywnych konsekwencji w odniesieniu do innych regionów czy też całego kraju.
Efekty pośrednie oraz zewnętrzne mają w większości charakter efektów
trudno wycenialnych. Jednak nawet w przypadku, gdy ich wycena jest niemożliwa lub budzi wiele kontrowersji, warto przedstawić je w formie niewycenionej.
Ich istnienie może mieć bowiem wpływ na decyzję podejmowane przez władze
– 211 –
lokalne, co do wyboru określonego wariantu czy tez całego modelu gospodarowania energią na poziomie lokalnym.
Identyfikacja mezoekonomicznych i mikroekonomicznych efektów zewnętrznych powinna odbywać się na podstawie trzech podstawowych elementów: analizy zmian modelu gospodarowania energią, analizy grupy potencjalnych odbiorców efektów społecznych oraz analizy dróg transferu w przypadku występowania pozaśrodowiskowych efektów zewnętrznych.
W odniesieniu do modelu gospodarowania energią na poziomie lokalnym
należy przewidzieć, jaki pozaekonomiczny wpływ będą miały:
•
zmiana struktury wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w zależności
od źródła; należy wziąć pod uwagę przede wszystkim najczęściej stosowane
w Polsce źródła energii odnawialnej;
•
zmiana struktury przesyłu energii elektrycznej oraz energii cieplnej (budowa elementów sieci przesyłowej energii elektrycznej oraz cieplnej, modernizacja istniejących sieci energetycznych i ciepłowniczych);
•
działania związane z poprawą efektywności energetycznej.
W odniesieniu do odbiorców efektów społecznych należy wyróżnić trzy
grupy podmiotów: gospodarstwa domowe (w tym poszczególne osoby), przedsiębiorstwa komercyjne oraz sektor publiczny.
Drogi transferu efektów są to obszary, w których zaobserwować można
bezpośrednie, pozaekonomiczne oddziaływania zmiany modelu gospodarowania
energią. Dopiero zmiany w tych obszarach generują określone koszty bądź korzyści dla sektora publicznego, prywatnego i gospodarstw domowych. W wyniku
transferu nie ma jasnej korelacji sprawca – skutek, co prowadzi do sytuacji,
w której skutki działań jednych podmiotów ponoszą inne podmioty. Najczęściej
w literaturze jako główną drogę transferu kosztów zewnętrznych wskazuje się
środowisko przyrodnicze (stąd często używana nazwa ekologiczne efekty zewnętrzne), ale oprócz niej można wyróżnić oddziaływania na: infrastrukturę,
higienę pracy, rynek pracy, sferę fiskalną, aspekty związane z bezpieczeństwem
i ryzykiem, czas wolny i komfort.
Ekologiczne koszty zewnętrzne stanowią relatywnie najlepiej rozpoznaną
kategorię kosztów zewnętrznych. Są to koszty powstające w związku z niekorzystnymi zmianami w środowisku, generowanymi przez podmioty korzystające
ze środowiska (jako źródła zasobów wykorzystywanych w działalności gospodarczej, jako odbiornika zanieczyszczeń oraz jako otoczenia do prowadzenia
działalności gospodarczej). Środowisko przyrodnicze pośredniczy najczęściej
w transferowaniu efektów zewnętrznych w sposób niejawny, niedający się
uchwycić bez żadnych wątpliwości. W niektórych sytuacjach sami poszkodowani
nie dostrzegają związku niższych efektów lub wyższych kosztów własnej działal– 212 –
ności ze zmianami w środowisku, ewentualnie traktują je jako zjawisko naturalne
lub losowe. Sprawcy natomiast są świadomi powstania kosztów zewnętrznych
praktycznie wyłącznie w sytuacji, kiedy w związku z korzystaniem ze środowiska
ewidentnie naruszają prawa własności do jakichś jego zasobów. Jeśli jednak dobra środowiskowe mają charakter dóbr publicznych, to podmioty te uznają,
że mają prawo do korzystania ze środowiska w zakresie, jaki jest niezbędny do
realizacji ich celów. Mogą nawet nie być świadomi powstawania kosztów u innych podmiotów, a jeśli nawet taki wpływ dostrzegają, to z reguły są przekonani,
że nie muszą podejmować żadnych działań zaradczych czy kompensacyjnych10.
W przypadku ekologicznych kosztów zewnętrznych energetyki wyróżnia się
najczęściej następujące rodzaje oddziaływań powodujących te koszty:
•
zajęcie terenu;
•
emisja zanieczyszczeń do powietrza;
•
emisja promieniowania jonizującego i hałasu;
•
pobór wód;
•
odprowadzanie ścieków;
•
wytwarzanie odpadów;
•
oddziaływania w sytuacjach awaryjnych.
Powstające w związku z tymi oddziaływaniami koszty zewnętrzne mogą
natomiast dotyczyć:
•
zdrowia i życia ludzi;
•
rolnictwa (rośliny uprawne, zwierzęta hodowlane, gleby);
•
zagrożenia lasów i różnorodności biologicznej;
•
obiektów technicznych, narażonych na przyspieszone zużycie.
Powstanie efektów zewnętrznych (środowiskowych, ale także innych)
w odniesieniu do infrastruktury wiąże się z prawami własności do tejże oraz
tego, czy ewentualne opłaty za korzystanie z niej odzwierciedlają wielkość
powodowanych szkód. Jeśli specyfika elementów infrastruktury pozwala na to,
by jej właściciel pobierał od użytkowników stosowne opłaty, to efekty zewnętrzne podlegają internalizacji.
Efekty w zakresie bezpieczeństwa i higieny pracy są z reguły uważane
za nieistotne, ponieważ pracownicy liczą się z określonym ryzykiem zawodowym
i znajduje ono odzwierciedlenie w wysokości wynagrodzeń. Efekty w sferze rynku pracy, przy założeniu pełnego zatrudnienia wynoszą zero. W sytuacji istnienia
bezrobocia, zmiany w zatrudnieniu mogą być rozpatrywane jako efekty zewnętrzne dla celów porównania różnych wariantów systemów energetycznych.
10
A. Graczyk, Ekologicznekoszty…, op. cit., s. 28.
– 213 –
W szeregu prac podjęto próbę oszacowania efektów w sferze zatrudnienia dla
różnych cykli paliwowych11. Analiza efektów tych badań wskazuje, że duży
wpływ na wielkość efektów mają różnice geograficzne, ze względu na specyficzne
uwarunkowania regionalnych i lokalnych rynków pracy. Ponadto, duża była skala
zróżnicowania wysokości szacunków wynikających z analizy wrażliwości dla
poszczególnych miejsc. Stwierdzono jednak, że skala efektów związanych z rynkiem pracy jest na tyle istotna, że pożądane jest podjęcie wnikliwych analiz
i doskonalenie metod badawczych, gdyż może mieć to decydujący wpływ na podejmowane decyzje.
Efekty fiskalne w odniesieniu do energetyki odnoszą się do różnic we wpływach podatkowych/transferach pomiędzy różnymi opcjami zaopatrzenia
w energię. Podatki generują różnicę pomiędzy cenami dóbr i usług oraz ich społecznymi kosztami alternatywnymi. Jeśli obciążenia podatkowe dotyczące różnych opcji zaopatrzenia w energię są różne, to nawet przy równych społecznych
kosztach alternatywnych, ceny względne dla poszczególnych opcji są różne.
Najbardziej istotne w przypadku źródeł odnawialnych są efekty dochodowe
związane z płatnościami operatorów instalacji na rzecz rolników czy gminy
z tytułu wykorzystania działek pod instalacje oraz z tytułu zakupu biomasy.
W przypadku tych efektów jest konieczna analiza uwzględniająca koszty alternatywne wykorzystania działek oraz biomasy dla celów konwencjonalnego użytkowania rolniczego. Należy przy tym zwrócić uwagę na kwestię dystrybucji dochodów – relatywnie bardziej pożądane są projekty prowadzące do wzrostu
dochodów i możliwości zatrudnienia grup i osób w najmniej korzystnym położeniu.
Wpływ na budżet samorządów lokalnych może być dwojaki – po pierwsze
wynikający z transferów bezpośrednich – z tytułu udostępnienia ziemi stanowiącej własność gminy pod obiekty infrastrukturalne związane z odnawialnymi źródłami energii, po drugie zaś związany z większymi wpływami podatkowymi
dzięki pobudzeniu aktywności gospodarczej i zwiększeniu bazy podatkowej.
Efekty redystrybucyjne wynikają między innymi z faktu zróżnicowania zużycia energii w różnych grupach dochodowych – tak zwanej biedy energetycznej.
W przypadku grup odbiorców o relatywnie niskich dochodach koszty energii
mają większy udział w wydatkach, niż w przypadku osób o dochodach wysokich.
Możliwe są oczywiście również sytuacje, kiedy osoby o wysokich dochodach ponoszą wysokie koszty energii w odniesieniu do dochodów, a także, że wysoki
11 R. Lee, A.J. Krupnick, D. Burtraw, et al., EstimatingExternalitiesofElectricFuelCycles:Analyti‐
calMethodsandIssues,andadditionalvolumes, McGraw-Hill/Utility Data Institute, Washington
DC 1995.
– 214 –
udział wydatków na energię wynika z jej marnotrawstwa. W związku z tym
zmiany kosztów energii relatywnie bardziej wpływają na poziom życia osób
o relatywnie niskich dochodach. Wobec tego wdrażane programy subsydiów na
przedsięwzięcia z zakresu efektywności energetycznej w pewnym zakresie powinny przewidywać szczególne wsparcie dla tych grup mieszkańców.
Istotną klasą efektów zewnętrznych są te związane z bezpieczeństwem systemów energetycznych. Odnoszą się one do bezpieczeństwa dostaw energii oraz
do wrażliwości systemów na zakłócenia. Bezpieczeństwo dostaw odnosi się do
zapewnienia dostępu do surowców energetycznych oraz ich nieprzerwanych
dostaw. Wrażliwość systemów energetycznych dotyczy podatności na awarie czy
sabotaż. W obydwu przypadkach wydatki na decentralizację, dywersyfikację
źródeł i dróg zaopatrzenia w surowce pozwalają ograniczyć koszty związane
z tymi zjawiskami.
Bezpieczeństwo energetyczne definiuje się jako stan, w którym konsumenci
oraz władze mają podstawy do przekonania, że istnieją odpowiednie rezerwy
oraz infrastruktura produkcyjna i przesyłowa pozwalająca na zabezpieczenie
oczekiwań popytowych w dającej się przewidzieć przyszłości, ze źródeł energii
w kraju i za granicą, po koszcie dostarczenia, który nie stawia konsumentów
w niekorzystnym położeniu jeśli chodzi o przewagę konkurencyjną i nie zagraża
w żaden inny sposób ich dobrobytowi. Brak bezpieczeństwa energetycznego
przejawia się natomiast w fizycznych przerwach w dostawie energii lub w nagłych i znacznych zmianach cen.12 Definicja ta koresponduje z definicją Międzynarodowej Agencji Energii, według której bezpieczeństwo energetyczne to dostępność regularnych dostaw energii po rozsądnej (akceptowalnej) cenie13.
Dla władz krajów europejskich zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego
staje się coraz ważniejszym problemem.
Decyzje prywatne dotyczące użycia energii nie opierają się na całkowitym
koszcie społecznym (a zatem powstaje efekt zewnętrzny). Zakłócenia w dostawie
energii oraz skoki cenowe wywołują makroekonomiczne oraz mezoekonomiczne
skutki, których gospodarstwa domowe oraz przedsiębiorstwa nie biorą pod uwagę podejmując decyzje dotyczące użycia energii. Co więcej, istnieje tendencja do
niedoszacowywania ryzyka zakłóceń oraz fluktuacji cenowych. Występują także
B. Lockwood, Energy Security, Unpublished report from the ExternE Core Project (19961997) for European Commission DGXII, 1997, za: A.S.P. Hunt, A. Markandya, Final Report on
WorkPackage3:TheExternalitiesofEnergyInsecurity:ExternE‐PolResearchProjectforEuro‐
peanCommission 2004, p. 13.
13 Energy price volatility: trends and consequences, IEA, Paris 2001, za: A.S.P. Hunt, A. Markandya, S. Arnold, Cost Assessment of Sustainable Energy Systems (CASES): WP5 Report (1) on
NationalandEUlevelestimatesofenergysupplyexternalities, EC, November 2007, p. 4.
12
– 215 –
efekty trudnowymierne, jak koszt psychiczny obywateli wywołany niepewnością
co do dostaw energii. Stąd tak istotne jest z punktu widzenia władz na szczeblu
krajowym oraz lokalnym szacowanie kosztów związanych z brakiem bezpieczeństwa energetycznego i podejmowaniem odpowiednich decyzji regulacyjnych czy
też inwestycyjnych.
Niedoskonałości rynku produkcji oraz przesyłu i dystrybucji energii powodują, że cele poszczególnych podmiotów rynkowych mogą różnić się od celów
społeczeństwa jako całości. Potencjalnie wysokie koszty społeczne niedoskonałości rynku są przesłanką dla władz na szczeblu krajowym oraz lokalnym do interwencji, czy to w postaci regulacji prawnych, czy też instrumentów rynkowych.
Działania te powinny prowadzić do wzrostu dobrobytu społecznego poprzez
stymulowanie podmiotów po stronie podażowej do ujmowania w swoich decyzjach inwestycyjnych, wpływających na poziom bezpieczeństwa energetycznego
(prawdopodobieństwa i kosztów przerw w dostawach energii oraz wzrostu cen
energii wywołanych niedostatkiem produkcji, co jest znacznie groźniejsze
od niedoskonałości sieci), kosztów zewnętrznych ponoszonych przez społeczeństwo. Wymaga to przeprowadzenia wyceny kosztów bezpieczeństwa energetycznego w celu określenia optymalnego poziomu inwestycji.
Efekty dotyczące czasu wolnego i komfortu dotyczą w głównej mierze gospodarstw domowych. Są one związane z wykorzystaniem różnych źródeł energii
– na przykład ogrzewanie elektryczne i gazowe są droższe, ale nie wymagają
praktycznie żadnego nakładu pracy użytkownika, w przeciwieństwie do indywidualnych kotłów na biomasę czy węgiel. Ocena znaczenia efektów w tym obszarze jest w dużej mierze subiektywna. Biorąc pod uwagę możliwe zmiany w modelu gospodarowania energią, grupy odbiorców efektów społecznych oraz drogi
transferu można wyróżnić szereg efektów społecznych (tabela 8.1). Do najważniejszych należy zaliczyć zmiany wielkości zatrudnienia, bezpieczeństwo energetyczne, zmiany wartości nieruchomości (w szczególności działek budowlanych),
koszty wynikające ze zmiany poziomu wód gruntowych, zmianę ilości czasu
wolnego.
– 216 –
Tabela 8.1
Matryca identyfikacji pośrednich efektów społecznych oraz pozaśrodowiskowych efektów zewnętrznych
wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej i cieplnej
Wytwarzanie energii elektrycznej Obszary systemu energetycznego/ Odbiorcy efektów Przedsiębiorstwa Gospodarstwa rolne Gospodarstwa domowe Sfera publiczna Odbiorcy efektów / Obszar systemu energetycznego Przedsiębiorstwa Gospodarstwa rolne Gospodarstwa domowe Sfera publiczna Przesył energii elektrycznej Elektro‐ ciepłownie na biomasę Turbiny wiatrowe Elektrownie wodne Ogniwa fotowolta‐ iczne Budowa nowych elementów sieci Modernizacja istniejącej sieci WBE ZWN WBE ZWN ZWN ZWZ WBE WBE ZWN WBE ZWN ZWN ZWZ WBE WBE ZWN WBE ZWN ZWN ZWZ WBE WBE ZWN WBE ZWN ZWZ WBE WBE ZWN WBE ZWN ZWN WBE ZWN WBE ZWN WBE WBE Wytwarzanie energii cieplnej Przesył energii cieplnej Geotermia Kolektory słoneczne Budowa nowych elementów sieci Modernizacja istniejącej sieci Poprawa efektywności energetycznej
ZWN ZWN ZWN ZWN ZWN ZWN ZWN ZWN ZWN ZWZ ZBE ZWZ ZBE ZBE ZBE ZBE Ciepłownie na biomasę Indywidualne kotły Biogazownie na biopaliwa ZWN ZWN ZPZ ZCW ZBE ZWN ZWZ ZBE Legenda: WBE – Wzrost bezpieczeństwa energetycznego; ZWN – Zmiany wartości nieruchomości; ZWZ – Zmiana wielkości zatrudnienia;
ZPZ – Zmiana wielkości przestrzeni życiowej; ZCW – Zmiana ilości czasu wolnego
Źródło: opracowanie własne T. Poskrobko, B. Poskrobko, H. Rusak.
– 217 –
8.3
Metody szacowania wartości
efektów zewnętrznych
Metody wartościowania kosztów i korzyści zewnętrznych można podzielić
na dwie grupy: metody bazujące na cenach rynkowych (physicallinkagemethods)
oraz nowoczesne metody wyceny, bazujące na funkcjach popytu i podaży (beha‐
viourallinkagemethods)1. Metody oparte na cenach rynkowych zyskały w przeszłości wielu zwolenników wśród ekonomistów ze względu na swą prostotę oraz
fakt, że mierzą efekt bezpośrednio obserwowalny na rynku. Obecnie rozpoznane
zostały jednak także wady tej grupy metod2. Przede wszystkim nie znajdują one
podstaw teoretycznych w ekonomii dobrobytu, ponieważ fizyczne związki pomiędzy przyczyną efektu zewnętrznego a szkodą nie są bezpośrednio skorelowane z funkcją użyteczności konsumenta. Ponadto metody te są bardzo niedokładne
i służą jedynie do wyceny efektów bezpośrednio użytkowych. Nie są w stanie
wycenić wartości pozaużytkowych dóbr nierynkowych, a nawet pośrednich wartości użytkowych. Stąd mogą posłużyć jedynie jako pierwsze przybliżenie wartości dóbr i usług nierynkowych. Wielkość błędu uzależniona jest od różnicy pomiędzy całkowitą wartością badanego dobra a jego bezpośrednią wartością
użytkową. Metody bazujące na cenach rynkowych to3:
•
metoda oddziaływanie-skutek (dose‐responsemethod) – opiera się na określeniu związku między przyczyną pogorszenia stanu środowiska (na przykład zanieczyszczeniem powietrza), a wynikającym stąd efektem (na przykład pogorszeniem stanu zdrowia mieszkańców). Dany poziom zanieczyszczenia wiąże się za pomocą zależności funkcyjnej lub wskaźników ilościowych z określonymi zmianami w środowisku. Zmiany te wycenia się zwykle
za pomocą cen rynkowych lub też cen cienia. Ceny cienia wykorzystuje się
w tym wypadku do wyrażenia wielkości kosztów lub korzyści wówczas, gdy
1 R.C. Mitchell, R.T. Carson, Usingsurveystovaluepublicgoods:thecontingentvaluationmethod.
ResourcesfortheFuture, Washington D.C. 1989, s. 74-75. Podział ten w: V.K. Smith i J.V. Krutilla,
Toward reformulating the role of preservation value of water quality. „Land Economics” 1982
Vol. 61 No. 3, p. 281-291.
2 Krytykę physical linkage methods przedstawiają na przykład A.M. Freeman, The benefits
ofenvironmental improvement. Theory and practice, Johns Hopkins University Press, London
1979; K.G. Maler, Environmentaleconomics.Atheoreticalinquiry. John Hopkins University Press
for Resources for the Future, Baltimore 1974.
3 M. Ligus: Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Analiza kosztów i korzyści,
CeDeWu, Warszawa 2010, s. 46.
– 218 –
•
•
•
•
•
cena rynkowa dobra lub usługi nie odzwierciedla jego wartości ekonomicznej z powodu zakłóceń stosunków rynkowych wywołanych przez ograniczenia handlowe, subsydiowanie, nieefektywne opodatkowanie4;
metoda substytucyjna (substitutionmethod) – polega na określeniu cen i kosztów dóbr jakie mogą zostać zaakceptowane jako substytuty dóbr środowiska, które są zagrożone lub zostały utracone;
metoda odtworzeniowa (restorationmethod) lub kosztu zastąpienia (replacement cost method) – określa koszty działań, jakie muszą zostać podjęte,
aby odnowić lub zastąpić zdewastowany lub utracony zasób środowiska;
metoda prewencyjna (prevention method) – bazuje na kosztach działań
związanych z zapobieganiem zniszczeniu pewnych dóbr środowiska lub
zmniejszeniem skutków szkodliwych oddziaływań;
metoda kompensacyjna (compensation method) – opiera się na wysokości
rekompensat pieniężnych wypłacanych przez instytucje prawne lub ubezpieczeniowe poszkodowanym z tytułu degradacji środowiska;
metoda kosztu utraconych korzyści (opportunity cost method) – wartość
użytkowanych dóbr i zasobów środowiska określana jest na podstawie
utraconych korzyści z alternatywnego, zaniechanego sposobu ich wykorzystania (na przykład równowartość dochodu czerpanego z produkcji rolnej
na terenie obecnego parku narodowego, gdyby wydano zgodę na taką działalność).
Ze względu na wady przedstawionej grupy metod coraz częściej zastosowanie znajdują metody bazujące na funkcjach popytu i podaży jako podstawie nadawania wartości – behavioural linkage methods5. Bazują one na zmianach użyteczności konsumenta spowodowanych zmianą jakości/ilości dobra. Wyróżnia
się dwie ich grupy6:
•
metody ujawnionych preferencji (revealedpreferencemethods);
•
metody deklarowanych preferencji (statedpreferencemethods).
Metody ujawnionych preferencji bazują na cenach występujących na rynkach zastępczych (surrogate markets prices)7. O istnieniu rynków zastępczych
4 Por. Podstawy ekonomii środowiska i zasobów naturalnych, red. B. Fiedor, Wyd. C.H. Beck,
Warszawa 2002, s. 178-179.
5 W.M. Hanemann, Valuingtheenvironmentthroughcontingentvaluation, „Journal of Economic
Perspectives” 1994 Vol. 8 No. 4, s. 37-38.
6 D. Pearce, E.B. Barbier, Blueprintforasustainableeconomy, Earthscan Publications Ltd, London 2000, p. 62.
7 ApplicationofenvironmentalvaluationinSouthAustralia.ReportoftheEnvironmentalWork‐
ingGrouptotheNaturalResourcesCouncil, ed. A. Lothian, K. Stove, Published by Department
for Environment, Heritage and Aboriginal Affairs, Adelaide 1999, p. 20.
– 219 –
mówi się wtedy, gdy można wnioskować o ukrytej wartości dóbr nierynkowych
na podstawie obserwowanych, determinowanych przez rynek cen dóbr i usług
rynkowych. Zakłada się więc, że konsumpcja dóbr rynkowych jest w jakiś sposób
powiązana z poziomem podaży dóbr nierynkowych, przy czym wielkość podaży
tych dóbr jest determinowana ich jakością lub dostępnością. Wychodząc z tego
założenia, wartość dobra nierynkowego otrzymuje się przez zebranie danych
o tym, jak zmienia się popyt na dobro rynkowe przy zmianach w dostępności/jakości dóbr lub usług będących przedmiotem wyceny. Innymi słowy, dobro
nierynkowe kształtuje popyt na pewne dobra rynkowe poprzez oddziaływanie na
poziom dobrobytu uzyskiwany przez gospodarstwa domowe dzięki konsumpcji
dobra rynkowego.
Skala i kierunek dających się zaobserwować zmian w popycie pozwalają,
przy zastosowaniu technik ekonometrycznych, na oszacowanie gotowości do
zapłaty (willingness to pay, WTP) lub też gotowości do przyjęcia rekompensaty
(willingnesstoaccept, WTA) dla dóbr nierynkowych8. Do metod rynków zastępczych zalicza się:
•
metodę kosztu podróży (travelcostmethod, TCM);
•
metodę cen hedonicznych (hedonicpricingmethod, HPM);
•
metodę płac hedonicznych (hedonicwagemethod, HWM) – odmianę metody
płac hedonicznych.
Ze względu na charakter pozarynkowych oddziaływań projektów w sektorze energetycznym potencjalnie najszersze zastosowanie spośród metod rynków
zastępczych ma metoda cen hedonicznych. Stosuje się ją do wyrażenia w jednostkach pieniężnych korzyści uzyskiwanych dzięki dobrom i usługom nierynkowym,
poprzez ocenę wpływu tych dóbr i usług na ceny związanych z nimi dóbr i usług
rynkowych. Najczęściej dobrami tymi są nieruchomości lub – w innej odmianie
tej metody – praca człowieka. Metoda cen hedonicznych przy użyciu odpowiednich technik ekonometrycznych pozwala na9:
•
określenie, w jakim stopniu różnice jakości/dostępności badanego dobra
wpływają na ceny rynkowe nieruchomości;
•
określenie gotowości do zapłaty WTP za dobro nierynkowe.
Wpływ zmian jakości/dostępności dobra nierynkowego na ceny nieruchomości określa się za pomocą techniki regresji wielorakiej, gdzie próbą jest niewielka liczba podobnych nieruchomości na przestrzeni lat, duża liczba zróżnicoPor. M. Shechter, Wycena środowiska, w: Ekonomia środowiska i zasobów naturalnych, red.
H. Folmer, L. Gabel, H. Opschoor, Wydawnictwo Krupski i S-ka, Warszawa 1996, s. 201-202.
9 Por. D. Pearce, R. Turne, EconomicsofNaturalResourcesandtheEnvironment, New York 1990,
p. 143.
8
– 220 –
wanych nieruchomości w pewnym punkcie czasu lub też próba stanowiąca połączenie dwóch poprzednich podejść.
Głównym założeniem leżącym u podstaw metody cen hedonicznych jest
stwierdzenie, że cena dobra rynkowego (na przykład cena domu lub gruntu), na
które ma wpływ dobro nierynkowe może zostać zdekomponowana na sumę
atrybutów, z których to dobro się składa. W przypadku domu do atrybutów tych
można zaliczyć: metraż, wiek, cechy architektoniczne, bliskość centrum handlowego, centrum kultury, poziom szkolnictwa, dostępność miejsc pracy, zbiór cech
środowiska występujących w danym miejscu oraz cechy związane z elektryfikacją i bliskością linii wysokiego napięcia (należy wycenić zarówno oddziaływania
negatywne jak i pozytywne)10.
Pierwszym etapem w metodzie cen hedonicznych jest znalezienie funkcji
ceny hedonicznej, czyli funkcji ceny ukrytej. Funkcja ta objaśnia ceny nieruchomości za pomocą wymienionych powyżej parametrów. Następnie na podstawie
odkrytych związków dla każdej cechy, także dla cech związanych z energetyką,
oblicza się współczynniki określające, jak zmieniłaby się cena nieruchomości,
gdyby uległa zmianie jakość (lub poziom) jednego z czynników uwzględnionych
w modelu (ceterisparibus).
Metody deklarowanych preferencji polegają na próbie symulacji rynku na
dobra nierynkowe. Dokonuje się tego najczęściej poprzez badania ankietowe.
Polegają one na przeprowadzaniu wywiadów z konsumentami, którzy podają
swoje hipotetyczne ceny dóbr nierynkowych. Najczęściej stosowana jest metoda
wyceny warunkowej (contingentvaluationmethod, CVM). Respondenci proszeni
są bezpośrednio o określenie, jaką kwotę są gotowi zapłacić (WTP) za zmianę
jakości/dostępności dobra nierynkowego lub też jaką kwotę są skłonni przyjąć
jako rekompensatę (WTA) za wprowadzenie pewnych zmian w jakości/dostępności badanego dobra. Technika jest określana jako „warunkowa”, ponieważ
dobro lub usługa w rzeczywistości niekoniecznie będą dostarczone. Sytuacja, do
której odnosi się respondent przy określaniu wartości, jest hipotetyczna. Zakłada
się, że respondenci zachowują się w identyczny sposób, jak na prawdziwym rynku. W celu znalezienia średniej wartości WTP lub WTA z próby analizuje się wyniki ankiet za pomocą metod statystycznych.
Metoda CVM posiada pewne unikatowe cechy, przemawiające za jej zastosowaniem do analizy kosztów i korzyści. Przede wszystkim, metoda wyceny warunkowej jest obecnie praktycznie jedyną metodą, za pomocą której można dokonać szacunków wartości pozaużytkowych, które przez długi czas nie były
w ekonomii badane. Metoda CVM pozwala także na szacowanie wartości nowych
10
Por. M. Shechter: Wycena..., op. cit., s. 205.
– 221 –
dóbr, do tej pory niedostępnych, jak również poprzez to, że określa wartość
exante, a więc także wartość opcyjną dobra, w przeciwieństwie do pozostałych
metod określających wartości ex post, jest najbardziej poprawną koncepcyjne
metodą w odniesieniu do analizy kosztów i korzyści przedsięwzięć inwestycyjnych, których realizacja jest rozważana w przyszłości. Jest to również metoda
najbardziej uniwersalna spośród stosowanych metod wyceny oddziaływań pozarynkowych. Stosowana jest również tam, gdzie danych brakuje lub trudno dostępne są dane wymagane przy zastosowaniu innych metod.
8.4
Wycena efektów zewnętrznych
gospodarowania energią w gminie
8.4.1
Efekty środowiskowe
Technologie wytwarzania energii elektrycznej różnią się pod względem
rodzaju oddziaływania na środowisko, a także w przypadku podobnych oddziaływań, różnią się intensywnością i zasięgiem oddziaływania. Znaczenie ma również skala wytwarzania energii oraz zakres stosowania urządzeń ochronnych.
Wszystkie te czynniki mają istotne znaczenie dla wyceny środowiskowych kosztów zewnętrznych.
Głównym problemem wyceny ekonomicznej zewnętrznych kosztów ekologicznych oraz potencjalnych korzyści z ich ograniczenia jest wyrażenie zmonetaryzowanych korzyści i kosztów, jakie przynosi użytkowanie dóbr i usług środowiskowych. W przypadku korzyści z wykorzystania środowiska istotne jest
określenie kosztów alternatywnych, czyli kosztów utraconych możliwości wykorzystania go w inny sposób. W przypadku wyceny ekologicznych kosztów zewnętrznych chodzi natomiast o wycenę szkód środowiskowych (w stosunku do
elementów przyrodniczych odtwarzalnych i nieodtwarzalnych) powodowanych
przez oddziaływanie instalacji wytwarzania i przesyłu energii na dobra przyrodnicze.
Przy wycenie szkód ekologicznych najistotniejsze znacznie ma utrata funkcji
środowiskowych. Podstawą wyceny jest utrata korzyści zaistniała w przeszłości
oraz utrata oczekiwana w przyszłości. Wskaźnikiem mogą być wydatki, które
prowadzą do zastąpienia funkcji (dobra przyrodnicze mogą być zastąpione przez
dobra produkowane). Podejście to dotyczy szczególnie szkód nieodwracalnych,
co do których nie ma wiedzy o ich przyszłych następstwach (na przykład wygi– 222 –
nięcie gatunku). Wycena ekonomiczna szkód jest możliwa tylko wtedy, gdy istnieją analizy przedstawiające możliwe scenariusze szkód i ich następstw przy
alternatywnych ujęciach. Można także brać pod uwagę, że utrata funkcji może być
niwelowana przez działania kompensacyjne. Istnieją też typy szkód, których
waloryzacja nie jest w pełni możliwa ze względów etycznych (śmierć, utrata części dalszego trwania życia).
Istnieją dwa ogólne podejścia do szacowania środowiskowych kosztów
zewnętrznych: metoda kosztów redukcji (abatementcostsapproach) oraz metoda
wyceny szkód (damagecostsapproach). W podejściu pierwszym wykorzystuje się
wartość kosztów działań kontrolnych lub eliminujących szkody jako miarę unikniętych kosztów zewnętrznych. Metoda ta z reguły zawyża wartość szacunków
kosztów zewnętrznych11. Podejście drugie polega na bezpośrednim pomiarze
rzeczywistych kosztów zewnętrznych, przy wykorzystaniu jednego z trzech
podejść:
•
metoda ścieżki oddziaływań na korzyści beneficjentów usług środowiskowych (bottom‐up),
•
podejście typu top‐down,
•
metoda przenoszenia wartości.
Metoda bottom‐up jest podejściem bardzo szczegółowym (inżynierskim)
i polega na analizie efektów dla specyficznych źródeł emisji zanieczyszczeń. Jest
to obecnie najczęściej wykorzystywana i najbardziej preferowana metoda szacunku wielkości kosztów zewnętrznych dla systemów energetycznych. Podejście
to było szeroko wykorzystane w ramach projektu ExternE12 i programu EcoSense13. Ważną jego cechą jest położenie głównego akcentu na szacunek szkody
i ryzyka, a nie na określanie oddziaływań środowiskowych. Stosowane wielkości
pieniężne pokazują negatywne oddziaływania na dobrobyt i zdrowie, ograniczone możliwości korzystania środowiska poprzez utratę korzyści podmiotów narażonych. Procedurę tę przedstawiono na rysunku 8.3.
Istnieje wiele rozpoznanych ścieżek oddziaływań (zanieczyszczenia powietrza, hałas, poszczególne elementy dla gleb i wód) już zoperacjonalizowanych
(posiadających rozszerzenia, jak też oszacowane wartości monetarne). W ramach
projektu ExternE powstały wiarygodne oszacowania wpływu zanieczyszczeń
M. Kudełko, Kosztyzewnętrznesystemówenergetycznych, „Polityka Energetyczna” 2003, t. 6.
Zob. European Commission (1997): ExternE Vol. 7, Methodology 1998, http://www.externe.
info.publications, European Commission (2005): ExternE – Externalities of Energy – Methodology 2005 Update, Office for Official Publications of the European Comunities, Luxembourg,
http://maxima.ier.uni-stuttgart.de/brussels/methup05.pdf [Dostęp: 07.07.2010].
13 http://ecosenseweb.ier.uni-stuttgart.de/ [Dostęp: 11.08.2010].
11
12
– 223 –
powietrza na zdrowie, materiały, plony14. Istnieją też opracowania WHO15 oraz
organizacji specjalizujących się w problemach regulacji w dziedzinie ochrony
środowiska16. Metoda ta nadaje się szczególnie do szacowania szkód, jakie mogą
powstać w czasie transportu szkodliwych substancji w glebie, wodach powierzchniowych i podziemnych, jak też ryzyka stwarzanego przez wypadki komunikacyjne i awarie instalacji.
Rysunek 8.3
Schemat postępowania w metodzie ścieżki oddziaływań
Źródło: Oekonomische Bewertung von Umwelschaeden, Methodenkonvention
zur schaetzung externer Umweltkosten, Umwelbundesamt, Berlin 2007, S. 49.
W bardzo obszernej literaturze tematu spotyka się bardzo różne podejścia
do analizowanych szkód:
14 Zob. ExternE – Methodology 2005 Update (http://www.externe.info/brussels/methup05.
pdf); http://www.externe.info/applications.html; http://www.externe.info/projects.html
[Dostęp: 01.10.2010].
15 WHO – Air quality and health (http://www.euro.who.int/air/activities/20050512_1), http:
//www.euro.who.int/air [Dostęp: 01.10.2010].
16 Zob. EcoSenseLE (www.externe.info/ecosle.html), ENVALUE – Environmental Valuation
Database (www.epa.nsw.gov.au/envalue/), EVRI – The Environmental Valuation Reference
Inventory (http://www.evri.ec.gc.ca/), RED – Review of Externalities Data (www.red-externalities.net), Valuation Source List for the United Kingdom des Department of Environment,
Food and Rural Affairs (DEFRA) (http://www.defra.gov.uk/environment/economics/evslist/)
[Dostęp: 01.10.2010].
– 224 –
•
•
•
•
•
niektóre badania uwzględniają tylko te rodzaje szkód, dla których istnieją
powszechnie przyjęte metody obliczeniowe, co w efekcie prowadzi do niedoszacowania wysokości kosztów zewnętrznych;
w analizie oddziaływania (przyrodniczej oceny skutków) są przyjmowane
różne założenia o związkach typu stężenie-skutek, co prowadzi do różnych
ocen w odniesieniu do szkód wyrażanych w jednostkach naturalnych;
ocena szkód w środowisku jest przeprowadzana z różnymi metodami, co
sprawia że szacunki różnią się pod względem zakresu ujęcia szkody;
w szacunkach ocenia się częściowo szkody, częściowo zaś koszty redukcji
oddziaływania na środowisko;
opracowania zawierają różne założenia normatywne, na przykład w sprawie dyskontowania oczekiwanych w przyszłości kosztów i korzyści.
W ocenie w różny sposób podchodzi się też do uwzględniania ryzyka i stosuje się różne przestrzenne i czasowe granice analizowanych systemów.
W metodzie top‐down wykorzystuje się dalece zagregowane dane do estymacji kosztów zewnętrznych związanych z poszczególnymi rodzajami zanieczyszczeń. Typowe w tej metodzie jest szacowanie wskaźników kosztów zewnętrznych
dla całej gospodarki kraju na podstawie całościowej emisji danego typu zanieczyszczenia. Z uwagi na bardzo zagregowany i uproszczony charakter badań,
podejście to jest wysoce kontrowersyjne. Metoda szacowania kosztów na podstawie podejścia top-down ma za podstawę modelowanie zależności makroekonomicznych między aktywnością gospodarczą i obciążaniem środowiska. Kolejne
etapy tego procesu to:
•
inwentaryzacja emisji;
•
określenie udziału w ogólnej emisji;
•
wyważenie emisji poprzez czynniki toksyczności i przedstawienie oddziaływań na narażone elementy środowiska (flora, fauna, zdrowie, materiały,
klimat);
•
studia literaturowe lub własne oszacowanie wartości pieniężnej powstających szkód;
•
oszacowanie kosztów szkód na jednostkę oddziaływania lub produkcji.
Podejście top‐down nadaje się do szacowania kosztów zewnętrznych poszczególnych sektorów (energetyki, transportu). Jego efektem jest estymacja
przeciętnych kosztów szkód. Można je stosować do przybliżonych wycen dla
poszczególnych instalacji, mając jednak świadomość uproszczeń wynikających ze
stosowania wskaźników średnich.
– 225 –
Najważniejsze prace z dziedziny wartościowania środowiskowych kosztów
zewnętrznych dla systemów energetycznych to projekty ExternE17, studium prowadzone przez Departament Energii USA (External Costs of Fuel Cycles)18 oraz
studium Rowe’a dla Nowego Jorku19. Prace te zawierają szacunki kosztów zewnętrznych wytwarzania energii elektrycznej dla pełnego zakresu technologii
energetycznych i różnych miejsc ich powstawania. Wyniki tych i innych badań
kosztów zewnętrznych systemów energetycznych przedstawiono w tabeli 8.2.
Tabela 8.2
Szacunki kosztów zewnętrznych dla różnych technologii energetycznych
[US centy/kWh]
Studium Kraj ORNL&RtP (1994) USA RER (1994) USA ExternE (1995) UK/DE DE UK FR NO UK Rowe i in. (1995) USA Paliwo Koszt zewnętrzny Węgiel Ropa Gaz En. nukl. En. wodna Biomasa Ropa Gaz Węgiel Ropa Gaz En. nukl. En. wodna En. wiatru Węgiel Ropa Gaz En. nukl. En. wiatru Biomasa 0,11‐0,48 0,04‐0,32 0,01‐0,03 0,02‐0,12 0,02 0,20 0,03‐5,81 0,003‐0,48 0,98/2,39 3,00 0,10 0,0003‐0,01 0,32 0,11‐0,32 0,31 0,73 0,22 0,01 0,001 0,35 17 ExternE–externalitiesofenergy,Vol.1:Summary,Directorate‐GeneralXII.EuropeanCommis‐
sion1995;NewsletteroftheECstudyontheexternalitiesofenergy 1998, http://externe.jrc.es/
nletter6.html [Dostęp: 02.10.2010].
18 ECfuelcyclestudy:backgrounddocumenttotheapproachandissues. Report prepared by Oak
Ridge National Laboratory and Resources For The Future. ORNL/M-2500, Oak Ridge National
Laboratory, Oak Ridge, TN 37831, 1992; cyt. za M. Kudełko, Kosztyzewnętrznesystemówener‐
getycznych, „Polityka Energetyczna” 2003 t. 6.
19 R. D.Rowe, L. G.Chestnut, C. M.Lang, S. S.Bernow, D. E. White, The New York environmental
externalitiescoststudy:summaryofapproachandresults, IEA, OECD workshop on the External
Costs of Energy, Brussels 1995.
– 226 –
Studium Kraj van Horen (1996) ZA Bhattacharyya (1997) IN Faaijetal (1998) NL ExternE (1999) Maddison (1999) BE, FI, FR, DE, IE, NL, PT, ES, SE, UK FR, DE, GR, IT, UK AT, BE, DK, FR, DE, GR, IT, NL, NO, PT, ES, UK BE, DE, NL AT, GR, IT, PT, SE DK, DE, GR, NO, ES, UK DE AT, DK, FI, FR, DE, GR, ML, NO, PT, ES, SE, UK UK/DE DE UK Paliwo Koszt zewnętrzny Węgiel En. nukl. Węgiel Węgiel Biomasa Węgiel 0,90‐5,01 1,34‐4,54 1,36 3,84 8,10 0,84‐72,42 Ropa Gaz 2,07‐39,93 0,26‐11,78 En. nukl. En. wodna En. wiatru En. słon. Biomasa 0,02‐1,45 0,02‐18,54 0,05‐0,80 0,05‐1,69 0,14‐22,09 Węgiel Ropa Gaz 0,31‐0,71 0,78 0,13 Źródło: T. Sundqvist, Explaining the Disparity of Electricity Externality Estimates. 25th
Annual IAEE International Conference, University of Aberdeen, 2002, cyt. za: M.Kudełko,
Kosztyzewnętrznesystemówenergetycznych, „Polityka Energetyczna” 2003 t. 6.
Cechą charakterystyczną prowadzonych badań jest bardzo wysokie zróżnicowanie wielkości kosztów zewnętrznych, zarówno dla tych samych, jak i różnych technologii energetycznych.
Oszacowane metodą ścieżki usług środowiskowych ekologiczne koszty zewnętrzne uśrednione dla krajów UE (25 krajów) zaprezentowano w tabeli 8.3.
Najniższymi kosztami zewnętrznymi charakteryzuje się energetyka wiatrowa
morska (off‐shore). W przybliżeniu wynoszą one 0,09 eurocentów/kWh. Nieco
większe koszty zewnętrzne występują w przypadku elektrowni wiatrowych lądowych oraz małych elektrowni wodnych, czyli 0,15 eurocentów/kWh.
– 227 –
Tabela 8.3
Ekologiczne koszty zewnętrzne uśrednione dla 25 krajów Unii Europejskiej
[eurocenty/kWh]
Technologia Fotowoltaika (polikrysta‐
liczne, 2000 r.) Fotowoltaika (2030 r.) Elektrownie wodne 300kW Elektrownie wiatrowe na lądzie 1,5 MW Elektrownie wiatrowe na morzu 2,5 MW Geotermia Elektrownie słoneczne 80MW Elektrownie węglowe o sprawności 43% Elektrownie na węgiel brunatny o sprawności 40% Elektrownie gazowe o sprawności 58% Zmiany klimatu Zdrowie Szkody w materiałach Utrata plonów Razem 0,69 0,34 0,009 0,005 ~1,0 0,38 0,09 0,20 0,06 0,006 0,001 0,003 0,001 ~0,59 ~0,15 0,07 0,07 0,001 0,002 ~0,15 0,06 0,03 0,001 0,0004 ~0,09 0,26 0,12 0,003 0,002 ~0,39 0,09 0,085 0,002 0,001 ~0,18 5,9 0,37 0,013 0,009 >6,3 7,4 0,50 0,015 0,010 >7,9 2,7 0,17 0,005 0,004 >2,9 Źródło: opracowanie na podstawie: W.Krewitt, B.Schlomann, ExterneKostenderStromer‐
zeugungauserneuerbarenEnergienimVergleichzurStromerzeugungausfossilenEnergie‐
trägern. Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen für das Ministerium für Umwelt,
Naturschutz und Reaktorsicherheit, DLR, Institut für Technische Thermodynamik, Fraunhofer Institut für System und Innovationsforschung, Stuttgart, Karlsruhe 2006
(uzupełnienie w 2007), S. 37.
Źródła konwencjonalne są o wiele bardziej uciążliwe niż odnawialne. Ich
wpływ na środowisko dotyczy prawie każdej kategorii i jest względnie duży (1 i 2
miejsce przy emisji pyłów i gazów dla obu technologii węglowych). Najmniejszą
ingerencję w środowisko wykazują heliostaty, przetwarzanie światła słonecznego i wiatr (oprócz terenochłonności, a w przypadku wiatru także hałasu). Terenochłonność energetycznego wykorzystania siły wiatru jest jednak dyskusyjna.
Na terenie farmy wiatrowej możliwa jest bowiem uprawa roślin i hodowla bydła,
zatem nie zależy traktować jako zajętej powierzchni całego terenu farmy wiatrowej, ale tylko około jej 1%. Natomiast hałas turbin wiatrowych nie jest bardziej
uciążliwy niż hałas urządzeń domowych20.
20 A. M. Graczyk (d. Pultowicz), Ekonomiczne uwarunkowania inwestycji w energetykę odna‐
wialną(naprzykładzieenergetykiwiatrowej), rozprawa doktorska, Wrocław 2007, maszynopis,
s. 265.
– 228 –
Szacunkowe wartości kosztów zewnętrznych odnoszących się do szkód
w zdrowiu i życiu ludzi przedstawiono w tabeli 8.4. W tej grupie kosztów monetaryzacja napotyka największe problemy o charakterze etycznym.
Tabela 8.4
Szacunkowe wartości zewnętrznych kosztów zdrowotnych
Kategorie kosztów Wartość [euro] Wartość statystycznego życia człowieka Skrócenie życia o jeden rok przeliczone według stopy dyskonta 3% (narażenie chroniczne długookresowe) Skrócenie życia o jeden rok przeliczone według stopy dyskonta 3% (narażenie krótkookresowe) Dni o ograniczonej aktywności Koszt zwolnienia chorobowego Pobyt w szpitalu na oddziale układu oddechowego Pobyt w szpitalu na oddziale chorób układu krążenia Użycie substancji po ataku astmy Kaszel dziecięcy 1 mln euro 50 000 euro 75 000 euro 46 euro na dzień 308 euro/ miesiąc 40 euro na dzień 105 euro na dzień 16‐33 euro/przypadek 38,5 euro/dzień Źródło: A. Strupczewski, U. Radović, Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej,
„Biuletyn Miesięczny PSE”, 2006 styczeń, s. 14-29.
W przypadku wytwarzania energii elektrycznej (tabela 8.5) najniższe koszty
zewnętrzne wytwarzania przez elektrownie konwencjonalne występują w przypadku elektrociepłowni zawodowych.
Tabela 8.5
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach
zawodowych w Polsce w 2004 roku według rodzaju obiektu i zanieczyszczeń
Elektrownie na Elektrownie na węgiel Elektrociepłownie Ogółem węgiel brunatny kamienny zawodowe Rodzaje zanieczyszczeń [eurocenty/ [eurocenty/ [eurocenty/ [eurocenty/ [euro/t] [euro/t] [euro/t] [euro/t] kWh] kWh] kWh] kWh] Pyły –PM10 SO2 NOx CO2 Razem 8085 4514 2080 20 ‐ 0,16 2,75 0,32 2,35 5,57 11422 4576 2102 20 ‐ 0,35 1,83 0,38 1,92 4,48 Źródło: Ibidem, s. 15.
– 229 –
11595 4544 2059 20 0,39 1,36 0,24 1,39 3,38 10547 4541 2085 20 0,31 2,05 0,33 1,96 4,66 Koszty zewnętrzne obliczane na jednostkę energii elektrycznej zależą od
lokalizacji źródła emisji, technologii wytwarzania energii elektrycznej oraz kontroli emisji. Niższe koszty zewnętrzne dla nowych technologii są skutkiem ich
wyższej sprawności, zastosowania nowoczesnych metod kontroli emisji zanieczyszczeń lub użycia czystszych paliw, takich jak gaz ziemny21.
Rysunek 8.4
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej dla średniej lokalizacji
w Polsce przy zastosowaniu różnych technologii wytwarzania
i kontroli emisji zanieczyszczeń [eurocenty/kWh]
Legenda: FGD-odsiarczanie gazów kominowych, low NOX – palniki o niskiej emisji tlenków azotu, SCR – selektywna redukcja katalityczna, AFBC – atmosferyczny kocioł fluidalny, CHPP-elektrociepłownie, PFBC – ciśnieniowy kocioł fluidalny, IGCC – układ gazowoparowy zintegrowany ze zgazowaniem węgla, TG-turbina gazowa, CCGT – cykl skojarzony
z turbiną gazową
Źródło: Ibidem, s. 16.
Obecnie najwyższe koszty zewnętrzne generują systemy elektroenergetyki
oparte na spalaniu paliw organicznych. Nowoczesne technologie, takie jak CC
i PFBC zmniejszają te koszty, ale ich poziom dalej waha się w zakresie 1-2 eurocenty/kWh (wliczając w to produkcję skojarzoną ciepła i energii elektrycznej,
21
A. Strupczewski . U. Radovic, Kosztyzewnętrzne..., op. cit., s. 16.
– 230 –
przy której koszty zewnętrzne maleją)22. Najniższe koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej przez elektrownie konwencjonalne występują
w przypadku elektrociepłowni zawodowych. Łączne zewnętrzne koszty emisji
w 2004 roku w elektrociepłowniach i elektrowniach krajowych wynosiły 7 mld
euro.
Metoda przenoszenia korzyści oznacza zastosowanie istniejącego oszacowania pieniężnej wartości nierynkowych dóbr środowiskowych w nowych warunkach, w których owa wartość nie została wyznaczona. Metoda przenoszenia
wartości jest przydatna i szeroko polecana, zarówno dla wyceny zasobów/funkcji
środowiska, jak i samych kosztów działań naprawczych. Podstawową przesłanką
posłużenia się tą metodą w miejsce oryginalnych badań jest niedostatek odpowiedniej informacji źródłowej, a w związku z tym wysokie koszty przeprowadzenia oryginalnych badań.
Możliwości zastosowania tej metody do wartościowania zasobów środowiska i ekologicznych kosztów zewnętrznych uwarunkowane są podobieństwem
cech środowiska i rodzaju oddziaływań, jakie powinny występować zarówno
w badaniu, na podstawie wyników którego, mają być przenoszone korzyści, jak
i w sytuacji, dla której mają być odniesione te wyniki. Analiza problematyki przenoszenia korzyści pozwala na sformułowanie kilku zaleceń pozwalających zapewnić wiarygodność procedur przenoszenia korzyści23:
•
oryginalne studia nad wartością elementów środowiska powinny zawierać
informacje o charakterystykach wartościowanego kapitału środowiskowego
oraz charakterystykach jednostek, których wartości są oszacowywane; niezbędne jest porównanie różnic między miejscami badania i miejscami transferu w celu określenia porównywalności warunków wartościowania;
•
istotne jest sprawdzenie wcześniejszych oszacowań (jeśli istnieją), poprzedzających oryginalne studia, które maja posłużyć do przenoszenia korzyści
(w celu sprawdzenia, jak zmieniały się one w czasie);
•
studia oryginalne powinny zawierać ilościowo opisane zależności (równania) przedstawiające, w jaki sposób oszacowywane wartości zmieniają się
wraz ze zmianami warunków środowiskowych i zmianami charakterystyk
odbiorców (respondentów)24;
Ibidem, s. 17.
K.J. Boyle, Konsekwencjezastosowaniametodyprzenoszeniakorzyściwwarunkachograniczo‐
nej dostępnościdanych, w: Ekonomiczna wycena środowiskaprzyrodniczego, red. G. Anderson,
J. Śleszyński, Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok 1996, s. 193-194.
24 J.B. Loomis, TheEvolutionofaMoreRigorousApproachtoBenefitTransfer:BenefitFunction
Transfer, „Water Resources Research” 1992 No. 3, p. 665-674.
22
23
– 231 –
•
należy ostrożnie podchodzić do oszacowań starszych; metodologia szacowania wartości rozwinęła się szczególnie w latach osiemdziesiątych i dziewięćdziesiątych XX wieku pod wpływem przekonania o możliwości wykorzystania oszacowanych wartości w procesach podejmowania decyzji
o charakterze politycznym; należy brać pod uwagę czy do wyników zostały
załączone dane dokumentacyjne o charakterze źródłowym.
W praktyce najczęściej stosuje się jedno z dwu podejść do przenoszenia
wyceny kosztów zewnętrznych, bazujące na przedstawionych powyżej metodycznych założeniach:
•
metoda wskaźników oddziaływań (oparta na metodzie ścieżki oddziaływań);
•
metoda wskaźników uciążliwości technologii (bazująca na podejściu top‐down).
Procedurę szacowania kosztów zewnętrznych można jeszcze zmodyfikować
poprzez uwzględnienie specyfiki przyrodniczych (roślinnych i glebowych) elementów lokalnego środowiska przyrodniczego.
Szacowanie środowiskowych kosztów zewnętrznych technologii energetycznych przy wykorzystaniu metody wskaźników oddziaływań przebiega
w następujących etapach:
•
określenie ocenianej technologii energetycznej;
•
określenie rodzajów oddziaływań tej technologii;
•
określenie elementy środowiska, które są odbiornikami (receptorami) tych
oddziaływań;
•
ocena poziomu realizowanych przez nie funkcji bez oddziaływań ze strony
ocenianej technologii;
•
ocena stopnia ograniczenia funkcji elementów środowiska;
•
wycena wartości ograniczenia funkcji.
Metoda ta jest najbardziej pracochłonna. Daje jednak najdokładniejsze wyniki. Szacunki mogą być wspomagane danymi z baz danych o kosztach zewnętrznych różnych oddziaływań. W przypadku wykorzystania danych wyrażonych
w obcej walucie, należy uwzględniać wymagania metody przenoszenia wartości
co do uwzględnienia parytetu siły nabywczej walut.
Wykorzystanie metody wskaźników uciążliwości technologii odbywa się według
następującego schematu:
•
określenie analizowanej technologii;
•
określenie odpowiednich do niej wskaźników uciążliwości, wyrażonych
najczęściej jako wartość szkód lub kosztów zewnętrznych na jednostkę działalności (zwykle na 1 kWh lub 1 GJ);
•
określenie wartości kosztów zewnętrznych.
– 232 –
Podobnie, jak przy metodzie wskaźników oddziaływań, szacunki mogą być
wspomagane danymi z baz danych o uciążliwościach technologii i o kosztach
zewnętrznych. Konieczne jest też odpowiednie przeliczenie wartości wyrażonych
w walutach obcych. Metoda jest stosunkowo mało pracochłonna. Daje jednak
wyniki, które nie uwzględniają specyfiki środowiska, w jakim zostaje zastosowana technologia.
Przykładowe wskaźniki dla szacowania całkowitych kosztów zewnętrznych
poszczególnych technologii w warunkach polskich zaproponowano w tabeli 8.6.
Tabela 8.6
Zestawienie całkowitych kosztów zewnętrznych energetyki konwencjonalnej
i alternatywnej według raportu EWEA
Technologie wytwarzania energii elektrycznej Całkowite koszty zewnętrzne [eurocenty/kWh] Węglowa Oparta na ropie naftowej Oparta na gazie Biomasowa Wiatrowa Wodna Fotowoltaiczna 1,8‐15 2,6‐10,9 0,5‐3,5 0,1‐2,9 (5,2 dla współspalania) 0,05‐0,26 0,004‐0,7 0,14‐0,33 Źródło: Supportschemesforrenewableenergy.Acomparativeanalysisofpaymentmecha‐
nismsintheEU, The European Wind Energy Association (EWEA), 2005 May, p. 13.
Przy przenoszeniu wartości z UE przyjęto, że wskaźnik wewnętrznej siły
nabywczej Polski wynosił 61% średniej unijnej. Wskaźniki dla całkowitych kosztów zewnętrznych wytwarzania energii obliczono na podstawie danych z raportu
EWEA. Przyjęto wielkości średnie dla poszczególnych technologii.
Tabela 8.7
Wskaźniki dla całkowitych kosztów zewnętrznych przy wytwarzaniu
energii elektrycznej dla poszczególnych technologii
Technologia wytwarzania energii elektrycznej Koszty zewnętrzne [grosze/kWh] Węglowa Oparta na ropie naftowej Oparta na gazie Biomasowa Wiatrowa Wodna Fotowoltaiczna 20,50 16,47 4,64 0,48 0,38 0,86 0,57 Źródło: obliczenia własne Alicja Graczyk.
– 233 –
Szacunek taki ma raczej orientacyjny i przybliżony charakter. To zainteresowanym podmiotom należy pozostawić wybór i zastosowanie odpowiedniej
procedury oraz interpretację wyników. W przypadku zastosowań na szczeblu
jednostek gminnych czy powiatowych, gdzie zwykle ze względu na ograniczenia
czasowe i finansowe nie zawsze jest możliwe zastosowanie rozwiniętych metodyk, można wykorzystać rozwiązania upraszczające szacunki, przy czym rozwiązania te muszą uwzględniać specyfikę gminy/powiatu. Takim uproszczeniem
może być przeprowadzenie wyceny w sposób łączący obydwa podejścia,
z uwzględnieniem:
•
wyceny niespecyficznych kosztów zewnętrznych na podstawie podejścia
top‐down;
•
wyceny specyficznych kosztów zewnętrznych na podstawie danych dla gminy/powiatu.
Na etapie wyceny kosztów niespecyficznych zakłada się, że w odniesieniu do
oddziaływań technologii na zdrowie i na klimat mogą być stosowane wskaźniki
ogólne, czyli nie uwzględniające specyfiki gminy/powiatu. Zakłada się, że koszty
te mogą powstawać w dowolnym miejscu, a ich jednostkowa wartość przyjmowana do szacunków może być jednakowa.
Wskaźniki dla kosztów zewnętrznych powstających wskutek zagrożenia
klimatu, zdrowia i materiałów przy wytwarzaniu energii elektrycznej dla poszczególnych technologii obliczono na podstawie danych z tabeli 8.6 i przedstawiono w tabeli 8.8.
Tabela 8.8
Wskaźniki dla kosztów zewnętrznych klimatu, zdrowia i materiałów
przy wytwarzaniu energii elektrycznej [grosze/kWh]
Technologia wytwarzania energii elektrycznej Koszty zewnętrzne [grosze/kWh] Węglowa Oparta na ropie naftowej Oparta na gazie Biomasa Wiatrowa Wodna Fotowoltaiczna 15,33 12,28 3,48 0,48 0,34 0,37 0,57 Źródło: obliczenia własne.
Przy wycenie specyficznych kosztów zewnętrznych podstawą jest identyfikacja elementów otoczenia na podstawie lokalnych danych o zasobach środowiska oraz wycena ich wartości oparta na wskaźnikach wartości jednostkowych.
Na tym etapie należy określić wpływ technologii na stopień (procent) zubożenia
– 234 –
funkcji zasobów przyrodniczych. Sama wycena wartości funkcji środowiska może
zostać uproszczona dzięki zastosowaniu tabelarycznych, zestandaryzowanych
wskaźników wartości dla specyficznych elementów środowiska. Wyceniający
powinien określić:
•
wielkość istniejących na danym terenie składników środowiska, rodzaj
i powierzchnię zasobów;
•
stopień zubożenia pełnienia funkcji przez zasoby [%];
•
wartość zubożenia funkcji, która odpowiada wartości ponoszonego kosztu
zewnętrznego.
Tą uproszczoną metodą można dokonywać wyceny kosztów zewnętrznych
związanych z zagrożeniem siedlisk roślinnych, gruntów ornych, łąk i pastwisk
oraz lasów. Jednostkowe koszty zewnętrzne dla 1 ha siedliska zagrożonego przez
oddziaływania technologii energetycznych w danym roku oblicza się według
poniższej formuły:
Ks 
n K F
K 0  Fi
p
i

100% i 1 100%
8.1
gdzie:
Ks – koszty zewnętrzne dla siedliska roślinnego [zł],
Ko – koszt odtworzenia siedliska – jednorazowy [zł], dla 1 ha (tabela 8.9),
Kp – roczny koszt pielęgnacji dla każdego roku pielęgnacji [zł] dla 1 ha (tabela 8.9),
F – wielkość utraty funkcji [%],
i – kolejny rok pogorszenia funkcji.
Koszty całkowite zewnętrzne dla siedliska CKs oblicza się jako iloczyn kosztów dla 1 ha (Ks) oraz powierzchni objętej danego rodzaju siedliskiem Ps:
CK s  K s  Ps
– 235 –
8.2
Tabela 8.9
Koszty odtworzenia i pielęgnacji szaty roślinnej według typów siedlisk
Koszt odtworzenia Oznaczenie Typ siedliska UE Koszt pielęgnacji [zł/ha] 1110 1130 1150 1160 1170 1210 1230 1310 1330 1340 2110 2120 2130 2140 2160 2170 2180 2190 2330 3110 3130 3140 3150 3160 3220 3230 3240 3260 3270 7110 7140 7150 7210 7220 7230 Piaszczyste ławice podmorskie Ujścia rzek Zalewy i jeziora przymorskie Duże płytkie zatoki Skaliste i kamieniste dno morskie Kidzina na brzegu morskim Klify na wybrzeżu Bałtyku Śródlądowe błotniste solniska z solirodkiem Solniska nadmorskie Śródlądowe halofilne łąki Inicjalne stadia nadmorskich wydm białych Nadmorskie wydmy białe Nadmorskie wydmy szare Nadmorskie wrzosowiska bażynowe Nadmorskie wydmy z zaroślami rokitnika Nadmorskie wydmy z zaroślami wierzby piaskowej Lasy mieszane i bory na wydmach nadmorskich Wilgotne zagłębienia międzywydmowe Wydmy śródlądowe z murawami napiaskowymi Jeziora lobeliowe Brzegi lub osuszane dna zbiorników wodnych ze zbiorowi‐
skami Littorelletea, Isoeto‐Nanojuncetea Twardowodne oligotroficzne i mezotroficzne zbiorniki z podwodnymi łakami ramienic Starorzecza i inne naturalne eutroficzne zbiorniki wodne ze zbiorowiskami Nymphaeion, Potamion Naturalne dystroficzne zbiorniki wodne Pionierska roślinność na kamieńcach górskich potoków Zarośla wrześni na kamieńcach i żwirowiskach górskich potoków Zarośla wierzbowe na kamieńcach i żwirowiskach górskich potoków Nizinne i podgórskie rzeki ze zbiorowiskami włosieniczników Zalewane muliste brzegi rzek Torfowiska wysokie z roślinnością torfotwórczą Torfowiska przejściowe i trzęsawiska Obniżenia na podłożu torfowym Torfowiska nakredowe Źródliska wapienne ze zbiorowiskami Cratoneurion com‐
mutati Górskie i nizinne torfowiska zasadowe o charakterze młak, turzycowisk i mechowisk – 236 –
100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 500 000 100 000 100 000 100 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 20 000 5 000 5 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 100 000 5 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 100 000 250 000 250 000 250 000 250 000 5 000 5 000 10 000 10 000 10 000 10 000 100 000 5 000 250 000 10 000 Koszt odtworzenia Oznaczenie Typ siedliska UE Koszt pielęgnacji [zł/ha] 4010 4030 4060 4070 4080 6110 6120 6150 6170 6210 6230 6410 6430 6440 6510 6520 8110 8120 8160 8210 8220 8230 8310 9110 9130 9140 9150 9160, 9170 9180 9190 91D0 9,10E+01 91F0 91I0 91P0 91Q0 91T0 Wilgotne wrzosowiska z wrzoścem bagiennym Suche wrzosowiska Wysokogórskie borówczyska bażynowe Zarośla kosodrzewiny Subalpejskie zarośla wierzbowe Skały wapienne i neutrofilne z roślinnością pionierską Alysso‐Sedion Ciepłolubne, śródlądowe murawy napiaskowe Koelerion glaucae Wysokogórskie murawy acydofilne i bezwapienne wyleży‐
ska śnieżne Nawapienne murawy wysokogórskie i wyleżyska śnieżne Murawy kserotermiczne Bogate florystycznie górskie i niżowe murawy bliźniczkowe Zmiennowilgotne łaki trzęślicowe Ziołorośla górskie i ziołorośla nadrzeczne Łąki selernicowe Niżowe i górskie świeże łąki użytkowane ekstensywnie Górskie łąki konietlicowe Piargi i gołoborza krzemianowe Piargi i gołoborza wapienne Podgórskie i wyżynne rumowiska wapienne ze zbiorowi‐
skami ze Stipion calamagrostis Wapienne ściany skalne ze zbiorowiskami Potentiletalia caulescentis Ściany skalne i urwiska krzemianowe ze zbiorowiskami z Androsacetalia vandellii Pionierskie murawy na skałach krzemianowych Arabi‐
dopsidion thalianae Jaskinie nieudostępnione do zwiedzania Kwaśne buczyny Żyzne buczyny Górskie jaworzyny ziołoroślowe Ciepłolubne buczyny storczykowe 100 000 100 000 100 000 100 000 100 000 5 000 5 000 5 000 5 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 250 000 250 000 500 000 250 000 500 000 500 000 500 000 100 000 100 000 5 000 10 000 10 000 20 000 10 000 20 000 20 000 20 000 5 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 100 000 5 000 500 000 500 000 500 000 500 000 20 000 20 000 20 000 20 000 Grądy 500 000 20 000 Jaworzyny i lasy klonowo‐lipowe Pomorski las brzozowo‐dębowy i acydofilne dąbrowy Bory i lasy bagienne Łęgi wierzbowe, topolowe, olszowe i jesionowe Łęgowe lasy dębowo‐wiązowo‐jesionowe Ciepłolubne dąbrowy Jodłowy bór świętokrzyski Górskie reliktowe laski sosnowe Śródlądowy bór chrobotkowy 500 000 500 000 500 000 500 000 500 000 500 000 500 000 500 000 250 000 20 000 20 000 20 000 20 000 20 000 20 000 20 000 20 000 10 000 – 237 –
Koszt odtworzenia Oznaczenie Typ siedliska UE Koszt pielęgnacji [zł/ha] 9410 9420 Górskie bory świerkowe Górski bór limbowo‐świerkowy 500 000 500 000 20 000 20 000 Źródło: opracowano na podstawie metody dr. A. Nowaka, przedstawionej w opracowaniu:
A. Graczyk i in., Metodyszacowaniakosztówszkódwśrodowisku, Atmoterm, Opole 2008,
s. 264-267.
Koszty zewnętrzne dla gruntów ornych, łąk i pastwisk oraz lasów oblicza się
dla jednego roku na podstawie ogólnego wzoru, bazującego na wskaźnikach przyjętych dla celów wyceny nieruchomości, zgodnie z załącznikiem do rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 21 września 2004 r. w sprawie wyceny nieruchomości
i sporządzania operatu szacunkowego25:
CK g 
Wg  C g
T
n
Fi
100
%
i 1
 Pg  
8.3
gdzie:
CKg – całkowity koszt zewnętrzny dla danego typu gruntu g [zł],
Wg – wskaźnik szacunkowy dla danego typu gruntu (w decytonach ziarna żyta lub m3
drewna),
Cg – cena odpowiednia dla danego wskaźnika szacunkowego [zł],
T – przewidywany okres gospodarczego użytkowania danego typu gruntu [lata],
Pg – powierzchnia danego typu gruntu [ha].
Cenę ziarna żyta przyjmuje się z rynku lokalnego, klasy gruntów według
danych z katastru nieruchomości, a przy określaniu typów siedliskowych lasów
wykorzystuje się dane z planów urządzenia lasów. Okręg podatkowy przyjmuje
się według przepisów o podatku rolnym.
Wskaźniki szacunkowe przedstawiono w tabeli 8.10.
25 Dz.U. nr 207 poz. 2109, zmienione rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 27 września
2005 r. zmieniającym rozporządzenie w sprawie wyceny nieruchomości i sporządzania operatu szacunkowego, Dz.U. nr 196 poz. 1628.
– 238 –
Tabela 8.10
Wskaźniki szacunkowe dla 1 ha gruntów rolnych [decytony ziarna żyta]
Okręg podatkowy Klasy gruntów ornych I II IIIa IIIb IVa IVb V VI VIz I II III IV 145 126 110 94 132 115 100 85 118 103 90 76 100 86 75 64 80 70 60 50 60 52 45 38 35 30 25 20 15 12 10 6 8 5 1 1 Klasy łąk i pastwisk trwałych I II III IV V VI VIz I II III IV 145 126 110 94 118 103 90 76 93 80 70 60 67 58 50 43 35 30 25 20 13 10 8 5 5 3 1 1 Źródło: Załącznik do rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 21 września 2004 r. w sprawie wyceny nieruchomości i sporządzania operatu szacunkowego, Dz.U. nr 207 poz. 2109,
z późn. zm.
Koszty zewnętrzne dla sadów ustala się jak dla klasy gruntu, na którym
został założony sad. W przypadku zadrzewień śródpolnych wskaźniki określa się
na podstawie wskaźników dla gruntów ornych, przy czym jeśli:
•
grunty są sklasyfikowane – w wysokości 50 % wskaźnika szacunkowego dla
odpowiedniej klasy gruntu ornego, z tym że dla klasy III i IV przyjmuje się
wskaźniki gruntu ornego klasy IIIb i IVb;
•
grunty nie są sklasyfikowane – jak dla klasy VI gruntu ornego.
Dla gruntów stanowiących lasy wskaźniki ustala się jako m3 drewna z 1 ha
gruntów (tabela 8.11), z uwzględnieniem typów siedliskowych lasu (tabela 8.12).
Tabela 8.11
Wskaźniki szacunkowe dla gruntów stanowiących lasy
Grupy typów siedliskowych lasów Okręg podatkowy 1 2 3 4 5 I 31 26 23 14 9 II III IV 29 26 23 24 22 19 21 19 17 13 12 11 8 7 6 Źródło: ibidem.
– 239 –
Tabela 8.12
Grupy typów siedliskowych lasów
Grupa Typy siedliskowe lasów 1 Lasy: świeży, wilgotny, łęgowy, łęgowy wyżynny, łęgowy górski wilgotny, ols jesionowy, ols jesionowy wyżynny, ols jesionowy górski, wyżynny świeży, wyżynny wilgotny, górski świeży, górski wilgotny, ols górski, górski, wyżynny Lasy mieszane: świeży, wilgotny, bagienny, wyżynny świeży, wyżynny wilgotny, górski świeży, górski wilgotny, ols Bory mieszane: świeży, wilgotny, bagienny, wyżynny świeży, wyżynny wilgotny, górski świeży, górski wilgotny, górski bagienny Bory: świeży, wilgotny, górski świeży, górski wilgotny, górski bagienny, wysokogórski świeży, wysokogórski wilgotny, wysokogórski bagienny Bory: suchy, bagienny 2 3 4 5 Źródło: ibidem.
Cenę drewna, skorygowaną o koszty jego pozyskania i przemieszczenia do
miejsca odbioru transportem mechanicznym, przyjmuje się z rynku lokalnego
albo nadleśnictwa właściwego dla miejsca położenia nieruchomości lub nadleśnictw sąsiednich. Cenę drewna przyjmuje się jako średnią ważoną z uwzględnieniem rodzaju sortymentów sprzedawanego drewna.
8.4.2
Efekty związane z rynkiem pracy
Wpływ rozwoju energetyki na tworzenie nowych miejsc pracy stał się
w ostatnich latach przedmiotem licznych analiz, zwłaszcza w Unii Europejskiej.
Dzieje się tak przede wszystkim w kontekście wzrostu zainteresowania odnawialnymi źródłami energii. W BiałejKsiędze.Energiadlaprzyszłości–odnawialne
źródła energii stwierdzono, że podwojenie udziału odnawialnych źródeł energii
w zużyciu energii we Wspólnocie może przyczynić się do stworzenia 500-900 tys.
miejsc pracy26. Szczegółową ocenę faktycznych efektów polityki wsparcia odnawialnych źródeł energii dla rynku pracy przeprowadzono między innymi w ramach projektów Unii Europejskiej:
EnergyfortheFuture:RenewableSourcesofEnergy, White Paper for a Community Strategy
and Action Plan, COM(97)599 final (26/11/1997), p. 12.
26
– 240 –
Tabela 8.13
Przykładowe wskaźniki zatrudnienia [osoba/MW]
dla odnawialnych źródeł energii
Rodzaj energii Budowa i instalacja Funkcjonowanie Jednostka i utrzymanie Wiatrowa 6 2,6 0,2 MW MW 0,4 0,2 2,5 0,9 14 22 0,3 0,1 0,3 0,1 MWa MWp MWa MWp MW MW 15 0,1 MW Wodna 13 0,2 MW Geotermalna 4 1,7 MW 17,5 1,7 MW Słoneczna – ogniwa fo‐
towoltaiczne Słoneczna –
termalna Biopaliwa 7,1 0,1 MW 6,2 1,3 5,8 1,2 5,7 1,2 0,3 4,8 1 0,2 MWa MWp MWa MWp MW 3,7 1,1 2,3 MW MW 0,4 0,3 2,4 0,4 MWa MWp Źródło Sustainable Energy Authority, Victoria Electric Power Research Institute, Renewable Energy Office of the California Energy Commission Renewable Energy Policy Project, 2001 EWEA/Greenpeace European Wind Energy Association, 2003 Greenpeace Niemcy (1997) Windforce 10: EWEA, Green Peace and the Forum for Energy and Development (1999) European Commission Directorate‐General for Energy “Wind energy‐the facts: Vol. 3: Industry&employment” (1997) Spanish Renewable Energy Development Plan 2000–2010, IDAE Electric Power Research Institute, California Renewable Energy Office of the California Energy Commission Electric Power Research Institute, California Renewable Energy Policy Project, 2001 Greenpeace, 2001 Electric Power Research Institute, California Sunray Energy Solar Thermal Power Plants Electric Power Research Institute, California Renewable Energy Policy Project, 2001 MWa – moc przeciętna z uwzględnieniem czasu wykorzystania instalacji; MWp – moc
maksymalna
Źródło: B. Moreno, A. Jesus Lopez, Theeffectofrenewableenergyonemployment.Thecase
ofAsturias(Spain), “Renewable and Sustainable Energy Reviews” 2008 No. 12, p. 11.
– 241 –
•
•
•
The impact of renewables on employment and economic growth,
ALTENER – Monitoring and Modelling Initiative on the Targets for Renewable Energy27,
EmployRES28.
Wśród badaczy panuje zasadniczo zgoda co do tego, że kluczową rolę
w indukowaniu określonych procesów w efekcie zmian w systemach energetycznych odgrywa pracochłonność w poszczególnych sektorach. Wzrost zatrudnienia
netto nastąpi, jeśli pracochłonność w łańcuchu wytwarzania energii z udziałem
odnawialnych źródeł jest wyższa niż w łańcuchu wytwórczym energii ze źródeł
konwencjonalnych. W przypadku źródeł odnawialnych (biomasa rolna i leśna)
nakłady pracy są z reguły większe niż dla źródeł konwencjonalnych, dlatego też
z reguły efekt netto w odniesieniu do miejsc pracy jest pozytywny (zgodnie
z Employ RES, s. 8).
Różne źródła odnawialne cechują się jednak różnym oddziaływaniem.
Budowa farm wiatrowych powoduje duży wpływ pozytywny, natomiast jest on
skoncentrowany na etapie budowy farmy i jest przestrzennie oddalony od jej
lokalizacji (producenci instalacji). Technologie oparte na wykorzystaniu biomasy
mają natomiast bardziej trwały efekt ekonomiczny na poziomie lokalnym.
Ocena wpływu systemów energetycznych na wielkość zatrudnienia może
być prowadzona dwoma metodami: przy użyciu tablic input‐output lub procedury analitycznej wykorzystującej szacunkowe wskaźniki zatrudnienia na jednostkę
mocy zainstalowanej. W przypadku analiz typu input‐output wydatki inwestycyjne związane z rozwojem odnawialnych źródeł służą jako dane wejściowe do modelu ekonomicznego opisującego wpływ poszczególnych rodzajów technologii
odnawialnych źródeł energii na gospodarkę w układzie gałęzi.
Wykorzystanie wskaźników typu „liczba miejsc pracy na moc zainstalowaną” do oceny zmian w zatrudnieniu wywołanych określonymi zmianami w lokalnym/regionalnym systemie energetycznym jest uzasadnione w przypadku sporządzania planów energetycznych w sytuacji, kiedy określane są pewne ogólne
cele dotyczące rozwoju lokalnych źródeł energii. W przypadku konkretnych
przedsięwzięć konieczne jest natomiast określenie szczegółowego zapotrzebowania na pracowników wynikającego ze specyfiki technicznej i organizacyjnej
danego projektu.
27 Overview Report: Meeting the Targets and Putting Renewables to Work, ALTENER Programme, DG for Transport and Energy, European Commission, 2003.
28 EmployRES. The impact of renewable energy policy on economic growth and employment in
the European Union. Final report, Karlsruhe 2009 http://ec.europa.eu/energy/renewables/
studies/doc/renewables/2009_employ_res_report.pdf [Dostęp: 07.10.2010].
– 242 –
Uzyskiwane w różnych badaniach wskaźniki generowania miejsc pracy
w odniesieniu do mocy zainstalowanej w poszczególnych rodzajach źródeł są
zróżnicowane, w niektórych przypadkach bardzo istotnie. Zróżnicowanie to wynika ze specyfiki poszczególnych przypadków, zróżnicowania geograficznego
analizowanych projektów, a także szczegółowych założeń przyjętych w poszczególnych procedurach badawczych. Niezbędne jest zatem każdorazowe wybranie
zestawu wskaźników możliwie najlepiej opisujących zależności w danym kraju/regionie.
Problem oszacowania wartości efektów związanych ze wzrostem zatrudnienia nastręcza jeszcze większych trudności, niż samo oszacowanie ilości nowych miejsc pracy związanych ze zmianami modelu gospodarowania energią.
W grę wchodzą tu bowiem efekty mnożnikowe, ciągnione, związane z wydatkowaniem dochodów uzyskanych dzięki dodatkowemu zatrudnieniu oraz zmniejszeniem kosztów bezrobocia.
Na poziomie lokalnym i regionalnym istotne znaczenie dla określenia efektów wzrostu zatrudnienia w rezultacie zmian w lokalnym systemie energetycznym mają efekty związane ze zmianą wydatków budżetowych na programy aktywizacji bezrobotnych (dodatek aktywizacyjny, prace interwencyjne, prace
społecznie użyteczne, staż i przygotowanie zawodowe w miejscu pracy, pożyczki
szkoleniowe, roboty publiczne, stypendia w okresie kontynuowania nauki, szkolenia, wsparcie działalności gospodarczej, zwrot kosztów przejazdu i zakwaterowania).
Efekty społeczne wynikające ze wzrostu zatrudnienia na poziomie lokalnym
można więc oszacować jako iloczyn ilości osób zatrudnionych w sektorze energetyki odnawialnej oraz średni koszt uczestnictwa w programie. W rachunku należy
jednak uwzględnić wzrost liczby bezrobotnych wynikający z likwidacji konwencjonalnych źródeł energii mogących mieć miejsce w wyniku modernizacji. Ogólna
postać wzoru na obliczenie efektu związanego ze zmianą wielkości zatrudnienia
w wyniku modernizacji energetycznej gminy bądź powiatu wyrażać się będzie
wzorem:
 n
 
8.4
E B    Wi  Z i   L  K A
i
1




gdzie:
EB – efekt związany ze zmianą wielkości zatrudnienia [zł],
Wi – wielkość mocy i-tego źródła energii odnawialnej [MW],
Zi – liczba osób zatrudnionych na każdy MW mocy i-tego źródła energii odnawialnej
[osoba/MW],
L – liczba osób zatrudnionych przy obsłudze konwencjonalnych źródeł energii przeznaczonych do wyłączenia w wyniku termomodernizacji [osoba],
KA – jednostkowy koszt aktywizacji osób bezrobotnych.
– 243 –
Jeśli wskaźnik EB < 0, oznacza to, że efekt związany ze zmianą wielkości
zatrudnienia wystąpi w postaci dodatkowego kosztu dla jednostki samorządu
terytorialnego, jeśli zaś EB > 0, będzie to korzyść.
W sposób uproszczony można to oddziaływanie oszacować wykorzystując wysokość średnich wydatków na aktywne formy zapobiegania bezrobociu
w kraju. Według danych Ministerstwa Pracy i Polityki Społecznej w 2009 r.
wydatki te wynosiły ogółem 5 865,5 zł na 1 osobę, a w odniesieniu do osób,
które uzyskały zatrudnienie – 11 589,8 zł.29 Do oszacowań należałoby wykorzystać wartość drugą.
8.4.3
Bezpieczeństwo energetyczne
Koszty związane z bezpieczeństwem energetycznym są spowodowane fluktuacjami cenowymi surowców oraz niestabilnością systemu elektroenergetycznego. W przypadku fluktuacji cenowych badania koncentrują się na zmianach cen
ropy naftowej, brak jest natomiast badań dotyczących węgla. Być może wynika to
z postrzegania tych kosztów jako stosunkowo niskich w porównaniu do kosztów
wynikających z fluktuacji cenowych ropy naftowej. Jednakże wzrasta zależność
UE od węgla importowanego spoza obszaru unijnego, co sugeruje konieczność
podjęcia tego tematu i oszacowania tych kosztów oraz ponownego porównania
z kosztami ropy naftowej30. Koszty wywołane niestabilnością systemu elektroenergetycznego, rozumianego jako zakłócenia oraz przerwy w dostawach, wynikają ze stanu infrastruktury lub sytuacji wyjątkowych.
W odniesieniu do kosztów społecznych wywołanych fluktuacjami cenowymi
surowców przeprowadzono badanie dla krajów UE-27 w ramach projektu CASES
Komisji Europejskiej. Wartość kosztu szoków cenowych ropy naftowej oceniono
w tym badaniu na 0,000004 euro/kWh jako medianę zawartą w przedziale wartości 0,000001 euro – 0,000008 euro. Wartość ta wyraża utratę PKB spowodowaną fluktuacjami cenowymi ropy naftowej trwającymi dłużej niż sześć miesięcy.
Chociaż dla krajów UE średni udział energii produkowanej z ropy naftowej to
zaledwie 4%, są kraje dla których udział ten, a zatem i koszt zewnętrzny, jest
znaczny (na przykład Malta, Cypr). Dla Polski jest to zaledwie 2% (dane za 2004
Efektywnośćpodstawowychformaktywizacjizawodowejrealizowanychwramachprogramów
narzeczpromocjizatrudnienia,łagodzeniaskutkówbezrobociaiaktywizacjizawodowejw2009
roku, MPiPS, Warszawa 2010, http://www.mpips.gov.pl [20.04.2011].
30 A.S.P. Hunt, A. Markandya, FinalReportonWorkPackage3:TheExternalitiesofEnergyInse‐
curity:ExternE‐PolResearchProjectforEuropeanCommission, 2004, s. 20.
29
– 244 –
roku przyjęte w badaniu), stąd koszt zewnętrzny dla energetyki wywołany fluktuacjami cenowymi ropy naftowej będzie niewielki. Natomiast dominujący w UE
udział węgla, gazu, oraz energetyki jądrowej powoduje, że koszty związane
z fluktuacjami cenowymi mogą być znaczące. Dla UE średni udział gazu w produkcji energii wynosi 19%, węgla oraz energetyki jądrowej po 31%. Należy oczekiwać, że dla Polski największy koszt zewnętrzny związany jest z importowanym
gazem ziemnym. W badaniu CASES podkreślono, że nie są znane żadne badania
dotyczące kosztów bezpieczeństwa energetycznego związane z gazem ziemnym oraz
węglem. Jest to niewątpliwie luka wymagająca podjęcia intensywnych badań.31
W odniesieniu do drugiego rodzaju kosztów zewnętrznych bezpieczeństwa
energetycznego w badaniach podaje się zwykle koszt zakłóceń oraz przerw
w dostawach energii poprzez przemnożenie wielkości niedostarczonej energii
(wyliczonej na podstawie prawdopodobieństwa intensywności, częstotliwości
i czasu trwania przerw w dostawach) przez czynnik nazywany VOLL (Value of
Lost Load). Jest on wyrażany zwykle jako koszt przypadający na 1 kWh niedostarczonej energii (czasami jako koszt uzależniony od czasu trwania przerw
w dostawach). Istnieje wiele opracowań, wykonywanych zarówno na zlecenie
Komisji Europejskiej (głównie badania polegające na przeglądzie literatury dotyczącej badań przeprowadzanych w poszczególnych krajach UE), jak i agend rządowych USA oraz innych krajów. Obserwowano w nich duże rozbieżności co do
wysokości badanych kosztów. Wpływały na to przyjęte metody badawcze32 oraz
specyficzne uwarunkowania poszczególnych krajów (przede wszystkim poziom
bezpieczeństwa energetycznego, poziom PKB per capita, zwyczaje dotyczące
spędzania czasu przez społeczeństwo). Można jednak zauważyć wyraźne różnice
w wartościach szacowanych w krajach rozwijających się oraz w krajach rozwiniętych (co jest intuicyjnie zrozumiałe). Wynikiem projektu CASES w tym zakresie są
wartości szacunkowe 4-40 dol./kWh niedostarczonej energii elektrycznej w wyniku awarii sieci dla krajów rozwiniętych oraz 1-10 dol./kWh dla krajów rozwijających się. Autorzy badania podają również przedziały zawężone dla 90% poziomu ufności 5-25 dol./kWh dla krajów rozwiniętych oraz 2-5 dol./kWh dla krajów
rozwijających się. Wartości VOLL zostały podane na 2030 roku, wyrażone w dolarach z 2007 roku. Autorzy podkreślają jednak, że prognozowany przez nich
A.S.P. Hunt, A. Markandya, S. Arnold, CostAssessmentofSustainableEnergySystems(CASES):
WP5Report(1)onNationalandEUlevelestimatesofenergysupplyexternalities, EC, November
2007, p. 22.
32 Najbardziej obiecujące są metody oparte na szacunku gotowości do zapłaty (WTP) w celu
uniknięcia przerw w dostawie energii. A.S.P. Hunt, A. Markandya, FinalReportonWorkPackage3:
…, op. cit., p. 20.
31
– 245 –
wzrost wartości był niewielki, tak aby wartości te mogły być stosowane przez
dwie kolejne dekady.
8.4.4
Zmiana wartości nieruchomości
Pozaśrodowiskowe efekty zewnętrzne w tej grupie wynikają ze zmian
w krajobrazie, który wprawdzie sam w sobie nie ma ceny rynkowej, ale posiada
dającą się oszacować wartość. Utrata lub wzrost wartości krajobrazu może ujawnić się w cenach mieszkań, domów, działek budowlanych i innych nieruchomości
– tak zwanych cenach cienia. Do efektów o tym charakterze należy zaliczyć:
 zmianę wartości nieruchomości wynikającą z powstania nowego źródła
energii odnawialnej w pobliżu budynku lub działki. W tym przypadku należy
spodziewać się utraty wartości w przypadku takich źródeł, jak elektrociepłownie i ciepłownie na biomasę oraz biogazownie;
 zmianę wartości nieruchomości oraz gruntów wynikającą z powstania nowych linii wysokiego/średniego napięcia; utrata wartości działek wynika nie
tylko ze zmniejszenia się estetyki krajobrazu na skutek budowy linii wysokiego napięcia, lecz również obaw właścicieli oraz potencjalnych nabywców
o wpływ promieniowania elektromagnetycznego na zdrowie;
 zmianę wartości nieruchomości w wyniku termomodernizacji budynków
znajdujących się w pobliżu; często termomodernizacja budynku łączy się
również z poprawą zewnętrznych walorów estetycznych (na przykład remont
elewacji), co z kolei może prowadzić do wzrostu atrakcyjności nieruchomości
znajdującej się w pobliżu;
 zmianę wartości nieruchomości w wyniki powstania zbiornika retencyjnego.
W tym przypadku można spodziewać się wzrostu wartości w wyniku podniesienia się walorów krajobrazowych.
Inną przyczyną zmian wartości nieruchomości może być wzrost ich atrakcyjności wynikający z bliskiej lokalizacji infrastruktury energetycznej i cieplnej.
Do efektów o tym charakterze należy zaliczyć zmianę wartości:
 działek budowlanych w wyniku lokalizacji linii niskiego napięcia; bliskość
lokalizacji linii niskiego napięcia może podnosić wartość działek budowlanych ze względu na zmniejszenie potencjalnych kosztów doprowadzenia
energii elektrycznej;
 nieruchomości (w tym zwłaszcza działek budowlanych) wynikającą z powstania ciepłociągów; analogicznie, jak w przypadku linii niskiego napięcia,
lokalizacja ciepłociągu oraz możliwość uzbrojenia działki w ogrzewanie sieciowe może podnieść jej wartość.
– 246 –
W celu oszacowania efektu związanego ze zmianą wartości nieruchomości
koniecznie jest przeprowadzenie badań pierwotnych. Proponuje się tu przeprowadzenie badań za pomocą metody cen hedonicznych. Badania takie pozwolą
skonstruować wskaźnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w funkcji odległości oraz 1 m2 nieruchomości w funkcji odległości. W praktyce wskaźnik taki powinien przyjąć postać szeregu wskaźników ustalonych dla przedziałów odległości od nowych źródeł energii odnawialnej, linii wysokiego i niskiego napięcia,
ciepłociągów oraz zbiorników retencyjnych – Zi. Wskaźnik ten może przyjmować
wartości zarówno ujemne (świadczące o spadku wartości 1 m2 nieruchomości),
jak i dodatnie (świadczące o wzroście wartości 1 m2 nieruchomości). Tym samym
jeśli wartość efektu Eb, przyjmie wartości ujemne – będzie miarą kosztu zewnętrznego, jeśli natomiast wartości dodatnie – będzie miarą korzyści zewnętrznej.
Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą wartości nieruchomości w wyniku lokalizacji nowego źródła energii odnawialnej przyjmie postać:
n
E n   Z (OZEc , OZEb , OZEw ), i  PN ,i
8.5
i 1
gdzie:
En – efekty wartości nieruchomości [zł],
ZOZEc,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od ciepłowni lub elektrociepłowni na biomasę [zł/m2],
ZOZEb,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od biogazowni [zł/m2],
ZOZEw,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od siłowni wiatrowej [zł/m2],
PN,i – ogólna powierzchnia nieruchomości lub powierzchnia działki budowlanej zlokalizowanych w i-tym przedziale odległości od źródła energii odnawialnej.
Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą wartości nieruchomości w wyniku lokalizacji nowego linii wysokiego napięcia ma postać:
n
E n   Z Lw , i  PN ,i
8.6
i 1
gdzie:
En – efekty wartości nieruchomości [zł],
ZLw,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od linii wysokiego napięcia [zł/m2],
PN,i – ogólna powierzchnia nieruchomości zlokalizowanych w i-tym przedziale odległości od linii wysokiego napięcia.
– 247 –
Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą wartości nieruchomości w wyniku lokalizacji nowego linii wysokiego napięcia ma postać:
n
E n   Z Ln , i  PN ,i
8.7
i 1
gdzie:
En – efekty wartości nieruchomości [zł],
ZLn,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od linii niskiego napięcia [zł/m2],
PN,i – ogólna powierzchnia nieruchomości zlokalizowanych w i-tym przedziale odległości od linii niskiego napięcia.
Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą wartości nieruchomości w wyniku lokalizacji nowego ciepłociągu przyjmie postać:
n
E n   ZC , i  PN ,i
8.8
i 1
gdzie:
En – efekty wartości nieruchomości [zł],
ZOZEc,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od ciepłociągu [zł/m2],
PN,i – ogólna powierzchnia nieruchomości zlokalizowanych w i-tym przedziale odległości od ciepłociągu.
Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą wartości nieruchomości w wyniku lokalizacji zbiornika retencyjnego przyjmie postać:
n
En   Z Zr , i  PN ,i
8.9
i 1
gdzie:
En – efekty wartości nieruchomości [zł],
ZOZEc,i – współczynnik zmiany wartości 1 m2 nieruchomości w i-tym przedziale odległości od zbiornika retencyjnego [zł/m2],
PN,i – ogólna powierzchnia nieruchomości zlokalizowanych w i-tym przedziale odległości od zbiornika.
Wartość wskaźnika PN,i dla nieruchomości może być również oszacowana
jako iloczyn średniej powierzchni nieruchomości PNśr oraz liczby nieruchomości
w i-tym przedziale odległości Li.
– 248 –
8.4.5
Koszty wynikające ze zmiany poziomu wód gruntowych
Spiętrzenie wody w celu budowy zbiornika retencyjnego wiąże się z podniesieniem poziomu wód gruntowych. Może to wywołać niekorzystne efekty w postaci zalania bądź zawilgocenia części budynków (piwnic i podpiwniczeń) położonych poniżej powierzchni zwierciadła wód gruntowych. Tym samym budowa
zbiornika retencyjnego może wiązać się z generowaniem kosztów zewnętrznych
dla właścicieli lub użytkowników budynków położonych w jego pobliżu. Wartość
tych kosztów zewnętrznych można oszacować za pomocą metody kompensacyjnej, na podstawie bądź kosztu zabezpieczenia budynków przed niekorzystnym
wpływem wód gruntowych (koszty izolacji budynku lub/i odwodnienia terenu),
bądź kosztu remontu pomieszczeń zniszczonych przez podniesienie poziomu
wód gruntowych. Tym samym budowa zbiornika retencyjnego może wiązać się
z generowaniem kosztów zewnętrznych w stosunku do właścicieli lub użytkowników budynków położonych w jego pobliżu. Wartość tych kosztów zewnętrznych można oszacować za pomocą metody kompensacyjnej na podstawie:
•
kosztu zabezpieczenia budynków przed niekorzystnym wpływem wód
gruntowych (koszty izolacji budynku lub/i odwodnienia terenu);
•
kosztu remontu pomieszczeń zniszczonych przez podniesienie poziomu
wód gruntowych.
Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą poziomu wód
gruntowych w wyniku budowy zbiornika retencyjnego przyjmie postać:
Ew=(KZśr×PE)+(KOśr×PD)+(KRśr×PK)
8.10
gdzie:
EW – efekt związany z podniesieniem poziomu wód gruntowych [zł],
KZśr – jednostkowy koszt zabezpieczenia elewacji budynku przed niekorzystnym
działaniem wód gruntowych [zł/m2],
KOśr – jednostkowy koszt odwodnienia terenu [zł/m2],
KRśr – jednostkowy koszt remontu pomieszczeń zniszczonych przez podniesienie
poziomu wód gruntowych [zł/m2],
PE – ogólna powierzchnia elewacji wymagających zabezpieczenia [m2],
PD – ogólna powierzchnia terenów wymagających odwodnienia [m2],
PK – ogólna powierzchnia budynków wymagających remontu [m2].
Można również zastosować formułę w postaci uproszczonej:
Ew=(KZśr·PEśr+KOśr·PDśr+KRśr·PKśr)·LB
gdzie:
EW – efekt związany z podniesieniem poziomu wód gruntowych [zł],
– 249 –
8.11
KZśr – jednostkowy koszt zabezpieczenia elewacji budynku przed niekorzystnym
działaniem wód gruntowych (w tym odwodnienia terenu) [zł/m2],
KRśr – jednostkowy koszt remontu pomieszczeń zniszczonych przez podniesienie
poziomu wód gruntowych [zł/m2],
PEśr – średnia powierzchnia elewacji budynku [m2],
PKśr – średnia powierzchnia budynku wymagającego remontu [m2],
LB – liczba budynków, których część najniższej kondygnacji znajduje się poniżej poziomu wód gruntowych.
8.4.6
Zmiana czasochłonności obsługi źródła energii
Zmiana indywidualnego źródła zasilana w energię cieplną wiązać się może
ze zmianą ilości czasu poświęconego na eksploatację tego źródła. W szczególności
należy wziąć pod uwagę czas poświęcony na:
•
pozyskanie i zagospodarowanie paliwa (na przykład zakup paliwa, transport opału z miejsca wyładunku na miejsce jego składowania oraz z miejsca
składowania do kotła);
•
zasilenie kotła paliwem;
•
inne czynności eksploatacyjne (na przykład oczyszczenie kotła z popiołów).
Ze zmianą źródła energii cieplnej może wiązać się zarówno zwiększenie, jak
i zmniejszenie czasu poświęconego na eksploatację. Jest to zależne od rodzaju
pierwotnego źródła energii cieplnej oraz rodzaju źródła zainstalowanego po
modernizacji. Najbardziej czasochłonne są niezautomatyzowane źródła energii
cieplnej (na przykład piece kaflowe), najmniej zaś źródła bezobsługowe, takie
jak: kotły olejowe i gazowe, pompy ciepła czy kolektory słoneczne. Między nimi
plasują się inne źródła, jak kotły rusztowe, retorowe na węgiel lub biomasę. Ich
czasochłonność zależy przede wszystkim od samej konstrukcji urządzenia i wyposażenia go w elementy takie, jak automatyczny ślimakowy podajnik paliwa,
elektroniczny sterownik dawkujący paliwo, automatyczna zapalarka.
Efekty związane ze zmianą czasochłonności obsługi źródła energii dotyczą
przede wszystkim wytwarzania energii cieplnej w źródłach indywidualnych.
W przypadku posesji prywatnych decyzja dotycząca wyboru rodzaju źródła energii cieplnej spoczywa na użytkownikach – w większości właścicielach. W tym
kontekście efekty należy zaliczyć do pośrednich kosztów prywatnych lub pośrednich korzyści prywatnych. Efekt jest wynikiem świadomej decyzji właściciela
posesji w zakresie zmiany źródła energii cieplnej, a więc nie może być traktowany jako efekt zewnętrzny. O tym, że efekt jest pośredni decyduje fakt, iż koszty
i korzyści nie ujawniają się w rachunku mikroekonomicznym. Czas poświęcony
– 250 –
na czynności związane z eksploatacją źródła zasilania jest czasem prywatnym
(czasem wolnym), a w związku z tym nie jest opłacony.
Mimo, że czas poświęcony na eksploatację źródła jest czasem prywatnym,
możliwe jest oszacowanie jego wartości pieniężnej, ponieważ ludzie przypisują
zyskanemu bądź utraconemu czasowi pewną wartość ekonomiczną. Zależna jest
ona jednak od wielu czynników, w tym w szczególności od statusu społecznego
właściciela posesji i jego bieżącej aktywności społecznej oraz zawodowej.
Do wyceny omawianego efektu niezbędne jest przeprowadzenie szacunku
średniego czasu poświęconego na eksploatację źródła energii cieplnej Te, w skład
którego wchodzi:
•
średni czas poświęcony na pozyskanie i zagospodarowanie paliwa TEp;
•
średni czas poświęcony zasilenie kotła paliwem TEz;
•
średni czas poświęcony na inne czynności eksploatacyjne TEi.
Otrzymany wskaźnik TE wyraża się jednostką [h/rok] lub [h/miesiąc],
a więc informuje, ile czasu w ciągu miesiąca lub roku użytkownik źródła energii
poświęcił na eksploatację źródła energii.
Kolejnym krokiem jest porównanie średniego czasu poświęconego na eksploatację dotychczas wykorzystywanego źródła energii cieplnej TE0 ze średnim
czasem poświęconym na eksploatację źródła energii cieplnej zainstalowanego po
modernizacji w każdym z proponowanych wariantów modernizacyjnych TEn.
Różnica tych dwóch wielkości informuje u utracie bądź zaoszczędzeniu czasu
wolnego. (TE0 – TEn) > 0 oznacza, że w wyniku modernizacji zmniejszy się czas
eksploatacji, natomiast (TE0 – TEn) < 0 oznacza, że czas poświęcony eksploatacji
się wydłuży.
Następnie otrzymaną wielkość (TE0– TEn) należy przemnożyć przez jednostkowy koszt czasu wolnego KTw wyrażony jednostką [zł/h]. Koszt ten można oszacować za pomocą metody wyceny warunkowej, bądź przyjąć jako równoważny
wartości średniej płacy krajowej za roboczogodzinę. Ogólna formuła na obliczenie efektu związanego ze zmianą czasochłonności obsługi źródła energii przyjmie
postać:
EZT=(TE0–TEn)·KTw
8.12
gdzie:
EZT – zmiana czasochłonności obsługi źródła energii [zł/rok],
TE0 – średni czas poświęconym na eksploatację źródła energii przed modernizacją
[h/rok],
TEn – średni czas poświęconym na eksploatację źródła energii po modernizacji
(w określonym wariancie modernizacji) [h/rok],
KTw – jednostkowy koszt czasu wolnego [zł/h].
– 251 –
Ujemna wartość wskaźnika świadczy o dodatkowym koszcie poniesionym
przez użytkownika w wyniku zmiany źródła energii cieplnej, dodatnia zaś o uzyskanej korzyści.
8.5
Metoda korygowania środowiskowych
kosztów zewnętrznych w zależności
od charakteru ekosystemu
Przedstawiona metoda korygowania wskaźników środowiskowych kosztów
zewnętrznych ma na celu zróżnicowanie wskaźników jednostkowych kosztów
zewnętrznych wytwarzania energii, w zależności od rodzaju ekosystemu poddanego oddziaływaniu emisji spowodowanych wytwarzaniem energii. Jest ona
alternatywna w stosunku do przedstawionej w podrozdziale 8.4.1. metody szacowania specyficznych kosztów zewnętrznych dla warunków lokalnych. Zamiast
identyfikacji i wyceny konkretnych szkód w poszczególnych rodzajach ekosystemów na terenie gminy/powiatu proponuje się podwyższenie wskaźników jednostkowych kosztów zewnętrznych stosownie do udziału ekosystemów o określonym poziomie ekologicznej wartości w powierzchni gminy/powiatu. Postępowanie jest dwuetapowe:
•
określenie współczynników korygujących dla wskaźników jednostkowych
kosztów zewnętrznych energetyki, z uwzględnieniem cech środowiska na
terenie gminy;
•
przemnożenie standardowych wskaźników jednostkowych niespecyficznych kosztów zewnętrznych (przyjętych przez wyceniającego) przez ustalone współczynniki korygujące.
Na potrzeby metody wyróżniono trzy kategorie ekosystemów – leśne, rolne
i chronione. Wskaźniki kosztów zewnętrznych na 1 kWh oszacowane dla poszczególnych technologii przyjęto jako średnią krajową, a więc wskaźnik dla
obszarów nieobjętych obszarową ochroną i o przeciętnym poziomie zanieczyszczenia.
W odniesieniu do ekosystemów leśnych proponuje się wprowadzić korektę
ze względu na typ siedliskowy lasu, z uwzględnieniem udziału poszczególnych
typów lasu w ogólnej powierzchni jednostki terytorialnej. Współczynnik korygujący dla ekosystemów leśnych Wl byłby obliczany według formuły:
– 252 –
n
Wl   w li  uli
8.13
i 1
gdzie:
wli – współczynnik korygujący dla i-tego typu siedliskowego lasu,
uli – udział i-tego typu siedliskowego lasu w ogólnej powierzchni jednostki terytorialnej
Tabela 8.14
Współczynniki korygujące dla poszczególnych typów siedliskowych lasu
Typ siedliskowy lasu Udział w powierzchni kraju Stawka opłaty za wyłączenie z produkcji [%] [zł/ha] Bór suchy Bór świeży Bór wilgotny Bór bagienny Bór mieszany świeży Bór mieszany wilgotny Bór mieszany bagienny Bór mieszany wyżynny Bór górski Bór wysokogórski Bór mieszany górski Las mieszany świeży Las mieszany wilgotny Las mieszany bagienny Las świeży Las wilgotny Las łęgowy Las mieszany wyżynny Las wyżynny Las mieszany górski Las górski Las łęgowy górski Ols Ols jesionowy 0,3 21,2 0,9 0,2 24,6 4,3 0,5 0,2 0,1 0 0,6 18,3 3,4 0,6 9,5 1,7 0,4 1,3 3,1 1,8 4,4 0 1,8 0,8 250 600 600 250 1150 1150 1150 1150 600 0 1150 1500 1500 1500 2000 2000 2000 1500 2000 1500 2000 2000 1500 2000 Współczynnik korygujący 0,217 0,522 0,522 0,217 1,000 1,000 1,000 1,000 0,522 ‐ 1,000 1,304 1,304 1,304 1,739 1,739 1,739 1,304 1,739 1,304 1,739 1,739 1,304 1,739 Źródło: opracowanie E. Sidorczuk-Pietraszko i B. Poskrobko na podstawie ustawy z dnia 3
lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych, Dz. U. 115 poz. 967, z późn. zm.
Współczynnik korygujący ze względu na typ siedliskowy lasu proponuje się
przyjąć na podstawie należności za wyłączenie z produkcji 1 ha gruntów leśnych
bez drzewostanu, zgodnie z ustawą z dnia 3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów
– 253 –
rolnych i leśnych33. Za 100% przyjęto wskaźnik dla borów mieszanych, mających
największy udział w powierzchni lasów w Polsce.
Analogicznie w odniesieniu do ekosystemów rolnych, zgodnie z przepisami
ustawy o ochronie gruntów rolnych i leśnych proponuje się przyjąć współczynnik
korygujący oparty na klasyfikacji bonitacyjnej gleb i użytków zielonych oraz należności za wyłączenie z produkcji 1 ha gruntów rolnych. Współczynnik ma postać:
n
Wg   w gi  u gi
8.14
i 1
gdzie:
wgi – współczynnik korygujący dla i-tej klasy bonitacyjnej gruntów rolnych,
ugi – udział gruntów i-tej klasy bonitacyjnej w ogólnej powierzchni jednostki terytorialnej
Tabela 8.15
Współczynniki korygujące dla poszczególnych typów siedliskowych lasu
Rodzaje i klasy bonitacyjne gruntów Grunty orne i sady I II IIIa IIIb IVa IVb V VI Użytki zielone Ł PS I Ł PS II Ł PS III Ł PS IV Ł V Ps V Ł Ps VI Udział w powierzchni kraju Stawka opłaty za wyłączenie z produkcji [%] [zł/ha] 0,50 3,20 10,00 13,70 22,50 16,80 20,80 12,50 437 175 378 885 320 595 262 305 204 015 145 725 116 580 87 435 2,500 2,167 1,833 1,500 1,000 0,833 0,667 0,500 0,10 1,60 12,60 38,90 33,00 13,00 0,80 437 175 361 398 291 450 174 870 145 725 116 580 87 435 2,633 2,067 1,667 1,000 0,833 0,667 0,500 Współczynnik korygujący Źródło: opracowanie E. Sidorczuk-Pietraszko i B. Poskrobko na podstawie ustawy z dnia
3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych, Dz. U. 115 poz. 967 z późn. zm.
33
Dz. U. nr 115 poz. 967 z późn. zm.
– 254 –
Wartość wskaźnika 1 przyjęto dla gleb klasy IVa, mającej największy udział
w powierzchni gruntów rolnych.
Współczynniki korygujące dla ekosystemów przyrodniczo cennych przyjęto
w zależności od formy ochrony zakładając, że forma ochrony przyrody zależy od
„cenności przyrodniczej” obszaru. Współczynnik ma postać:
n
Wch   wchi  uchi
8.15
i 1
gdzie:
wchi – współczynnik korygujący dla i-tego rodzaju obszarów chronionych,
uchi – udział powierzchni i-tego rodzaju obszarów chronionych w ogólnej powierzchni
jednostki terytorialnej.
Wartości współczynników dla poszczególnych rodzajów obszarów chronionych ustalono metodą delficką, na podstawie ocen eksperckich. Odrzucono skrajnie niskie i skrajnie wysokie oceny i przyjęto średnią z pozostałych ocen.
Tabela 8.16
Współczynniki korygujące dla poszczególnych form prawnej ochrony
Forma ochrony Współczynnik Rezerwaty ścisłe Parki narodowe Parki krajobrazowe i Natura 2000 poza obszarami objętymi formami prawnej ochrony Obszary chronionego krajobrazu Obszary niechronione 2,0 1,6 1,3 1,1 1,0 Źródło: opracowanie E. Sidorczuk-Pietraszko i B. Poskrobko
Przedstawione szczegółowe współczynniki korygujące służą do obliczenia
średniego skorygowanego współczynnika kosztów zewnętrznych, uwzględniającego udział poszczególnych kategorii ekosystemów w powierzchni gminy.
Na etapie agregacji współczynników cząstkowych konieczne jest wprowadzenie wag w liczeniu współczynnika łącznego, tak by obok zróżnicowania
w ramach każdej kategorii uwzględnić różną cenność gruntów rolnych, leśnych
i chronionych z punktu widzenia rozwoju zrównoważonego. Współczynnik łączny ma postać:
– 255 –
W=A·Wl·ul+B·Wg·ug+C·Wch·uch
8.16
gdzie:
A – waga dla gruntów leśnych,
B – waga dla gruntów rolnych,
C – waga dla obszarów chronionych.
Dla ekosystemów rolnych proponuje się przyjąć B=1, natomiast wagi dla
pozostałych rodzajów ekosystemów ustalono metodą delficką. W badaniu przeprowadzonym przez autorów średnie ocen ekspertów wyniosły A = 2,14; C =
3,38. W przypadku obszarów leśnych i gruntów ornych/użytków położonych na
obszarach chronionych pojawia się efekt „nakładania się” korekt, jednak jest on
uzasadniony różnymi elementami oceny wartości tych ekosystemów.
Ustalone dzięki przedstawionej metodzie współczynniki korygujące mogą
być wykorzystane przy korektach różnego typu wskaźników kosztów zewnętrznych – wyrażonych jako uciążliwość poszczególnych technologii wytwarzania
energii elektrycznej oraz cieplnej, a także jako uciążliwość różnych rodzajów
emisji.
– 256 –
9
ANALIZA KOSZTÓW I KORZYŚCI
MODERNIZACJI SYSTEMÓW
ENERGETYCZNYCH W GMINIE
Magdalena Ligus
9.1
Cel i zakres analizy kosztów i korzyści
S
amorząd lokalny mający na celu poprawę dobrobytu społeczności lokalnej
na swoim terenie powinien, podejmując jakiekolwiek przedsięwzięcia,
w tym z zakresu racjonalizacji gospodarowania energią, analizować i oceniać je z uwzględnieniem perspektywy ogólnospołecznej. Oczywiście, w przypadku działań, gdzie inwestorem jest gmina lub jej jednostka, konieczne jest także
uwzględnienie perspektywy prywatnej i dokonanie oceny finansowej efektywności projektu, jednak w każdym przypadku powinna jej towarzyszyć ocena efektywności w wymiarze społecznym, zwana też analizą ekonomiczną. Powszechnie
stosowanym do tego celu schematem jest analiza kosztów i korzyści (cost‐benefit
analysis, CBA). Pozwala ona, w ramach usystematyzowanej, ilościowej oceny
wstępnej projektu ustalić, czy lub w jakim stopniu jest on warty realizacji ze społecznego punktu widzenia. Celem analizy ekonomicznej jest identyfikacja i wyrażenie w wartościach pieniężnych, w miarę możliwości, kosztów i korzyści projektu we wszelkich możliwych obszarach oraz określenie społecznej korzyści netto
z realizacji danego projektu (scenariusza działań).
Analiza ekonomiczna (analiza kosztów i korzyści) różni się od zwykłej oceny
finansowej tym, że uwzględnia wszystkie korzyści i koszty przedsięwzięcia, nie– 257 –
zależnie od tego, kto je ponosi. Analiza finansowa natomiast weryfikuje efektywność projektu tylko w odniesieniu do podmiotu będącego jego animatorem.
Pozwala ustalić finansową trwałość projektu, to znaczy określić saldo przepływów pieniężnych oraz obliczyć wskaźniki finansowej rentowności projektu dla
inwestora. Różnica pomiędzy efektywnością ekonomiczną a finansową projektów
wynika z niedoskonałości rynku takich, jak: brak doskonałej konkurencji
(na przykład występowanie monopoli, także naturalnych), efekty zewnętrzne
oraz istnienie dóbr publicznych.
Analiza kosztów i korzyści opiera się na założeniach ekonomii neoklasycznej, a konkretnie ekonomii dobrobytu, powstałej na początku XX wieku. Podstawową przesłanką teoretyczną ekonomii dobrobytu jest kryterium efektywności
alokacyjnej Pareto. Zgodnie z nim alokacja dóbr jest efektywna, jeśli nie istnieje
alternatywna alokacja, która mogłaby spowodować poprawę sytuacji przynajmniej jednej osoby bez pogorszenia sytuacji innych osób w stosunku do statusquo.
Wszystkie alokacje korzystne w sensie opisanym powyżej (powodujące poprawę
sytuacji przynajmniej jednej osoby bez pogarszania sytuacji innych osób), w stosunku do których można znaleźć alokację korzystniejszą stanowią tak zwaną
poprawę sytuacji w sensie Pareto, nie stanowią jednak alokacji Paretoefektywnej.1 Oznacza to, że alokacja może być jedynie efektywna lub nieefektywna
w sensie Pareto. Nie istnieją alokacje mniej lub bardziej efektywne2.
Kryterium Pareto jest bardzo restrykcyjne w tym sensie, że nawet jeżeli
dane działanie prowadzi do powstania korzyści netto, to fakt, że przynajmniej
jedna osoba na nim traci jest wystarczającym powodem do zaniechania tego działania. Zastosowanie kryterium Pareto w praktyce skutkowałoby zatem odrzucaniem wielu projektów generujących korzyści netto, a także ponoszeniem wysiłków wykrywania nieuzasadnionych transferów. Spowodowało to zastąpienie
klasycznego kryterium Pareto tak zwane kryterium Kaldora-Hicksa lub inaczej,
kryterium potencjalnej efektywności Pareto, według którego projekt powinien
zostać wdrożony, jeżeli hipotetycznie możliwe jest, aby osoby zyskujące na jego
realizacji wypłaciły pełną rekompensatę tym, którzy ponoszą koszty i aby w wyniku tej redystrybucji sytuacja żadnej osoby nie uległa pogorszeniu, a przynajmniej jedna osoba zyskiwała. Tak sformułowane kryterium stało się podstawą
powszechnie stosowanego kryterium korzyści netto. Wynika to przede wszystkim z możliwości aplikacyjnych kryterium, w przeciwieństwie do klasycznego
A.E. Boardman, D.H. Greenberg et al., Cost‐benefit analysis. Concepts and practice. Prentice
Hall, New Jersey 2001, p. 26-27.
2 A. Sulejewicz, Analizaspołecznychkosztówikorzyści.Międzyekonomiądobrobytuaplanowa‐
niemrozwoju, PWN, Warszawa 1991, s. 20.
1
– 258 –
kryterium Pareto. Wybór projektów generujących korzyści netto prowadzi do
maksymalizacji dobrobytu społecznego, co z kolei pośrednio poprawia sytuację
najuboższych grup w społeczeństwie, jako że bogatsze społeczeństwa mają większą zdolność udzielania pomocy potrzebującym. Kompleksowe działania władz
publicznych (tutaj podejmowane przez władze lokalne) powinny doprowadzić do
wyrównywania kosztów i korzyści pomiędzy poszczególnymi osobami, co
w rezultacie doprowadzi do osiągania korzyści netto przez wszystkich członków
społeczności3.
Analiza kosztów i korzyści jest narzędziem oceny projektów opierającym się
na pomiarze efektywności alokacji zasobów. Efektywność alokacji ma miejsce,
gdy zasoby takie, jak ziemia, praca czy kapitał rozmieszczone są w zastosowaniach (projektach), które dadzą największą wartość w sensie dóbr i usług, które
tworzą4. Powiązanie pomiędzy pojęciem potencjalnej efektywności Pareto a analizą kosztów i korzyści wynika z zależności między rezultatami projektu (korzyściami netto projektu) a ich wpływem na poziom dobrobytu społeczności. Jeżeli
projekt wykazuje dodatnią wartość korzyści netto, to generuje potencjalną możliwość znalezienia transferów, które zapewnią poprawę sytuacji co najmniej jednej osoby bez pogarszania sytuacji innych osób5.
Zapewnienie pełnej zgodności kryterium potencjalnej efektywności Pareto
oraz korzyści netto projektu wymaga odpowiedniej ewaluacji kosztów (nakładów) i korzyści (wyników) jako elementów analizy kosztów i korzyści projektu.
W odniesieniu do wyników zastosowanie znajduje koncepcja gotowości do zapłaty (WTP) lub też, znacznie rzadziej, koncepcja gotowości do przyjęcia rekompensaty (WTA), a do wyceny nakładów stosuje się podejście kosztów alternatywnych. Koszt nakładów projektu stanowi ich wartość w najlepszym alternatywnym
zastosowaniu. Innymi słowy, jest to wartość, z jakiej społeczeństwo musi zrezygnować w celu realizacji projektu6. Koncepcję tę ilustruje rysunek 9.1.
Koncepcja pomiaru korzyści projektu na podstawie gotowości do zapłaty
opiera się na rozwiniętej przez ekonomię neoklasyczną kategorii wartości opartej
na użyteczności dobra, jaką przedstawia ono dla konsumenta. Jest to więc najwyższa kwota, jaką społeczeństwo byłoby gotowe zapłacić za dobro, zanim wolałoby z niego zrezygnować.
A.E. Boardman, D.H. Greenberg et al., Cost‐benefit...,op. cit., p. 30.
Ibidem, p. 25.
5 Ibidem, p. 45.
6 Ibidem, p. 28.
3
4
– 259 –
Rysunek 9.1
Koncepcja korzyści netto projektu
Źródło: opracowanie M.Ligus na podstawie: A.E. Boardman,
D.H. Greenberg et al., Cost‐benefitanalysis..., op. cit., s. 27.
Potrzeba wykorzystania koncepcji analizy kosztów i korzyści do oceny ekonomicznej efektywności przedsięwzięć inwestycyjnych wynika z występowania
zniekształceń – wad mechanizmu rynkowego oraz mechanizmu władzy. Zakłócenia stanowią przeszkodę w osiągnięciu optimum Pareta, a zatem powodują pojawienie się nieefektywności, czyli spadek dobrobytu społecznego. Doprowadzają
także do sytuacji, w której ceny rynkowe nie odpowiadają paretowskim warunkom maksymalizacji dobrobytu, źle więc orientują wybory ekonomiczne czynione
z myślą o społecznym optimum7. W celu rozwiązania tego problemu w ramach
analizy kosztów i korzyści wykorzystywana jest koncepcja tak zwanych cen cienia (shadowpricing), inaczej cen kalkulacyjnych. Polega ona na szacowaniu cen,
jeśli takie nie istnieją, lub korygowaniu cen obserwowanych na rynkach, ale nie
odzwierciedlających wartości społecznej dóbr i usług.
Procedurę analizy kosztów i korzyści w odniesieniu do przedsięwzięć
w energetyce można podzielić na następujące etapy8:
A.
Analiza kontekstu i sformułowanie celu projektu
Celem tego etapu jest zrozumienie kontekstu społecznego, gospodarczego
i instytucjonalnego projektu. Projekt można zdefiniować jako działanie, na które
składa się zbiór czynności i usług mających spełnić konkretne zadanie o ściśle
określonym charakterze ekonomicznym i technicznym9. Zadanie to ma jasno
A. Sulejewicz: Analizaspołecznych..., op. cit., s. 89.
Na podstawie: N. Hanley, C.L. Spash: Cost‐benefitanalysisandtheenvironment. Edward Elgar,
1993, s. 8-20; A.E. Boardman, D.H. Greenberg et al.: Cost‐benefitanalysis..., op. cit., s. 7-17.
9 Wytycznedotyczącemetodologiiprzeprowadzaniaanalizykosztówikorzyści.Dokumentrobo‐
czy nr 4, 08/2006, Komisja Europejska, DG ds. Polityki Regionalnej, www.ec.europa.eu, s. 5.
[Dostęp: 1.10.2010].
7
8
– 260 –
zdefiniowane cele. Ocena musi koncentrować się na projekcie w całości jako samowystarczalnej jednostce poddawanej analizie, a nie na jego fragmentach czy
punktach. Części projektu wydzielone ze względów czysto administracyjnych nie
są odpowiednimi obiektami analizy.
Możliwości uzyskania wiarygodnych prognoz korzyści i kosztów często
zależą od dokładności oceny uwarunkowań makroekonomicznych i społecznych
w regionie i miejscu lokalizacji projektu. Szczególną uwagę na tym etapie należy
poświęcić temu, czy rozważany projekt jest częścią sieci projektów na poziomie
narodowym lub międzynarodowym. Dotyczy to w szczególności infrastruktury
energetycznej, która może powstawać w ramach współzależnych projektów.
W przypadku, gdy projekt należy do sieci, popyt na jego efekty, a w rezultacie
jego efektywność finansowa i ekonomiczna w dużej mierze zależy od czynników
współzależności (projekty mogą ze sobą konkurować lub być komplementarne)
i dostępności (możliwość łatwego dotarcia do zaplecza).
Wyraźne zdefiniowanie celów projektu jest istotnym krokiem mającym na
celu stwierdzenie, czy inwestycja ma wartość społeczną. Wiąże się to z ogólnym
pytaniem o korzyści netto, które mogą wynikać z projektu dla jego otoczenia
społeczno-gospodarczego, i na które powinna odpowiedzieć każda ocena projektu.10 Przykładowe cele projektów energetycznych to:
•
zmiana struktury wykorzystywanych źródeł energii, na przykład zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym;
•
modernizacja aktualnie istniejących zakładów wytwarzania energii, na
przykład z przyczyn związanych z ochroną środowiska;
•
zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego na przykład poprzez zmniejszenie importu energii przez zastąpienie jej energią ze źródeł lokalnych lub
odnawialnych;
•
zwiększenie wytwarzania energii w celu pokrycia rosnącego zapotrzebowania;
•
budowa linii energetycznych i stacji transformatorowych;
•
elektryfikacja obszarów wiejskich.
B.
Identyfikacja możliwych wariantów projektu
Polega na sporządzeniu listy alternatyw projektowych dla realizacji określonego celu, którym w analizowanym przypadku jest racjonalizacja gospodarowania energią. Należy porównać alternatywne warianty dla tych samych elemenPod. Przewodnikdoanalizykosztówikorzyściprojektówinwestycyjnych.Funduszestruktural‐
ne,FunduszSpójnościorazInstrumentPrzedakcesyjny. Komisja Europejska, Dyrekcja Generalna
do spraw Polityki Regionalnej. Raport końcowy 16.06.2008, s. 28-29.
10
– 261 –
tów infrastruktury (na przykład różne technologie wytwarzania, różne technologie oczyszczania popiołu i odpadów). Trzeba również uwzględnić dostępne realistyczne alternatywy w zakresie sposobu realizacji założonego celu (na przykład
uruchomienie działań i programów na rzecz oszczędzania energii zamiast budowy nowego źródła)11. W procesie definiowania alternatyw zwykle uwzględnia się
także wariant polegający na powstrzymaniu się od działania, czyli utrzymaniu
statusquo.
Konstruując przepływy pieniężne należy analizować przepływy przyrostowe, czyli różnicowe, co polega na analizowaniu przepływów dla dwóch stanów
funkcjonowania analizowanego podmiotu (gospodarstwa rolnego, mikroprzedsiębiorstwa, gospodarstwa domowego): z rozważanym projektem i bez projektu.
C.
Określenie perspektywy analizy
Dotyczy określenia obszaru terytorialnego oddziaływania projektu (perspektywa globalna, krajowa, regionalna, lokalna) oraz identyfikacji podmiotów
(uczestników) projektu, a także rodzaju efektów, jakich będą odbiorcami. Na tym
etapie często powstają trudności związane z pomiarem fizycznych skutków oddziaływania projektu, jak również z decyzjami politycznymi. W przypadku inwestycji publicznych zwykle bierze się pod uwagę jedynie skutki na szczeblu krajowym lub niższym. Krytycy argumentują jednak, że wiele projektów oddziałujących na środowisko przyrodnicze powinno być analizowanych z perspektywy
globalnej. Do projektów takich należą w szczególności działania mające istotny
wpływ na warstwę ozonową, globalne zmiany klimatu, czy też kwaśne deszcze.
Należy także zwrócić uwagę na sposób rozpatrywania inwestycji lokalnych czy
też regionalnych, gdyż istnieje tendencja do pomijania kosztów (oraz korzyści)
projektu ponoszonych przez podmioty zamieszkujące inne rejony lub też dotyczących wyższych szczebli rządowych. Często natomiast błędnie są ujmowane
koszty i korzyści projektu, które stanowią jedynie transfer efektów od jednych
podmiotów do innych. Stąd zaleca się przeprowadzenie analizy w kilku perspektywach.
W projekcie racjonalizacji gospodarowania energią w gminach i powiatach
oczywiste wydaje się przyjęcie jako podstawowych dwóch perspektyw – gminnej
i powiatowej. Należy rozważyć przeprowadzenie analizy opłacalności działań
dotyczących planowania rozwoju i eksploatacji obiektów energetycznych równie
w perspektywie regionalnej lub nawet krajowej.
11
Ibidem, s. 130.
– 262 –
D. Identyfikacja efektów projektu w kategoriach fizycznych
oraz prognoza ilościowa efektów w czasie cyklu życia projektu
Sporządza się listę fizycznych oddziaływań projektu dla poszczególnych
wariantów rozwiązań oraz określa mierniki pozwalające na ich ilościowy pomiar.
Efekty rozumiane są tutaj jako nakłady oraz wyniki (produkty) projektu. Brane są
pod uwagę jedynie te efekty projektu, które wpływają na poziom dobrobytu
uczestników projektu. Aby potraktować dany wpływ jako efekt projektu, należy
rozpoznać relację pomiędzy skutkiem fizycznym projektu i użytecznością uczestników projektu. Często relacja przyczynowo-skutkowa jest oczywista, jednak
w wielu przypadkach jej identyfikacja nastręcza wiele trudności i wymaga adaptacji zależności odkrytych w innych badaniach lub też przeprowadzenia oryginalnych badań. W przypadku przedsięwzięcia dotyczącego usprawnienia systemu elektroenergetycznego na poziomie lokalnym lista efektów prywatnych
i zewnętrznych obejmuje:
•
koszty prywatne (animatora projektu) – wartość nakładów inwestycyjnych,
kosztów eksploatacyjnych oraz kosztów demontażu dla poszczególnych
źródeł energii w horyzoncie czasowym analizy;
•
korzyści prywatne – przede wszystkim przychody z tytułu sprzedaży energii
elektrycznej oraz ciepła;
•
koszty i korzyści zewnętrzne – przede wszystkim wpływ poszczególnych
źródeł energii na środowisko oraz powstające poza animatorem projektu
efekty społeczne i gospodarcze.
W przypadku projektu modernizacji systemu elektroenergetycznego może
być konieczne przeprowadzenie analizy różnicowej (koszty i korzyści systemu
z modernizacją oraz bez modernizacji w horyzoncie czasowym analizy) oraz
dodatkowo rozpoznania różnych wariantów działań modernizacyjnych.
Co do zasady, analiza efektywności projektu powinna być przeprowadzona
dla okresu odpowiadającego okresowi ekonomicznego życia projektu i obejmować ewentualne średniookresowe i długoterminowe skutki projektu. Okres odniesienia projektu jest różny w zależności od charakteru inwestycji. Przykładowo, Komisja Europejska w swoich dokumentach metodycznych określa
referencyjne okresy odniesienia dla poszczególnych sektorów W przypadku
energetyki okres ten wynosi 25 lat12. W niektórych przypadkach inwestor może
jednak preferować krótszy horyzont czasowy jako podstawę oceny opłacalności.
12
Ibidem,s. 39.
– 263 –
E.
Wycena wszystkich efektów w kategoriach pieniężnych
W celu porównania ze sobą wielkości kosztów i korzyści projektu, efekty te
muszą zostać wyrażone w tej samej jednostce pomiaru, którą zwykle stanowi
pieniądz. Na rynku doskonale konkurencyjnym miernikiem wartości dóbr jest ich
cena rynkowa. Wynika to stąd, że cena równowagi odzwierciedla zarówno społeczny koszt krańcowy i społeczną korzyść krańcową produkcji kolejnej jednostki
dobra. W rzeczywistości jest wiele przypadków, w których cena nie odzwierciedla
właściwie krańcowego kosztu społecznego oraz krańcowej korzyści społecznej
dobra. W takim przypadku istnieje konieczność szacowania cen kalkulacyjnych.
W odniesieniu do inwestycji w energetyce największy wpływ na ocenę ekonomicznej efektywności ma zwykle wycena zewnętrznych kosztów i korzyści
środowiskowych. Należy jednak również oszacować wartość zewnętrznych kosztów i korzyści pozaśrodowiskowych. W odniesieniu do zniekształceń cen rynkowych trzeba przede wszystkim oszacować cenę kalkulacyjną energii elektrycznej
i ciepła. Jeśli rozważa się inwestycje na poziomie gminnym, można przyjąć za
cenę kalkulacyjną cenę krajową energii. Jeśli natomiast przeprowadza się analizę
w perspektywie krajowej, właściwą ceną powinna być cena światowa energii
(jako cena wolnorynkowa w przeciwieństwie do cen taryfowanych lub w inny
sposób zniekształconych przez politykę państwa).
F. Obliczenie wartości bieżącej kosztów i korzyści oraz wartości kryteriów oceny ekonomicznej efektywności projektu
Dyskontowanie kosztów i korzyści pozwala obliczyć wartość bieżącą korzyści netto projektu. Potrzeba dyskontowania wynika z dwóch przesłanek: zdolności kapitału do generowania zysku oraz preferencji społeczeństwa do konsumpcji
bieżącej nad konsumpcją przyszłą. Na tym etapie kwestią kontrowersyjną jest
dobór wielkości stopy dyskontowej. Stąd zwykle jej wielkość i wpływ na ocenę
projektu jest przedmiotem analizy wrażliwości. Komisja Europejska dla celów
analizy kosztów i korzyści zaleca stosowanie społecznej stopy dyskontowej na
poziomie 5,5%13.
W analizie kosztów i korzyści stosuje się wskaźniki takie, jak ekonomiczna
wartość bieżąca netto (economic net present value, ENPV), ekonomiczna wewnętrzna stopa zwrotu (economic rate of return, ERR) oraz wskaźnik korzyści/koszty (benefit‐cost ratio). Wskaźniki te pozwalają na ocenę bezwzględnej
efektywności projektów, jak również tworzenie rankingów dla różnych wariantów przedsięwzięć.
13
Ibidem, s. 62.
– 264 –
G.
Analiza wrażliwości i ryzyka
Analiza wrażliwości pozwala zidentyfikować, decydujące dla efektywności
projektu, zmienne lub parametry modelu, a więc takie, których zmienność, dodatnia lub ujemna, wywiera największy wpływ na opłacalność finansową i/lub
ekonomiczną projektu. Analizy tej dokonuje się, zmieniając za każdym razem
jeden element i ustalając wpływ takiej zmiany na wskaźniki efektywności.
Zwykle analizie wrażliwości poddaje się pozycje nakładów inwestycyjnych,
poszczególne kategorie kosztów operacyjnych, ceny energii elektrycznej, ciepła,
ewentualnie certyfikatów i innych elementów po stronie przychodów typowych
dla konkretnego projektu, a także stopę dyskontową.
Szczególną formą analizy wrażliwości jest analiza scenariuszy. W standardowej analizie wrażliwości wpływ każdej zmiennej na wyniki finansowe i ekonomiczne projektu ocenia się osobno, a w analizie scenariuszy ocenia się łączny
wpływ określonych zbiorów wartości przyjmowanych przez zmienne decydujące.
Do tworzenia różnych realistycznych scenariuszy, przy założeniu określonych
hipotez, przydatne mogą być w szczególności kombinacje „optymistycznych”
i „pesymistycznych” wartości grupy zmiennych. Aby zdefiniować scenariusze
optymistyczne i pesymistyczne, należy dla każdej zmiennej decydującej wybrać
wartości skrajne w zakresie wyznaczonym przez rozkład prawdopodobieństwa.
Następnie dla każdej kombinacji oblicza się wskaźniki opłacalności projektu.
Głównym ograniczeniem analizy wrażliwości i scenariuszy jest to, że nie
uwzględniają one prawdopodobieństwa wystąpienia zdarzeń. Kolejnym etapem
może być więc przypisanie każdej ze zmiennych decydujących rozkładu prawdopodobieństwa, zdefiniowanego w precyzyjnym zakresie wokół najlepszej wartości szacunkowej, stanowiącej przypadek bazowy, w celu obliczenia wartości
oczekiwanych dla finansowych i ekonomicznych wskaźników opłacalności.
9.2
Metodyka wyboru technicznie dopuszczalnych
scenariuszy modernizacji systemów
energetycznych w gminie
Wybór technicznie dopuszczalnego wariantu jest niezbędny, by na dalszym
etapie oceny możliwe było skupienie się na ograniczonej liczbie istotnych i wykonalnych opcji. Celem analizy na tym etapie jest zidentyfikowanie możliwych
ograniczeń i ich rozwiązań w odniesieniu do aspektów technicznych, ekonomicz-
– 265 –
nych, środowiskowych, prawnych i menedżerskich. Projekt jest wykonalny, jeżeli
jego założenia mieszczą się w technicznych, prawnych, finansowych i innych
ograniczeniach istniejących w danym regionie czy miejscu. Wykonalność to ogólny wymóg wobec każdego projektu i należy ją starannie weryfikować. Oczywiście, wykonalnych może być kilka wariantów projektu.
Wybór preferowanego do realizacji scenariusza modernizacji lokalnego
systemu gospodarowania energią powinien polegać na wypracowaniu różnych
propozycji działań i przeprowadzeniu procesu ich wyboru, z uwzględnieniem
następujących etapów14:
•
określenie długiej listy działań alternatywnych pozwalających osiągnąć
zamierzone cele;
•
ocena tych wstępnie zakwalifikowanych przedsięwzięć pod względem pewnych kryteriów jakościowych (na przykład rankingu w świetle kierunków
polityki władz lokalnych, aspektów technicznych, środowiskowych i innych)
oraz określenie na tej podstawie krótkiej listy odpowiednich rozwiązań
alternatywnych podlegających dalszej ocenie;
•
stworzenie rankingów rozwiązań i wybór rozwiązań preferowanych na
podstawie ich korzyści netto w ujęciu finansowym i ekonomicznym.
Na tym etapie, zależnie od podmiotu realizującego projekt, typu projektu
oraz jego skali analizuje się zwykle informacje dotyczące:
•
popytu;
•
dostępnych technologii;
•
planu produkcji (w tym tempa zużywania się infrastruktury);
•
wymogów wobec pracowników;
•
skali projektu, lokalizacji, nakładów fizycznych, organizacji czasu i realizacji,
etapów rozwoju i planowania finansowego;
•
zagadnień ochrony środowiska.
Głównym wynikiem takiej analizy jest identyfikacja najbardziej obiecującego rozwiązania, wobec którego należy przeprowadzić szczegółową analizę kosztów i korzyści. Czasami wybór preferowanego rozwiązania jest oczywisty. Zwykle
istnieje jednak wiele rozwiązań alternatywnych projektu dla realizacji określonego celu. W wybraniu najlepszego wariantu pomocny jest opis scenariusza odniesienia (baselinescenario). Zazwyczaj jest to prognoza przyszłości w sytuacji, gdyby projekt nie był realizowany, czyli prognoza „pracować jak zwykle” (businessas
usual, BAU). Czasami stosuje się zamiennie określenie scenariusz braku działań
„nie robić nic” (do‐nothing scenario). Termin ten nie oznacza, że dostarczanie
14
Ibidem, s. 37.
– 266 –
dotychczas funkcjonujących usług zostanie wstrzymane, lecz że działalność będzie kontynuowana bez dodatkowych nakładów kapitałowych. W niektórych
okolicznościach jako pierwsze rozwiązanie alternatywne wobec scenariusza
„pracować jak zwykle” warto rozważyć projekt „minimum” (do‐minimumproject).
Oznacza on ponoszenie pewnych nakładów inwestycyjnych, na przykład na częściową modernizację istniejącej infrastruktury, oprócz bieżących kosztów obsługi
i utrzymania. Rozwiązanie to oznacza więc przeznaczenie określonych nakładów
na konieczne udoskonalenie w celu uniknięcia degradacji lub sankcji. W określonych przypadkach projekty inwestycji publicznych umotywowane są na przykład
potrzebą dostosowania do nowych przepisów. Wariant „minimum” oznacza
w takim przypadku najmniej kosztowny projekt zapewniający zgodność z przepisami. Nie zawsze jednak jest to najbardziej korzystne rozwiązanie i w niektórych
przypadkach koszty inwestycji dostosowawczej mogą być znaczące.
Po zdefiniowaniu scenariusza „pracować jak zwykle” i scenariusza „minimum” konieczne jest spojrzenie na inne możliwe rozwiązania alternatywne przez
pryzmat ograniczeń technicznych, regulacyjnych i zarządczych oraz możliwości
popytowych. Są to rozwiązania alternatywne „zrobić coś” („do‐something” alter‐
natives). Kombinacje lokalizacji, nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych, polityk cenowych i innych czynników mogą tworzyć ogromne liczby wykonalnych rozwiązań alternatywnych, zazwyczaj jednak tylko niektóre z nich są
warte szczegółowej oceny. Zwykle należy się skupić na scenariuszu „pracować
jak zwykle”, wariancie „minimum” i niewielkiej liczbie wariantów „zrobić coś”.
Należy przeprowadzić uproszczoną analizę kosztów i korzyści (lub tylko analizę
finansową) dla każdego z wariantów w celu nadania im miejsca w rankingu.
Uproszczona CBA (lub uproszczona analiza finansowa) zazwyczaj oznacza skupienie się tylko na kluczowych parametrach finansowych i ekonomicznych, zawierających przybliżone szacunki danych. Obliczeń wskaźników efektywności
finansowej i ekonomicznej należy dokonać na podstawie przepływów przyrostowych, ujmujących różnice w kosztach i korzyściach między wariantem
(wariantami) „zrobić coś” a pojedynczym rozwiązaniem bez projektu, czyli scenariuszem „pracować jak zwykle”.
W niektórych przypadkach scenariusz „nie robić nic” nie może być uznany
za akceptowalny, ponieważ wywołuje efekty „katastrofalne”. W takich wyjątkowych okolicznościach wariant „pracować jak zwykle” powinno się pomijać, a jako
punkt odniesienia powinno się stosować scenariusz „minimum”. W pewnych
przypadkach, także obejmujących projekty w zakresie modernizacji lub rozbudowy istniejącej infrastruktury, przyrost korzyści nie zawsze można wyrazić
liczbowo w odniesieniu do produktu (tutaj produkowanej energii), ponieważ
produkt nie ulega zmianie. W takich przypadkach przyrost korzyści powinien być
– 267 –
oceniany jako ulepszenie, na przykład jakości usług, lub jako koszt uniknięty
z powodu przerw w świadczeniu usług (na przykład na podstawie gotowości do
zapłaty za jakość lub ciągłość dostaw energii elektrycznej)15.
9.3
Analiza finansowa wariantów rozwoju
systemów energetycznych
Analiza finansowa ma na celu określenie finansowej trwałości projektu,
poprzez obliczenie finansowych wskaźników efektywności projektu, zwykle
z punktu widzenia właściciela infrastruktury czy inicjatora projektu. W przypadku analizy projektów, które mają być dofinansowane ze środków publicznych,
analiza finansowa służy także ustaleniu tak zwanej luki w finansowaniu i uzasadnieniu potrzeby dofinansowania ze środków publicznych. W niektórych przypadkach, gdy właściciel i realizator przedsięwzięcia są odrębnymi podmiotami, można przeprowadzić analizę skonsolidowaną.
Analiza finansowa opiera się na analizie przepływów pieniężnych w okresie
ekonomicznego życia projektu (lub też w okresie referencyjnym przyjmowanym
dla określonego typu projektów), z uwzględnieniem zmiennej w czasie wartości
pieniądza (zdyskontowane przepływy pieniężne – discounted cash flow, DCF).
Powinna ona być prowadzona z respektowaniem następujących zasad:
•
uwzględnia się jedynie faktyczne strumienie środków pieniężnych generowane przez projekt; amortyzacja, rezerwy na koszty czy inne koszty o charakterze niepieniężnym powinny zostać wyłączone;
•
przepływy należy uwzględniać w okresie ich faktycznego zaistnienia; jeśli
okres życia projektu przekracza okres referencyjny i z tego powodu analiza
nie obejmuje całego okresu ekonomicznego życia projektu, uwzględnia się
wartość rezydualną (końcową) w kwocie wartości bieżącej przewidywanych
przepływów pieniężnych netto pojawiających się poza horyzontem analizy;
•
przyszłe przepływy środków pieniężnych sprowadza się do wartości bieżącej za pomocą malejącego w czasie współczynnika dyskontującego, którego
wielkość zależy od przyjętej stopy dyskontowej.
Typowy proces inwestycyjny (ciąg działań realizowanych od momentu podjęcia decyzji o przyjęciu projektu do realizacji aż do zakończenia eksploatacji
15
Na podst.: ibidem, s. 33-36.
– 268 –
i likwidacji projektu) dzieli się na trzy etapy: realizacji, eksploatacji i likwidacji
projektu. W każdym etapie pojawiają się pewne specyficzne elementy przepływów pieniężnych. W fazie realizacji (nazywanej czasem fazą realizacji i uruchomienia) występują przeważnie wyłącznie wydatki (czyli wypływy gotówki – cash
outflows,COF). Można tu wyróżnić trzy grupy wydatków:
•
nakłady na środki trwałe: grunty, budynki i budowle oraz zakup, transport
i instalację wyposażenia; są to tak zwane wydatki kapitałowe;
•
nakłady na kapitał obrotowy: niezbędne do zgromadzenia surowców, materiałów i innych elementów aktywów bieżących niezbędnych do rozpoczęcia
eksploatacji;
•
inne wydatki: na szkolenia, reklamę i promocję, ekspertyzy, wynagrodzenia
doradców i prawników; ta grupa wydatków musi być wyodrębniona, gdyż
stanowi koszty uzyskania przychodów i przynosi jednostce korzyści podatkowe.
Wydatki ponoszone w fazie realizacji są nazywane często inwestycyjnymi
nakładami początkowymi (initialinvestment).
W fazie eksploatacji operatorzy instalacji uzyskują wpływy pieniężne z prowadzonej działalności operacyjnej oraz ponoszą wydatki związane z tą działalnością. Różnica między uzyskanymi wpływami i wydatkami pomniejszona o należne
podatki (po uwzględnieniu amortyzacji) stanowi tak zwane operacyjne przepływy pieniężne. Dodatkowo, jeśli w okresie eksploatacji występują zmiany w poziomie zapotrzebowania na kapitał obrotowy, to powinny one być uwzględnione
w przepływach pieniężnych. Ogólny schemat obliczania operacyjnych przepływów środków pieniężnych przedstawia się następująco:
CFt  CRt  CE t   T CRt  CE t   At   NWC   1  T CRt  CE t   TAt  NWC
9.1
gdzie:
CRt – wpływ gotówki (cashrevenue) w okresie t,
CEt – wydatki gotówkowe związane z eksploatacją (cashexpence) w okresie t,
At – amortyzacja w okresie t,
T – stopa podatkowa,
TAt – osłona amortyzacyjna (tarcza amortyzacyjna),
ΔNWC – zmiana kapitału obrotowego netto (networkingcapital).
W ostatnim etapie życia projektu, w fazie likwidacji,również są generowane
przepływy pieniężne (zarówno wpływy, jak i wydatki). Wpływy mogą pochodzić
ze sprzedaży aktywów trwałych (gruntu, budynków, budowli i pozostałego wyposażenia), z odzyskanych podatków, gdy wartość księgowa majątku była wyższa
– 269 –
niż dochód z jego sprzedaży; odzyskiwany jest także kapitał obrotowy, który ze
względu na swą specyfikę nie ulega zużyciu. Wydatki dotyczą najczęściej kosztów
związanych z demontażem, rekultywacją oraz podatków, które muszą być zapłacone w sytuacji, gdy wartość rynkowa sprzedawanego majątku była wyższa niż
jego wartość księgowa. Przepływy wyrażone w cenach bieżących dyskontuje się
nominalną stopą dyskontową (kosztu kapitału), a przepływy wyrażone w cenach
stałych realnym kosztem kapitału. W aktualnie przeprowadzanych analizach
zwykle przyjmuje się stopy dyskonta zalecane dla projektów dofinansowanych ze
środków unijnych, które wynoszą 8% dla wartości w cenach bieżących i 5% dla
wartości w cenach stałych16.
Informacje związane z inwestycjami w aktywa trwałe oparte są na danych
pochodzących ze studium wykonalności dotyczącego lokalizacji i technologii.
Dane do rozpatrzenia w analizie stanowią wydatki pieniężne zanotowane w pojedynczych okresach rozrachunkowych w celu nabycia różnych rodzajów środków trwałych. Zwykle wyróżnia się następujące kategorie aktywów trwałych:
•
prawa majątkowe;
•
grunty (w tym prawo użytkowania wieczystego gruntu);
•
budynki, lokale i obiekty inżynierii lądowej i wodnej;
•
urządzenia techniczne i maszyny;
•
środki transportu;
•
inne środki trwałe.
Nakłady na kapitał obrotowy netto stanowią różnicę pomiędzy aktywami
obrotowymi i nieoprocentowanymi zobowiązaniami bieżącymi. Są to więc faktycznie poniesione wydatki niezbędne do zgromadzenia surowców, materiałów
i innych elementów aktywów bieżących (w tym gotówki utrzymywanej dla zachowania płynności finansowej) niezbędnych do funkcjonowania przedsięwzięcia. W kolejnych latach analizowanego okresu życia projektu ujmuje się w przepływach jedynie zmiany stanu kapitału obrotowego netto, przy czym wzrost
ujmuje się ze znakiem ujemnym (wydatek), spadek z dodatnim (wpływ).
W ostatnim roku życia projektu należy ująć po stronie wpływów kwotę odzyskanego kapitału obrotowego netto.
Szacunek nakładów na kapitał obrotowy netto zwykle przeprowadza się
przyjmując upraszczające założenia dotyczące przeciętnego okresu spływu należności, czasu utrzymywania zapasów, okresu realizacji zobowiązań oraz prze-
Wytycznewzakresiewybranychzagadnieńzwiązanychzprzygotowaniemprojektówinwesty‐
cyjnych,wtymprojektówgenerującychdochód, Ministerstwo Rozwoju Regionalnego, Warszawa
2009, s. 24.
16
– 270 –
ciętnego stanu środków pieniężnych w kasie i na rachunku bieżącym. Kapitał
obrotowy netto NWC oblicza się w następujący sposób:
NWC 
OKZ stan zapasu materialow OSN stan naleznosci


365
365
OSN stan zobowiazan biezacych

365
9.2
gdzie:
OKZ – okres konwersji zapasów w dniach,
OSN – okres spływu należności w dniach,
OSZ – okres spłaty zobowiązań w dniach.
W kolejnych latach ujmuje się w przepływach pieniężnych jedynie oszacowane zmiany w kapitale obrotowym netto. W zależności od specyfiki przedsięwzięcia inwestycyjnego szacunek kapitału obrotowego netto może mieć istotne
znaczenie dla oceny opłacalności oraz trwałości finansowej inwestycji (na przykład biogazownia rolniczo-utylizacyjna) lub też może mieć znaczenie niewielkie
(na przykład farma wiatrowa).
Grupa pozostałych wydatków musi być wyodrębniona ze względu na korzyści podatkowe (obniżenie podstawy opodatkowania). Wiąże się to z koniecznością przyjęcia dodatkowych założeń dotyczących rozliczania ewentualnej straty:
jeśli analizowane przedsięwzięcie jest jedynym przedsięwzięciem inwestora,
to strata może być rozliczona (na określonych przepisami zasadach) w kolejnych
latach, jeśli natomiast jest jednym z portfela przedsięwzięć, to strata brutto pomniejsza podstawę opodatkowania przedsiębiorstwa jako całości w roku jej wystąpienia.
Zagadnieniem powiązanym z szacowaniem nakładów na aktywa trwałe jest
wybór sposobu i stawki amortyzacji. Podstawowym podejściem jest zastosowanie zróżnicowanych stawek dla poszczególnych grup środków trwałych, zgodnie
z obowiązującymi przepisami. Często jednak w praktyce, dla uproszczenia,
przyjmuje się amortyzację liniową ze stawką 10% od całości aktywów trwałych
po wyłączeniu gruntów.
Wartość rezydualną nakładów na aktywa trwałe oraz obrotowe (wpływy
lub wydatki) należy ująć w ostatnim roku analizy. Dla uproszczenia przyjmuje się
wartość księgową netto środków trwałych (gruntów oraz środków trwałych,
które nie zostały całkowicie umorzone) z założeniem, że cena rynkowa jest równa wartości księgowej netto oraz wartość odzyskanego kapitału obrotowego netto.
Przedsięwzięcia inwestycyjne generują przychody ze sprzedaży produktów
i usług. W przypadku projektów energetycznych podstawowym produktem jest
energia elektryczna i ciepło. Wpływy ze sprzedaży dla celów analizy przepływów
– 271 –
pieniężnych powinny zostać określone przez prognozy ilościowe sprzedaży
i prognozy cen. Należy również wziąć pod uwagę możliwe przychody z innych
tytułów. W przypadku inwestycji w odnawialne źródła energii możliwe są dodatkowe przychody związane z istniejącymi rządowymi mechanizmami wsparcia:
•
zielone świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z OZE;
•
żółte świadectwa pochodzenia z kogeneracji ze źródła o mocy poniżej 1 MWe;
•
fioletowe świadectwa pochodzenia z kogeneracji dla innych źródeł;
•
brązowe świadectwa pochodzenia biogazu rolniczego wtłoczonego do sieci
gazowej.
Ceny dla poszczególnych rodzajów praw majątkowych mogą być szacowane
na podstawie notowań na Towarowej Giełdzie Energii, gdzie jest prowadzony
obrót tymi instrumentami. Funkcjonowanie obecnego systemu wsparcia w postaci certyfikatów przewidziane jest tylko do 2017 roku dla zielonych świadectw
pochodzenia i do 2019 roku dla certyfikatów z kogeneracji (żółtych bądź fioletowych świadectw pochodzenia). Ministerstwo Gospodarki planuje wprowadzenie,
najpóźniej do 2012 roku, dodatkowego systemu wsparcia dla energii elektrycznej
i ciepła z biogazu w postaci stałych cen feed‐intariff, jaki jest stosowany obecnie
w większości krajów europejskich.
Należy zatem każdorazowo rozważyć, czy powinno zostać przyjęte założenie, że poszczególne mechanizmy wsparcia przestają funkcjonować w podanych
terminach, czy też uwzględnić je w całym cyklu życia projektów mimo niepewności dotyczącej kształtu tych mechanizmów w przyszłości. Dla poszczególnych
technologii OZE mogą się pojawić także inne dodatkowe źródła przychodów.
Na przykład w biogazowniach uzyskuje się przychody z tytułu przyjęcia odpadów
poubojowych lub komunalnych do utylizacji (odpady jako substrat) czy też przychody z tytułu sprzedaży pulpy pofermentacyjnej na cele nawozowe.
Specyficznym przypadkiem są sytuacje, gdy projekt nie generuje przychodów – chodzi tu głównie o projekty modernizacyjne, czy też zastąpienie konwencjonalnych odnawialnymi źródłami energii. Efektywność projektu jest wtedy
oceniana na podstawie oszczędności w kosztach, jakie pojawią się w przepływach
różnicowych w porównaniu do wariantu bez projektu.
Koszty operacyjne obejmują wydatki na zakup materiałów, towarów
i usług, które nie mają charakteru inwestycyjnego i są zużywane w ciągu każdego okresu obrachunkowego. Są to:
•
bezpośrednie koszty produkcji (zużycie materiałów i paliw, usługi obce,
wynagrodzenia z pochodnymi, koszty utrzymania infrastruktury, ogólne
koszty produkcji);
•
wydatki administracyjne i ogólne;
•
wydatki związane ze sprzedażą i dystrybucją.
– 272 –
Zsumowane w kolejnych latach analizy przepływy pieniężne netto
(wpływy – wydatki) są podstawą do obliczenia następujących wskaźników
efektywności finansowej:
1.
Finansowa bieżąca wartość netto inwestycji – FNPV
Finansowa zaktualizowana wartość netto stanowi sumę zdyskontowanych
przepływów netto projektu określoną wzorem:
N
NPV  
t 0
CFt
1  k t
9.3
gdzie:
N – liczba lat analizy,
CFt – przepływy pieniężne w t-tym roku,
k – stopa dyskontowa.
Jeżeli:
•
NPV > 0, to stopa zwrotu jest wyższa niż koszt pozyskania kapitału; przedsięwzięcie jest w ujęciu bezwzględnym efektywne i projekt powinien być
wstępnie zaakceptowany;
•
NPV = 0, to stopa zwrotu jest równa kosztowi pozyskania kapitału; realizacja projektu nie powiększa ani nie zmniejsza zasobów inwestora;
•
NPV < 0, to stopa zwrotu jest niższa niż koszt pozyskania kapitału; przedsięwzięcie jest nieefektywne i powinno być odrzucone.
W początkowych latach realizacji inwestycji saldo kosztów i korzyści jest na
ogół ujemne i osiąga wartości dodatnie dopiero po upływie kilku lat. Wraz ze
stopniowym zmniejszaniem współczynnika dyskontującego ujemnym wartościom z pierwszych lat przypisuje się większe wagi niż wartościom dodatnim
z późniejszych lat realizacji projektu. Wartość stopy dyskontowej i wybór horyzontu czasowego mają więc zasadnicze znaczenie przy określaniu NPV projektu.
NPV jest bardzo prostym i dokładnym wskaźnikiem efektywności. Dodatnia
wartość NPV oznacza, że projekt przynosi korzyść netto (ponieważ suma zdyskontowanych kosztów i korzyści jest dodatnia) i jego realizacja jest zasadniczo
pożądana pod względem finansowym. W przypadku rozważania różnych możliwości ranking rozwiązań alternatywnych pod względem ich NPV wskazuje najlepszy wybór. Na rysunku 9.2a pokazano sytuację, w której jeden projekt jest
bardziej pożądany niż inny, ponieważ wartość NPV jest wyższa dla wszystkich
zastosowanych stóp dyskontowych (i).
– 273 –
Rysunek 9.2
Ranking projektów według wartości NPV
Istnieją przypadki, gdy NPV danego projektu przewyższa NPV innego projektu nie dla każdej wartości stopy dyskontowej i. Takie zjawisko jest nazywane
„przeplataniem się”. Przeplatanie się występuje, gdy wykresy wartości NPV
dwóch projektów przecinają się jak na rysunku 9.2.b. Jeśli stopa dyskontowa jest
większa niż x, wartość NPV jest wyższa dla jednego projektu, jeśli mniejsza – dla
drugiego. Dla wybrania najlepszej możliwości zasadnicze znaczenie ma więc
poziom stopy dyskontowej (i w rozstrzygnięciu nie można odwoływać się do IRR).
2.
Wskaźnik rentowności
Podobny do kryterium NPV, lecz będący miarą relatywnej, a nie bezwzględniej opłacalności projektu jest wskaźnik rentowności (profitability index, PI).
Określa on relację wartości bieżących korzyści netto i nakładów projektu, zgodnie ze wzorem:
N
PI 
CF
()
 ( 1 i k ) i
i 0
N
CF i(  )
 (1  k )i
i 0
Jeżeli:
PI<1 – projekt należy odrzucić,
PI=1 – projekt neutralny,
PI>1 – projekt powinien być wstępnie zaakceptowany.
– 274 –
9.4
Wskaźnik rentowności daje odpowiedź zgodną z NPV tylko dla porównania
projektów, które mają identyczną wartość bieżącą przepływów ujemnych. Kryterium to jest bardzo przydatne przy wyborze projektów w warunkach racjonowania kapitału (ograniczenia budżetowe).
3.
Wewnętrzna stopa zwrotu
Wewnętrzna stopa zwrotu to wartość stopy dyskontowej, dla której wartość
NPV = 0, a więc także stopa dyskontowa, przy której projekt jest neutralny. Wyznacza się ją za pomocą wzoru:
N
CF
i
 (1  IRR
)i
0
9.5
i 0
Do ustalenia wartości IRR można wykorzystać graficzną prezentację NPV,
gdzie wartość IRR jest wyznaczona przez punkt przecięcia wykresu NPV z osią
odciętych. Wewnętrzna stopa zwrotu oznacza średnią w pojedynczym okresie
(zwykle roku) stopę zwrotu z inwestycji. Dodatnie odchylenie IRR w stosunku do
stopy dyskontowej (kosztu kapitału) jest miarą bezpieczeństwa projektu. Informuje, w jakim stopniu stopa procentowa może się zmienić, nie prowadząc do
ujemnej wartości NPV. Duży margines zmian IRR oznacza, że projekt jest mało
wrażliwy na zmiany kosztu kapitału. Wewnętrzna stopa zwrotu wskazuje
względną efektywność inwestycji. Problematyczne jest natomiast stosowanie tej
metody, jeśli znak przepływów pieniężnych zmienia się w poszczególnych latach
realizacji projektu. W takiej sytuacji dla projektu mogą istnieć wielokrotne IRR
(rysunek 9.3). W takim przypadku kryterium IRR nie może być podstawą podejmowania decyzji.
Rysunek 9.3
Wielokrotna wewnętrzna stopa zwrotu
– 275 –
W takim przypadku wartości IRR nie mają żadnej interpretacji ekonomicznej. Przykładami takich projektów są kopalnie odkrywkowe i elektrownie jądrowe, które zazwyczaj notują znaczne wydatki pieniężne na końcu okresu życia
projektu wynikające z kosztów zamknięcia. Do innych słabości wskaźnika IRR
należy zaliczyć:
•
wrażliwość na okres użyteczności ekonomicznej: w razie potrzeby porównania projektów o różnych okresach użyteczności ekonomicznej w podejściu zorientowanym na IRR zwiększają się efekty projektu krótkoterminowego, ponieważ IRR jest funkcją zarówno czasu, jak i wysokości nakładów
kapitałowych;
•
wrażliwość na rozłożenie korzyści w czasie: w przypadku projektów, które
przez wiele lat nie przynoszą korzyści, IRR jest zazwyczaj niższe niż w przypadku projektów o korzyściach względnie równomiernie rozłożonych
w czasie, nawet jeśli zaktualizowana wartość netto projektów pierwszego
rodzaju jest wyższa;
•
wskaźnik IRR nie ma zastosowania w przypadkach, gdy stosowane są stopy
dyskontowe zmieniające się w czasie; w takich przypadkach zaktualizowana
wartość netto umożliwia łatwe uwzględnienie w obliczeniach zmian stopy
dyskontowej.
Jedną z zalet IRR (przy odpowiednich założeniach) jest natomiast to, że jest
to wartość względna, co ułatwia porównywanie projektów różniących się wyłącznie wielkością.
4.
Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu
Główną przyczyną nieoptymalnych decyzji w przypadku posługiwania się
metodą IRR jest trudne do zrealizowania w praktyce założenie o możliwości reinwestycji nadwyżek po stopie IRR. Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu
(modifiedinternalrateofreturn,MIRR) usuwa to założenie. Wszystkie przepływy
dodatnie na potrzeby tego wskaźnika są sprowadzane do ostatniego okresu analizy przez skapitalizowanie za pomocą przewidywanej stopy reinwestycji,
a wszystkie przepływy ujemne są sprowadzane do momentu zerowego przez
zdyskontowanie za pomocą właściwej dla projektu stopy dyskontowej. Następnym krokiem jest ustalenie stopy dyskontowej MIRR, która użyta do zdyskontowania sumy skapitalizowanych przepływów dodatnich spowoduje zrównanie ich
wartości bieżącej z wartością zdyskontowanych przepływów ujemnych. A więc
MIRR to taka wartość stopy dyskontowej, dla której zdyskontowana wartość
końcowa inwestycji TV (przyszła wartość dodatnich wartości przepływów pieniężnych generowanych przez projekt,terminalvalue) jest równa zaktualizowa– 276 –
nej wartości nakładów tego projektu. Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu
jest ustalana zgodnie ze wzorem:
N
MIRR  N
 CFi(  ) * (1  rei )N i
i 0
N
CFi(  )
1
9.6
 (1  k )i
i 0
gdzie:
rei – stopa reinwestycji wpływów.
Wzór ma charakter warunkowy – przepływ pieniężny w danym okresie,
w zależności od znaku, jest albo kapitalizowany w liczniku albo dyskontowany
w mianowniku. Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu może być stosowana
do każdego rodzaju projektów – zarówno o przepływach typowych jak i całkowicie nietypowych.
Istotne jest również przeprowadzenie oceny trwałości finansowej projektu.
Projekt jest trwały finansowo, kiedy nie generuje ryzyka wyczerpania środków
pieniężnych w przyszłości. A zatem istotne znaczenie ma moment, w którym
następują wpływy i wydatki gotówkowe. Trwałość finansowa zostanie potwierdzona, gdy suma przepływów netto w ramach skumulowanych strumieni pieniężnych generowanych przez projekt jest dodatnia we wszystkich rozpatrywanych latach. Istotne jest więc upewnienie się, że projekt, nawet jeśli jest
efektywny, nie generuje ryzyka wystąpienia braku środków pieniężnych w całym
okresie życia.
9.4
Ocena społeczno-ekonomicznej efektywności
scenariuszy modernizacji systemów
energetycznych w gminie
Analizę ekonomiczną odróżnia od analizy finansowej perspektywa: analiza
ekonomiczna jest dokonywana z punktu widzenia społecznego, a analiza finansowa – z perspektywy inwestora. W związku z tym jej przeprowadzenie jest
konieczne przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych w sektorze publicznym.
Powodem rozbieżności pomiędzy perspektywą prywatną (finansową) i społeczną
– 277 –
(ekonomiczną) są występujące niedoskonałości rynku i fakt, że dane finansowe,
mimo że są istotne z powodów budżetowych, jako wskaźniki dobrobytu mogą
wprowadzać w błąd. Analiza ekonomiczna posługuje się wartościami ekonomicznymi, a więc odzwierciedla wartość, jakie społeczeństwo byłoby gotowe zapłacić
za określone dobro lub usługę. Analiza ekonomiczna wycenia wszystkie czynniki
zgodnie z ich wartością użytkową lub kosztem alternatywnym dla społeczeństwa.
Przepływy na potrzeby analizy ekonomicznej można oszacować poprzez dokonanie pewnych korekt przepływów obliczonych na etapie analizy finansowej.
Należą do nich:
•
przeliczenie cen rynkowych na ceny kalkulacyjne (odzwierciedlające wartość społeczną dóbr i usług); jest to w praktyce zadanie trudne, gdyż nie ma
dla Polski referencyjnych wskaźników przeliczeniowych; jeśli cena określonego dobra lub usługi ma istotne znaczenie dla opłacalności ekonomicznej
projektu można skorygować cenę lokalną do ceny światowej lub przynajmniej średniej ogólnopolskiej; w Przewodniku do analizy kosztów i korzyści
Komisji Europejskiej dopuszcza się przyjęcie cen rynkowych energii jako
cen efektywnych;
•
szacowanie wartości dóbr publicznych oraz efektów zewnętrznych (według
jednej z prezentowanych w poprzednim rozdziale metod);
•
eliminacja transferów – typowe transfery to podatki dochodowe oraz dotacje; należy wyeliminować transfery w postaci instrumentów wsparcia publicznego, na przykład inwestycji w OZE (różnego rodzaju certyfikaty), gdyż
korzyści środowiskowe pojawiają się jako korzyści zewnętrzne; należy
zwrócić uwagę, aby nie ująć ich w przepływach dwukrotnie; ewentualnie
dopuszczalne jest przyjęcie cen świadectw pochodzenia energii jako równoważnych korzyściom środowiskowym generowanym przez te projekty;
•
zamiana finansowej na społeczną stopę dyskontową; w Polsce proponuje się
stosowanie jako referencyjnej społecznej stopy dyskontowej na poziomie
5,5%17.
Typowe przepływy pieniężne na potrzeby analizy ekonomicznej projektów
w sektorze energetycznym przedstawiono w tabeli 9.1.
Cztery początkowe pozycje to typowe przepływy obliczone na poziomie
analizy finansowej, a kolejne pozycje to korekty dokonywane na potrzeby analizy
ekonomicznej.
W analizie kosztów i korzyści stosuje się kryteria oceny efektywności analogiczne do kryteriów wykorzystywanych w analizie finansowej, takich jak wartość
bieżąca netto (NPV), wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) oraz wskaźnik rentowności
17
Ibidem, s. 36.
– 278 –
(PI). Ze względu na to, że analiza obejmuje tutaj koszty i korzyści społeczne, często stosuje się nieco odmienne nazewnictwo.
Tabela 9.1
Zestawienie przepływów dla społeczeństwa
Lp. Wyszczególnienie 1. 2. 3. 4. 5. a. b. c. d. 6. 7. 8. 9. Zysk operacyjny po opodatkowaniu Amortyzacja Zmiana kapitału pracującego netto Nakłady inwestycyjne (bez dotacji) Korekta o transfery (a+b‐c‐d) Podatek dochodowy Podatek od nieruchomości Dotacje Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii z OZE Korzyści zewnętrzne (środowiskowe i pozaśrodowiskowe) Koszty zewnętrzne (środowiskowe i pozaśrodowiskowe) Korekty cen Przepływy pieniężne dla społeczeństwa (1+2+3‐4+5+6‐7+8) Źródło: M. Ligus: Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Analiza kosztów
ikorzyści, CeDeWu, Warszawa 2010, s. 193.
Odpowiednikiem NPV jest ekonomiczna wartość bieżąca netto (economic
netpresentvalue,ENPV), dana wzorem:
N
ENPV  
t 0
ECFt
1  SDR t
9.7
gdzie:
ECFt – społeczny przepływ pieniężny w okresie t-tym,
SDR – społeczna stopa dyskontowa,
N – liczba okresów analizy.
Odpowiednikiem IRR jest ekonomiczna wewnętrzna stopa zwrotu (econo‐
micrateofreturn,ERR) dana wzorem:
N
ECF
 (1  ERRt )t
t 0
– 279 –
0
9.8
Odpowiednikiem PI jest wskaźnik korzyści-koszty (benefit‐cost ratio, B/C)
określony wzorem18:
B PV ( B )
9.9

C PV (C )
gdzie:
PV(B) – wartość obecna korzyści,
PV(C) – wartość obecna kosztów.
Interpretacja tych kryteriów jest identyczna jak w analizie finansowej. Ekonomiczna wartość bieżąca netto stanowi różnicę między zdyskontowanymi korzyściami i zdyskontowanymi kosztami projektu. Przyjmowane do dalszych analiz powinny być projekty charakteryzujące się dodatnią wartością ENPV.
Ekonomiczna stopa zwrotu ERR jest stopą dyskontową, dla której ENPV projektu
jest równe zero. Warte realizacji są projekty o ERR większej od stopy dyskontowej projektu. Wskaźnik B/C jest natomiast ilorazem zdyskontowanych korzyści
i zdyskontowanych kosztów projektu. Warte wdrożenia są projekty o wskaźniku
większym od jedności.
W przypadku rozważania różnych możliwości, ranking rozwiązań alternatywnych pod względem ENPV wskazuje najlepszy wybór. Istnieją przypadki, gdy
ENPV danego projektu przewyższa ENPV innego projektu nie dla każdej wartości
stopy dyskontowej. Takie przeplatanie się występuje, gdy wykresy wartości
ENPV dwóch projektów przecinają się, a wybór zależy od poziomu stopy dyskontowej (i w takim przypadku przy wyborze wariantu projektu nie można odwoływać się do ERR, nawet jako do kryterium pomocniczego).
Ponieważ rankingi projektów według ERR mogą być mylące, przy założeniu,
że wymagania informacyjne dla obliczenia właściwej wartości ENPV i ERR są
takie same (z pominięciem stopy dyskontowej), zawsze warto wyliczyć ENPV
projektu. Wskaźnik ten daje bowiem wprost odpowiedź na pytanie o najbardziej
efektywny wariant projektu, ponieważ dobrobyt zależy od ENPV, a nie ERR.
Podobnie jak ERR, wskaźnik B/C jest niezależny od wielkości inwestycji, ale
w przeciwieństwie do ERR nie występują przypadki niejednoznaczne; w związku
z tym wskaźnik ten może być traktowany jako uzupełnienie ENPV w tworzeniu
rankingu projektów, których dotyczą ograniczenia budżetowe. W takich przypadkach można zastosować wskaźnik B/C, aby stworzyć ranking projektów19.
18
19
Ibidem, s. 65.
Ibidem, s. 236-239.
– 280 –
Analogicznie, jak w analizie finansowej, optymalny wedle kryterium maksymalizacji dobrobytu społecznego jest projekt maksymalizujący ENPV. W przypadku gdy niemożliwe okaże się wyrażenie w wartościach pieniężnych wszystkich elementów po stronie nakładów oraz efektów wariantów projektu możliwe
jest wyjątkowo przyjęcie do realizacji projektu o ujemnym ENPV. Sytuacja taka
występuje gdy projekt generuje istotne korzyści niezmonetyzowane. Należy to
jednak traktować jako rzadki przypadek, a w analizie ekonomicznej nadal należy
wykazać w sposób przekonujący, systematycznie uzasadniony i poparty odpowiednimi danymi, że w pewnym sensie korzyści społeczne są większe niż koszty
społeczne, nawet jeżeli inwestor nie jest w stanie dokonać pełnej kwantyfikacji
korzyści.
Należy to jednak traktować jako rzadki przypadek, a w analizie ekonomicznej nadal należy wykazać w sposób przekonujący, systematycznie uzasadniony
i poparty odpowiednimi danymi, że w pewnym sensie korzyści społeczne są
większe niż koszty społeczne, nawet jeżeli inwestor nie jest w stanie dokonać
pełnej kwantyfikacji korzyści. W odniesieniu do niedających się oszacować efektów zewnętrznych należy zwrócić uwagę na dwa rozwiązania metodyczne.
W przypadku, gdy wyrażenie efektów zewnętrznych za pomocą wartości pieniężnych jest niemożliwe, należy skwantyfikować je w kategoriach materialnych
w celu dokonania oceny jakościowej. Należy wówczas wyraźnie zaznaczyć, że nie
zostały one ujęte przy obliczaniu wskaźników analizy ekonomicznej. Warto sporządzić wykaz niekwantyfikowalnych efektów zewnętrznych. Dzięki temu podejmujący decyzje będzie mógł porównać relatywną wagę aspektów kwantyfikowalnych, reprezentowanych przez wskaźnik ekonomicznej rentowności
projektu, z czynnikami nie poddającymi się kwantyfikacji20.
Drugi sposób odnosi się do efektów o podobnym charakterze, ale o zróżnicowanej skali i zasięgu. Można wówczas zestawiać efekty tego samego rodzaju, na
przykład ograniczenie emisji uzyskane dzięki zastosowaniu różnych technologii
i operować kwantyfikatorami typu „większy od...”, mniejszy niż...”, „jednakowy”.
Pozwala to na stworzenie pewnego rankingu alternatywnych projektów z uwagi
na poziom efektów zewnętrznych.
Rozwiązaniem w takim wypadku może być zmiana kryterium z maksymalizacji korzyści netto (wyrażanej przez wskaźniki ENPV i pomocniczo ERR oraz
B/C) na kryterium minimalizacji całkowitych kosztów wariantów projektu dla
20
Przewodnikanalizykosztówikorzyści…,op. cit., s. 38.
– 281 –
realizacji jasno określonego celu (wiązki celów). Kryterium to dane jest wzorem21:
N
T
min K c  
n1 t 1
K In (t )  K Dn (t )  K ESn (t )  K EZn (t )  K ZŚŚ (t )  K ZSn (t )
(1  p)(t RO )
9.10
gdzie:
N– liczba typów źródeł energii uwzględnionych w analizie,
n – kolejne rodzaje analizowanych źródeł energii,
T – analizowany przedział czasu,
t – kolejne lata analizowanego przedziału czasu,
KIn (t), KDn(t), KESn(t), KEZn(t) – odpowiednio koszty inwestycyjne, koszty demontażu,
koszty stałe eksploatacji, koszty zmienne eksploatacji, ponoszone na poszczególne
rodzaje źródeł energii w kolejnych latach,
KZŚn(t), KZSn(t) – odpowiednio suma kosztów zewnętrznych środowiskowych i pozaśrodowiskowych, wynikających z pracy na rozpatrywanym obszarze źródła energii
n‐tego typu w roku t analizowanego przedziału czasu.
Należy pamiętać, że uzyskane wartości ENPV, ERR, czy też B/C są jedynie
szacunkami opartymi na wielu założeniach. Kluczowe znaczenie ma tutaj niepewność dotycząca efektów projektu i ich skali oraz nadawania im wartości pieniężnej, a także wysokości stopy dyskontowej. Niepewność ta jest przyczynkiem
do przeprowadzenia analizy wrażliwości. Zwykle analiza przeprowadzana jest
dla wybranych parametrów projektu, których zmiany mają kluczowe znaczenie
dla oceny ekonomicznej jego efektywności. Rekomendacje powinny opierać się
nie tylko na wartościach kryteriów oceny ekonomicznej efektywności projektu,
ale również na wynikach analizy wrażliwości. Posiłkując się analizą wrażliwości
można wykazać, że w specyficznych okolicznościach wariant przedsięwzięcia
z wstępnie największą wartością ENPV nie stanowi ostatecznie wariantu najlepszego z dostępnych.
21 H. Rusak, Nowe spojrzenie na kryteria planowania energetycznego zgodnego z wymogami
zrównoważonegorozwojuenergetykilokalnej, „Systems” 2008, t. 13, z. spec. 2/2, s. 105-111.
– 282 –
Literatura
ABCsamorząduterytorialnego.Poradniknietylkodlaradnych, FRDL, Warszawa 2006.
Adamczyk F., Frąckowiak P., Jankowiak S., Mac J., Michalec K., Wpływgrubościdrewna
(gałęzi) sumaka octowca Rhus typhina L. na parametry energetyczne jego zręb‐
kowania prototypową rębarką RD, „Technika Rolnicza Ogrodnicza Leśna” 2007
nr 4.
ApplicationofenvironmentalvaluationinSouthAustralia, Report of the Environmental Working Group to the NaturalResourcesCouncil, ed. A. Lothian, K. Stove, Published by Department for Environment, Heritage and Aboriginal Affairs, Adelaide 1999.
Baumol W.J., W.E.Oates, The Theory of Environmental Policy, Englewood Cliffs, New
York 1975.
Bielińska E. J., Węgorek T., Ocenaoddziaływaniazadrzewieniaśródpolnegonaaktyw‐
nośćenzymatycznąglebypłowej, „Acta Agrophysica” 2005 nr 5(1).
Boardman A.E., D.H. Greenberg et al., Cost‐benefit analysis. Concepts and practice.
Prentice Hall, New Jersey 2001.
Bogdanienko J., Odnawialneźródłaenergii, Biblioteka Problemów, t. 290, PWN, Warszawa 1989.
Boyle K.J., Konsekwencje zastosowania metody przenoszenia korzyści w warunkach
ograniczonejdostępnościdanych, w: Ekonomicznawycenaśrodowiskaprzyrodni‐
czego, red. G. Anderson, J. Śleszyński, Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok
1996.
Buczek J., Kryńska B., Zasobybiomasy–zasadyiwskaźnikisporządzaniabilansubio‐
masy, Materiały szkoleniowe „Innowacje w technologiach roślinnych podstawą
kształtowania rolniczej przestrzeni produkcyjnej przez samorząd terytorialny”,
Uniwersytet Rzeszowski 2007.
D. Pearce, R. Turne, EconomicsofNaturalResourcesandtheEnvironment, New York
1990.
Denisiuk W. H., Piechocki J., Techniczneiekologiczneaspektywykorzystaniasłomyna
celegrzewcze, Wyd. UWM, Olsztyn 2005.
Denisiuk W., Optymalizacjazbiorusłomynaceleenergetyczne, w: Racjonalnewykorzy‐
stanie odnawialnych źródeł energii, red. P. Gradziuk, Wyd. MODR, Warszawa,
Płońsk 2009.
Dolata B., MEW‐ymająmoc, „Agroenergetyka” 2010, nr 2.
– 283 –
Dolnicki B., Samorządterytorialny, Kantor Wydawniczy Zakamycze 2001.
Dreszer A. K., Niedziółka I. J., Energetykarolnictwa, Wyd. Akademii Rolniczej, Lublin
2002.
Duer I., Feledyn-Szewczyk B., Monitoring Botaniczny w uprawach wieloletnich prze‐
znaczonychnaceleenergetyczne, „Pamiętnik Puławski” 2009 z. 150.
Efektywne i przyjazne środowisku źródła ciepła – ograniczenie niskiej emisji.
Poradnik, Polski Klub Ekologiczny, Katowice 2007.
Efektywność podstawowych form aktywizacji zawodowej realizowanych w ramach
programównarzeczpromocjizatrudnienia,łagodzeniaskutkówbezrobociaiak‐
tywizacjizawodowejw2009roku, MPiPS, Warszawa.
Ekonomiczne i środowiskowe aspekty zarządzania rozwojem miast i regionów, red.
T. Markowski, D. Stawasz, Wyd. Uniwersytetu Łódzkiego, Łódź 2001.
EmployRES. The impact of renewable energy policy on economic growth and employ‐
mentintheEuropeanUnion. Final report, Karlsruhe 2009 http://ec.europa.eu/
energy/renewables/ studies/doc/renewables/2009_employ_res_report.pdf
Energy for the Future: Renewable Sources of Energy. White Paper for a Community
Strategy and Action Plan, COM(97)599 final (26/11/1997).
Energypricevolatility:trendsandconsequences, IEA, Paris 2001.
EuropeanBiomassStatistics, AEBIOM, Belgium 2007.
European Commission (1997), ExternE Vol. 7, Methodology 1998, http://www.
externe.info.publications, European Commission (2005), ExternE–Externalities
of Energy – Methodology 2005 Update, Office for Official Publications of the
EuropeanComunities, Luxembourg
ExternE–externalitiesofenergy, Vol. 1: Summary,Directorate‐GeneralXII. European
Commission 1995. NewsletteroftheECstudyontheexternalitiesofenergy, 1998,
http://externe.jrc.es/nletter6.html.
ExternE – Methodology 2005 Update (http://www.externe.info/brussels/methup05.
pdf).
Faber A., Podstawoweproblemyprodukcjiroślinnaceleenergetyczne–szanseizagro‐
żenia, „Wieś Jutra” 2009 nr 8-9(133/134).
Freeman A.M., Thebenefitsofenvironmentalimprovement.Theoryandpractice, Johns
Hopkins University Press, London 1979.
Friedrich R., Voss A., Externalcostsofelectricitygeneration, “Energy Policy” 1993 Vol.
21 No. 2.
Gołębiowski S., Techniczneiśrodowiskowemożliwościwykorzystaniaenergiisłonecz‐
nej w Polsce, w: Racjonalne wykorzystanie energii odnawialnej – OZE w HVAC,
red. P. Gradziuk, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2007.
Gorzonowski J., Witakowski W., Racjonalna modernizacja oświetlenia drogowego, w:
Materiały Konferencji Naukowo-Technicznej „Sztuka oświetlenia. Elektroenergetyczne urządzenia rozdzielcze”, Kołobrzeg 2007.
Graczyk A., Ekologiczne efekty zewnętrzne. Identyfikacja, szacowanie, internalizacja,
Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok 2005.
– 284 –
Graczyk A.M. (d. Pultowicz), Ekonomiczne uwarunkowania inwestycji w energetykę
odnawialną (na przykładzie energetyki wiatrowej), rozprawa doktorska, Wrocław 2007, maszynopis.
Gradziuk P., A. Grzybek, Charakterystyka odnawialnych źródeł energii, w: Biopaliwa,
red. P. Gradziuk, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2003.
Gradziuk P., Grzybek A., Kowalczyk K, Kościk B., Biopaliwa, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2003.
Gronowicz J., Niekonwencjonalneźródłaenergii, Wydawnictwo Instytutu Technologii
Eksploatacji – PIB, Radom – Poznań 2008.
Grzesik K., Wykorzystanie biogazu wysypiskowego, w: Zielone prądy w edukacji, Polskie Towarzystwo Inżynierii Ekologicznej, Kraków 2005.
Grzybek A., Gradziuk P., Kowalczyk K., Słoma–energetycznepaliwo. Wyd. Wieś Jutra,
Warszawa 2001.
Hanemann W.M., Valuing the environment through contingent valuation, „Journal of
Economic Perspectives” 1994 Vol. 8 No. 4.
Hanley N., Spash C.L., Cost‐benefitanalysisandtheenvironment, Edward Elgar 1993.
Hunt A.S.P., A. Markandya, FinalReportonWorkPackage3:TheExternalitiesofEner‐
gyInsecurity:ExternE‐PolResearchProjectforEuropeanCommission 2004.
Hunt A.S.P., Markandya A., Arnold S., Cost Assessment of Sustainable Energy Systems
(CASES):WP5Report(1)onNationalandEUlevelestimatesofenergysupplyex‐
ternalities, EC, November 2007.
Hunt A.S.P., Markandya A., FinalReportonWorkPackage3:TheExternalitiesofEner‐
gyInsecurity, ExternE-Pol Research Project for European Commission 2004.
Innowacyjność podejmowanych działań w obszarze odnawialnych źródeł energii, red.
T. Kuczyński, Uniwersytet Zielonogórski, Zielona Góra 2008.
Jabłoński W., J. Wnuk, Zarządzanie odnawialnymi źródłami energii. Aspekty ekono‐
miczno‐techniczne, wyd 2. Oficyna Wydawnicza Humanitas, 2009.
Jankowska-Huflejt H., Użytki zielone jako czynnik kształtowania jakości i obiegu wód
wobszarachwiejskich, „Wieś Jutra” 2006 nr 6(95).
Jankowski A., Pocogminieenergetyk? „Przegląd Komunalny” 2008 nr 9.
Janowicz L., BiomasawPolsce, „Energetyka” 2002 nr 8 (626).
Jaworski J., Piechocki J., Wpływ niektórych czynników na zużycie energii elektrycznej
wgospodarstwachwiejskich, „Inżynieria Rolnicza” 2005 nr 6.
Karolewski B., Ligocki P., Wyznaczanie parametrów małej elektrowni wodnej. Prace
Naukowe Instytutu Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych Politechniki
Wrocławskiej nr 56, Wrocław 2004.
Klugmann E., Klugmann-Radziemska E., Alternatywne źródła energii, Energetyka fo‐
towoltaiczna, Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok 1999.
Klugmann-Radziemska E., Odnawialne źródła energii – przykłady obliczeniowe, Wyd.
Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
Klugmann-Radziemska E., Praktyczne wykorzystanie energii słonecznej, „Odnawialne
Źródła Energii Opolszczyzny” 2008 nr 1.
– 285 –
Knaga J., Wstępna analiza zmienności mocy zaabsorbowanej przez płaski kolektor
słoneczny, w: Konwersjaodnawialnychźródełenergii, red. A. Lisowski, Wyd. Wieś
Jutra, Warszawa 2009.
Korbus B., Partnerstwopubliczno‐prywatne, UKIE, Warszawa 2003.
Kościk B., Głowacka A., Kowalczyk-Juśko A., Wyłupek T., Szacowanie potencjału bio‐
masynaceleenergetycznedobezpośredniegospalania–problemymetodologicz‐
ne, Roczniki Naukowe, SERiA 2005, t. 7 z. 7.
Kościk B., Kowalczyk-Juśko A., Kościk K., Wstępna analiza potencjału biomasy możli‐
wej do wykorzystania na cele energetyczne w województwie lubelskim, Lublin
2009.
Kowalczyk-Juśko A., Charakterystyka biomasy wybranych roślin pod kątem jej przy‐
datnościdogranulacjiispalania w: Konwersjaodnawialnychźródełenergii, red.
A. Lisowski, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa, 2009.
Kowalczyk-Juśko A., Kościk B., Potencjałbiomasywwojewództwielubelskim w: Ener‐
getykaaochronaśrodowiskanaturalnegowskaliglobalnejilokalnej, red. B. Kościk, M. Sławińska, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2009.
Kowalczyk-Juśko A., Technologieprodukcjibiogazu,w: Energetykaaochronaśrodowi‐
ska naturalnego w skali globalnej i lokalnej, red. B. Kościk, M. Sławińska, Wyd.
Wieś Jutra, Warszawa 2009.
Kowalczyk-Juśko A., Wpływ doborusubstratów na wskaźniki opłacalności inwestycyj‐
nejprodukcjibiogazu, Roczniki Naukowe SERiA 2008 t. 10 z. 6.
Kowalczyk-Juśko A., Źródła biomasy na cele energetyczne, w: Bioenergetyka Podkar‐
packa, red. Kościk B., Wyd. Nauk. PWSZ, Jarosław 2007.
Kozakiewicz J., E. Nieściór, Słoma i sposoby jej użytkowania w gospodarstwach rolni‐
czych, IUNG, Puławy 1984.
Krajowyprogramzwiększanialesistości, Warszawa 2003.
Krasowski E, Krasowska M., Gospodarka energetyczna w rolnictwie, Wyd. Akademii
Rolniczej Lublin 2001.
Krewitt W., Schlomann B., Externe Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien im Vergleich zur Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern. Gutach‐
tenimRahmenvonBeratungsleistungenfürdasMinisteriumfürUmwelt,Natur‐
schutz und Reaktorsicherheit, DLR, Institut für Technische Thermodynamik,
Fraunhofer Institut für System und Innovationsforschung, Stuttgart, Karlsruhe
2006 (uzupełnienie w 2007).
Kruczek S., Głąbik R., Sikora R., Zagadnienia gazyfikacji drewna, „Energetyka
Cieplna i Zawodowa” 2002 nr 18, s. 18-20.
Kubiak J., Księżniak A., Przyrodniczeuwarunkowaniazadrzewieńnaobszarachzurba‐
nizowanych. „Teka Kom. Arch. Urb. Stud. Krajobr.” – OL PAN 2005.
Kucowski J., Laudyn D., Przekwas M., Energetykaaochronaśrodowiska, Wyd. Naukowo-Techniczne, Warszawa 1997.
Kudełko M., CeleizadaniaprojektuNEEDSdotyczącegometodykiszacowaniapełnych
kosztówikorzyścipolitykienergetycznej, „Polityka Energetyczna” 2007 t. 10, zeszyt specjalny.
– 286 –
Kudełko M., Koszty zewnętrzne systemów energetycznych, „Polityka Energetyczna”
2003 t. 6.
Kudełko M., Suwała W., Kamiński J., Koszty zewnętrzne w energetyce – zastosowanie
wbadaniach modelowych, IGSMiE, „Studia Rozprawy Monografie”, z. 139, Kraków 2007.
Kurek P., Suchocka M., Mieszkowicz J., Zostańprzyjacielemdrzew! Praktycznyporad‐
nik,jakskuteczniezadrzewiaćotoczenie, Fundacja Aeris Futuro, Kraków 2008.
Kuś J., Faber A., Alternatywnekierunkiprodukcjirolniczej, w: Współczesneuwarunko‐
wania organizacji i produkcji w gospodarstwach rolniczych, „Studia i Raporty
IUNG-PIB” 2007 nr 7.
Kuś J., Faber A., Madej A., Przewidywanekierunkizmianwprodukcjiroślinnejwujęciu
regionalnym, Raporty PIB 3, RegionalnezróżnicowanieprodukcjirolniczejwPol‐
sce, IUNG, Puławy 2006.
Kuś J., Madej A., Kopiński J., Bilans słomy w ujęciu regionalnym, „Raporty IUNG-PIB
Puławy” 2006 z. 3.
Kuś J., Możliwości wykorzystania surowców roślinnych na cele energetyczne, Biuletyn
Informacyjny IUNG, 2006 nr 18.
Lee R., A.J. Krupnick, D. Burtraw, et al. EstimatingExternalitiesofElectricFuelCycles:
AnalyticalMethodsandIssues, and additional volumes, McGraw-Hill/Utility Data
Institute, Washington DC 1995.
Leśnictwo, Informacje i opracowania statystyczne GUS, Zakład Wydawnictw Statystycznych, Warszawa 2009.
Lewandowski W. M., Proekologiczne odnawialne źródła energii, Wyd. NaukowoTechniczne, Warszawa 2006.
Lewandowski W.M., Proekologiczneodnawialneźródłaenergii, Wyd. Naukowo-Techniczne, Warszawa 2006.
Ligus M., Efektywnośćinwestycjiwodnawialneźródłaenergii.Analizakosztówikorzy‐
ści, CeDeWu, Warszawa 2010.
Lockwood B., Energy Security. Unpublished report from the ExternE Core Project
(1996-1997) for European Commission DGXII, 1997.
Loefgren K-G., Rynekaefektyzewnętrzne, w: Ekonomiaśrodowiskaizasobównatural‐
nych, red. H. Folmer, L. Gabel, Opshoor H., T. Żylicz, Wyd. Krupski i S-ka, Warszawa 1996.
Loomis J.B., The Evolution of a More Rigorous Approach to Benefit Transfer: Benefit
FunctionTransfer, „Water Resources Research” 1992 No. 3.
Luboń W., Energetykaodnawialnanaświecie, „GLOBEnergia” 2010 nr 4.
Maciak A., Lipińska G., Drewno z sadów – możliwości energetycznego wykorzystania,
„Czysta Energia” 2006 nr 2(54).
Maćkowiak C., Bilans substancji organicznej w glebach Polski, Biuletyn Informacyjny
IUNG, Puławy 1997.
Majewski E., Wojtkiewicz M., Zabrzewska W., Ćwiczenia z organizacji i ekonomiki
gospodarstw rolniczych – zbiór danych liczbowych, Wyd. SGGW-AR, Warszawa
1983
– 287 –
Makieła Z., Energia wiatru w: Bioenergetyka podkarpacka, red. B. Kościk, Wyd. Naukowe Państwowej Wyższej Szkoły Zawodowej, Jarosław 2007.
Maler K.G., Environmental economics. A theoretical inquiry, John Hopkins University
Press for Resources for the Future, Baltimore 1974.
MałyrocznikstatystycznyPolski2009, GUS, Warszawa 2009.
Marshall A., PrincipelsofEconomics, Bk.IV,Ch.X, http://www.econlib.org
Michalski R., Rozwój produkcji biopaliw pierwszej i drugiej generacji, w: Biopaliwa
ismaryekologiczne, red. W. Piekarski, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2009.
Mitchell R.C., R.T. Carson, Usingsurveystovaluepublicgoods:thecontingentvaluation
method. ResourcesfortheFuture, Washington D.C. 1989.
Moreno B., A. Jesus Lopez, Theeffectofrenewableenergyonemployment.Thecaseof
Asturias(Spain), “Renewable and Sustainable Energy Reviews” 2008 No. 12.
Oleszkiewicz J., Eksploatacjaskładowiskaodpadów,Poradnikdecydenta, Lem Projekt
s. c., Kraków 1999.
Overview Report: Meeting the Targets and Putting Renewables to Work, ALTENER
Programme, DG for Transport and Energy, European Commission, 2003.
Pasierb S., Założeniagospodarkienergetycznejwgminachzeszczególnymuwzględnie‐
niemenergetykiodnawialnej, Konferencja „Energetyka w gminie – infrastruktura, wytwarzanie, użytkowanie”, Ustroń – Zawodzie, kwiecień 2003.
Pawlak J., Nakładyenergiiwrolnictwiepolskimiichefektywność, „Problemy Inżynierii
Rolniczej” 2009 nr 1.
Pearce D., Barbier E.B., Blueprint for a sustainable economy, Earthscan Publications
Ltd, London 2000.
Pezacki W., Przetwarzanie surowców rzeźnych. Wpływ na środowisko przyrodnicze,
Wyd. Naukowe PWN, Warszawa 1991.
Piekarska A., K. Zimniewicz, Myślenie sieciowe w teorii i praktyce, PWE, Warszawa
2010.
Piekarski W., Zając G., Krzaczek P., Produkcja i wykorzystanie biopaliw –szanse iza‐
grożenia, w: Energetykaaochronaśrodowiskanaturalnegowskaliglobalnejilo‐
kalnej, red. B. Kościk, M. Sławińska, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2009.
Piekarski W., Zając G., Szyszlak J., Odnawialne źródła energii jako alternatywa paliw
konwencjonalnych w pojazdach samochodowych i ciągnikach, „Inżynieria Rolnicza” 2006 nr 4 (79).
Pigou A.C., EconomicsofWelfare, London 1952.
Pilarek Z., Gałązka S., Gornowicz R., Wpływ sposobu zagospodarowania pozostałości
pozrębowych na niektóre właściwości chemiczne gleb, „Zeszyty Problemowe
Postępów Nauk Rolniczych” 2002 nr 486.
Planowanie energetyczne w gminie. Poradnik metodyczny. http://www.kape.gov.pl/
planowanieenergetyczne/PL/index.html.
Podstawy ekonomii środowiska i zasobów naturalnych, red. B. Fiedor, Wydawnictwo
C.H. Beck, Warszawa 2002.
– 288 –
Pozyskiwanieienergetycznewykorzystaniebiogazurolniczego, red. Głodek E., Instytut
Szkła, Ceramiki, Materiałów Ogniotrwałych i Budowlanych, Opole 2007.
Przewodnikdoanalizykosztówikorzyściprojektówinwestycyjnych.Funduszestruktu‐
ralne, Fundusz Spójności oraz Instrument Przedakcesyjny. Komisja Europejska,
Dyrekcja Generalna ds. Polityki Regionalnej. Raport końcowy 16.06.2008.
Przyczynek do ekonomicznej teorii zanieczyszczenia iochrony środowiska, red. B. Fiedor,
Ossolineum, Wrocław 2002.
Rowe R.D., Chestnut L.G., Lang C.M., Bernow S.S., White D.E., The New York environ‐
mental externalities cost study: summary of approach and results, IEA, OECD
workshop on the External Costs of Energy, Brussels 1995.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie, Dz. U. nr
156, poz. 969, z późn. zm.
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu
odpadów Dz. U. nr 112, poz. 1206.
Rusak H., Nowespojrzenienakryteriaplanowaniaenergetycznegozgodnegozwymo‐
gamizrównoważonegorozwojuenergetykilokalnej, „Systems” 2008 t. 13, z. spec.
2/2.
Rusak H., Planowanieenergetycznenaobszarachcennychprzyrodniczoalokalnyrynek
energii, „Polityka Energetyczna” 2006 z. 9.
Sadowski J., Problemy zagospodarowania pozostałości zrębowych, „Zeszyty Problemowe Postępów Nauk Rolniczych” 2002 nr 486.
Sawicka B., Rośliny alternatywne, w: S. Berbeć, Sz. Dziamba, Wybrane problemy pro‐
dukcjiroślinnejnaLubelszczyźnie, Wyd. Akademii Rolniczej, Lublin 2004.
Shechter M., Wycenaśrodowiska, w: Ekonomiaśrodowiskaizasobównaturalnych, red.
H. Folmer, L. Gabel, H. Opschoor, Wyd. Krupski i S-ka, Warszawa 1996.
Sims R.E.H., Thebrillianceofbioenergy:inbusinessand inpractice, James and James
(Science Publishers), London 2002.
Słownik100tysięcypotrzebnychsłów,J. Bralczyk, PWN, Warszawa 2005.
Smith V.K. i Krutilla J.V., Towardreformulatingtheroleofpreservationvalueofwater
quality, „Land Economics” 1982 Vol. 61 No. 3.
Strupczewski A., U. Radovic, Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej
wPolsce, „Biuletyn Miesięczny PSE” 2006 styczeń.
Sulejewicz A., Analiza społecznych kosztów i korzyści. Między ekonomią dobrobytu
aplanowaniemrozwoju, PWN, Warszawa 1991.
Sundqvist T., ExplainingtheDisparityofElectricityExternalityEstimates. 25th Annual
IAEE International Conference, University of Aberdeen 2002.
Szewczyk J., D. Gientka, TerrestrialheatflowdensityinPoland–anewapproach, „Geological Quarterly” 2009 No. 53(1).
Szewczyk J., WodytermalneNiżuPolskiego, http://www.pgi.gov.pl.
Ślęk B., Możliwości wykorzystania potencjału istniejących technologii w oświetleniu
zewnętrznym, Materiały Konferencji Naukowo-Technicznej „Sztuka oświetlenia.
Elektroenergetyczne urządzenia rozdzielcze”, Kołobrzeg 2007.
– 289 –
Tańczuk M., Ulbrich R., Assessment of energetic potential of biomass. Proceedings of
ECOpole 2009.
Trojanowska M., Analizapopytunaenergięelektrycznąodbiorcówwiejskich, „Wiadomości Elektrotechniczne” 2002 nr 10-11.
Trojanowska M., Knaga J., Nęcka K., Charakterystyka gospodarstw rolnych jako użyt‐
kownikówenergiielektrycznej, „Inżynieria Rolnicza” 2006 nr 11.
Trojanowska M., Szul T., Analiza statystyczna zapotrzebowania na ciepło w gminach
wiejskich, „MOTROL” 2008 nr 10.
Tymiński J., WykorzystanieodnawialnychźródełenergiiwPolscedo2030roku.Aspekt
energetycznyiekologiczny, Zakład Promocji IBMER, Warszawa 1997.
Tytko R., Kwapniewski P., Instalacjesolarne, „Agrotechnika” 2009 nr 10.
Tytko R., Odnawialneźródłaenergii.Wybranezagadnienia, wyd. 3, Warszawa 2009.
Ulbrich R., Alternatywne źródła energii, Oficyna Wyd. Politechniki Opolskiej, Opole
2000.
Ustawa z 20 grudnia 1996 r. o gospodarce komunalnej, Dz.U. z 1997 nr 9, poz. 43
z późn. zm.
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, Dz.U. 2006 nr 89, poz. 625
z późn. zm.
Ustawa z dnia 20 listopada 2009 roku o zmianie ustawy – Prawo ochrony środowiska
oraz niektórych innych ustaw, Dz.U. nr 215, poz. 1664.
Ustawa z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami, Dz. U. 2004 nr 261,
poz. 2603, z późn. zm.
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. o odpadach, Dz.U. nr 62, poz. 628.
Ustawa z dnia 4 marca 2011 r. o efektywności energetycznej, Dz.U. 2011 nr 94,
poz. 551.
Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, Dz.U. nr 142 poz. 1591.
Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz zmianie
niektórych innych ustaw, Dz.U. nr 21, poz. 104.
Wach E., Największafarmawiatrowanamorzu, „Czysta Energia” 2002 nr 10.
Wojewódzki Program Rozwoju Alternatywnych Źródeł Energii, Raport II. Uwarunkowania, Biuro Planowania Przestrzennego, Lublin 2004.
Woś A., Ekonomika odnawialnych zasobów naturalnych, Wyd. Naukowe PWN, Warszawa 1995.
Wójcicki Z., Potencjał odnawialnych zasobów energii w rolnictwie, „Wieś Jutra” 2003
nr 2(55).
Wytyczne w zakresie wybranych zagadnień związanych z przygotowaniem projektów
inwestycyjnych, w tym projektów generujących dochód, Ministerstwo Rozwoju
Regionalnego, Warszawa 2009.
Zimniewicz K., Współczesnekoncepcjezarządzania, PWE, Warszawa 2003.
– 290 –
Spis tabel
1.1 Czynniki stanowiące o pojawieniu się sytuacji problemowej ..................................... 39
1.2 Matryca czynników wpływających na sytuację problemową 6.
Zagrożenie normalnego funkcjonowania obiektów komunalnych
i mieszkalnych w warunkach awarii scentralizowanego źródła ciepła .................. 42
2.1 Zakres oceny zgodności planu energetycznego z innymi dokumentami
gminnymi (studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania
przestrzennego, strategia zrównoważonego rozwoju gminy,
program ochrony środowiska) ................................................................................................. 61
3.1 Dane dotyczące systemu elektroenergetycznego w gminie
i zapotrzebowania na energię (zakres A) ............................................................................. 75
3.2 Dane dotyczące systemu energetycznego w gminie i zapotrzebowania
na energię (zakres B) ..................................................................................................................... 76
3.3 Dane do oceny systemu elektroenergetycznego w gminie ........................................... 78
3.4 Dane ogólne ....................................................................................................................................... 79
3.5 Podstawowe dane do energetycznej oceny budynków .................................................. 80
3.6 Wskaźniki charakteryzujące lokalny system energetyczny ......................................... 81
4.1 Zużycie energii elektrycznej w wiejskich gospodarstwach domowych
według województw ................................................................................................................... 103
4.2 Wartości referencyjne do oszacowania zużycia energii elektrycznej
na oświetlenie dla budynków użyteczności publicznej .............................................. 105
4.3 Porównanie zużycia energii przez różnego typu źródła światła
wykorzystywane w oświetleniu drogowym .................................................................... 107
4.4 Orientacyjny wskaźnik zapotrzebowania na ciepło w zależności
od wieku budynku ....................................................................................................................... 111
5.1 Wskaźniki emisji zanieczyszczeń ze spalania różnych paliw
w kotłach małej mocy (<50 kWth) ....................................................................................... 123
6.1 Źródła pozyskania danych do obliczeń zasobów biomasy ........................................ 129
6.2 Wartość opałowa różnych rodzajów biomasy oznaczona
dla absolutnie suchej masy Qid [MJ/kg] oraz wilgotności W [%] ............................. 131
6.3 Ciepło spalania i wartość opałowa różnych rodzajów drewna ............................... 139
6.4 Stosunek plonu słomy do plonu ziarna zbóż ................................................................... 156
6.5 Normatywy zapotrzebowania słomy na paszę i ściółkę
oraz produkcji obornika [tony/rok] .................................................................................... 157
– 291 –
6.6 Współczynniki reprodukcji i degradacji substancji organicznej w glebie .......... 158
6.7 Plony wieloletnich roślin energetycznych [t s.m./ha/rok] ........................................ 164
6.8 Wskaźnik produkcji biogazu Wbsd [m3/DJP/d] ................................................................ 176
6.9 Kategoryzacja odpadów z wybranych gałęzi przemysłu
rolno-spożywczego innych niż komunalne i niebezpieczne ..................................... 179
6.10 Potencjał biogazu z wybranych odpadów przemysłu rolno-spożywczego ........ 180
6.11 Ilość etanolu uzyskiwana z 1 ha wybranych gatunków roślin
przy średnich plonach zbieranych w Polsce w latach 2001-2005 ......................... 185
7.1 Zmiany w środowisku wywołane energetycznym wykorzystaniem rzek .......... 192
8.1 Matryca identyfikacji pośrednich efektów społecznych
oraz pozaśrodowiskowych efektów zewnętrznych wytwarzania
i przesyłu energii elektrycznej i cieplnej ........................................................................... 217
8.2 Szacunki kosztów zewnętrznych dla różnych technologii
energetycznych [US centy/kWh] ........................................................................................... 226
8.3 Ekologiczne koszty zewnętrzne uśrednione dla 25 krajów
Unii Europejskiej [eurocenty/kWh] .................................................................................... 228
8.4 Szacunkowe wartości zewnętrznych kosztów zdrowotnych ................................... 229
8.5 Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej
w elektrowniach zawodowych w Polsce w 2004 roku według
rodzaju obiektu i zanieczyszczeń .......................................................................................... 229
8.6 Zestawienie całkowitych kosztów zewnętrznych energetyki
konwencjonalnej i alternatywnej według raportu EWEA .......................................... 233
8.7 Wskaźniki dla całkowitych kosztów zewnętrznych przy wytwarzaniu
energii elektrycznej dla poszczególnych technologii ................................................... 233
8.8 Wskaźniki dla kosztów zewnętrznych klimatu, zdrowia i materiałów
przy wytwarzaniu energii elektrycznej [grosze/kWh] ............................................... 234
8.9 Koszty odtworzenia i pielęgnacji szaty roślinnej według typów siedlisk ........... 236
8.10 Wskaźniki szacunkowe dla 1 ha gruntów rolnych [decytony ziarna żyta] ......... 239
8.11 Wskaźniki szacunkowe dla gruntów stanowiących lasy ............................................ 239
8.12 Grupy typów siedliskowych lasów ....................................................................................... 240
8.13 Przykładowe wskaźniki zatrudnienia [osoba/MW] dla odnawialnych
źródeł energii ................................................................................................................................. 241
8.14 Współczynniki korygujące dla poszczególnych typów siedliskowych lasu ....... 253
8.15 Współczynniki korygujące dla poszczególnych typów siedliskowych lasu ....... 254
8.16 Współczynniki korygujące dla poszczególnych form prawnej ochrony .............. 255
9.1 Zestawienie przepływów dla społeczeństwa .................................................................. 279
– 292 –
Spis rysunków
1.1 Model funkcjonowania systemu zarządzania energią .................................................... 15
1.2 Model ciągłego doskonalenia Dominga – Ishikawy ......................................................... 22
1.3 Ogólny model systemu zarządzania ........................................................................................ 24
1.4 Elementy systemu zarządzającego .......................................................................................... 25
1.5 Narzędzia zarządzania energią w gminie ............................................................................. 28
1.6 Przedmiot zarządzania energią ................................................................................................ 32
1.7 Obiekt zarządzania – aspekt podmiotowy ........................................................................... 33
1.8 System gospodarowania energią jako element systemu
zarządzania gminą .......................................................................................................................... 34
1.9 Identyfikacja sytuacji problemowej ........................................................................................ 36
1.10 Prosta sieć wzajemnych oddziaływań sytuacji problemowych
gospodarowania energią w gminach ...................................................................................... 37
1.11 Sieć zależności czynników decydujących o ekonomicznym efekcie
wymiany energochłonnego sprzętu w gospodarstwie domowym ........................... 38
1.12 Wzajemne oddziaływanie czynników wpływających na sytuację
problemową 6. Zagrożenie normalnego funkcjonowania obiektów
komunalnych i mieszkalnych w warunkach awarii scentralizowanego
źródła ciepła ...................................................................................................................................... 44
2.1 Procedura postępowania przy przygotowywaniu wariantów
rozwoju i modernizacji gminnej energetyki ........................................................................ 50
2.2 Zakres gminnej gospodarki energetycznej .......................................................................... 54
2.3 Schemat planowania lokalnego ................................................................................................ 56
3.1 Etapy opracowania planu energetycznego w gminie ...................................................... 72
3.2 Bilans energetyczny gminy ......................................................................................................... 88
4.1 Schemat ideowy gospodarowania energią w domu,
mikroprzedsiębiorstwie i gospodarstwie rolnym ............................................................ 94
4.2 Struktura wykorzystania energii finalnej w gospodarstwach
domowych [%] .................................................................................................................................. 95
4.3 Mikroprzedsiębiorstwa według podstawowego profilu działalności ..................... 96
– 293 –
4.4 Poziom i struktura rodzajowa zużycia nośników energii
w rolnictwie polskim ..................................................................................................................... 97
4.5 Prognozowane roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną
odbiorców finalnych w przeliczeniu na 1 osobę [kWh/osobę/rok] ...................... 118
4.6 Roczne zużycie energii elektrycznej brutto na osobę w 2008 roku
w poszczególnych województwach [kWh/osobę] ........................................................ 118
5.1 Struktura emisji zanieczyszczeń z głównych sektorów gospodarki
w Polsce w 2003 roku ................................................................................................................ 121
6.1 Lesistość województw ............................................................................................................... 133
7.1 Roczne sumy promieniowania słonecznego na optymalnie
pochyłej powierzchni ................................................................................................................. 190
7.2 Mapa wietrzności Polski oraz prędkość wiatru wyrażona
w m/s na wysokości 100 m ..................................................................................................... 197
7.3 Mapa strumienia cieplnego Polski ........................................................................................ 201
7.4 Zasoby energii geotermalnej Polsce .................................................................................... 202
8.1 Podział strukturalny kategorii kosztów i korzyści społecznych ............................. 204
8.2 Ekonomicznie optymalny poziom produkcji (zanieczyszczenia) ........................... 206
8.3 Schemat postępowania w metodzie ścieżki oddziaływań ......................................... 224
8.4 Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej dla średniej
lokalizacji w Polsce przy zastosowaniu różnych technologii
wytwarzania i kontroli emisji zanieczyszczeń [eurocenty/kWh] .......................... 230
9.1 Koncepcja korzyści netto projektu ....................................................................................... 260
9.2 Ranking projektów według wartości NPV ........................................................................ 274
9.3 Wielokrotna wewnętrzna stopa zwrotu ............................................................................ 275
– 294 –

Podobne dokumenty

edukacja energetyczna

edukacja energetyczna postaw i zachowań obecnych i przyszłych pokoleń użytkowników energii. Przedmioty takie powinny się skupiać nie tylko na szkodach wywołanych przez konsumpcję energii, ale również na wartości tego og...

Bardziej szczegółowo

przemyślany wybór. Co powinien wiedzieć

przemyślany wybór. Co powinien wiedzieć na polach właściciela biogazowni. Utrzymujący się na wysokim poziomie koszt jednostkowy instalacji biogazowych oraz konieczność zapewnienia odpowiedniej ilości surowca decyduje o tym, że realizacji...

Bardziej szczegółowo