GARŚD STATYSTYKI - Towarowa Giełda Energii SA

Transkrypt

Najważniejszym wydarzeniem lipca była niewątpliwie skarga Polski do Europejskiego
Trybunału Sprawiedliwości. Sprzeciwiamy sie w ten sposób decyzji Komisji Europejskiej
dotyczącą limitów darmowych pozwoleo na emisje CO2 w przemyśle w latach 2013-20.
Wyznacznikiem mają byd tzw. benchmarki, czyli poziom emisji przy użyciu
najnowocześniejszych technologii dostępnych w całej UE (a nie w poszczególnych krajach).
W praktyce wyklucza to węgiel, będącym głównym źródłem energii w naszym kraju.
Dużo będzie o współpracy energetycznej Niemiec i Rosji, a właściwie poddaniu się tych
pierwszych dyktatowi Gazpromu. Może mied to ogromne konsekwencje dla polityki
energetycznej całej wspólnoty europejskiej.
Czy łupki pozwolą nam niezależnośd energetyczną i sprostanie wymogom klimatycznym
Brukseli?
Czy Towarowa Giełda Energi zostanie sprzedana Giełdzie Papierów Wartościowych, a może
w grę wchodzi inny inwestor?
Na te i inne pytania spróbujemy odpowiedzied w lipcowym przeglądzie prasy.
Na początek, jak zwykle ...
... GARŚD STATYSTYKI
Zużycie energii elektrycznej w Polsce wzrosło w maju 2011 r. o 3,2% rdr i wyniosło 12,541
TWh - wynika z danych PSE Operator.
Od początku roku zużycie energii elektrycznej wyniosło 66,647 TWh i było o 2,3% wyższe niż
w analogicznym okresie 2010 r.
W maju wyprodukowano w Polsce 13,114 TWh energii elektrycznej, tj. o 9,2% więcej rdr. Od
początku 2011 r. wyprodukowano 69,229 TWh energii elektrycznej, tj. o 5,5% więcej niż w
analogicznym okresie 2010 r.
www.cire.pl 1.07.2011
PSE Operator podał dane o produkcji i zużyciu energii elektrycznej w czerwcu oraz w I
półroczu 2011 r. Czerwiec był kolejnym tegorocznym miesiącem wzrostu zarówno produkcji,
jak i zużycia energii elektrycznej w Polsce.
Produkcja w czerwcu wyniosła 12,419 TWh, co oznaczało wzrost o 5,29% w stosunku do
produkcji z czerwca 2010 r. W efekcie w I półroczu produkcja prądu w Polsce wyniosła
81,647 TWh i okazała się większa niż w I półroczu 2010 r. o 5,48%.
Z kolei krajowe zużycie energii elektrycznej w czerwcu wyniosło 12,135 TWh i to był wzrost o
3,7% w porównaniu z czerwcem 2010 r. Zarazem czerwiec był 5. z kolei miesiącem, w którym
zużycie prądu było większe niż rok wcześniej. Tylko w styczniu 2011 r. zużycie prądu w Polsce
było mniejsze niż rok wcześniej - o 0,84%. W konsekwencji po 6 miesiącach zużycie krajowe
energii elektrycznej wyniosło 78,781 TWh, co w porównaniu z analogicznym okresem 2010 r.
oznaczało
wzrost
o
2,51%
Stosunkowo wysokie było saldo handlu zagranicznego. W I półroczu 2011 r. nadwyżka
eksportu nad importem prądu wyniosła 2,866 TWh, a rok wcześniej było to tylko 0,554 TWh.
Struktura paliwowa produkcji prądu w pierwszych 6 miesiącach 2011 r. była bardzo zbliżona
do tej sprzed roku i nadal wyraźnie dominowały źródła węglowe. W I półroczu 2011 r. udział
elektrowni zawodowych na węgiel kamienny w produkcji prądu ogółem wyniósł ok. 57% i był
2
niemal taki sam jak rok wcześniej. Podobnie było w przypadku elektrowni zawodowych na
węgiel brunatny, których udział w produkcji prądu w I półroczu 2011 r. wyniósł ok. 32% i też
był niemal taki sam jak rok wcześniej. O ile jednak elektrownie węglowe zwiększyły
produkcję - na węgiel kamienny o 5,83%, a na węgiel brunatny o 4,74% - o tyle spadek
produkcji zanotowały zawodowe elektrownie wodne o 17,29% i elektrownie gazowe, ale te
tylko o 0,13%. W I półroczu 2011 r. udział elektrowni wodnych w produkcji prądu w Polsce
był
mniejszy
niż
2%,
a
elektrowni
gazowych
sięgnął
blisko
3%.
Największą dynamikę produkcji w stosunku do I półrocza 2010 r. zanotowały elektrownie
wiatrowe. W pierwszych 6 miesiącach 2011 r. farmy wiatrowe wyprodukowały 1,243 TWh
prądu wobec 0,533 TWh rok wcześniej, a ich udział w produkcji energii elektrycznej w Polsce
przekroczył 1,5%
www.wnp.pl 13.07.2011
Wg najnowszego monitoringu Urządu Regulacji Energetyki (URE) liczba odbiorców, którzy
zmienili sprzedawcę (tzw. odbiorców TPA) z grup taryfowych A, B, C - wg stanu na koniec
maja 2011 r. - wyniosła 12 016.
Od kooca 2010 r. sprzedawcę energii zmieniło aż 4 405 komercyjnych odbiorców (wzrost o
57,9 %). Tylko w kwietniu 2011 r. z prawa wyboru sprzedawcy skorzystało 870 odbiorców z
„biznesowych” grup taryfowych. Jeszcze więcej było ich w maju 2011 r. - 1210.
Systematycznie rośnie także liczba aktywnych odbiorców energii w gospodarstwach
domowych (tzw. grupa taryfowa G). Polacy chcą i potrafią korzystad ze swoich praw na rynku
energii - dokonali już 1664 indywidualnych wyborów sprzedawcy prądu. Od kooca 2010 r. do
kooca maja 2011 r. liczba tzw. odbiorców TPA (zasada Third Party Access umożliwia zmianę
sprzedawcy) w tej grupie wzrosła o 24%. W kwietniu 2011 r. odnotowano 115 zmian
sprzedawcy w grupie taryfowej G, w maju liczba ta wyniosła 71.
A jak to wygląda w Europie.
W Republice Czeskiej w I kwartale 2011 r. z prawa do zmiany sprzedawcy (gaz i energia
elektryczna) skorzystało prawie 218 000 odbiorców energii, w tym - 97 500 odbiorców
indywidualnych.
W W. Brytanii rocznie sprzedawcę zmienia nawet 15 %, a w Niemczech 18% wszystkich
odbiorców energii i gazu.
Wg raportu Komisji Europejskiej z listopada 2010 r. tylko w 7 krajach UE liczba odbiorców
korzystających z zasady TPA przekroczyła 10 %, 23 % odbiorców energii w krajach Unii ma
dostęp do porównywalnych ofert różnych sprzedawców, a 41 % odbiorców nie wie, czy ma
prawo do zmiany sprzedawcy energii.
I co bardzo istotne - rachunki za prąd w przyszłym roku pójdą tylko minimalnie w górę.
Urząd Regulacji Energetyki nie wyda w 2012 r. zgody na znaczące podwyżki cen dla klientów
indywidualnych.
- Nie widzę podstaw do znaczących zmian cen energii w przyszłym roku, zwłaszcza biorąc
pod uwagę wyniki transakcji giełdowych - mówi prezes URE Marek Woszczyk. - I sądzę, że do
kooca roku nie wydarzy się nic zaskakującego, co mogłoby zachwiad rynkiem.
3
Opinia szefa URE ma bardzo duże znaczenie, bo to on zatwierdza cenniki firm sprzedających
energię do gospodarstw domowych. Odbiorcy indywidualni mają zatem powody do
zadowolenia, gdyż sprzedawcy nie dostaną zgody na znaczące podwyżki w 2012 r.
Odbiorcom sprzyja stabilizacja na rynku hurtowym. W transakcjach zawieranych na 2012 r.
na Towarowej Giełdzie Energii ceny elektryczności - 203 zł za 1 MWh - są zbliżone do tych na
dostawy na IV kwartał 2011 r. - Mamy znaczące obroty, zakontraktowano ponad 50 TWh
energii na 2012 r., a zatem wyniki transakcji są na pewno reprezentatywne - mówi prezes
Towarowej Giełdy Energii Grzegorz Onichimowski. - Skoro przez giełdę przechodzi ok. 70%
energii dostępnej w kraju, to może byd traktowana jako wyznacznik rynku.
Woszczyk przypomina, że od stycznia spółki handlujące energią będą miały dodatkowe
obowiązki związane z zakupem energii z odnawialnych źródeł i muszą posiadad odpowiednie
certyfikaty. A to oznacza niewielki wzrost kosztów energii - kilka złotych na 1 MWh. Te koszty
- 7-8 zł za 1 MWh - szef URE musi uznad za uzasadnione i uwzględnid w taryfie. Koszt samej
energii stanowi tylko 50% rachunku przeciętnej rodziny, a zatem przy założeniu utrzymania
stałych opłat za dostawę energii podwyżka w 2012 r. wyniesie ok. 2%. Przeciętne
gospodarstwo zużywające ok. 2 MWh energii rocznie (za ok. 700 zł) w przyszłym roku wyda
więc o ok. 14 zł więcej.
Rzeczpospolita 25.07.2011
T G E – W CZYJE RĘCE ?
Ale zanim o tym, słowo o obligo.
15 lipca Sejm uchwalił ustawę nowelizującą Prawo energetyczne. Zamiany pozwolą na
zaliczenie energii elektrycznej sprzedawanej przez GPW do tzw. obliga giełdowego.
Zmieniono zapis, obowiązującego od 9 sierpnia 2010 r., art. 49a Prawa energetycznego.
Nowe brzmienie przepisu powinno przyczynid się do większego zainteresowania handlem
energią na GPW.
Jest to 48. zmiana, obwiązującego od 14 lat, Prawa energetycznego.
Akcjonariusze Towarowej Giełdy Energii (TGE) posiadający ponad 80% akcji zwykłych
podpisali list intencyjny w sprawie wspólnej sprzedaży akcji spółki - poinformowało
Ministerstwo Skarbu Paostwa w komunikacie.
List intencyjny został podpisany przez: Skarb Paostwa, Elektrim, Elektrim Volt, Zespół
Elektrowni Pątnów - Adamów - Konin, Energa, E.ON Energy Trading SE, PGE Polska Grupa
Energetyczna, PGE Elektrownia Opole, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna.
- List wyraża wolę akcjonariuszy podjęcia wspólnych działao w związku ze sprzedażą
pakietów akcji posiadanych w TGE S.A. Ta wspólna propozycja obejmuje zespołowe
występowanie wobec zainteresowanych podmiotów i wzajemną zgodę na późniejsze zmiany
statutu TGE - napisano w komunikacie.
Zainteresowanie przejęciem TGE wyrażała warszawska Giełda Papierów Wartościowych.
Skarb Paostwa ma 22,3% akcji TGE. Po 10% akcji posiadają: Elektrim, E.ON Energy Trading SE,
PGE Polska Grupa Energetyczna, PGE Elektrownia Opole. Do Zespołu Elektrowni PątnówAdamów-Konin należy 10,83% walorów. 2,33% akcji ma GPW.
4
Pozostali akcjonariusze to m.in.: Vattenfall Sales Poland, Energa, Zespół Elektrociepłowni
Wrocławskich Kogeneracja, RWE Polska, Elektrim Volt oraz PGE Górnictwo i Energetyka
Konwencjonalna.
Towarowa Giełda Energii rozpoczęła działalnośd operacyjną 30 czerwca 2000 r., kiedy
zawarte zostały pierwsze kontrakty na dostawę energii elektrycznej na tzw. Rynku Dnia
Następnego.
TGE prowadzi: Rynek Dnia Następnego, Rynek Terminowy Towarowy z fizyczną dostawą,
Rynek Praw Majątkowych dla OZE i Kogeneracji. TGE prowadzi również Rejestr Świadectw
Pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE oraz w wysokosprawnych
źródłach kogeneracyjnych, a także Rynek Uprawnieo do Emisji CO2.
GPW udało się wstępnie przekonad Zygmunta Solorza-Żaka i innych akcjonariuszy TGE do
sprzedaży ich udziałów w giełdzie energii. Podpisany właśnie list intencyjny może oznaczad,
że tym razem spółki Solorza doczekały się satysfakcjonującej oferty i dadzą zielone światło
dla przejęcia.
Silnym argumentem po stronie GPW było przejęcie przez nią POEE, która może byd
podstawą, konkurencyjnej dla TGE, platformy obrotu oraz zeszłotygodniowa zmiana prawa
energetycznego. Uchwalona przez sejm nowelizacja zmieniła niejasny, promujący TGE zapis,
umożliwiając tym samym realizację tzw. obliga giełdowego także poprzez GPW. Gdy zmiana
wejdzie w życie, warszawska giełda będzie mied narzędzie rywalizacji z TGE. To z kolei może
zmniejszyd
wartośd
spółki
kierowanej
przez
Grzegorza
Onichimowskiego.
W sprawozdaniu za I półrocze 2011 r. Giełdy Papierów Wartościowych szacuje wartośd
posiadanych 2,33% akcji TGE na 647 000 zł (po cenie zakupu, ze względu na brak płynnego
obrotu walorami). Dawałoby to wartośd 100% akcji na poziomie niecałych 28 mln zł.
Obowiązujące od 2010 r. obligo giełdowe znacznie zwiększyło jednak wolumen handlu
energią na parkiecie. Z tego względu zarząd spółki szacuje obecną rynkową wartośd TGE,
poprzez porównanie wskaźnika cena-zysk dla GPW, na ponad 300 mln zł.
Nord Pool Spot podtrzymuje zainteresowanie przejęciem Towarowej Giełdy Energii powiedział Mikael Lundin, prezes spółki.
19 lipca akcjonariusze TGE posiadający ponad 80% akcji zwykłych podpisali list intencyjny w
sprawie wspólnej sprzedaży akcji spółki.
- Oceniam ten list intencyjny bardzo pozytywnie, bo może umożliwid zmianę statutu spółki.
Jesteśmy ciągle zainteresowani TGE - powiedział Lundin.
GPW wydaje się byd oczywistym inwestorem dla TGE, chod nie jest to wcale przesądzone i
dużo będzie zależało ceny.
Ze względu na udział skarbu paostwa w akcjonariacie TGE, oczywistym inwestorem dla spółki
zdaje się byd Giełda Papierów Wartościowych. Minister Skarbu Aleksander Grad,
wielokrotnie wskazywał zresztą GPW jako najlepszego konsolidatora krajowego rynku
energii. Również samo GPW podtrzymuje swoje zainteresowanie przejęciem TGE.
W opinii ekspertów wszystko będzie zależało jednak od ceny jaką potencjalny nabywca
będzie musiał wyłożyd za akcje TGE.
5
Wg Piotra Drozda, analityka Deutsche Banku, ze względu na zbyt małą ilośd danych trudno
jest oszacowad obecną wartości TGE oraz odnieśd się do wcześniejszych szacunków w kwocie
300 mln zł. Drozd ocenia, że GPW stad byłoby na taką transakcję, gdyż giełda posiadała w I
kwartale ponad 130 mln zł wolnej gotówki i prawie nie była zadłużona.
Prezes Elektrimu Wojciech Piskorz spodziewa się natomiast, że skarb paostwa zbierze więcej
ofert zakupu TGE, co oznacza możliwośd potencjalnego przejęcia jej przez Nord Pool czy APX.
Minister skarbu stanie przed trudną decyzją, jeżeli będą one w stanie zapłacid za TGE, więc
niż GPW.
Puls Biznesu 21.07.2011
CO2 – POLSKA IDZIE DO TRYBUNAŁU
Zacznijmy jednak od statystyki.
W 2010 r. Emisja CO2 wzrosła o ok. 5%, a emisja gazów cieplarnianych ogółem zwiększyła się
o ok. 4%. Tak wynika ze wstępnych danych Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania
Emisjami (KOBiZE)
Emisja gazów cieplarnianych w Polsce faluje. Na starcie przemian gospodarczych drastycznie
spadła, bo z ok. 563,7 mln ton ekwiwalentu CO2 w 1988 r. do 452,9 mln ton ekwiwalentu
CO2 w 1990 r. i dalej do 438,4 mln ton ekwiwalentu CO2 w 1993 r. Później bywało już różnie.
Rosła do 1996 r., a potem znowu malała do 2002 r. osiągając wtedy poziom ok. 372,8 mln
ton ekwiwalentu CO2. Potem znowu zaczęła rosnąd i tak to trwało do 2006 r., kiedy emisja
wyniosła ok. 402,3 mln ton ekwiwalentu CO2, a następnie znowu zaczął się spadek i trwał do
2009 r., ale został najprawdopodobniej przerwany.
Wstępne szacunki wykazały, że w 2010 r. emisja gazów cieplarnianych w Polsce wyniosła ok.
393,3 mln ton ekwiwalentu ton CO2 wobec 376,7 mln ton ekwiwalentu CO2 w 2009 r. Emisje
samego CO2, którego udział w emisji gazów cieplarnianych jest największy, oszacowano w
2010 r. na ok. 326,7 mln ton CO2 wobec ok. 310,4 mln ton CO2 w 2009 r.
Wszystkie podane informacje dotyczą emisji brutto, czyli nie uwzględniają kwestii
użytkowania gruntów, zmiany użytkowania gruntów i leśnictwa (Land use, land-use change
and forestry - LULUCF), która obejmuje emisje i pochłaniania gazów cieplarnianych
wynikających z bezpośrednio spowodowanych przez człowieka użytkowania gruntów,
zmiany użytkowania gruntów i leśnictwa, a ma wartości ujemne.
Z uwzględnieniem tych danych emisje gazów cieplarnianych netto są mniejsze niż brutto, ale
tendencja jest ta sama co w przypadku emisji brutto. Różnicę warto jednak pokazad, bo z
uwzględnieniem LULUCF emisja gazów cieplarnianych w Polsce wyniosła w 2009 r. ok. 339,5
mln ton ekwiwalentu CO2 (bez LULUCF - 376,7 mln ton ekwiwalentu CO2), a w 2010 wzrosła
do ok. 356 mln ton ekwiwalentu CO2 (bez LULUCF - 393,3 mln ekwiwalentu ton CO2). Gazy
cieplarniane to oprócz CO2 także metan - CH4, podtlenek azotu - N2O, fluorowęglowodory HFC, perfluorowęglowodory - PFC i sześciofluorek węgla - SF6.
W 2010 r. wzrosła także emisja CO2 w sektorach objętych systemem handlu uprawnieniami
do emisji. Wyniosła w 2010 r. ok. 199,7 mln ton CO2 wobec 191,2 mln ton CO2 w 2009 r.
Instalacje objęte system zanotowały w 2010 r. łączną nadwyżkę uprawnieo do emisji nad
potrzebami ok. 5,6 mln ton CO2. W 2009 r. też miały nadwyżkę, ale prawie 2 razy większą 10,8 mln ton CO2. Naturalnie sytuacja poszczególnych sektorów jest różna, a poza tym w
6
ramach danej branży różna jest też sytuacja poszczególnych instalacji. Jedne firmy mają
nadwyżki uprawnieo, a innym brakuje.
Spośród 16 grup instalacji objętych system handlu uprawnieniami do emisji CO2 deficyt
uprawnieo w latach 2008-10 co roku notowały tylko elektrownie zawodowe . W 2008 r.
zabrakło im uprawnieo do emisji 7,5 mln ton CO2, rok później deficyt wyniósł 3 mln ton CO2,
a w 2010 r. brakowało tym instalacjom uprawnieo do emisji 4,3 mln ton CO2. Udział emisji
elektrowni zawodowych w emisjach wszystkich instalacji polskich objętych systemem handlu
uprawnieniami jest największy i w latach 2008-10 wahał się w granicach 58-60%.
Oczywiście elektrownie zawodowe to nie cała elektroenergetyka. Systemowi handlu
uprawnieniami do emisji CO2 podlegają też elektrociepłownie zawodowe oraz przemysłowe i
ciepłownie. W latach 2009-10 ich emisja CO2 wyniosła ok. 311,7 mln ton CO2 i stanowiło to
ok. 40% emisji gazów cieplarnianych brutto w Polsce tych latach.
www.wnp.pl 20.07.2011
Przejdźmy teraz do tytułowego meritum sprawy.
Do Trybunału Sprawiedliwości UE wpłynęła skarga Polski na decyzję KE dotyczącą limitów
darmowych pozwoleo na emisje CO2 w przemyśle w latach 2013-20.
Wyznacznikiem będą tzw. benchmarki, czyli poziom emisji przy użyciu najnowocześniejszych
technologii dostępnych w całej UE (a nie w poszczególnych krajach).
Zdaniem polskiego rządu, sprowadza się to do technologii z użyciem paliwa gazowego,
podczas gdy w Polsce powszechnie stosowanym paliwem jest węgiel. Może to oznaczad
znaczny wzrost kosztów w branżach energochłonnych, takich jak ciepłownictwo, sektor
chemiczny, cementowy czy papierniczy.
We wniosku do pozwu znajdują się zarzuty o to, że decyzja Komisji Europejskiej narusza m.in.
zasadę proporcjonalności, bowiem cel redukcji emisji CO2 można osiągnąd innym, mniej
kosztownym sposobem. Ponadto wyróżnienie paliwa gazowego i pominięcie węgla łamie
unijną zasadę niedyskryminacji i ingeruje w mix energetyczny kraju członkowskiego.
Pozew wzbudził dyskusję w polskim rządzie. Od początku zwolennikiem zaskarżenia decyzji
KE był resort gospodarki, natomiast wątpliwości miał m.in. resort środowiska.
W opinii komentatorów, początek prezydencji to niefortunny czas na taki krok. - Oskarżenie
aktów prawnych jest normalnym elementem polityki europejskiej, prowadzonej przez
paostwa członkowskie - wskazuje natomiast resort gospodarki.
- Nasz kraj nie zgadza się z decyzją Komisji Europejskiej w sprawie przyznanych limitów
darmowych pozwoleo na emisję CO2 w przemyśle po 2013 r. - W Polsce mamy wrażenie, że
nie do kooca uwzględniono specyfikę polskich możliwości i uwarunkowao - oświadczył
premier Donald Tuska.
- Jeśli jakiś kraj uważa, że decyzja, która została podjęta, nie szanuje jego interesów, to może
wnieśd sprawę do ETS i wtedy na odpowiednim szczeblu ta sprawa zostanie omówiona. Na
pewno wszystkie strony będą później w pełni szanowały decyzję właściwych władz sądowych
- zadeklarował szef KE Jose Manuel Barroso.
7
Spór między Polską a KE w sprawie limitów darmowych pozwoleo na emisje CO2 w
przemyśle będzie przebiegał zgodnie z procedurami UE i zajmie ok. 2 lat; nie wpłynie na
prezydencję - zapewnił w Brukseli wicepremier Waldemar Pawlak
- To jest skarga oparta o to, iż zwracamy uwagę, że każde paostwo ma prawo do
kształtowania swojej struktury produkcji energii, tzw. energy mix - wyjaśnił Pawlak.
Zauważył, że "złożenie przez Polskę skargi nie ma związku z polską prezydencją, nie
unieszkodliwi lub obezwładni jej przebiegu, a wyniki procesu będą znane na długo po koocu
mandatu
Polski".
www.wnp.pl 13.07.2011
Ale to nie koniec klimatycznych zmartwieo Brukseli.
Komisja Europejska ma coraz więcej problemów z zaostrzeniem polityki ochrony klimatu.
Europejskie Stowarzyszenie Eurofer domaga się anulowania decyzji Komisji o przyznaniu
praw do emisji CO2 dla hut po 2013 r. W tej sprawie złożyło kilka dni temu wniosek do
Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości.
Wg Euroferu producenci stali zapłacą w latach 2013-20 dodatkowo 5 mld € z powodu
niekorzystnego benchmarku ustalonego przez Komisję.
Protesty sektora stalowego będą dla Brukseli poważnym problemem, zwłaszcza że wcześniej
podobną skargę do sądu złożyły amerykaoskie linie lotnicze.
Od 1 stycznia 2012 r. linie lotnicze latające z i do UE mają obowiązek kupowania praw dla
15% emisji CO2 podczas lotu. Zdaniem Amerykaoskiego Stowarzyszenia Transportu
Lotniczego (ATA) Komisja Europejska złamała prawo amerykaoskie i międzynarodową
konwencję z Chicago. Decyzji nie chcą się podporządkowad też Chiny.
SOPOT I ZIELONA PRZYSZŁOŚD EUROPY
Dotychczasowe dokonania w ochronie środowiska, działania na kolejne 10 lat oraz zasady
oszczędzania zasobów planety - to tematy, rozpoczętego w Sopocie, nieformalnego
spotkania ministrów środowiska krajów UE.
Podczas spotkania szef resortu środowiska Andrzej Kraszewski prezentuje priorytety
prezydencji Polski. Obejmują one m.in. sprawę efektywnego wykorzystania zasobów,
zapobieganie zmianom klimatu oraz adaptację Europy do tych zmian i przygotowanie
stanowiska UE na Konferencję Klimatyczną ONZ w Durbanie (RPA).
Pytany, czy na atmosferę w Sopocie nie położy się cieniem decyzja Polski o zaskarżeniu do
ETS decyzji Komisji Europejskiej o zasadach rozdziału bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 i
negatywny stosunek do większego ograniczenia emisji CO2 Kraszewski podkreślił, że
stanowisko Polski w tej sprawie było znane od dawna.
- Chcieliśmy najpierw uzyskad wyliczenia jak takie dodatkowe ograniczenia wpłyną na
gospodarki poszczególnych krajów, a nie UE, jako całości. Moim zdaniem całej Europy, nie
tylko Polski, nie stad na takie ambicje i Polska miała odwagę to powiedzied. Tego stanowiska
bronimy i będziemy bronid - zaznaczył.
Nieformalne spotkanie ministrów jest okazją do wymiany poglądów, która niekoniecznie
dotyczy konkretnych zapisów zamienianych na przepisy UE. Spotkanie daje możliwośd
8
przeprowadzenia politycznej debaty w sprawach, które kraj przewodniczący w Radzie UE
wskazuje, jako najważniejsze.
W spotkaniu udział biorą szefowie resortów środowiska krajów Unii, krajów Europejskiej
Przestrzeni Gospodarczej: Norwegii, Szwajcarii oraz krajów kandydujących do UE: Chorwacji,
Czarnogóry i Macedonii. W spotkaniu bierze udział unijny komisarz ds. środowiska Janez
Potocnik oraz komisarz ds. klimatu Connie Hedegaard.
Mimo objęcia przez Polskę prezydencji, polskie stanowisko w sprawie redukcji emisji CO2 nie
zmieni się - zapowiada minister środowiska Andrzej Kraszewski. Polska nie zgadza się na
zapis dotyczący pośredniego celu UE, czyli redukcji o 25% w 2020 r.
W czerwcu, w przededniu objęcia prezydencji, Polska sprzeciwiła się przyjęciu wspólnego
stanowiska ministrów środowiska UE, które zakładało zmniejszenie emisji CO2 do 2050 r. o
80%. W konkluzjach spotkania ministrów miał się znaleźd zapis dotyczący pośredniego celu redukcji o 25% w 2020 r., czemu Polska jest przeciwna.
Minister podkreślił, że jako kraj zobowiązaliśmy się do realizacji celów redukcyjnych
wynikających z unijnego pakietu 3x20 - pakietu klimatyczno-energetycznego UE przyjętego w
2008 r. - Oznacza to 20% redukcji emisji do 2020 r. i to jesteśmy w stanie wypełnid zadeklarował
Kraszewski.
Przypomniał, że podwyższenie unijnych celów redukcji emisji CO2 zostało uzależnione od
decyzji
innych
paostw
świata,
jednak
do
tego
jeszcze
nie
doszło.
Unijna komisarz ds. klimatu Connie Hedegaard jest za podwyższeniem unijnych zobowiązao
do 30%, z czego 5% pochodziłoby z inwestycji UE poza jej granicami. Mimo własnych
zastrzeżeo, Polska będzie prezentowad wspólne stanowisko UE m.in. w Durbanie.
Jeśli inne kraje świata podejmą działania służące ochronie klimatu, to UE jest gotowa do
przyjęcia nowych zobowiązao w tym zakresie po 2012 r. - to wynik obrad nieformalnego
spotkania ministrów środowiska UE w Sopocie.
Chodzi o zobowiązania do zmniejszenia emisji CO2 do atmosfery po 2012 r., po zakooczeniu
obowiązywania klimatycznego protokołu z Kioto. Protokół zobowiązuje kraje do ograniczenia
emisji CO2 do atmosfery w latach 2008-12 średnio o 5% w stosunku do 1990 r. Toczące się
negocjacje klimatyczne mają doprowadzid do nowego porozumienia klimatycznego, które
nie pozwoli wzrosnąd temperaturze Ziemi więcej niż o 2 st. C, w porównaniu z okresem przed
rozwojem
przemysłu.
Nowe porozumienie będzie przedmiotem obrad światowej konferencji klimatycznej ONZ w
grudniu w Durbanie (RPA). Polska będzie na nim prezentowad wspólne unijne stanowisko,
ponieważ do kooca roku przewodzi Radzie UE.
W ocenie komisarz ds. klimatu Connie Hedegaard przygotowanie stanowiska UE przed
konferencją jest najważniejszym zadaniem przypadającym na polskie przewodnictwo w
Radzie
UE.
Mówiła, że aby konferencja klimatyczna w Durbanie mogła zakooczyd się sukcesem,
pozostałe kraje świata będą musiały się do czegoś zobowiązad. - Jeżeli reszta świata uzna, że
wielkim sukcesem będzie samo zobowiązanie ze strony UE do ograniczeo emisji, to nie
będzie to prawda - mówiła. - Szczególnie USA oraz gospodarki rozwijające się będą musiały
się do pewnych rzeczy zobowiązad - podkreśliła w Sopocie unijna komisarz.
9
- Rozmawialiśmy o tym, co my, jako UE, możemy zrobid - bo odpowiadamy tylko za 12-13%
emisji. W jaki sposób wpłynąd na inne kraje - największych emitentów, by podzielali ambicje
klimatyczne Unii - stwierdził przewodniczący obrad, minister środowiska Andrzej Kraszewski.
www.wnp.pl 13.07.2011
ZIELONA PRZYSZŁOŚD ŚWIATA
Jeśli świat chciałby porzucid paliwa kopalne i atom, musi przeznaczad rocznie na rozwój
zielonych technologii pozyskiwania prądu aż 1,9 bln $. Jeśli ten kosztowny warunek zostałby
spełniony, w 2040 r. większośd produkowanej energii w koocu pochodziłaby ze źródeł
odnawialnych. - Co najmniej 1/2 tej sumy musi byd przeznaczona na inwestycje w krajach
rozwijających się, by zaspokoid ich błyskawicznie rosnący apetyt na energię - stwierdza
raport Komitetu Doradczego ONZ ds. Ekonomicznych i Społecznych.
Nie zanosi się jednak na to, by ktokolwiek zamierzał wyłożyd tak ogromną sumę. Chod
uczestnicy klimatycznego szczytu ONZ w Kopenhadze w 2009 r. zdecydowali się przekazad do
2012 r. paostwom rozwijającym się 30 mld $ na rozwój zielonej energetyki, nie dotrzymali
słowa. Pod wielkim znakiem zapytania stoi więc transfer kolejnych obiecanych 100 mld $,
które miały do nich trafid do 2020 r.
Dziennik Gazeta Prawna 11.07.2011
Europa zostaje w tyle w rywalizacji o zielone inwestycje. W 2010 r. inwestycje te wzrosły o
1/3, osiągając 211 mld $. Dla porównania w 2009 r. zainwestowano 160 mld $. Dane
wskazują na skok rzędu 540% od 2004 r.
Znaczna częśd wzrostu pochodzi z inwestycji - szczególnie w farmy wiatrowe - w Chinach. W
Paostwie Środka na ten cel przeznaczono prawie 50 mld $, co oznacza wzrost o ponad 1/4 w
stosunku do 2009 r. i potwierdza, że kraj ten staje się potęgą na świecie w zakresie zielonej
energetyki. Silny wzrost zanotowano także w innych częściach rozwijającego się świata, w
tym w Indiach i Ameryce Łacioskiej.
W Europie natomiast wartośd inwestycji finansowych sektora spadła o 1/5 do 35 mld €.
Jedną z najbardziej uderzających cech 2010 r., jest to, iż pod względem nowych inwestycji
finansowych obejmujących aktywa finansowe, venture capital, private equity oraz inwestycje
w ramach publicznych rynków akcji - kraje rozwijające się po raz pierwszy wyprzedziły
gospodarki rozwinięte.
Inwestycje te wyniosły odpowiednio 72 mld $ w krajach rozwijających się oraz 70 mld $ w
krajach uprzemysłowionych.
www.energia.pl 12.07.2011
Przyjrzyjmy się teraz zielonemu tygrysowi, bo na taki przydomej zasłużyły sobie niewątpliwie
Chiny w 2010 r.
Wspieranie rozwoju energetyki wiatrowej, słonecznej i innych OZE zapowiedział premier
Chin w sprawozdaniu z prac rządu. XII Plan 5-letni zakłada, że udział energii pochodzącej ze
źródeł alternatywnych w łącznym zużyciu energii wzrośnie w Chinach do 11,4%. Rysuje to
dobre perspektywy rozwoju nowych źródeł energii w Chinach.
10
Wśród nich szczególnie dobre perspektywy rozwoju ma energia słoneczna, gdyż 76%
terytorium Chin jest dobrze nasłonecznione. W odróżnieniu od energii wodnej, wiatrowej czy
jądrowej, energia słoneczna nie wiąże się z powstaniem żadnych odpadów ani hałasem.
Technologia stosowana w produkcji energii słonecznej jest bezpieczna i dojrzała.
Produkcja ogniw fotowoltanicznych dynamicznie się w Chinach rozwija, dzięki czemu stały
się one największym na świecie ich producentem.
www.wolnemedia.net 4.07.2011
Chiny są od 2008 r. największym na świecie emitentem CO2. Roczna emisja to 6,5 mld ton.
Przewyższa o 1 mld ton wartośd emisji poprzedniego lidera, USA, i wynosi ok. 22% światowej
emisji CO2. Jest to duży problem i dlatego kraj ten zaczyna inwestowad w czystsze i bardziej
efektywne źródła energii.
Analitycy są zgodni co do szans Chin na zdominowanie światowego rynku energii
odnawialnej. W ciągu minionych kilku lat w kraju zainwestowano rekordowe sumy w
infrastrukturę oraz technologię w energię wiatrową, słoneczną.
Chiny znalazły się na 1 miejscu opublikowanego przez Ernst & Young raportu klasyfikującego
paostwa pod względem atrakcyjności dla inwestycji w energetyce odnawialnej. Poprzednim
liderem były USA.
W 2009 r. Chiny zainwestowały 34,6 mld $ w sektor OZE, prawie 2 razy tyle co USA.
Ogółem w latach 2007-10 Chiny zainwestowały 120-160 mld $ oraz zostały sklasyfikowane
przez ekspertów na 4. miejscu, za Niemcami, Francją oraz USA, pod względem panującego
klimatu inwestycyjnego w tym obszarze, a więc polityki energetycznej, zachęt
inwestycyjnych, subsydiów, limitów emisji oraz zwolnieo podatkowych.
Wg amerykaoskiej Agencji Informacji Energetycznej, obecnie mniej niż 8% chioskiej energii
pochodzi z wiatru, słooca, atomu oraz wody, jednak planuje się zwiększenie produkcji energii
z paliw niekopalnych do 15% w 2020 r.
Po osiągnięciu pełnej wydajności przez Zaporę Trzech Przełomów ulokowaną na rzece Jangcy
znacznie wzrośnie produkcja energii z wody. Hydroelektrownia ma zostad ukooczona w tym
roku i z mocą 22 500 MW będzie największa na świecie.
Kwestia energii wiatrowej jest traktowana w Paostwie Środka bardzo poważnie. Pod koniec
2010 r. krajową produkcję energii z wiatru szacowano na 40 000 MW, co oznacza, że Chiny
są największym na świecie rynkiem energii wiatrowej, a ponadto do 2020 r. całkowita moc
uzyskiwana z wiatru ma osiągnąd 300 000 MW.
www.elektronika.pl 7.07.2011
Wrócmy do Europy.
Wg raportu opracowanego przez Europejskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej
(European Wind Energy Association - EWEA), kryzys w branży energetyki konwencjonalnej i
katastrofa atomowa w Japonii wzmacniają pozycję OZE, głównie energetyki wiatrowej. Z
szacunków EWEA wynika, że roczny poziom inwestycji w energetykę wiatrową w UE będzie
rósł z 13 mld € w 2010 r. do 27 mld € w 2020 r.
Prognozy wskazują, że w 2050 r. turbiny wiatrowe pokryją 1/2 zapotrzebowania na energię
w Europie. Do 2020 r. UE zwiększy 3 razy moc zainstalowaną w energetyce wiatrowej,
osiągając łącznie 230 000 MW, z czego 190 000 MW zainstalowanych na lądzie i 40 000 MW
w turbinach wiatrowych na morzu. Stanowi to 15,7% produkcji energii elektrycznej. Znaczny
11
wkład w rozwój europejskiej energetyki wiatrowej będzie mied także Polska.
- O tym, że wiatr napędza gospodarkę, wiadomo już od dawna. W Polsce, gdzie sektor
wiatrowy przecież tak naprawdę cały czas raczkuje, mamy już wiele przykładów
pozytywnego stymulowania gospodarki. Fabryki łopat, wież, firmy zajmujące się
transportem, budową, utrzymaniem i monitoringiem farm, to tylko wycinek
przedsiębiorczości związanej z branżą - zauważa Krzysztof Prasałek, prezes Polskiego
Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW). Jego zdaniem, aby osiągnąd poziom zakładany
w scenariuszu EWEA, powinniśmy do 2020 r. 9,5 razy powiększyd moc zainstalowaną w
turbinach
wiatrowych.
www.wnp.pl 11.07.2011
EWEA opublikowało też raport na temat rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w I półroczu
2011 r. Sektor odnotował 4,5% wzrost w porównaniu do I połowy 2010 r.
W ciągu 6 miesięcy 2011 r. do sieci energetycznych w W. Brytanii, Niemczech i Norwegii
zostało przyłączonych 101 przybrzeżnych turbin wiatrowych o łączonej mocy 384 MW.
Obecnie w budowie jest 11 morskich farm wiatrowych (1 w Belgii, 7 w W. Brytanii, 2 w
Niemczech, 1 w Norwegii) o wartości ok. 8,5 mld €. Po zakooczeniu inwestycji ich całkowita
moc będzie wynosid 2 844 MW. Średnia moc turbin instalowanych na morzu wynosi 3,4 MW,
w porównaniu z 2,9 MW w I połowie 2010 r.
Wg danych EWEA z 30 czerwca 2011 r. w Europie do sieci podłączone jest 49 farm
wiatrowych w 9 krajach o łącznej mocy 3 294 MW, pracuje w nich 1247 przybrzeżnych turbin
wiatrowych.
www.wnp.pl 29.07.2011
DLA POLSKI WIATR LEPSZY NIŻ ATOM
Zamiast budowad elektrownię jądrową Polska powinna postawid na rozwój morskich farm
wiatrowych - przekonują Greenpeace i Instytut Energetyki Odnawialnej.
Energia z farm wiatrowych na morzu będzie taosza i bardziej bezpieczna, a sama inwestycja i
jej obsługa zapewni więcej miejsc pracy niż elektrownia jądrowa - przekonuje raport "Morski
wiatr kontra atom", który na zlecenie polskiego Greenpeace i Fundacji im. Heinricha Boella
przygotował Instytut Energetyki Odnawialnej.
Z raportu wynika, że zamiast budowad elektrownię jądrową o mocy 3 000 MW Polska
powinna zainwestowad w elektrownie wiatrowe na Bałtyku. Do 2020 r. musiałyby powstad
na morzu farmy o mocy 5 700 MW, które wyprodukują tyle samo energii, co planowana
elektrownia jądrowa.
W dodatku energia elektryczna z wiatru ma byd taosza. Prąd uzyskany z farm wiatrowych na
morzu będzie kosztował ok. 104 € za MWh, podczas gdy prąd z atomu 110 € za MWh.
- Albo pójdziemy w niebezpieczny atom i zapłacimy większe rachunki za prąd, albo
zainwestujemy w morskie farmy wiatrowe na Bałtyku, dzięki czemu za prąd zapłacimy mniej i
stworzymy więcej miejsc pracy, m.in. w polskich stoczniach. Nie mówiąc już o tym jak
wzrośnie dzięki temu nasze bezpieczeostwo - uważa Greenpeace.
W Europie w 2009 r. ponad 60% nowych mocy elektrycznych powstało w obszarze OZE.
12
Budowa farm wiatrowych na Bałtyku o mocy 5 700 MW to nakłady rzędu 14,3 mld. €. Gdyby
25% urządzeo i usług dostarczyły krajowe firmy, polski rynek zanotowałby obroty na
poziomie 3,6 mld. €. Dodatkowe obroty rynku związanego z serwisem morskiej farmy
wiatrowej w całym okresie jego funkcjonowania to ok. 390 mln € rocznie. Raport ocenia
potencjał techniczny morskich farm wiatrowych w Polsce na 35 000 MW.
Czy energetyka wiatrowa może stad się w Polsce prawdziwą alternatywą dla energetyki
opartej na węglu i atomie? Zdaniem autorów raportu - tak.
- OZE oraz efektywnośd energetyczna dają możliwośd zwiększenia bezpieczeostwa
energetycznego Polski i stopniowego odchodzenia od energetyki opartej na węglu. Już teraz
wiadomo, że wcale nie musimy budowad elektrowni jądrowej. Zamiast tego mamy
możliwośd i powinniśmy w tym samym czasie postawid farmy wiatrowe na Bałtyku, które
dostarczą tyle samo prądu, a w niższej cenie oraz stworzą więcej miejsc pracy - uważają
autorzy raportu.
- Polska posiada jeden z najwyższych potencjałów rynkowych morskich farm wiatrowych na
Bałtyku, a obszar polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej to jeden z terenów o najlepszych
warunkach wietrznych. Warto zwrócid też uwagę na fakt, że o ile w morskiej energetyce
wiatrowej Polska ma szansę byd jednym z liderów i eksporterów technologii i usług, o tyle
trudno sobie wyobrazid, że w energetyce jądrowej Polska będzie potentatem lub
eksporterem technologii - dodają.
- Jeżeli podejmuje się decyzje o inwestycji w elektrownię jądrową wartą minimum 110 mld
zł, nie licząc nakładów na sieci przesyłowe i rozdzielcze, bez rachunku ekonomicznego, to
takiego przypadku nie było nawet w socjalizmie. To jest kolonizowanie polskiej energetyki.
Chodzi przecież o decyzje na 100 lat. Przez cały ten czas będziemy całkowicie uzależnieni od
partnera zewnętrznego i to w sytuacji, kiedy nastąpił już przełom technologiczny w
energetyce odnawialnej. Jest to obszar, w którym mamy własne wielkie zasoby - komentuje
prof. Popczyk z Politechniki Śląskiej, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych, który w
latach 1990-95 współtworzył i realizował reformę
www.onet.pl 13.07.2011
- Do 2020 r. nie powstaną w Polsce elektrownie jądrowe, bo nigdzie na świecie nie
wybudowano ich szybciej niż w 15 lat. Możemy więc liczyd, że pierwsza taka elektrownia, o
mocy ok. 1600 MW, powstanie w 2025 r., a druga ok. 2030 r. Tymczasem do 2020 r. można
wybudowad ok. 1000 MW w morskich farmach wiatrowych, do 2025 r. kolejne 4 000 MW, a
do 2030 r. nawet 10 000 MW. Przykład Niemiec, W. Brytanii, czy ostatnio Francji pokazuje, że
można mied w systemie i elektrownie morskie i jądrowe. Niezbędny jest tylko właściwy
rozwój sieci, ale jak zapewnia krajowy operator systemu przesyłowego, w Polsce możliwy i
planowany jest właśnie taki rozwój sieci na północy kraju. Aby jednak morska energetyka
mogła rozwijad się równolegle do jądrowej, Rząd i Parlament muszą wykonad dla tej branży
taką samą pracę, jaką wykonał dla stworzenia systemu prawnego dla inwestycji jądrowych dodają autorzy raportu.
Morskie farmy wiatrowe nie powstaną szybko, to energetyka wiatrowa na lądzie jest taosza i
w zasięgu ręki - przekonuje Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (PSEW).
13
- Na razie zejdźmy na ziemię. Dosłownie i przenośni - farmy morskie są doskonałym
kierunkiem rozwoju i przyszłością energetyki odnawialnej, ale nie możemy zapominad o
bieżącym rozwoju siłowni wiatrowych na lądzie - apeluje Krzysztof Prasałek, prezes PSEW.
Przypomina, że o ile morskie parki wiatrowe są nadal w fazie koncepcji, to na lądzie przyłącza
się koleje farmy, a wiele projektów jest na ukooczeniu. Doświadczenia niemieckie pokazują,
że samo przygotowanie prawa energetycznego i przepisów do potrzeb farm na morzu trwa
kilka lat. Tego typu instalacje są też znacznie bardziej kapitałochłonne.
- Farmy na morzu to właściwy kierunek rozwoju, ale wymaga on szeregu zmian, trudnych
decyzji politycznych i finansowych. Dlatego oba kierunki - zarówno lądowe, jak i morskie
farmy - powinny byd aktywnie rozwijane - dodaje Prasałek.
AMBITNE PLANY MINISTERSTWA ROLNICTWA
Ministerstwo Rolnictwa chce, by ustawa o OZE umożliwiała małym źródłom zielonej energii
korzystanie z ceny gwarantowanej zakupu (tzw. feed-in tariff). Większe źródła nadal mają
korzystad z systemu certyfikatów. Ograniczone ma zostad wsparcie dużych elektrowni
biomasowych i wiatrowych.
- Energetyka odnawialna ma uzupełniad a nie konkurowad z wielką energetyką systemową.
Jeżeli ktoś buduje elektrownię o mocy 200 MW opartą na biomasie, to jest to chore.
Zwłaszcza, jeżeli weźmiemy pod uwagę, że dla tej mocy potrzeba dostaw biomasy z
powierzchni ok. 80 000-100 000 ha. Podobnie, nie do kooca zdrowe są inwestycje w farmy
wiatrowe o mocy 100-200 MW. Ze względu na stan sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, te
inwestycje często nie poprawiają naszego bezpieczeostwa energetycznego - mówi Kazimierz
Żmuda z Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi (MRiRW).
Z tego względu resort rolnictwa chce wprowadzenia, w projektowanej właśnie ustawie o
odnawialnych źródłach energii, zmian ułatwiających funkcjonowanie małym, lokalnym
źródłom, tzw. rozproszonym. - Ministerstwo Rolnictwa będzie dążyd do tego, by wprowadzid,
przynajmniej dla małych obiektów, system niemiecki *wsparcie w postaci wyższej niż
rynkowa, gwarantowanej ceny zakupu energii z OZE+ i zrewidowad poziom wsparcia w
ramach
certyfikatów
dla
dużych
obiektów
mówi
Kazimierz
Żmuda.
Do jakiej wielkości obwiązywad miałaby gwarantowana cena zakupu energii zamiast
zielonych certyfikatów? - Jesteśmy skłoni by granicę postawid przy wielkości 1-2 MW, chociaż
są głosy, że powinna ona byd jeszcze niżej - wyjaśnia Żmuda.
Wyrażane przez MRiRW stanowisko znalazło także wyraz w dokumencie kooczącym
spotkanie unijnych ministrów rolnictwa w Sopocie. Napisano w nim m.in., że „brak jest
ekonomicznych i klimatycznych przesłanek aby odnawialne źródła energii (ze względu na ich
specyfikę) rozwijad jako kopię elektroenergetyki systemowej - korporacyjnej. Rozproszone
OZE winny uzupełniad i/lub zastępowad elektroenergetykę systemową zwłaszcza na
obszarach
wiejskich”.
Projekt ustawy o OZE jest już przygotowany. Ministerstwo Gospodarki zwleka jednak z jego
przekazaniem do konsultacji społecznych ze względu na to, że jednocześnie chce
opublikowad także projekty nowego prawa energetycznego i gazowego. Te nie są natomiast
jeszcze zupełnie gotowe.
14
Po katastrofie w Fukushimie trzeba znaleźd inne źródła produkcji energii - przekonuje
minister rolnictwa Marek Sawicki. Jego zdaniem w 2050 r. 1/2 energii w Polsce może byd
zielona.
Ten cel można zrealizowad dzięki wykorzystaniu produktów ubocznych i pozostałości z
rolnictwa oraz przemysłu rolniczego - ocenia Sawicki. W ten sposób Polska może otrzymad
6-8 mld m3 oczyszczonego gazu - czyli niemal 1/2 krajowego zapotrzebowania.
Produkcja energii odnawialnej na terenach wiejskich była głównym tematem konferencji,
którą ministerstwo rolnictwa zorganizowało w Sopocie w ramach prezydencji Polski w UE. W
trakcie spotkania podkreślono, że rozwój energii odnawialnej w UE powinien opierad się na
biomasie produkowanej w Europie. - Rolnictwo to także energia wiatrowa racjonalnie
wykorzystywana i energia wody - dodał minister Sawicki.
Resort rolnictwa powołał niedawno Zespół ds. Rozwoju OZE na Obszarach Wiejskich. Chce
on uczestniczyd w pracach nad nowym prawem o odnawialnych źródłach energii.
Wg szefa zespołu prof. Janusza Gołaszewskiego, gdyby 25% powierzchni gruntów rolnych
przeznaczyd na cele produkcji zielonej energii, to w 2030 r. Polska wypełniłaby w ten sposób
25% swoich zobowiązao wobec UE. Ale oprócz barier administracyjnych potrzebne jest do
tego przełamanie oporu społecznego w środowiskach wiejskich.
Zadania Zespołu ds. OZE będą polegały przede wszystkim na opracowaniu modelowych
rozwiązao dotyczących wytwarzania OZE na obszarach wiejskich ze szczególnym
uwzględnieniem wykorzystania biomasy rolniczej, a także ocenie możliwości wykorzystania
potencjału energetycznego Polski.
- Naszym zadaniem jest również uproszczenie obecnie funkcjonujących procedur oraz
promocja zrównoważonego rozwoju OZE na obszarach wiejskich poprzez wskazywanie
rozwiązao najbardziej efektywnych pod względem ekonomicznym, społecznym i
środowiskowym, dostosowanych do lokalnych uwarunkowao - przekonuje przewodniczący
Zespołu ds. OZE, prof. Janusz Gołaszewski.
www.np.pl 25.07.2011
Wizje ekologów i sprzyjających im rządów wydają się dziś równie naiwne jak wizje przyszłości
snute w filmach SF sprzed 30 lat. Czas to powiedzied - bez tradycyjnej energii świat się nie
obejdzie
W 2050 r. 50% energii w Polsce może pochodzid z odnawialnych źródeł. To nie marzenie, ale
realny plan gospodarczy - przekonywał minister rolnictwa Marek Sawicki. Wg ministra
biomasa oraz inne sposoby wytwarzania energii z odnawialnych źródeł, takich jak wiatr czy
biogaz, mogą w pełni zaspokoid zapotrzebowanie gminy.
To oczywiście możliwe, pod warunkiem że utopi się grube miliardy złotych w dotacje na
budowę wiatraków i innych instalacji oraz w dopłaty do ich eksploatacji. Minister Sawicki
przyznaje, że chce, by energetyka odnawialna była szansą dla rolników na dodatkowe
dochody. I tu mamy wyjaśnienie, skąd biorą się tak dalekosiężne wizje w resorcie rolnictwa.
Za większe dochody rolników zapłaciliby podatnicy albo odbiorcy prądu.
15
Złudzenia, że alternatywna energia jest remedium na wszystko i wkrótce zdominuje świat, to
nie tylko polska specyfika. Wg raportu ONZ w 2050 r. energia odnawialna może odpowiadad
na 77% światowego zapotrzebowania. Obecnie jest to 13%.
Koszt pozyskiwania energii alternatywnej jest wciąż znacznie wyższy od powstałej przy użyciu
tradycyjnych kopalin. Weźmy koszt inwestycji. W przeliczeniu na 1 wat energii w przypadku
elektrowni węglowej i wiatrowej wynosi on 1,5 €, zaś słonecznej - 2,4 €. Dwie ostatnie będą
pracowad jednak tylko 1000-2000 godzin rocznie, zaś węglowa 5 000-6 000. Ekolodzy
słusznie wskazują na dodatkowy koszt surowca, jednak węgiel i tak na razie wygrywa w
ogólnym rozrachunku. I tak pewnie pozostanie, zwłaszcza gdy w koocu spadną nadmuchane
przez spekulacje ceny węgla i ropy.
W przypadku energii alternatywnej na ogół nie można obejśd się bez sutych dotacji. Płacą za
nie podatnicy. W dodatku ekologiczne instalacje i tak powinny mied zabezpieczenie w postaci
tradycyjnych siłowni, bo wiatr nie zawsze chce wiad, a słooce świecid.
Alternatywne źródła są potrzebne, ale jako uzupełnienie tych tradycyjnych oraz siłowni
jądrowych. Inwestycje powinny wiązad się głównie ze zmniejszaniem emisji szkodliwych
substancji, w tym CO2, do atmosfery. Głównym kryterium powinien pozostad rachunek
ekonomiczny.
INWESTYCJE: BĘDĄ PIENIĄDZE, BĘDZIE C O 2
Nie będzie problemu z finansowaniem przebudowy polskiej energetyki. Tak przynajmniej
uważa Jarosław Myjak, wiceprezes PKO Banku Polskiego.
- Na inwestycje w energetyce potrzeba 130-170 mld zł. Ale to są pieniądze rozłożone na
dekadę. Przed Polską zatem wielkie wyzwanie, nawet biorąc pod uwagę, że to kwota
potrzebna na inwestycje bez budowy elektrowni atomowych. Potencjał jest
wyeksploatowany. Jeśli 60% mocy wytwórczych jest sprzed 25 lat, to bez nakładów zbliżyłaby
się śmierd technologiczna energetyki.
Sektor bankowy zdaje sobie sprawę, że będzie musiał znaleźd sposób finansowania wymiany
bloków energetycznych niespełniających norm ochrony środowiska i na rozbudowy
infrastruktury przesyłowej elektrycznej i gazowej. Należy się więc zastanowid, jak to
wielopłaszczyznowe finansowanie zorganizowad, a nie czy sektor temu podoła.
Obecny potencjał sektora bankowego to ok. 370 mld zł. W tym największy portfel należności
od podmiotów instytucjonalnych ma PKO Bank Polski, czyli 57,9 mld zł. I właśnie te kwoty
musimy skonfrontowad z 10-letnim finansowaniem energetyki.
Ważne jest, żeby uświadomid sobie, co składa się na to finansowanie. Konieczny jest zatem
udział własny przedsiębiorstw, finansowanie zewnętrzne i bankowe - mówi Myjak.
- Jeśli chodzi o udział własny, to mówimy o ogromnych firmach jak Enea, PGE, PKE, PGNiG i
Tauron. Te są w znakomitej kondycji finansowej i są bardzo dobrze oceniane przez banki, a
szczególnie ich zdolnośd kredytowa i rentownośd. Możemy spodziewad się, że te podmioty
częściowo wyasygnują środki własne. Przeważnie w takich projektach finansowanie własne
stanowi ok. 50% inwestycji. Firmy te mają tylko jedną piętę achillesową - są uzależnione od
polityki taryfowej.
Drugie źródło finansowania to kredyty bilateralne i konsorcjalne oraz obligacje. PKO Bank
Polski dysponuje prawie 35 mld zł w obligacjach korporacyjnych, 14 mld zł w
16
krótkoterminowych i ponad 20 mld zł w długoterminowych. Obserwujemy, że wielkie
projekty energetyczne mniej są spłacane kredytem, a sektor poszukując finansowania, idzie
w
kierunku
emisji
obligacji
uważa
wiceprezes
POKO
BP.
- Inwestowaniem w projekty energetyczne bardzo zainteresowane są instytucje
międzynarodowe EBOR i EBI. To są tzw. projekty multilateralne. Jednak i te banki mają swoje
limity. Ważne jest, że takie banki dają pieczęd pewności, ponieważ są to instytucje stosujące
najwyższe standardy w ocenienie ryzyka. Zachęcenie banków tej miary do finansowania
projektu energetycznego jest bardzo istotnym sygnałem dla innych banków, emitentów
obligacji i dla rynków, które będą nabywad te obligacje. Gdy w finansowanie zaangażowany
jest EBOR lub EBI, wiadomo, że projekt jest rentowny i bezpieczny.
Do finansowania, o którym wspominałem, musimy dołożyd fundusze unijne, szczególnie, gdy
projekt jest proekologiczny. Nie można też zapomnied o finansowaniu przez agencje
eksportowe. Są kraje, nie tylko w UE, ale na Dalekim Wschodzie, w których banki paostwowe
wspierają promocję eksportu i inwestycje zagraniczne. Coś na wzór naszego Banku
Gospodarstwa Krajowego. One często wyrażają chęd dodatkowego finansowania, gdy jakieś
przedsiębiorstwo z krajów macierzystych partycypuje w umowach wykonawczych.
Podsumowując, gdy przeanalizujemy możliwości, to nie widzę problemu w sfinansowaniu
inwestycji w polskiej energetyce - konkuduje Jarosław Myjak
www.wnp.pl 25.07.2011
- Komisja Europejska zgodziła się, aby darmowe uprawnienia do emisji CO2 otrzymały w
Polsce nowe elektrownie o łącznej mocy 15 000 MW - mówi prof. Andrzej Kraszewski,
minister środowiska.
- Uzyskaliśmy zrozumienie w tej sprawie ze strony Komisji Europejskiej. Z komisarz UE ds.
klimatu Connie Hedegaard uzgodniliśmy, że te instalacje, które zostały fizycznie rozpoczęte
do grudnia 2008 r., będą mogły skorzystad z dobrodziejstw derogacji. Tutaj nic się nie
zmieniło - twierdzi prof. Kraszewski.
www.wnp.pl 6.07.2011
O przydział uprawnieo dla bezpłatnych pozwoleo na emisję CO2 dla nowych elektrowni stara
się w sumie 51 podmiotów, w tym spółki należące do największych paostwowych grup
energetycznych, które bezpośrednio budują bloki w elektrowniach i elektrociepłowniach.
Wśród nich jest 16 firm realizujących wielkie bloki węglowe o łącznej mocy 10 000 MW,
niezbędne do sprawnego działania całego systemu elektroenergetycznego w kraju. Lista
projektów będzie dołączona do wniosku, który pod koniec sierpnia ma trafid do Komisji
Europejskiej. I to Bruksela zdecyduje o przydziale darmowych uprawnieo do emisji.
Polska energetyka zabiega o bezpłatne uprawnienia do emisji, by inwestycje w
elektrowniach były opłacalne. Gdyby musiały kupowad od razu na wolnym rynku wszystkie
uprawnienia, to koszty produkcji energii z nowych bloków znacząco wzrosną. A to by
oznaczało, że cena energii produkowanej przez nie będzie znacznie wyższa niż ze starych
instalacji, zatem inwestycje będą nieopłacalne.
Obowiązek zakupu uprawnieo do emisji CO2 to element realizowanej przez UE polityki
ochrony klimatu. To też sposób na ukaranie największych emitentów i przekonanie ich do
inwestycji ograniczającej emisję zanieczyszczeo. Polska elektroenergetyka oparta jest na
węglu, dlatego też obowiązek zakupu uprawnieo na CO2 byłby dla niej wyjątkowym
obciążeniem. UE zgodziła się więc przyznad Polsce okres przejściowy (derogację). I zamiast -
17
jak wszyscy - od 2013 r. kupowad uprawnienia do emisji na wolnych aukcjach, nasze
elektrownie i ciepłownie mogą częśd z nich otrzymad bezpłatnie. Prof. Krzysztof Żmijewski z
Politechniki Warszawskiej wylicza, że elektroenergetyka emituje 160 mln ton zanieczyszczeo
rocznie, a dostała przydział pozwoleo na 110 mln ton, więc musi dokupid resztę, wydając
nawet 2 mld €. To przy założeniu, że 1 pozwolenie na emisję będzie kosztowad ok. 40 € (za
tonę). Przeciętna elektrownia o mocy 100 MW emituje rocznie ok. 200 000 ton CO2. Zatem
gdyby właściciel bloku o mocy 800 MW musiał kupowad wszystkie pozwolenia na emisję i nie
dostał żadnych za darmo, to wydatki na ten cel sięgną ponad 250 mln zł rocznie. Ale pula ta z
roku na rok będzie maled - w 2013 r. stanowid ma 70%.
SIECI ZA 27 MLD ZŁ !
Do 2015 r. przedsiębiorstwa energetyczne zainwestują prawie 27 mld zł w rozbudowę sieci
przesyłowych i dystrybucyjnych.
Z Markiem Woszczykiem, prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, swoje plany inwestycyjne
uzgodniły Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator (na lata 2012-16). Plany 7 operatorów
systemów dystrybucyjnych - Enea Operator, Energa-Operator, EnergiaPro, Enion, RWE Stoen
Operator, PGE Dystrybucja, Vattenfall Distribution Poland - ustalono na lata 2012-15.
- Plany rozwoju uzgadniane z regulatorem mają bardzo istotne znaczenie dla rozwoju
infrastruktury sieciowej, a w konsekwencji bezpieczeostwa i niezawodności dostaw energii
elektrycznej - zauważa Marek Woszczyk. - Corocznie będziemy kontrolowad rzeczywiste
wykonywanie planów - dodaje szef urzędu.
Parkiet 13.07.2011
PSE Operator, czyli operator krajowego elektroenergetycznego systemu przesyłowego
podobnie jak dystrybutorzy energii elektrycznej uzgodnił ostatnio z URE plany swojego
rozwoju, ale nie tak jak dystrybutorzy na lata 2012-15, lecz na lata 2012-16.
Plany inwestycyjne PSE Operator liczone w cenach stałych z 2011 r. sięgają 8,2 mld zł.
W 2012 r. inwestycje firmy są planowane na 0,5 mld zł, w 2013 r. na 1 mld zł, w 2014 r. już
na 2,3 mld zł, w 2015 r. na 2,4 mld zł, a w 2016 r. na 2,0 mld zł.
2 mld zł wyda PSE Operator na budowę połączenia elektroenergetycznego Polska-Litwa, ale
jeszcze więcej mają kosztowad przyłączenia nowych elektrowni i inwestycje w sieci.
Na rozwój i modernizację sieci przesyłowych ma byd wydane ok. 2,8 mld zł, a z tego na
rozwój sieci ok. 1,8 mld zł.
Przyłączenia nowych źródeł mocy, dla których zostały podpisane umowy przyłączeniowe i
określone warunki przyłączenia mają kosztowad ok. 2,8 mld zł, a z tego ok. 1,6 mld zł dotyczy
źródeł mocy objętych już podpisanymi umowami przyłączeniowymi.
www.wnp.pl 21.07.2011
Energa Operator uzgodniła z URE plan rozwoju na lata 2012-15 przewidujący inwestycje na
ok. 4,7 mld zł. To oznacza, że na lata 2011-15 firma ma uzgodnione z regulatorem inwestycje
na blisko 5,9 mld zł.
W tym czasie firma zamierza m.in. wybudowad 8 200 km sieci wszystkich napięd, w tym
ponad 5 000 km sieci niskich napięd i zmodernizowad blisko 4 200 km sieci.
18
Plany inwestycyjne Energi Operator na 2011 r. przewidują wydatki na łącznym poziomie
1,240 mld zł, czyli o 28% wyższe niż w 2010 r.
W 2011 r. Energa Operator chce m.in. zbudowad ponad 1350 km nowych linii wszystkich
napięd wraz z przyłączami, a także zmodernizowad 1260 km linii wszystkich napięd i
przyłączyd prawie 35 000 odbiorców.
www.wnp.pl 21.07.2011
Dobiega kooca budowa najdłuższej (łącznie 5 km) 2-torowej linii kablowej wysokiego
napięcia w Trójmieście. Koszt inwestycji to ok. 13 mln zł. Linia jest wpisana jest w program
poprawy bezpieczeostwa zasilania Trójmiasta na Euro 2012.
Kable wysokiego napięcia mają blisko 10 cm grubości w przekroju, a łączna długośd
pojedynczej żyły kabla wynosi 14 km. Ze względu na swoją długośd 2 linie kablowe zostaną
ułożone w 4 odcinkach po 3 żyły i połączone 18 mufami łączeniowymi. W żyle kabla znajdują
się światłowody, które pozwalają na pełną kontrolę przez Centrum Dyspozycji Mocy linii
kablowej 110 kV pod względem obciążeo prądowych oraz na zdalne sterowanie Głównymi
Punktami Zasilania. Na całej trasie kable zasypane są betonitem (mieszanka piasku i
cementu), dodatkowo nad kablem ułożone są płyty chodnikowe, co stanowid będzie
zabezpieczenie przed uszkodzeniami mechanicznymi.
ŁUPKI ZAMIAST WĘGLA I ATOMU ???
Wykorzystanie gazu łupkowego w Polsce może doprowadzid do zmniejszenia wykorzystania
węgla i rezygnacji z planów budowy elektrowni jądrowych. Takie tezy stawia dr Michał
Wilczyoski w raporcie "Gaz łupkowy szansa czy zagrożenie" opublikowanym przez Instytut
im. E. Kwiatkowskiego.
Raport wiele miejsca poświęca chyba najbardziej kontrowersyjnej kwestii związanej z gazem
łupkowym, czyli wpływie wydobycia gazu na środowisko naturalne. Raport przypomina, że
ropa i gaz w złożach konwencjonalnych i niekonwencjonalnych to te same węglowodory,
chemicznie identyczne. Gaz łupkowy i gaz ziemny to ten sam związek chemiczny o symbolu
CH4. Różnią się jedynie miejscem występowania. - Czemu więc pojawiają się informacje
medialne, iż gaz łupkowy jest bardziej szkodliwy? - pyta Wilczyoski.
Jego zdaniem mówienie o większej szkodliwości gazu łupkowego niż gazu ziemnego to żart
powielany przez niektórych ekologów. - Pojawiały się także „doniesienia” o pojawieniu gazu
łupkowego w wodzie wodociągowej. Ciekawe, że gaz ziemny eksploatowany ze złóż o
ciśnieniach kilkuset atmosfer nie przenikał do wód podziemnych a gaz łupkowy swobodny
przedostaje się? - zastanawia się ekspert.
Wilczyoski prognozuje, że za ok. 2-3 lata będziemy znad urealnione wielkości zasobów
wydobywalnych gazu łupkowego i uwięzionego. Ocenia, że zasoby wydobywalne gazu
niekonwencjonalnego w Polsce mogą wynosid 500-800 mld m3. Za 7-10 lat wydobycie gazu
w Polsce może osiągnąd 10-15 mld m3.
Za 10-15 lat polska gospodarka stanie w obliczu konieczności zagospodarowania znacznych
ilości cennego i czystszego surowca energetycznego niż węgiel kamienny i brunatny.
19
- Czy dzisiaj nie jest czas by zrewidowad „Politykę energetyczną Polski do 2030 r.”? zastanawia się autor.
Pyta przy tym, czy 2 elektrownie jądrowe o łącznej mocy 4 800 MW planowane do
zbudowania w Polityce energetycznej kosztem ponad 120 mld zł, których moc stanowid
będzie nieco ponad 9% zapotrzebowania na moc w 2030 r., rozwiążą jakikolwiek problem
energetyczny naszego kraju skoro w tym samym czasie zostanie wyłączone z powodu
fizycznego zużycia 12 120 MW mocy?
Autor zastanawia się, czy kilkukrotnie wyższy koszt inwestycyjny 1 MW mocy „jądrówek” w
porównaniu do 1 MW mocy w elektrowni gazowej pracującej w skojarzeniu nie ściągnie z
rynku tak pilnie potrzebnych środków inwestycyjnych na rozbudowę i modernizację sieci
przesyłowych i ogromny program zwiększenia efektywności energetycznej? Warto pamiętad,
że czas budowy elektrociepłowni gazowej nie przekracza 2 lat.
- Wreszcie niech politycy i naukowcy żądni reaktorów atomowych pamiętają, że za to zapłacą
odbiorcy energii elektrycznej, a zwłaszcza gospodarstwa domowe, które płacą za prąd
znacznie drożej niż przemysł - przekonuje Michał Wilczyoski.
Wg obliczeo autora w przygotowaniu projektów elektrociepłowni gazowych, zastąpienie 500
przestarzałych i nisko-sprawnych lokalnych ciepłowni węglowych elektrociepłowniami
gazowymi o mocy 5-50 MWe pozwoliłoby w ciągu 2-3 lat dodad do bilansu energetycznego
ok. 5 000 MWe kosztem 20-40 mld zł. Pozwoliłoby to zmniejszyd roczną emisję CO2 o 20 mln
ton. Szczególnie ważne jest to, że taka moc w lokalnych źródłach rozproszonych zapewniłaby
znacznie większe bezpieczeostwo energetyczne Polski, ogromną elastycznośd i szybką,
liczoną w minutach synchronizację z Krajowym Systemem Energetycznym. Następnym
kierunkiem spożytkowania gazu powinny byd gospodarstwa domowe, przemysł i
budownictwo. Zastąpienie węgla w tych sektorach gazem umożliwiłoby roczną redukcję
emisji CO2 o kolejne 77 mln ton, umożliwiło by też lepsze wykorzystanie mocy odnawialnych
- w szczególności wiatrowych.
Raport przypomina, że szybki wzrost cen gazu na rynku światowym był impulsem do
rozwijania technologii pozyskiwania gazu w USA ze złóż niekonwencjonalnych. W 2008 r.
cena zbytu gazu na rynku amerykaoskim wynosiła średnio 500 $ za 1000 m3, by w 2009 r.
spaśd do ok. 150 $. Stało się tak za sprawą wzrastającego wydobycia gazu łupkowego. W
bilansie energetycznym USA gaz stanowi 22%. Całkowite roczne zużycie gazu w USA w 2007
r. wynosiło 652 mld m3 z czego przemysł zużył 34%, a na wytwarzanie energii elektrycznej
przeznacza się 29%, czyli 193,7 mld m3.
W raporcie przypomniano, że cena gazu rosyjskiego dla krajów UE w latach 2008-09
kształtowała się na poziomie 400-500 $ za 1000 m3, by dzięki zmniejszeniu importu gazu
LNG do USA spaśd do poziomu 300-350 $.
- Chyba nikt nie ma wątpliwości, że ceny gazu rosyjskiego są całkowicie oderwane od
ekonomicznych realiów skoro dla różnych krajów ceny różnią się o rząd wielkości - podkreśla
Wilczyoski. Zauważa przy tym, iż dolna granica opłacalności wydobycia gazu łupkowego jest
przy cenie zbytu powyżej 140 $ za 1000 m3.
www.wnp.pl 21.07.2011
Zużycie gazu ziemnego w elektrociepłowniach i elektrowniach w USA w 2010 r. w
porównaniu do 2000 r. wzrosło o prawie 42% podaje Departament ds. Energii (DoE).
Zużycie gazu w elektrowniach i elektrociepłowniach w USA na przestrzeni lat 2000-10
wzrosło z poziomu prawie 147,5 mld m3 rocznie do nieco ponad 209 mld m3.
20
W tym samym okresie zużycie ogółem tego paliwa w USA wzrosło jedynie o ok. 3,5% (do ok.
683,7 mld m3)
W okresie 2000-10 w USA przybyło prawie 237 000 MW nowych mocy w źródłach gazowych i
stanowią one już 39% mocy zainstalowanych w USA (1 042 000 MW).
WĘGIEL MA SIĘ DOBRZE
Zacznijmy od potęgi węglowej nr 1, czyli od Chin.
Największa na świecie spółka węglowa Peabody Energy zbuduje w regionie Sinciang jedną z
największych kopalni odkrywkowych w Chinach o wydajności 50 mln ton rocznie.
Będzie to jedna z największych kopalni odkrywkowych w Chinach, wykorzystująca najlepsze
praktyki w dziedzinie bezpieczeostwa, szkoleo, produktywności, odzyskiwania zasobów,
standardów ochrony środowiska i rekultywacji gruntów.
Region Sinciang to największy region administracyjny w Chinach, posiadający ogromne
zapasy węgla, które szacuje się na ok. 40% zasobów całego kraju. Rząd spodziewa się, że
wydobycie węgla w Sinciang wzrośnie od ok. 100 mln ton w 2010 r. do ponad 1 mld ton.
Chiny są najszybciej rozwijającą się gospodarką świata i największym na świecie
użytkownikiem energii. Wg Międzynarodowej Agencji Energetycznej do 2035 r. w skali
całego kraju energia pochodząca z elektrowni węglowych osiągnie moc całkowitą 600 000
MW. Oznacza to, że roczne zapotrzebowanie na węgiel wyniesie 2 mld ton. Tylko w 2011 r.
oczekuje się, że Chiny zwiększą udział energii pochodzącej ze spalania węgla o 50 000 MW,
co przekłada się na kilkaset milionów ton dodatkowego rocznego zużycia węgla.
Peabody Energy w 2010 r.sprzedała 246 mln ton i osiągnęła prawie 7 mld $ zysków.
Dostarcza 10% energii wykorzystywanej w USA i 2% energii światowej.
www.wnp.pl 15.07.2011
W Australii toczy się dyskusja, czy kraj ten powinien zwiększyd eksport węgla. Koncerny są za,
protestują ekolodzy.
Obecnie Australia to jeden z czołowych producentów węgla na świecie. Rocznie wydobywa
się go już tam ponad 400 mln ton (409 mln w 2009 r.). Tymczasem w 2007 r. było to niemal o
20 mln ton mniej. Ok. 50-55 mln ton wykorzystywana jest na miejscu. Reszta trafia na
eksport. Z tego aż 60% do Japonii.
Ta sytuacja nie podoba się australijskim „zielonym” uważają oni, że w ten sposób Australii
przyczynia się do emisji gazów cieplarnianych. Eksport powinien byd zmniejszony, zwłaszcza
że nie wiązałoby się to z likwidacją dużej liczby miejsc pracy. Mogłyby zostad stworzone
nowe w branżach, które działają na rzecz zmniejszenia emisji - twierdzą ekolodzy.
Tymczasem całkiem odmiennego zdania są firmy górnicze. Wg BHP Billiton (największej na
świecie firmy górniczej) Australia powinna zwiększad zdolności produkcyjne. Jak przekonują
analitycy węgiel będzie i tak produkowany, co więcej w Australii standardy dotyczące
ochrony środowiska są wysokie. Jeśliby zaś produkcja została przeniesiona np. do Afryki
oznaczad to będzie znacznie większe koszty środowiskowe niż na Antypodach.
Skoro węgla i tak będzie potrzeba więcej to lepiej niech produkuje się go w kraju, który
będzie niszczył środowisko w minimalnym stopniu - uważają analitycy.
21
www.wnp.pl 29.07.2011
A teraz wródmy na krajowe podwórko.
W I półroczu 2011 r. kopalnie węgla brunatnego wydobyły ponad 30,2 mln ton paliwa wynika z danych GUS. To ponad 8% więcej niż w analogicznym okresie 2010 r.
Ta dynamika pozwala sądzid, że pierwszy raz od kilku lat uda się zatrzymad spadek produkcji
tego surowca i roczne wydobycie może ponownie przekroczyd na koniec roku 60 mln ton.
Z danych GUS wynika, że produkcja węgla kamiennego wzrosła w tym okresie o 0,1% i
wyniosła 37,83 mln ton. Przy takiej dynamice roczna wyniosłaby 75,6 mln ton i byłaby
mniejsza od ubiegłorocznej o 0,4 mln ton.
Ostatnie dane GUS mogą napawad optymizmem. Chod wydobycie węgla brunatnego w
polskich kopalniach od kilku lat systematycznie spada, w 2011 r. jest szansa, że spadkowa
tendencja zostanie zatrzymana, a wydobycie roczne ponownie przekroczy 60 mln ton.
Wszystkie kopalnie tego surowca w Polsce odnotowały w I półroczy wzrost produkcji. Jeśli
nie dojdzie do żadnych nieprzewidzianych zdarzeo (jak np. ubiegłoroczna powódź w
Bogatyni, gdzie znajduje się kopalnia Turów) tendencja zwyżkowa powinna się utrzymad.
Jednak specjaliści z branży ostrzegają: nasze brunatne kopalnie mają przed sobą
maksymalnie 40 lat żywotności (niektórym paliwo skooczy się już za maksymalnie 20 lat).
Przy szybszej eksploatacji udostępnionych odkrywek czas ten jeszcze się skróci. A na
uruchamianie nowych pól wydobywczych, czy tym bardziej nowych kopalo nie godzą się ani
ekolodzy, ani lokalne społeczności wskazujące na degradację środowiska i ogromne szkody.
Tak jest m.in. w przypadku Legnicy, gdzie znajdują się największe w Europie złoża węgla
brunatnego. Jednak na razie rząd nie podjął żadnych decyzji w sprawie ewentualnego
uruchomienia nowej kopalni węgla brunatnego w Polsce. Oprócz okolic Legnicy
potencjalnym miejscem na powstanie takiej kopalni są okolice Gubina. Tam rozpoznaniem
złoża zajmuje się PGE.
W Polsce z węgla brunatnego produkuje się 33% energii elektrycznej. Jest on najtaoszym z
paliw dostępnych na rynku.
1,132 mld zł zarobiły śląskie kopalnie w okresie styczeo-maj, wynika z danych resortu
gospodarki. To ponad 7 razy lepiej niż w okresie styczeo-maj 2010 r.
Motorem napędowym pozostaje Jastrzębska Spółka Węglowa (jej półroczne wyniki poznamy
w sierpniu). Dobrze radzi sobie także Kompania Węglowa, która po 5 miesiącach miała
prawie 250 mln zł zysku netto.
Dobre wyniki to efekt większej sprzedaży węgla (29,9 mln ton), o prawie 10%, i zmniejszenia
zapasów o 3,8 mln ton, do 2,3 mln ton, a także wyższej o prawie 60 zł ceny tony surowca w
porównaniu z analogicznym okresem 2010 r. To wszystko spowodowało zwiększenie
przychodów spółek węglowych aż o 3,1 mld zł (z 7,8 do 10,8 mld zł). Zdaniem resortu
nadzorującego branżę to efekt zwiększenia sprzedaży głównie w kraju. Eksport bowiem z 5
mln ton rok temu spadł prawie o 1/2. Zmniejsza się wydobycie węgla: energetycznego o
0,9%, a koksowego (bazy do produkcji stali) o 1,4%. Koszty produkcji wzrosły średnio o 3,7%.
22
Obecne zobowiązania górnictwa wynoszą ponad 6,4 mld zł (ponad 1,4 mld zł mniej niż w
koocu 2010 r.), a należności ponad 2,3 mld zł (wzrosły o blisko 0,5 mld zł). Poprawiły się
wskaźniki płynności finansowej, zbliżając się do optymalnych. Wskaźnik płynności III stopnia
kształtował się na poziomie 1,67 (wobec zadowalającego między 1,2 a 2,0), a II stopnia 1,19
(zadowalający poziom to 1,0). Resort gospodarki ocenia, że to pozytywne zjawisko.
Cały 2010 r. należące do Skarbu Paostwa spółki węglowe zamknęły zyskiem (wg danych po
audycie) przekraczającym 1,185 mln zł.
Publikowane przez resort gospodarki wskaźniki nie obejmują giełdowej kopalni Bogdanka na
Lubelszczyźnie oraz niewielkiej prywatnej kopalni Siltech w Zabrzu. Obejmują natomiast
Jastrzębską Spółkę Węglową, gdzie Skarb Paostwa - po lipcowym debiucie giełdowym tej
firmy - nadal ma większośd akcji.
Rzeczpospolita 20.07.2011-07-20
www.wnp.pl 20.07.2011
ATOMOWY SPÓR LITWY I ŁOTWY
Narastają spory między Łotwą, a Litwą o budowę tam elektrowni jądrowej.
Wszystko rozpoczęło się od wypowiedzi prezydenta Łotwy, Andrisa Berzinša, który
oświadczył, że jego kraj nie będzie mógł finansowad budowy ze względu na zbyt wysoki dług
publiczny. W odpowiedzi, premier Litwy Andrius Kubilius powiedział, że o uczestnictwie w
projekcie nie będzie decydował prezydent Łotwy, ale rząd i firma Latvenergo.
Spór ma swoje tło polityczne. Miesiąc temu, gdy poprzedni prezydent Łotwy Valdis Zatlers
rozwiązał parlament, doszło do przepychanki pomiędzy obydwoma krajami. Litewski
ambasador na Łotwie i jednocześnie b. szef litewskiego MSZ Antanas Valionis skrytykował tę
decyzję wywołując tym samym skandal dyplomatyczny, w konsekwencji czego musiał złożyd
rezygnację.
Prezydent Litwy Dalia Grybauskaite zaprzeczyła słowom prezydenta Łotwy Berzinisa, iż jego
kraj nie będzie uczestniczył w projekcie budowy siłowni atomowej na Litwie.
- Tak naprawdę Łotwa nie wycofuje się z tego projektu i będzie w nim uczestniczyła w ten,
czy inny sposób w zależności od swoich możliwości finansowych - uważa Grybauskaite.
Prezydent Andris Berzinis powiedział, że Łotwa nie będzie uczestniczyła w budowie siłowni,
bo nie ma to funduszy.
- Łotwa jest i będzie zainteresowana w zakupie energii elektryczne z naszej siłowni, a to
oznacza, że jest zainteresowana również w jej budowie - podkreśliła Grybauskaite.
Siłownia na Litwie ma byd wspólnym projektem Litwy, Polski, Łotwy i Estonii. Elektrownia ma
produkowad już w 2020 r. Koszt budowy 1 reaktora szacuje się na 3-5 mld €.
www.wnp.pl 12.07.2011
Prezydent Łotwy Andris Berzinis sceptycznie ocenia, możliwośd udziału jego kraju w
projekcie budowy siłowni atomowej na Litwie - informują litewskie media.
- Ten projekt jest potrzebny Litwie - powiedział Berzinis. Przypomniał o trudnej sytuacji
finansowej Łotwy, jej zadłużenie sięga 45% PKB. W ocenie prezydenta, Łotwa "nie może
zwiększad swego zadłużenia".
23
- Powinienem troszczyd się o swoje paostwo i dobrobyt jego mieszkaoców. Zaciągnięcie
jeszcze większego długu zmniejszy poziom dobrobytu - powiedział prezydent Łotwy.
Premier Litwy Andrius Kubilius zaznacza, że wycofanie się Łotwy z projektu nie przeszkodzi w
jego realizacji.
14 lipca litewski rząd ogłosił, że przetarg na realizację nowej elektrowni atomowej wygrała
japoosko-amerykaoska korporacja GE-Hitachi Nuclear Energy.
Litwa, od czasu zamknięcia starej elektrowni w Ignalinie, musi importowad 80% energii Rosji.
W nowej elektrowni większośd udziałów miałby objąd inwestor strategiczny, pozostałe spółki energetyczne z Łotwy, Estonii i Polski (PGE).
Zgodnie z planem inwestor strategiczny będzie mied 51% udziałów, Litwa chce mied 34%, a
reszta przypadnie partnerom.
Gotowe już dokumenty środowiskowe zezwalają na docelową moc rzędu 3 400 MW.
Łotwa popiera projekt budowy elektrowni jądrowej na Litwie i nie rezygnuje z udziału w nim
- powiedział Andris Berzinis, prezydent Łotwy, który przebywa w Wilnie z oficjalną wizytą.
- Dla Łotwy ten projekt jest korzystny nie tylko ze względów politycznych, ale też
gospodarczych - mówił prezydent Łotwy w Wilnie.
Zakłada się, że prace budowlane przy elektrowni rozpoczną się w 2014 r., a w 2020 r.
siłownia rozpocznie produkcję energii elektrycznej.
BIAŁORUŚ MA PRĄD !!!
Białoruś spłaciła dług wobec rosyjskiego koncernu Inter RAO za dostawy energii elektrycznej
- powiadomiła przedstawicielka białoruskiego Ministerstwa Energetyki. Wcześniej Rosja z
powodu długu ograniczyła, a potem przerwała dostawy.
Dług dotyczył niewielkiej części energii zużywanej na Białorusi - udział energii z Rosji w
dobowym bilansie energetycznym Białorusi wynosi 12%.
Miosk przekazał 1 lipca ostatnią 3. transzę zadłużenia w wysokości 611 mln rubli rosyjskich.
Łącznie Białoruś winna była koncernowi Inter RAO za dostawy prądu ok. 1,5 mld rubli.
Dług wobec Inter RAO zaczął narastad od marca, gdy Białoruś pogrążyła się w ostrym kryzysie
finansowo-walutowym. 9 czerwca rosyjski koncern zmniejszył o 1/2 (z 400-500 do 200 MW)
dostawy energii na Białoruś. Moskwa i Miosk porozumiały się wówczas, że strona białoruska
ureguluje zadłużenie w 3 transzach, po czym Rosja wznowiła dostawy.
16 czerwca Białoruś zapłaciła częśd długu - 600 mln rubli (21,1 mln $). Kolejną transzę miała
zapłacid 20 czerwca, ale nie zrobiła tego w tym ani w następnym wyznaczonym terminie. W
rezultacie w nocy z 28 na 29 czerwca Inter RAO przerwał dostawy prądu na Białoruś. Tę 2.
transzę (również ok. 600 mln rubli) Miosk przekazał Rosjanom 29 czerwca.
Trzecią miał przekazad do 5 lipca, ale zrobił to przed terminem, 1 lipca. Prąd z Rosji nadal
jeszcze na Białoruś nie dociera.
Miosk częściowo spłacił też 1 lipca zadłużenie za energię w wysokości 35 mln $ dwóm
firmom ukraioskim. W całości ma się z nimi rozliczyd w I dekadzie lipca.
24
Miosk wznowił import energii elektrycznej z Ukrainy, bo rosyjski koncern InterRAO wbrew
zapowiedziom dotąd nie wznowił dostaw energii na Białoruś.
- Dzisiaj wznawiamy dostawy energii elektrycznej z Ukrainy, bo w określonych
okolicznościach jest to dla nas korzystne. A prąd z Rosji za 2-3 dni także popłynie - powiedział
wicepremier Białorusi Uładzimir Siemaszka.
Białoruś już wcześniej importowała energię z Ukrainy, ale handel wstrzymano wiosną.
Gazeta Wyborcza 1.07.2011
Białoruś znów otrzymuje dostawy energii z Rosji - poinformowała przedstawicielka
białoruskiego Ministerstwa Energetyki.
Oficjalna białoruska agencja BiełTA podaje, że dostawy wznowiono w 2 lipca o godz. 17 czasu
białoruskiego (godz. 16 czasu polskiego), a osobiste polecenie w tej sprawie wydał prezydent
Rosji Dmitrij Miedwiediew. 1 lipca Białoruś przekazała Rosji 3. i ostatnią transzę zaległych
płatności.
Miosk utrzymuje, że jest w stanie we własnym zakresie wytwarzad wystarczającą ilośd prądu,
aby w 100% zaspokoid potrzeby kraju, jednak rosyjska energia jest taosza od białoruskiej. W
2011 r. Białoruś zamierza sprowadzid z Rosji 3 TWh prądu. Ogólne zużycie energii
elektrycznej w tym kraju w 2010 r. wyniosło 37,46 TWh.
Na polecenie rosyjskiego prezydenta Rosjanie o północy z 2 na 3 lipca wznowią dostawy
energii na Białoruś. Płynie tam też prąd z Ukrainy.
Zanim zezwolił na wznowienie dostaw, Dmitrij Miedwiediew porozmawiał z wicepremierem
Igorem Sieczinem odpowiedzialnym w rządzie za sektor energetyczny i paliwowy.
Roczne zapotrzebowanie Białorusi na energię to ok. 37 TWh. Z tego ponad 10% importuje z
Rosji (koncern Inter RAO JES), a kolejne prawie 10% - z Ukrainy. Chod Miosk chwali się, że
miejscowe elektrownie są w stanie same wyprodukowad ponad 40 TWh to tajemnicą
poliszynela pozostaje iż białoruskie elektrownie są przestarzałe, a prąd z nich drogi. Dlatego
bardziej opłaca się import od sąsiadów. Pod warunkiem, że się za niego płaci.
Od maja ukraioskie firmy (Ukrinterenergo i Wastokenergo) wstrzymały dostawy, bo
Białorusini przestali za prąd płacid. W czerwcu zrobili to także Rosjanie.
2 lipca prąd z Ukrainy znów płynie, bo Miosk zapłacił „ok.70% długu". 1 lipca Białoruś, po
kilku dniach słownych przepychanek, spłaciła w koocu rosnący od marca dług za rosyjski prąd
(ok.50 mln $).
NIEMCY W UŚCISKU ROSYJSKIEGO NIEDŹWIEDZIA
Tytuł jest może nieco frywolny, ale sprawa jest poważna, a nawet bardzo poważna. Należy
bowiem pamiętad, że Niemcy to ok. 30% gospodarczego potencjału wspólnoty europejskiej.
W energetyce ten wskaźnik jest nieco niższy i sięga 20%.
Rosja z kolei wytwarza mniej więcej 1/3 tego, co cała UE. A do tego potencjał ma ogromny...
25
Rosyjski paostwowy koncern energetyczny Rosatom jest gotów zaopatrywad Niemcy i inne
kraje UE w energię elektryczną, pochodzącą z budowanych nowych elektrowni jądrowych w
pobliżu granicy Unii - powiedział wiceszef koncernu Kirył Komarow.
Wg niego do 2030 r. Rosatom zamierza wybudowad co najmniej 28 nowych reaktorów.
Komarow ocenił też, że Niemcy mają pełne prawo odejśd od energii atomowej, lecz ta
decyzja oznacza wzrost kosztów energii elektrycznej. Jak dodał, wielu krajów nie stad na taki
krok. - Gdyby Ukraina chciała wyłączyd wszystkie swoje elektrownie jądrowe, byłby to koniec
ukraioskiej gospodarki - powiedział.
30 czerwcak niemiecki Bundestag znaczną większością głosów przyjął pakiet ustaw,
zakładających stopniowe wyłączenie wszystkich 17 elektrowni atomowych do kooca 2022 r.
oraz szybszy rozwój energii opartej na źródłach odnawialnych.
Rezygnacja Niemiec z energetyki jądrowej szansą dla rosyjskich potentatów - Gazprom chce
tam budowad elektrownie, a Inter RAO sprzedawad energię z Kaliningradu.
To właśnie rynek niemiecki na równi z polskim i litewskim jest wymieniamy jako cel eksportu
energii, która od 2016 r. ma produkowad elektrownia atomowa w Kaliningradzie.
Szefowie Gazpromu upatrują także swojej szansy w Niemczech, a tamtejszy rynek uważają za
najbardziej atrakcyjny. Rosyjski gigant liczy na nowe elektrownie gazowe, o których
wiadomo, że powinny w Niemczech powstad, by uzupełnid bilans kraju po wyjściu z
energetyki jądrowej. I już prowadzi negocjacje z kilkoma partnerami w tej sprawie - Jesteśmy
gotowi zainwestowad w budowę elektrowni gazowych i w zakup udziałów istniejących firm,
możemy rozważyd możliwośd bezpośrednich dostaw gazu rosyjskiego dla nich - zapowiedział
niedawno prezes Aleksiej Miller. Argumentował, że Gazprom ma nie tylko gaz ale tez
doświadczenie, które jest niezbędne by projekty energetyczne odniosły sukces.
Gazprom ma szansę jedną transakcją w Niemczech zyskad dostęp do rynku energetycznego
kilku krajów, m.in. Czech, Słowacji i Polski. Gazprom negocjuje zakup udziałów w RWE.
O współpracy i partnerstwie rozmawiali w Paryżu szefowie Gazpromu Aleksiej Miller i RWE
Jurgen Grossmann. Szczegółów nie ujawniono, ale chodzi o to, by rosyjski potentat został
głównym udziałowcem w RWE. Po spotkaniu Grossmann powiedział, iż wyobraża sobie, że
rosyjska firma obejmuje długoterminowo udziały w jego koncernie.
Jeśli transakcja dojdzie do skutku, będzie mied przełomowe znaczenie nie tylko dla
niemieckiego rynku, dla którego Gazprom jest od lat głównym dostawcą gazu. Rosjanie
zyskają dostęp do odbiorców gazu i energii w kilku krajach.
Wszystko wskazuje, że szef RWE, podejmując rozmowy z Gazpromem, zrobił to za cichym
przyzwoleniem władz w Berlinie. Zatem gdyby obie firmy doszły do porozumienia, nie będą
miały problemu z uzyskaniem ich akceptacji.
Menedżerowie Gazpromu, przymierzając się do wykupu udziałów w niemieckim RWE, chcą
upiec dwie pieczenie na jednym ogniu. Podważyd sens liberalizującego rynek III pakietu
energetycznego i wejśd w projekt gazociągu Nabucco, który w założeniu miał uniezależnid
Europę od gazu z Rosji. Trudno uwierzyd, by RWE z Rosjanami jako głównym udziałowcem
nadal realizowało konkurencyjny dla Moskwy projekt.
26
Podchody pod udziały RWE to klasyka gry w stylu Rosjan. Niemiecka firma dostarcza energię
elektryczną 20 mln i gaz 10 mln ludzi (w tym prąd odbiorcom w Polsce). Jest właścicielem
sieci przesyłowych w Czechach i udziałowcem w konsorcjum Nabucco, w którym jedną z
najważniejszych osób jest Joschka Fischer - b. szef niemieckiej dyplomacji w rządzie Gerharda
Schroedera (ten dziś pracuje dla Gazpromu). Przy tym Rosjanie są zainteresowani, by decyzję
w sprawie RWE podejmował tylko lokalny niemiecki urząd antymonopolowy, a nie Komisja
Europejska w oparciu o analizę zasad III pakietu, zabraniających m.in., by dostawca surowca
był zarazem właścicielem sieci przesyłowych.
Dla Polski porozumienie RWE - Gazprom będzie miało wielkie znaczenie. Jego realizacja
oznacza storpedowanie III pakietu w najważniejszym paostwie Unii. Tymczasem to właśnie III
pakiet jest najskuteczniejszym narzędziem w walce z surowcowym monopolem Rosjan.
14 lipca w Rzymie Aleksiej Miller, prezes Gazpromu i Jürgen Grossmann, prezes RWE
podpisali protokół w sprawie partnerstwa strategicznego w europejskiej energetyce.
RWE i Gazprom mają rozpocząd negocjacje na temat ewentualnego utworzenia spółki joint
venture, w której znalazłyby się istniejące lub nowo budowane elektrownie gazowe i
węglowe w Niemczech, W. Brytanii i krajach Beneluksu.
Rosyjski koncern nie ukrywa, że wiąże duże nadzieje z planowaną przez Niemcy rezygnacją z
energii jądrowej do kooca 2022 r. oraz zapowiadaną budową nowych elektrowni węglowych
i gazowych. - W związku z niedawną decyzją niemieckiego rządu dotyczącą odejścia od
energii jądrowej, dostrzegamy duże szanse na budowę nowych nowoczesnych elektrowni
gazowych w Niemczech - oświadczył Miller. - Podpisane memorandum daje RWE prawo do
wyłącznych rozmów przez okres 3 miesięcy na temat realizacji projektów energetycznych w
Niemczech, W. Brytanii i krajach Beneluksu.
Z kolei Grossmann podkreślił, że realizacja memorandum może zagwarantowad RWE pewne i
konkurencyjne zaopatrzenie w gaz oraz stanowid podstawę dla partnerstwa w eksploatacji
elektrowni węglowych i gazowych poza Niemcami.
Po podpisaniu porozumienia pomiędzy Gazpromem a RWE, obecnie Nowatek prowadzi
negocjacje z niemieckim koncernem Energie Baden-Wuerttemberg AG (EnBW) o utworzeniu
joint venture produkującego energię z gazu.
Wartośd porozumienia Nowatek - EnBW ma wynieśd 800 mln €, przy czym niewykluczony
jest również zakup udziałów w elektrowniach gazowych należących do EnBW.
Obydwa te porozumienia są efektem rezygnacji Niemiec z energetyki jądrowej. EnBW
będący 3. producent energii elektrycznej w Niemczech jest właściciel 4 reaktorów jądrowych.
W obecnej sytuacji musi on całkowicie zmienid swoją strukturę produkcji energii.
Kolejną niemiecką firmą na celowniku Gazpromu jest E.ON. Już w czerwcu Miller oświadczył,
iż Rosjanie zainteresowani są elektrowniami należącymi do tej firmy.
Gazprom ma teraz wspaniałą okazję do forsowana swoich projektów, gdyż zgodnie z
szacunkami tej firmy, luka energetyczna, jaka powstanie po rezygnacji z energii jądrowej w
Europie, pozwoli na zwiększenie dostaw gazu o 15-20 mld m3 rocznie.
27
Rosjanie są gotowi wybudowad 3. nitkę gigantycznego rurociągu przez Bałtyk, byleby tylko
dostarczyd do Niemiec dodatkowe ilości gazu. Z tą propozycją przyjechał na forum
gospodarcze w Hanowerze prezydent Dmitrij Miedwiediew.
Powód jest prosty - Gazprom chce zdobyd dominującą pozycję jako dostawca gazu do
Niemiec w związku z prognozowanym zwiększeniem popytu na surowiec w tym kraju po
zamknięciu elektrowni atomowych. - Bez wątpienia mamy dośd gazu - przekonywał
prezydent Miedwiediew kanclerz Angelę Merkel.
Zdaniem wicepremiera Wiktora Zubkowa Gazprom może dostarczad nawet o 30-35% więcej
gazu do Niemiec niż do tej pory. - Pozwólcie nam poczekad i zobaczyd, co się stanie - studziła
entuzjazm Rosjan kanclerz Merkel. - Nie mówimy o niekontrolowanym wzroście importu
rosyjskiego gazu, ale o uzasadnionym zwiększeniu dostaw, które Gazprom może nam
zapewnid - stwierdziła.
Gdyby Gazprom zdecydował się na dalszą rozbudowę Nord Streamu, to z Rosji przez Bałtyk
do Niemiec mogłoby popłynąd nawet ok. 80 mld m3 gazu rocznie. Na razie zaplanowano
dostawy 1. nitką - od października ok. 27 mld m3 rocznie., a po oddaniu do użytku 2. nitki
przesył będzie można podwoid.
Rozbudowa Nord Streamu oznaczałaby, że Gazprom zrezygnuje z realizacji innego rurociągu South Stream, którym przez Morze Czarne na południe Europy koncern zamierzał sład nawet
63 mld m3 surowca rocznie. South Stream wzbudza więcej kontrowersji niż rurociąg przez
Bałtyk, a Rosjanom trudniej pozyskad do niego partnerów.
Rosyjscy specjaliści wątpią w ekonomiczny sens 3. nitki Nord Streamu. Ale Gazprom
kilkakrotnie udowodnił, że podejmuje decyzje inwestycyjne o charakterze strategicznym,
niekoniecznie biorąc pod uwagę rachunek ekonomiczny. Zdaniem przedstawiciela
niemieckiego MSZ Niemcy nie chcą już nowych gazociągów, tylko budowy terminali do
odbioru skroplonego gazu ziemnego.
Niemcy zdają sobie sprawę, że muszą sprowadzad więcej gazu do nowych elektrowni, które
mają zastąpid wyłączane siłownie nuklearne. Angela Merkel mówiła też, że Niemcy planują
podwoid produkcję energii z odnawialnych źródeł. Ale decyzja Berlina o „wyjściu z atomu" to
dla Rosjan wyjątkowa okazja nie tylko do większej sprzedaży gazu, lecz i do zdobycia
bezpośredniego dostępu do rynku energetycznego i odbiorców. Gazprom ma bowiem po raz
pierwszy wielką szansę na strategiczne partnerstwo z 2. co do wielkości koncernem
energetycznym w Niemczech.
Ponad 6,7 mln odbiorców elektryczności w Niemczech, 2,3 mln w krajach Beneluksu i 4 mln
w W. Brytanii to potencjał niemieckiego koncernu RWE, do którego może zyskad dostęp
rosyjski Gazprom. Alians z RWE jest dla rosyjskiego giganta największą szansą biznesową w
Europie od czasu decyzji o wybudowaniu gazociągu Nord Stream.
Jeśli zostanie wykorzystana, to rosyjski koncern bez problemu wejdzie na brytyjski rynek. I to
odnosid się będzie nie tylko do W. Brytanii, ale każdego z krajów, wskazanych liście
intencyjnym. W sumie RWE sprzedał tam w 2010 r. 311,2 TWh energii.
Najważniejszym i najbardziej atrakcyjnym dla rosyjskiego koncernu będzie gigantyczny rynku
energetycznego Niemiec. Sprzedaż wyglądała imponująco - 26 TWh energii dla
indywidualnych odbiorców i drobnego biznesu oraz ponad 29 TWh dla przemysłu.
Na rynku brytyjskim koncern RWE sprzedał 19 TWh w gospodarstwach domowych i małych
firmach, a przemysł kupił ponad 30 TWh. Niemiecki potentat ma 14% udziału w rynku
28
sprzedaży elektryczności na Wyspach. Ale przede wszystkim W. Brytania to jeden z nowych i
to znaczących odbiorców gazu; kraj który z producenta surowca stał się jego importerem.
Do listu intencyjnego włączono też Holandię, Belgię i Danię, bo RWE jest inwestorem i
właścicielem Essent. Koncern ma ponad 16% udziału mocach wytwórczych Danii i Belgii,
rocznie produkuje ok. 17 TWh energii, z czego 41% w elektrowniach gazowych. Ma ponad
4,2 mln odbiorców, w tym ok. 1,9 mln zaopatruje w gaz. W 2010 r. obroty sięgnęły 6 mld €.
Inny - nie mniej ważny dla Gazpromu od dostępu do rynku energetycznego - jest rynek
gazowy. RWE dostarcza błękitne paliwo do ponad 1 mln klientów w Niemczech, ponad 2 mln
w Holandii, Danii i Belgii oraz 2,5 mln w W. Brytanii.
Najważniejszym źródłem przychodów niemieckiego potentata pozostaje rodzimy rynek.
Przychody z działalności RWE w W. Brytanii to 7,7 mld € rocznie, podczas gdy w Niemczech
19,6 mld € i w tym z elektroenergetyki - ponad 14 mld €.
RWE także w Niemczech wypracowuje główną częśd zysku - ponad 5,5 mld € w 2010 r.
Wyniki operacyjne nie są już tak optymistyczne na pozostałych kluczowych rynkach - w W.
Brytanii 272 mln €, w Beneluksie - 391 mln €.
Niemiecki koncern RWE ma też udziały w rynku polskim, czeskim i węgierskim, ale jego
działalności w krajach Europy Środkowej nie obejmuje list intencyjny z Gazpromem.
ŚWIAT: ENERGIA AD 2030
Zapotrzebowanie na prąd będzie znacząco wzrastad do 2030 r. Udział węgla w światowym
rynku produkcji energii wyniesie 34%.
Wytwarzanie energii elektrycznej będzie rosło co roku na świecie o 2,7% - wynika z nowej
prognozy Frost & Sullivan. Taki średnioroczny wzrost eksperci zakładają do kooca 2020 r. Ale
w ciągu kolejnej dekady wskaźnik wzrostu wyniesie już tylko 1,8% rocznie. Wolniejsze tempo
rozwoju energetyki wyniknie ze zmiany na rynkach wschodzących, gdzie większego znaczenia
nabierze efektywnośd energetyczna - przewidują eksperci.
Wykorzystanie wszystkich źródeł energii, oprócz ropy, będzie rosło, jednak węgiel pozostanie
dominującym źródłem na światowym rynku. Węgiel będzie nadal odpowiadał za niemal 28%
zainstalowanej mocy i ponad 34% wytwarzania energii w 2030 r.
- Rola oraz przyszły wpływ Chin i Indii są najbardziej znaczące w obszarze wytwarzania
energii z węgla: w 2010 r. odpowiadały one za 43,8% łącznego światowego zapotrzebowania
na ten surowiec. Przewiduje się, że wartośd ta wzrośnie do 57% do 2030 r. - twierdzi Frost &
Sullivan.
W czasie kolejnych 20 lat łączny udział rozwiniętych regionów UE, Ameryki Północnej oraz
Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju Azji i Pacyfiku (OECD APAC) w ogólnym
zapotrzebowaniu na energię spadnie z ok. 50% do 37,5%. Znacząca częśd zapotrzebowania
będzie pochodzid z Indii i Chin: łączny udział tylko tych dwóch krajów w ogólnym
zapotrzebowaniu na energię wzrośnie z niecałych 24% w 2010 r. do 34,5% w 2030 r.
- Należy się spodziewad, że w Chinach i Indiach dojdzie do znaczącego wzrostu w zakresie
wykorzystywania energii odnawialnej i energii atomowej, jako że oba te kraje starają się
dokonad dywersyfikacji pozwalającej zmniejszyd zależnośd od energii wytwarzanej z paliw
kopalnych - zauważa Frost & Sullivan.
29
Oba kraje mają również duży udział w wytwarzaniu energii z elektrowni wodnych i
wiatrowych Popularnośd OZE wzrośnie ponieważ rządy zamierzają ograniczyd emisje
związane z eksploatacją paliw kopalnych. Celem tych działao jest koniecznośd spełnienia
wymagao międzynarodowych porozumieo dotyczących walki ze zmianami klimatu, a także
wsparcie rozwoju nowych branż w obszarze ekologicznej gospodarki.
Rozwój rynku energii odnawialnej nastąpi również w Rosji, chod potwierdziła ona zamiar
zwiększenia udziału energii atomowej w swoim ogólnym bilansie energetycznym. Obecnie
buduje się tam 9 reaktorów - więcej budują tylko Chiny. Przewiduje się, że energia atomowa
będzie w Rosji odpowiadad za 20% wytwarzanej mocy w 2020 r., w porównaniu z 16% w
2010 r.
www.wnp.pl 21.07.2011
Najtaniej w Europie za energię płacą Ukraiocy i Białorusini, najwięcej Duoczycy i Niemcy.
Polskie ceny to średnia europejska.
Zestawienie paostw Europy wg cen za energię elektryczną dla ludności przygotowali eksperci
Centrum Analiz Gospodarczych rosyjskiej agencji RIA Nowosti. Wykorzystali dostępne dane
statystyczne i taryfy organów regulujących rynek.
- Najdroższy prąd jest w Danii, kraju bez własnych zasobów paliw i zasobów wodnych
wystarczających do produkcji energii. W kraju tym istnieje także zakaz budowy elektrowni
jądrowych, co istotnie wpływa na poziom cen prądu - piszą autorzy rankingu.
W „10.” z najdroższym prądem znalazły się też: Belgia, Szwecja, Austria, Norwegia, Włochy,
Irlandia i Hiszpania. Są to wszystko kraje bogate; z PKB w 2010 r. na mieszkaoca oscylującym
od 28 256 $ na Cyprze do 52 013 $ w Norwegii. Im dalej w dół zestawienia, tym biedniejsze
kraje. Wyjątkiem jest Grecja, która przy PKB na obywatela 28 434 $ utrzymywała cenę prądu
niższą od słowackiej, węgierskiej czy polskiej.
Nasza średnia cena - 0,561 zł/kWh, bardzo bliska jest średniej europejskiej (0,563 zł). Taniej
od Polaków płacą jednak m.in. mieszkaocy tak bogatych krajów jak Finlandia czy Francja.
- Najtaoszy prąd wśród bogatych krajów jest w aktywnie rozwijającej energetykę jądrową
Francji - zauważają autorzy zestawienia.
Cena z najbogatszego w surowce energetyczne kraju świata, czyli Rosji, wcale nie zamyka
rankingu. Najtaoszy prąd jest na biednej Ukrainie, także w dotującej usługi komunalne
Białorusi (tu na jesieo zapowiedziano podwyżki), w Kazachstanie (bazuje na węglu) i ubogiej
Armenii.
Cena prądu w Rosji (33. miejsce) rośnie od kilku lat. To konsekwencja przestarzałej i
energochłonnej infrastruktury wymagającej drogiej modernizacji. Teraz rosyjski prąd jest 5
razy taoszy od duoskiego, ale 2 razy droższy niż na Ukrainie.

GARŚD STATYSTYKI - Towarowa Giełda Energii SA

Transkrypt

Podobne dokumenty

Zielone źródła utrapienia

Zrównoważyć rozwój

Czy energetyka słoneczna ma w Polsce przyszłość

Butla gazowa CO2 1,5 kg

Francja będzie gromadzić CO2 pod ziemią

Firmy Leśne - Lasy będą sprzedawać CO2

Pomiar CO2 w wodzie (test kit)

Przyczepy i naczepy, które łącznie z pojazdem silnikowym

Efektywność przetwarzania promieniowania słonecznego w energię

ILE CO2 PRODUKUJE JEDNO AUTO? Czas trwania: 2x45