grudzień 2011 - Towarowa Giełda Energii SA

Transkrypt

Ostatni miesiąc 2011 roku obfitował w wiele ważnych wydarzeń, które z pewnością będą
rzutowały na to, co się wydarzy w energetyce w ciągu najbliższych 12 miesięcy.
Przede wszystkim doszło do bardzo istotnych roszad kadrowych.
Od 14 grudnia prezesem Polskiej Grupy Energetycznej, po przeszło 3 latach, przestał być
Tomasz Zadroga. Nie widać jednak by eksperci rozdzierali specjalnie szaty z tego powodu.
Tydzień później doszło wreszcie do, spodziewanej od pewnego czasu, nominacji nowego
wiceministra gospodarki odpowiedzialnego za energetykę i górnictwo. Został nim śląski poseł
PO Tomasz Tomczykiewicz.
Wiemy już o ile podrożeje prąd w 2012 r. Podwyżka o nieco ponad 5% nie powinna chyba
zrujnować naszych portfeli.
Ministerstwo Gospodarki przedstawiło tzw. trójpak energetyczny. Znalazło się w nim prawo
energetyczne oraz 2 zupełnie nowe ustawy: prawo gazowe i ustawa o odnawialnych źródłach
energii. To raczej ewolucja, choć nie zabrakło rozwiązań rewolucyjnych.
W południowo-afrykańskim Durbanie zakończyła się kolejna 17. już Konferencja Klimatyczna
ONZ. Najważniejsze jest to, że nie zakończyła się fiaskiem.
O tym wszystkim i wielu innych wydarzeniach poniżej w grudniowym przeglądzie prasy.
Zaczynamy tym razem nietypowo, bo od personaliów.
NOWY MINISTER
Tomasz Tomczykiewicz z PO objął stanowisko wiceministra gospodarki odpowiedzialnego za
energetykę i górnictwo. W środę, 21 grudnia, potwierdzono tę informację w Ministerstwie
Gospodarki.
O tym, że Tomasz Tomczykiewicz ma odpowiadać, jako wiceminister gospodarki, za
energetykę i górnictwo było wiadomo od dłuższego czasu.
O tym, jak trudne wyzwania stoją w tej roli przed Tomczykiewiczem mówił Klemens Ścierski,
b. minister przemysłu i handlu: wiadomo, że każda nowa kandydatura budzi wielkie nadzieje,
ale również emocje. To stanowisko bardzo wymagające, oczekiwania w stosunku do
energetyki i górnictwa są ogromne. Obydwa te sektory stoją przed wielkimi wyzwaniami.
Życzę nowemu wiceministrowi, by osiągnął sukces. Nie przekreślałbym możliwości Tomasza
Tomczykiewicza. Jest on osobą znaną i cieszy się zaufaniem premiera Donalda Tuska.
Jednak ponad miesiąc trwały rozmowy między premierem Donaldem Tuskiem i
wicepremierem Waldemarem Pawlakiem, który wolałby, żeby za te branże odpowiadał ktoś
z PSL-u.
Tomczykiewicz był swego czasu mocno przeciwny temu, by obecna prezes Kompanii
Węglowej Joanna Strzelec-Łobodzińska objęła funkcję wiceminister gospodarki,
odpowiedzialnej za górnictwo i energetykę. Wówczas Waldemar Pawlak przeforsował jednak
jej kandydaturę.
Tomasz Tomczykiewicz był w latach 1990–98 radnym rady miejskiej w Pszczynie oraz
członkiem zarządu miasta. W 1997 r. bez powodzenia kandydował do Sejmu z listy Akcji
Wyborczej Solidarność. W październiku 1998 r. został radnym sejmiku śląskiego, natomiast w
listopadzie 1998 r. burmistrzem Pszczyny.
Od 2001 r. związany z Platformą Obywatelską. W lipcu 2010 r. został wybrany na
przewodniczącego klubu parlamentarnego PO, funkcję tę pełnił do końca VI kadencji Sejmu.
W wyborach w 2011 r. kolejny raz uzyskał mandat posła.
www.wnp.pl 21.12.2011
2
Jak powiedział wicepremier Pawlak, nowy wiceminister będzie zajmował się "sprawami
związanymi z energetyką". Nieoficjalnie mówi się, że zajmie się górnictwem. W tej chwili
nadzór górnictwem, a także energetyką i gazem oraz ropą w resorcie gospodarki sprawuje
wiceminister Maciej Kaliski.
Spekuluje się, że powołanie wiceministra, należącego do Platformy Obywatelskiej, może być
początkiem procesu wydzielania Ministerstwa Energetyki.
www.cire.pl 21.12.2011
WIĘCEJ PRĄDU
W listopadzie produkcja energii elektrycznej w Polsce była o 6,71% wyższa niż rok temu, a po
11 miesiącach 2011 r. o 5,17% większa niż w analogicznym okresie 2010 r. - wynika ze
wstępnych danych PSE Operator.
W listopadzie produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła 14,399 TWh i była wyższa o
6,71% niż w listopadzie 2010 r. Natomiast w okresie styczeń-listopad 2011 r. wyniosła
148,621 TWh i była większa o 5,17% niż w analogicznym okresie 2010 r.
W minionym miesiącu większe było też krajowe zużycie energii elektrycznej niż w listopadzie
2010 r. - 14,320 TWh. Było o 8,07% więcej niż rok wcześniej. W okresie styczeń-listopad
2011, zużycie energii elektrycznej w Polsce wyniosło 144,400 TWh i było o 3,01% większe niż
w tym samym okresie 2010 r.
Widoczna nadwyżka produkcji energii elektrycznej nad jej krajowym zużyciem to rezultat
sprzyjającej polskim elektrowniom koniunktury w handlu zagranicznym energią elektryczną.
W okresie styczeń-listopad 2011 r. nadwyżka eksportu nad importem prądu wyniosła 4,222
TWh, a w analogicznym okresie 2010 r. - 1,126 TWh.
W strukturze paliwowej produkcji naturalnie nadal zdecydowanie dominuje węgiel. W
listopadzie udział elektrowni zawodowych na węgiel kamienny w produkcji energii
elektrycznej ogółem wyniósł w Polsce ok. 58,5%, a dynamika wzrostu ich produkcji, która
wyniosła 8,433 TWh, osiągnęła poziom 8,69%. Z kolei elektrownie zawodowe na węgiel
brunatny wytworzyły w listopadzie 4,396 TWh, a to było o 8,03% więcej niż rok temu i
stanowiło ok. 30,5% listopadowej produkcji prądu w Polsce. Natomiast w okresie styczeńlistopad 2011 r. udział elektrowni zawodowych na węgiel kamienny w produkcji energii
elektrycznej ogółem wyniósł w Polsce ok. 56%, a elektrowni zawodowych na węgiel brunatny
ok. 33%
Sporo energii elektrycznej produkują już elektrownie wiatrowe. W okresie styczeń-listopad
2011 r. wytworzyły 2,260 TWh energii elektrycznej, a w tym samym okresie 2010 r.
wyprodukowały one 1,132 TWh.
Z kolei elektrownie gazowe w pierwszych 11 miesiącach 2011 r. wytworzyły 3,901 TWh
energii elektrycznej, co w porównaniu z takim samym okresem 2010 r. oznaczało wzrost
produkcji o 3,3%.
W Polsce ostatnio nie pada deszcz więc nie dziwi, że elektrownie wodne miały słaby wynik.
W okresie styczeń-listopad 2011 r. wytworzyły 2,365 TWh energii i to była produkcja o 20,3%
mniejsza niż rok temu.
3
www.wnp.pl 2.12.2011
ZADROGA ODSZEDŁ
Tomasz Zadroga złożył rezygnację z funkcji prezesa zarządu PGE z dniem 14 grudnia 2011 r.,
a rada nadzorcza spółki rezygnację tę przyjęła - podała spółka w komunikacie.
Rada Nadzorcza powierzyła pełnienie obowiązków prezesa zarządu obecnemu
wiceprezesowi Pawłowi Skowrońskiemu.
Jednocześnie RN podjęła uchwałę o odwołaniu z zarządu PGE Marka Szostka, wiceprezesa
zarządu ds. handlu.
Oprócz p.o. prezesa Pawła Skowrońskiego w zarządzie PGE zasiadają Piotr Szymanek
wiceprezes ds. korporacyjnych oraz Wojciech Ostrowski wiceprezes ds. finansowych.
Co było przyczyna odwołania Tomasza Zadrogi?
Zbyt samodzielna polityka zarządu Polskiej Grupy Energetycznej. Zecydowało
niekonsultowane z rządem wycofanie się z projektu budowy elektrowni atomowej na Litwie.
- Prezes zupełnie samodzielnie podjął decyzję o wycofaniu się spółki z inwestycji w
elektrownię atomową na Litwie, minister Sikorski i premier Tusk byli wściekli. Pytany przez
nich minister Pawlak nie był w stanie wytłumaczyć tej decyzji - mówi osoba znająca kulisy
zmian w zarządzie PGE.
Do miany prezesa przyczyniły się także złe relacje z Ministerstwem Gospodarki. Rezygnacja
przez PGE z budowy elektrowni gazowych, które miały zapewnić Polsce bezpieczeństwo
energetyczne, nie była konsultowana, podobnie, jak rezygnacja ze współpracy z Litwinami.
Tej wersji nie potwierdza jednak druga z osób zbliżonych do kręgów rządowych. Jak mówi,
odwołanie jest efektem usuwania ze stanowisk osób związanych z b. wicepremierem
Grzegorzem Schetyną. Odwołany prezes miał być jedną z takich osób.
Tomasz Zadroga kierował największa polska spółką energetyczna od sierpnia 2008 r.
Zadroga pełni jeszcze funkcje prezesa spółek PGE Energia Jądrowa i PGE EJ1, które są
odpowiedzialne za budowę pierwszej polskiej elektrowni atomowej. Ponadto zasiada z
ramienia PGE w radach nadzorczych PGE Energii Odnawialnej, Polkomtela i drużyny
sportowej Atom Trefl Sopot
Z krążących nieoficjalnie informacji wynika, że nowym prezesem PGE miałby zostać Krzysztof
Kilian, obecny wiceprezes Polkomtel. Uważany jest za "zaufanego człowieka" premiera
Donalda Tuska i Jana Krzysztofa Bieleckiego.
Część komentarzy mówi, że Tomasz Zadroga może pozostać prezesem spółki PGE Energia
Jądrowa,
która
ma
wybudować
elektrownię
jądrową
w
Polsce.
O odejściu Zadrogi z zarządu PGE mówiło się nieoficjalnie od kilku tygodni. Ma to być efekt
walk frakcyjnych w Platformie Obywatelskiej. Tomasz Zadroga był kojarzony z frakcją
Grzegorza Schetyny. Schetyna i Zadroga poznali się, gdy Schetyna był szefem koszykarskiego
klubu Śląsk Wrocław, który był sponsorowany m.in. przez Adidas, w zarządzie którego był
Zadroga.
4
www.wnp.pl 14.12.2011
- Miejsce Zadrogi zajmie Krzysztof Kilian z Polkomtela - mówi osoba zbliżona do Skarbu
Państwa. Kilian złożył rezygnację z funkcji członka zarządu komórkowego operatora.
Krzysztof Kilian należał do Kongresu Liberalno-Demokratycznego i Unii Wolności. 10 lat temu
przeszedł do biznesu, pracując m.in. w Banku Handlowym, NFI Piast i PKO BP. W Polkomtelu
pracował od 2008 r
W należącej w większości do państwa spółce obowiązuje wciąż ustawa kominowa, ale pensje
menedżerów mogą być „podniesione" m. in. dzięki zasiadaniu w radach nadzorczych spółek
zależnych.
Rzeczpospolita 15.12.2011
WIĘCEJ ZA PRĄD W 2012 R.
Wg opublikowanych ostatnio danych przez europejski urząd statystyczny - Eurostat,
najwyższy w I półroczu 2011 r. w UE skok cen za energię elektryczną odnowano na Litwie.
W I półroczy 2011 r. były one tam aż o 31% wyższe niż w analogicznym okresie 2009 r. W tym
samym okresie największy spadek cen za energię zanotowano w Holandii (o 8%) i
Luksemburgu (o 7%). Ceny zaś szybko rosły, oprócz Litwy, także na Cyprze (o 23%), Grecji (o
17%), Malcie (o 12%). W przeliczeniu na euro, prąd najtańszy jest w Bułgarii (8,3 € za 100
kWh), Estonii (10 €), na Łotwie i Rumunii (po 10,5 €). Średnio w UE za 100 kWh płaci się 17,1
€. Na Litwie średnia wynosi 12,16 € (wg Państwowej Komisji Cen i Kontroli Energii
Elektrycznej, cena kształtuje się na poziomie 12,84 €).
Niemiecka Agencja Energii Dena szacuje, że ceny energii w Niemczech do 2020 r. wzrosną o
ok.20% (czyli 2,5% rocznie).
Przyczyną wzrostu jest zmiana polityki energetycznej przez rząd wiosną 2011 r., kiedy to
podjęto decyzje o zamknięciu wszystkich niemieckich elektrowni jądrowych i wycofaniu się z
produkcji przez nie energii w ciągu 10 lat. Inwestycje w energetykę odnawialną oraz
konwencjonalną, głównie gaz i węgiel pochłoną ogromne sumy.
Dla porównania: w samym 2012 r. średni wzrost cen energii w Polsce ma wynieść ok.5%.
www.wcire.pl 29.12.2011
Wróćmy teraz na krajowe podwórko.
Od stycznia 2012 r. gospodarstwa domowe będą płacić za energię elektryczną średnio o 5,1%
więcej .
Prezes URE zaakceptował taryfy na 2012 r., czyli ceny sprzedaży prądu 4 firmom obrotu Energa Obrót, Enea, PGE Obrót oraz Tauron Sprzedaż.
Podwyżki nie są jednakowe. Regulator oszacował ich skalę dla odbiorców w gospodarstwach
domowych
(grupa
G11)
dla
średniego
rocznego
zużycia
1500
kWh.
Podwyżka dla klientów Taurona Sprzedaż to 5,88%, tj. ok. 2 zł miesięcznie więcej, w
przypadku PGE Obrót to wzrost o 4,46%, czyli ok. 1,53 zł miesięcznie więcej, w przypadku
5
Enei - wzrost o 4,86%, czyli ok. 1,65 zł miesięcznie więcej, a w przypadku Energi Obrót wzrost o 5,18%, czyli o ok. 1,74 zł miesięcznie więcej.
Wszystkie dane są cenami netto i dotyczą tylko wzrostu cen zakupu energii elektrycznej, czyli
nie obejmują cen dostawy energii elektrycznej (dystrybucja).
www.wnp.pl 16.12.2011
Prezes URE zatwierdził taryfy dla wszystkich największych sprzedawców energii elektrycznej.
Najbardziej ceny wzrosną u odbiorców Tauronu, najmniej w PGE.
Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami podwyżki są na poziomie zbliżonym do poziomu
inflacji. Średni wzrost cen energii elektrycznej, dla odbiorców w taryfie G, wyniesie 5,1%.
Regulator zatwierdził również taryfy 2 z 6 operatorów systemu dystrybucyjnego szwedzkiego Vattenfalla i niemieckiego RWE.
Zatwierdzone taryfy zaczną obowiązywać klientów z grupy taryfowej G od 1 stycznia 2012 r.
GIEŁDA W POLSCE, GIEŁDY W EUROPIE
Mowa oczywiście o Towarowej Giełdzie Energii. Przy okazji przyjrzymy się odpowiedniczkom
TGE na Stary Kontynencie, ponieważ jest to temat praktycznie nieznany, a dla energetyki
europejskiej bardzo istotny.
Zaczynamy od TGE, która kontynuje rekordową passę.
Obrót na wszystkich rynkach wyniósł w listopadzie 15,472 TWh. Licząc miesiąc do miesiąca,
obrót energią elektryczną wzrósł o 75,6%.
Od początku roku do listopada, wolumen energii zakontraktowanej na TGE w 2011 r. wyniósł
111,354 TWh, co stanowi wzrost o ponad 80% w stosunku do analogicznego okresu 2010 r.
- Cieszę się, że polski rynek energii osiągnął dojrzałość i dąży do funkcjonowania wg zasad
przejrzystej konkurencji - skomentował Grzegorz Onichimowski, prezes zarządu TGE.
W listopadzie, udział wszystkich rynków TGE w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu
Krajowego Systemu Elektroenergetycznego wynosił średnio 71%. Jest to nadal ok. 2 razy
mniej niż na dojrzałych rynkach handlu energią, ale jak podkreśla TGE umacnia swoją
pozycję.
Średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego (RDN) w listopadzie wyniosła 240,41
zł/MWh (wzrost m/m o 28,71 zł), a na Rynku Terminowym Towarowym (RTT) średnia cena
kontraktu ukształtowała się na poziomie 201,93zł/MWh (spadek m/m o 0,23 zł).
Obrót energią elektryczną w dostawie na dzień następny wyniósł w listopadzie 2011 r. 1,770
TWh. W porównaniu do października obroty na RDN wzrosły o 21,06%, a w porównaniu do
analogicznego okresu w 2010 r. obroty na RDN wzrosły o 83,27%. Średnie dzienne obroty
ukształtowały się na poziomie 59 016 MWh przy minimum 44 724 MWh i maximum 79 441
MWh.
Obrót energią elektryczną na Rynku Terminowym Towarowym w listopadzie 2011 r. wyniósł
13,697 TWh. To wzrost miesiąc do miesiąca o 86,73% i wzrost o 149,51% licząc rok do roku.
6
Od 9 sierpnia 2010 r. weszły w życie przepisy nowelizujące ustawę Prawo Energetyczne,
które zobowiązują wszystkie spółki wytwórcze do sprzedaży poprzez giełdę towarową 15%
wytwarzanej energii.
www.bankier.pl 12.12.2011
www.nettg.pl 12.12.2011
- Cieszę się, że polski rynek energii osiągnął dojrzałość i dąży do funkcjonowania wg zasad
przejrzystej konkurencji. Rosnący wolumen obrotów na naszym parkiecie jest niewątpliwie
sukcesem całej grupy kapitałowej TGE. Udało nam się przekonać naszych członków uczestników rynku, że na naszej giełdzie handluje się szybko, efektywnie i tanio - powiedział
Grzegorz Onichimowski, prezes zarządu TGE.
W minionym miesiącu, kolejny już raz z rzędu, odnotowano wysoki udział wszystkich rynków
TGE dedykowanych energii elektrycznej w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu Krajowego
Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Średnio wyniósł on 70,89% przy minimum 58,13% i
maksimum 99,15% (doba dostawy 2011-11-06, godzina 7). Potwierdza to ogromne
znaczenie, jakie TGE odgrywa na polskim rynku energii. Umacnia też pozycję Giełdy na
międzynarowej arenie, co jest szczególnie istotne w świetle budowy europejskiej wspólnoty
energetycznej do 2014 r.
www.rynekinfrastruktury.pl 12.12.2011
Przejdźmy teraz do europejskich giełd energii.
Energia elektryczna stanowi w Europie towar giełdowy i jest przedmiotem obrotu na
giełdach towarowych. Największe europejskie towarowe giełdy energii obejmują swoim
zasięgiem obszar większy niż terytorium jednego państwa. Jedna z największych giełd
energii, Nord Pool, obejmuje rynki Norwegii, Szwecji, Finlandii i Danii. Od końca 2010 r.
giełda Nord Pool używa oficjalnie nazwy NASDAQ OMX Commodities Europe.
Wspólną giełdę energii mają również W. Brytania i Holandia - Amsterdam Power Exchange European Energy Derivatives Exchange (APX-ENDEX), która powstała w 2009 r. z połączenia
rynku kontraktów terminowych European Energy Derivatives Exchange (ENDEX) z rynkiem
spotowym o nazwie Amsterdam Power Exchange (APX).
Z drugiej strony, część europejskich giełd energii funkcjonuje przede wszystkim w granicach
jednego państwa, np. European Energy Exchange działa w Niemczech, a Powernext we
Francji. W tym gronie należy także wyszczególnić polską Towarową Giełdę Energii S.A.
Cechą charakterystyczną europejskich giełd towarowych energii jest ich podział na 2
podstawowe rynki: fizyczny i finansowy. Rynek fizyczny to płaszczyzna obrotu energią
elektryczną, na której zawierane są transakcje, a rynek finansowy to miejsce rozliczania tych
transakcji. Ponadto podmioty rynku finansowego zajmują się często zarządzaniem portfelem
uczestnika rynku i prowadzeniem jego dokumentacji, zapewnianiem bezpieczeństwa
transakcji, monitorowaniem warunków mogących zmienić sytuację uczestnika rynku i
uniemożliwić mu rozliczanie transakcji, itp. Rynek fizyczny i finansowy jest w ramach danej
giełdy energii wyodrębniany pod względem organizacyjno-prawnym w formie oddzielnych
spółek.
Wszystkie europejskie giełdy podejmują w ostatnich latach działania związane z rozwijaniem
transgranicznej wymiany energii elektrycznej pomiędzy państwami sąsiadującymi, czyli tzw.
market coupling. Market coupling ma na celu połączenie mocy dostępnych na wszystkich
7
krajowych rynkach państw członkowskich UE w jeden zintegrowany system oraz zakup
energii poprzez stabilnie działające giełdy towarowe, na których w wyniku gry popytu i
podaży ustalane są jednolite, transparentne i wiarygodne ceny transakcyjne.
Wiodącą rolę we wprowadzeniu market coupling odgrywa giełda APX-ENDEX, która
optymalizuje wykorzystanie dostępnych zdolności przesyłowych w Europie północnozachodniej. Wspólnie z innymi towarowymi giełdami energii APX-ENDEX wprowadziła
market coupling na holenderskim, francuskim i belgijskim rynku energii elektrycznej typu
spot. Obecnie przedsięwzięciem tym objęte zostały także rynki energii elektrycznej w
Niemczech i Luksemburgu w ramach projektu market coupling o nazwie Central Western
European (CWE). APX-ENDEX rozwija połączenia z innymi rynkami energii elektrycznej z
wykorzystaniem połączeń transgranicznych: NorNed (połączenie między Holandią i
Norwegią) oraz BritNed (połączenie pomiędzy Holandią i W. Brytanią).
Inicjatywę zbliżoną do APX-ENDEX podjęły również giełdy Powernext i European Energy
Exchange. Utworzyły one spółkę joint venture pod nazwą EPEX Spot z siedzibą w Paryżu
(Powernext i EEX mają w niej po 50% udziałów). Celem wspólnego przedsięwzięcia
Powernext i EEX jest stworzenie jednolitego ogólnoeuropejskiego rynku dnia następnego i
rynku dnia bieżącego oraz utworzenie największej strefy, w której ustalane i koordynowane
będą ceny z różnych rynków energii w ramach przejrzystych mechanizmów. EPEX Spot
proponuje rynek dnia następnego dla rynków Austrii, Francji, Niemczech i Szwajcarii, jak
również rynek dnia bieżącego dla rynków Francji i Niemiec.
W opisany powyżej trend wpisuje się także działalność polskiej Towarowej Giełdy Energii
S.A., która rozwija aktualnie projekt market coupling ze Szwecją na stałoprądowym
połączeniu kablowym Swe-Pol Link. Projekt ten realizowany jest w ramach powołanej przez
ERGEG tzw. Nordyckiej Inicjatywy Regionalnej obejmującej Polskę, Niemcy, Danię, Szwecję,
Finlandię i Norwegię. Ma na celu udostępnienie mocy przesyłowych na stało-prądowym
połączeniu transgranicznym pomiędzy Polską i Szwecją w oparciu o aukcję typu "implicit" na
rynkach dnia następnego giełd Nordpool i Towarowej Giełdy Energii.
Złożony charakter działalności europejskich giełd energii powoduje znaczne skomplikowanie
nadzoru nad ich działalnością. Krzyżuje się tu nie tylko nadzór organów właściwych dla
każdego z państw biorących udział w obrocie energią na danej giełdzie, lecz również nadzór
ze strony organów regulacyjnych nad rynkiem fizycznym z nadzorem organów finansowych
nad rynkiem rozliczeń transakcji. Każda europejska towarowa giełda energii podlega łącznie
co najmniej 4 różnym zakresom nadzoru: nadzorowi ze strony organu regulacji rynku energii
danego państwa członkowskiego (jako część rynku energii danego państwa członkowskiego),
nadzorowi finansowemu (jako rynek finansowy), nadzorowi kapitałowemu (jako rynek
towarów giełdowych) oraz nadzorowi ze strony organu antymonopolowego danego państwa
członkowskiego (nadzór nad warunkami konkurencji panującymi na danym rynku).
Wszystkie największe europejskie towarowe giełdy energii funkcjonują w analogiczny sposób
i w oparciu o analogiczne mechanizmy, a nawet o podobną strukturę własnościową.
Udziałowcami największych giełd energii są przede wszystkim operatorzy systemów
przesyłowych państw, których terytoria obejmuje zakres działalności danej giełdy. Z zgodnie
z przepisami unijnymi regulującymi funkcjonowanie rynku wewnętrznego energii
operatorem systemu przesyłowego może być wyłącznie spółka Skarbu Państwa co zapewnia
towarowym giełdom energii duży stopień niezależności. Ponadto udziałowcami europejskich
giełd energii są często przedsiębiorstwa branży energetycznej (głównie z sektora
wytwarzania i obrotu), zdecydowanie rzadziej instytucje finansowe lub banki.
8
Co do zasady, w każdym państwie członkowskim funkcjonuje jedna giełda towarowa, za
pośrednictwem której dokonywany jest obrót energią elektryczną. Nie dochodzi zatem do
sytuacji konkurencji pomiędzy różnymi giełdami energii na danym rynku, czego
beneficjentami są oczywiście jego uczestnicy. Silna pozycja giełd towarowych obracających
energią elektryczną zapewnia jednolite, transparentne i wiarygodne ceny transakcyjne oraz
stabilność prowadzonego za jej pośrednictwem obrotu.
www.biznes.interia.pl 10.12.2011
TRÓJPAK ENERGETYCZNY
Ministerstwo Gospodarki zaprezentowało pakiet 3 ustaw energetycznych. W trójpaku
znalazło się prawo energetyczne oraz 2 zupełnie nowe ustawy: prawo gazowe i ustawa o
odnawialnych źródłach energii. To raczej ewolucja, choć nie zabrakło rozwiązań
rewolucyjnych.
Projekt nowego prawa energetycznego ma uporządkować i uprościć przepisy regulujące
sektory elektroenergetyczny i ciepłowniczy.
Ustawa zawiera postanowienia dotyczące Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Zgodnie z
wymogami unijnej dyrektywy przywrócona zostanie 5-letnia kadencyjność tego urzędu.
Znalazły
się
w
niej
także
postanowienia
o
polityce
energetycznej.
Wśród nowości, do prawa energetycznego dodane zostały przepisy chroniące odbiorców
wrażliwych. Powołany będzie także urząd Rzecznika Praw Odbiorców. Przy URE powstanie
również stały sąd arbitrażowy, mający rozwiązywać spory pomiędzy przedsiębiorstwami
energetycznymi i ich klientami. Zgodnie z oczekiwaniami branży, ustawa przedłuża wsparcie
kogeneracji.
W projekcie ustawy PE przewidziano również możliwość tzw. sprzedaży awaryjnej energii
elektrycznej. Będą ją prowadzić operatorzy systemów dystrybucyjnych w celu zapewnienia
ciągłości dostaw do odbiorcy, któremu dotychczasowy sprzedawca zaprzestał sprzedaży
energii
elektrycznej
z
przyczyn
niezależnych
od
tego
odbiorcy.
Prawo gazowe, jak mówi resort gospodarki, w dużej mierze zawiera dotychczasowe
rozwiązania z prawa energetycznego. Wicepremier Waldemar Pawlak zauważył jednak, że
sektor gazowy wiele rzeczy unormował już inaczej, niż elektroenergetyczny i ciepłowniczy.
Ustawa ma uprościć i ujednolicić przepisy.
Podobnie, jak prawo energetyczne, ustawa gazowa chroni odbiorców końcowych. Będą to
nie tylko gospodarstwa domowe ale także placówki użyteczności publicznej (m.in. szkoły,
szpitale) oraz dostawcy ciepła.
Ceny gazu dla odbiorców domowych wciąż będą objęte obowiązkiem taryfowym. Stopniowo
będą natomiast liberalizowane zasady kształtowania cen gazu ziemnego dla odbiorców
przemysłowych.
Wśród nowych rozwiązań znalazła się ponadto możliwość handlu gazem w tzw. punktach
wirtualnych, co ma ułatwić obrót i „rozruszać” rynek gazu.
Projektem, który budził dotąd najwięcej emocji, jest ustawa o OZE. Zgodnie z propozycją
Ministerstwa Gospodarki, ma ona ograniczać wsparcie dla tych technologii, które go nie
potrzebują.
Zupełnie stracą wsparcie zamortyzowane już elektrownie wodne. Mniej dostawać będą także
producenci energii z wiatru. Najmniej - 0,4 zielonego certyfikatu, za każdą „zieloną” 1 MWh
9
dostaną współspalarnie biomasy. Najwięcej - 1,2 certyfikatu otrzyma fotowoltaika. Wartość
wyjściowej opłaty zastępczej, łącznie z ceną sprzedaży energii, wyniesie 460 zł/MWh.
- Wprowadzamy system wsparcia dla generacji rozproszonej. Możliwe będą również
dodatkowe zachęty w przypadku wytwarzania zielonej energii na własne potrzeby oraz
wsparcie dla wytwórców ciepła z OZE - zapowiedział wicepremier Pawlak.
Nad dalszym procedowaniem nad pakietem regulacji czuwał będzie nowy sekretarz stanu w
MG Tomasz Tomczykiewicz. - Zależy nam, aby ustawy w końcowej postaci były jak najlepsze
dla odbiorców energii i dobrze służyły rozwojowi sektora - powiedział.
Po konsultacjach projekt wróci do resortu i po nadaniu mu ostatecznej wersji, trafi na
posiedzenie Rady Ministrów, a dalej do Sejmu. Zdaniem specjalistów, nie ma szansy, by
trójpak został uchwalony do końca 2012 r.
Skupmy się teraz na bardzo istotnym fragmencie Prawa energetycznego, a mianowicie
odbiorcach wrażliwych.
Blisko 700 000 odbiorców wrażliwych będzie płaciło niższe rachunki za energię elektryczną i
gaz. System wsparcia ma kosztować ok. 170 mln zł rocznie. Pieniądze będą pochodziły z
budżetu państwa.
Wsparcie otrzymać mają osoby, którym przyznano zasiłek stały lub okresowy z pomocy
społecznej. Kryteriami dochodowymi otrzymywania takiego świadczenia są dochody w
wysokości 461 zł dla osoby samotnej i 316 zł dla członka kilkuosobowej rodziny.
Zgodnie z pomysłem Ministerstwa Gospodarki przeciętna rodzina miałaby otrzymywać
bonifikaty w rachunkach za energię elektryczną w wysokości ok. 200 zł rocznie.
Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca wrażliwy ma zawartą umowę
kompleksową będzie pomniejszało rachunki za energię o określony ryczałt. Następnie koszty
systemu wsparcia będą mu zwracane w postaci dotacji z budżetu państwa.
Odbiorcom wrażliwym przysługiwać ma bonifikata, odliczana od każdego rachunku za
energię elektryczną, w wysokości 20-30% kosztów przeciętnego zużycia energii w
gospodarstwach domowych.
Wg projektu nowego prawa energetycznego koszty przeciętnego zużycia będą obliczane wg
średnich cen energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych przemnożonych przez
określone wielkości zużycia. Limity zużycia dla osoby samotnej określono na 900 kWh
rocznie, dla 2-4 osobowej rodziny na 1250 kWh, a dla gospodarstwa zamieszkiwanego przez
przynajmniej 5 osób, na 1500 kWh.
Projekt ustawy Prawo gazowe przewiduje wprowadzenie metodologii dla cen gazu ziemnego
sprzedawanego tzw. dużym odbiorcom. Umożliwiłoby to przedsiębiorstwom gazowniczym
uelastycznienie zasad kształtowania cen gazu.
- W projektowanej ustawie wprowadzono (obok zatwierdzania taryf) możliwość kalkulacji
cen gazu ziemnego dla odbiorców przemysłowych w oparciu o metodologię taryfową.
Przedsiębiorstwo gazownicze, posiadające koncesję na sprzedaż gazu ziemnego i sprzedające
gaz odbiorcom innym niż odbiorcy w gospodarstwach domowych (tzw. dużym odbiorcom)
będzie miało możliwość przedłożenia do zatwierdzenia przez Prezesa URE metodologii, w
10
której określone będą jedynie zasady, wg których należy ustalać cenę gazu - napisano w
projekcie prawa gazowego.
- Rozwiązanie takie powinno uelastycznić zasady kształtowania cen gazu i przyczynić się do
rozwoju konkurencyjnego rynku gazu ziemnego - dodano.
W nowym prawie gazowym utrzymany zostanie natomiast bezwzględny obowiązek
taryfowania cen sprzedawanego gazu odbiorcom domowym.
- Takie rozwiązanie ma ich uchronić przed nadmiernym wzrostem cen gazu ziemnego, w
szczególności biorąc pod uwagę fakt, że obecny rynek gazu ziemnego nie ma charakteru
rynku konkurencyjnego. Zaznaczyć należy, że Prezes URE będzie miał możliwość zwolnienia
przedsiębiorców sprzedających gaz ziemny tzw. odbiorcom hurtowym z obowiązku
przedkładania wniosków taryfowych, w sytuacji gdy na rynku zaistnieją warunki konkurencji.
W przypadku funkcjonowania rynku konkurencyjnego, ceny powinny być kształtowane przez
rynek, co powinno zapewnić najbardziej korzystne ceny dla odbiorców - napisano w
projekcie ustawy.
I wreszcie ostatni elemet trójpaku - ustawa o odnawialnych źródłach energii.
Propozycja ustawy ogranicza wsparcie dla 3 rodzajów źródeł, które generują łącznie 90%
zielonych certyfikatów. Więcej dostaną natomiast mniejsze źródła. Dzięki temu zabiegowi
system ma być tańszy o 1 mld zł.
Do dużych elektrowni wodnych, wiatrowych i współspalania trafia obecnie 2,9 mld zł. To
niemal całość systemu wsparcia, który w 2010 r. wart był 3 mld zł w zielonych certyfikatach i
440 mln zł w opłatach zastępczych, trafiających do NFOŚiGW.
Wiatraki o mocy powyżej 200 kW mają dostawać o 1/4 mniejsze wsparcie. Współspalanie ma
dostawać tylko 0,4 lub 0,7 zielonych certyfikatów, za każdą „zieloną” 1 MWh. Zupełnie
stracić wsparcie mają stare elektrownie wodne. Podobnie inne źródła, uruchomione przed
1997 r., mają być wyłączone z systemu.
Mocniej wspierane będą mniej opłacalne technologie. Fotowoltaika ma otrzymywać 2 razy
więcej zielonych certyfikatów. Z mnożnika certyfikatów w wysokości 1,69 korzystać będą
mogły elektrownie biogazowe kogeneracyjne o mocy poniżej 100 kW. Największe
biogazownie (powyżej 1 MW), zgodnie z projektem, będą mogły liczyć na współczynnik
korekcyjny w wysokości 1,26.
Ministerstwo zdecydowało się ponadto, na zastosowanie tzw. feed-in tariff w stosunku do
mikro-instalacji (do 40 kWe). Ich wsparcie będzie zależne od tego, czy wykorzystuje ją
przedsiębiorca, czy osoba fizyczna, jedynie na własne potrzeby (tzw. prosument). Jak
podkreślał prof. Krzysztof Żmijewski, to bardzo ważny element ustawy, który pozwoli na
dynamiczny rozwój produkcji energii „pod strzechami”.
Opłata zastępcza ma być wyliczana przez odjęcie od jednostkowej opłaty w wysokości 470 zł,
ceny energii na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku. Jeżeli średnia cena energii w tym
roku osiągnie 200 zł/MWh, wówczas opłata zastępcza na 2012 r. wyniesie 270 zł, czyli mniej
więcej tyle, ile obecnie. Kwota 470 zł ma być corocznie waloryzowana o wskaźnik inflacji.
Produkcja energii w OZE pozostanie działalnością koncesjonowaną. Podobnie, jak jest to
obecnie, wytwórcy energii w biogazowniach będą mogli prowadzić działalność na podstawie
wpisu do rejestru prowadzonego przez Prezesa Agencji Rynku Rolnego. Nie będzie wymagała
koncesji produkcja energii w mikro-instalacji. W takim wypadku wystarczyć ma wpis do
rejestru prowadzonego przez Prezesa URE. Jeżeli jednak produkcja w mikro-instalacji będzie
11
przeznaczona na potrzeby własne lub sprzedaż nie większą niż 30% wytworzonej energii,
wówczas nie będzie to działalność gospodarcza i nie będzie wymagała wpisu do rejestru.
Za przyłączenie mikro-instalacji do sieci, OSD nie będą mogły pobierać opłat. Koszty będą
jednak uwzględniane w taryfach za dystrybucję energii elektrycznej. Dystrybutorzy będą też
zobowiązani do instalowania na własny koszt liczników, pozwalających na rozliczanie netto
energii oddanej i pobranej z sieci, przez wytwórcę energii w mikro-instalacji.
- W tej ustawie chcielibyśmy się skupić na zwróceniu uwagi na system wsparcia dla
rozproszonego wytwarzania energii. Chcielibyśmy wprowadzić dodatkowe zachęty w
przypadku wytworzenia zielonej energii na własne potrzeby oraz wsparcie dla wytwórców
ciepła z OZE. Z tym się wiąże zniesienie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w
mikro-źródłach i ustanawianie elastycznych, czytelnych zasad wspierania produkcji zielonej
energii dla uzyskania świadectw gwarancji pochodzenia - mówił wicepremier Waldemar
Pawlak.
- Nasz system zaprojektowaliśmy w ten sposób, aby wszystkie technologie w zakresie OZE
znalazły swoje miejsce na rynku, co oznacza wprowadzenie specjalnych współczynników
korekcyjnych dla poszczególnych technologii. Tutaj spodziewamy się uzyskać prawie 2 mld zł
oszczędności i część z nich przeznaczyć na wsparcie technologii, które dzięki systemowi
wsparcia niestety na rynku nadal nie mogą się znaleźć - mówił dyrektor Departamentu
Energetyki Ministerstwa Gospodarki Tomasz Dąbrowski.
www.wnp.pl 23.12.2011
Parkiet 23.12.2011
GAZ – LIBERALIZACJA CORAZ BLIŻEJ
Gaz-System SA w 2011 r., dzięki zrealizowanym inwestycjom oraz usłudze wirtualnego
rewersu na gazociągu jamalskim, zwiększył techniczne możliwości importu gazu ziemnego z
nowych kierunków do Polski o 3,3 mld m3. To ponad 30% dotychczasowego importu.
- Rozbudowa infrastruktury przesyłowej gazu ziemnego oznacza wiele korzyści dla polskiej
gospodarki i bezpieczeństwa energetycznego całego kraju. Przede wszystkim, pozwoli na
stworzenie technicznych możliwości odbioru gazu ziemnego z różnych kierunków. To także
istotne z punktu widzenia liberalizacji rynku gazu, ponieważ przyczyni się do zwiększenia
konkurencji, umożliwi nowym podmiotom korzystanie z sieci przesyłowej oraz dostęp do
tańszego surowca na europejskim rynku - uważa Jan Chadam, prezes zarządu Gaz-System.
W 2011 r. spółka zakończyła również organizację finansowania na realizacje programu
inwestycyjnego do 2014 r. o wartości ok. 8 mld zł.
www.nettg.pl 29.12.2011
W 2012 r. rozpocznie się uwalnianie polskiego rynku gazu. Potencjalni uczestnicy rynku mają
tego świadomość i przygotowują się do przełomu.
Jeszcze 2 lata temu wydawało się, że uwolnienie rynku gazu jest odległą perspektywą.
Wszystko jednak wskazuje na to, że uruchomienie rynku to dość bliska przyszłość. A zmiany
będą fundamentalne...
12
Dlaczego jednak w ogóle uwalniać rynek gazu? Po pierwsze z pewnością spowodowałoby to
pojawienie się na rynku nowych graczy, którzy nie są zainteresowani wejściem w biznes
poddany silnej regulacji. To miałoby ogromny wpływ na kształtowanie się cen (co nie
musiałoby jednak oznaczać ich spadku) oraz na poziom jakości usług i większą dbałość o
klienta. Ci mogliby bowiem z dużą łatwością zmieniać dostawców.
Przyspieszenie procesu liberalizacji rynku gazu w Polsce nie jest niczyją zachcianką.
W 2015 r. w UE rozpoczyna funkcjonowanie jednolity rynek gazu. Jako członek UE musimy
do tego rynku przystąpić i podporządkować się obowiązującym na nim regułom i zasadom.
Praktycznie wszyscy przedstawiciele z branży są przekonani, że jedną z podstawowych barier
utrudniających, a nawet wręcz uniemożliwiających powstanie rynku są taryfy. W praktyce
bowiem wykluczają one konkurencję cenową.
Jednak z góry należy się spodziewać, że do uwolnienia cen dla drobnych odbiorców gazu nie
dojdzie od razu - a takich konsumentów gazu jest aż 4 mln (z ogólnej liczby 6,5 mln).
- To kwestia polityczna. Który z rządów uwolni ceny dla milionów potencjalnych wyborców?
Opozycja zaraz by to wykorzystała, na razie więc odbiorcy niewielkich ilości gazu mogą spać
spokojnie - mówi jeden z prezesów dużej firmy gazowej.
Bardziej realne jest zniesienie taryf dla dużych odbiorców, którzy ze względu na skalę
popytu, jaką generują, chcieliby negocjować ceny, a sztywne taryfy im to uniemożliwiają.
www.wnp.pl 23.12.2011
Prawo regulacyjne w Polsce należy do najgorszych w Europie. Jesteśmy wśród 7 najbardziej
regulowanych rynków, można powiedzieć - przeregulowanych rynków - podkreśla Robert
Gwiazdowski z Centrum im. Adama Smitha.
Nadmiernie regulowany rynek, zdaniem Gwiazdowskiego, może mieć niekorzystny wpływ na
rozwój rynku gazu łupkowego. Co więc należy zrobić?
- Po pierwsze bezwzględnie należy zrobić, to co większość krajów europejskich, czyli wyjąć
spod taryfikowania gaz dla odbiorców przemysłowych. Moim zdaniem, nie należy również
taryfikować gazu dla odbiorców indywidualnych, dla tzw. kuchenkowiczów. Niektórych
z nich, jako odbiorców wrażliwych można objąć inną formą pomocy - proponuje Robert
Gwiazdowski.
www.onet.pl 23.12.2011
Liberalizacja rynku gazu będzie korzystna dla Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa
- oceniają analitycy. Uwolnienie cen pozwoli uniknąć sytuacji jak obecna, gdy gaz
sprowadzany z zagranicy sprzedawany jest z ujemną marżą. Wg ekspertów nie ma obaw, że
duże firmy chemiczne uniezależnią się od dostaw od krajowego giganta. PGNiG nadal będzie
ich głównym partnerem, ze względu na gwarancję stabilności dostaw i ograniczenia
krajowego systemu przesyłowego.
Dodatkowym zabezpieczeniem dla PGNiG jest rozwój energetyki opartej na gazie. W kilku
tego typu projektach (Stalowa Wola, Elektrociepłownia Żerań i Siekierki oraz blok gazowy na
terenie ZAK), koncern bierze udział jako inwestor. Ostatnio przedstawiciele spółki
informowali, że po zakończeniu prowadzonych projektów energetycznych, czyli w okolicach
2020 r., firma będzie mogła sprzedawać do elektrociepłowni opalanych gazem ok. 2 mld m3
gazu rocznie.
- Uwolnienie taryfy, wg naszych szacunków, mogłoby dać PGNiG blisko 2,5-2,8 mld zł ekstra
zysku. Nawet gdyby założyć w przyszłości wyższe opodatkowanie wydobywanego gazu, na
13
poziomie 10-30%, to i tak jest to gra o 2 mld zł dodatkowego zysku w handlu - uwąją
eksperci.
Marek Woszczyk, prezes URE, informował wcześniej, że opinii publicznej zostanie
przedstawiona mapa drogowa uwalniania rynku gazu. Wskaże ona konieczne zmiany
przepisów prawa, które obecnie blokują rozwój konkurencji na tym rynku. Wg jego
wcześniejszych zapowiedzi, program uwalniania rynku gazu dla odbiorców komercyjnych
mógłby się rozpocząć w II połowie 2012 r. Urząd liczy na powstanie hurtowego rynku gazu,
który pozwoliłby zobiektywizować wycenę gazu.
www.energetykon.pl 29.12.2011
NIEZŁE PERSPEKTYWY ZIELONEJ ENERGII
Wg danych Ministerstwa Gospodarki udział energii elektrycznej, wytworzonej w OZE,
wyniósł w 2010 r. 6,98% krajowego zużycia brutto. To 93% przyjętego przez Polskę celu.
Polska wyprodukowała w 2010 r. 10,895 TWh energii elektrycznej w źródłach odnawialnych.
W tym samym czasie krajowe zużycie wyniosło 156,1 TWh. To oznacza, że zabrakło ok. 7%
energii z OZE, by zrealizować wyznaczony przez UE cel na 2010 r.
W ostatnich latach produkcja energii w OZE dynamicznie wzrosła. W 2009 r. było to 8,6 TWh
(5,76% zużycia, przy celu wyznaczonym przez Unię na 6,2%), w 2008 r. - 6,5 TWh (4,2%, w
stosunku do celu 5%) a w 2007 r. 5,2 TWh (3,4%, przy celu 3,9%).
Pomimo dużego wzrostu produkcji, zmniejszył się udział biomasy w produkcji energii z OZE.
W 2010 r. z tego źródła pochodziło 53% zielonej energii (spadek o 3 pkt proc.). Niecałe 27%
wygenerowały elektrownie wodne (spadek o 1 p.p.), 17% wiatraki (wzrost o 5 p.p.), a
zaledwie 3% biogazownie.
Ponad 89% energii z biomasy pochodziło ze współspalania z paliwami konwencjonalnymi
(głównie węglem). W 41 elektrowniach stosujących współspalanie powstało aż 47% całej
zielonej energii. W 2009 r. było to jednak niemal 50% produkcji z OZE. W 2008 r. wskaźnik
ten wynosił natomiast 42% 2010 r. był kolejnym okresem dynamicznego rozwoju energetyki
wiatrowej. W 2010 r. wiatraki wytworzyły 1,822 TWh energii elektrycznej (1,17% krajowego
zużycia energii ogółem), w stosunku do 1,045 TWh w 2009 r. Jeszcze w 2005 r. było to
zaledwie 0,135 TWh. W tym czasie moc zainstalowana wzrosła z 83 MW w 2005 r. do 1180
MW w 2010 r.
Na koniec 2010 r. największą moc zainstalowaną miały elektrownie wiatrowe - 1180 MW.
Kolejne były: wodne przepływowe - 554 MW, biomasowe - 356 MW, biogazowe 83 MW (z
tego
8
MW
biogazownie
rolnicze)
oraz
fotowoltaiczne
33
kW.
Wyprodukowana w 2010 r. energia z OZE otrzymała wsparcie zielonymi certyfikatami o
wartości 3 mld zł. Ponad 441 mln zł wpłynęło do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej z tytułu opłat zastępczych (uiszczanych, gdy na rynku jest za mało
zielonych certyfikatów).
W 2011 r. Polska powinna wykazać się 10,4% udziałem zielonej energii. Zdaniem Grzegorza
Wiśniewskiego, prezesa Instytutu Energetyki Odnawialnej, Polska może być w 2011 r. blisko
osiągnięcia wyznaczonego celu. Przez kolejne 2 lata krajowy pułap 10,4% nie będzie się
jednak
zwiększał,
co
może
mieć
poważne
znaczenie
dla
rynku.
- Jeżeli nie ograniczymy wsparcia współspalania biomasy, już w 2012 r. przekroczymy
krajowy cel w zakresie energii odnawialnej - tłumaczy Grzegorz Wiśniewski. W rezultacie
14
ceny zielonych certyfikatów mogą spaść, czego obawia się branża OZE. - Aby temu zapobiec,
potrzebne jest szybkie przyjęcie ustawy o OZE - przekonuje ekspert.
Wg danych z połowy października najwięcej zainstalowanej mocy ze źródeł OZE miały
wiatraki - 1481 MW, na 2 miejscu są elektrownie wodne z prawie 950 MW i elektrownie na
biomasę 309,7 MW. Powoli rośnie moc elektrowni biogazowych. W połowie października ich
zainstalowana moc wynosiła 96,7 MW.
Najmniejszą moc mają elektrownie słoneczne - zaledwie 104 kW.
W sumie w połowie października źródła OZE w Polsce mają w sumie moc 2 837 MW.
W Polsce najszybciej zwracają się nakłady na farmy wiatrowe. Dlatego ten sektor rozwija się
najlepiej. W 2011 r. zainwestowano w niego aż 2,7 mld zł.
2011 r. był dobry dla zielonej energetyki, zwłaszcza wiatrowej, słonecznej i biogazu. Ich moc
wzrosła łącznie niemalże o 650 MW - ocenia Instytut Energetyki Odnawialnej, przy czym
udział energetyki wiatrowej wynosi aż 72%, a kolektorów słonecznych 21%.
- Przy wprowadzaniu tych technologii zostały efektywnie wykorzystane dostępne dotacje i
tendencja wzrostowa utrzyma się także w 2012 r. - ocenia Grzegorz Wiśniewski, prezes
Instytutu Energetyki Odnawialnej.
Wg niego w 2011 r. łączne nakłady na inwestycje w tych branżach wyniosą ok. 3,9 mld zł i
pozostaną na podobnym poziomie w 2012 r.
PĘKŁ BILION DOLARÓW !!!
Światowe inwestycje w energetykę odnawialną przekroczyły 1 bln $ - oblicza Bloomberg New
Energy Finance.
Agencja podliczyła inwestycje w energetykę odnawialną na świecie od 2004 r. Wtedy to
Niemcy wprowadziły system dotowanych taryf dla zielonej energii. Od tego czasu ich
rozwiązanie zostało skopiowane w wielu krajach.
Agencja ocenia, że poziom biliona dolarów inwestycji w OZE został przekroczony w ostatnich
2 tygodniach listopada. W tym czasie rozpoczęto m.in. w Meksyku inwestycję w farmę
wiatrowa La Ventosa o mocy 396 MW, China Huadian Corporation sfinansowała projekt
farmy wiatrowej 48 MW w prowincji Fujian, w Brazylii Rhodia Energy ruszyła z projektem
elektrowni na biomasę o mocy 77 MW.
- Przekroczenie 1 bln $ inwestycji to kamień milowy - stwierdził Michael Liebreich, szef
Bloomberg New Energy Finance.
Agencja przypomina, że w 2004 r. baryłka ropy kosztowała 20-30 $, a teraz - ponad 100 $. Od
2004 r. roczny poziom inwestycji w odnawialne źródła energii wzrósł 5 razy z 52 mld $ do
243 mld $ w 2010 r.
15
W ciągu najbliższych 10 lat w Chinach zainstalowane zostaną elektrownie wiatrowe i
słoneczne o łącznej mocy 180 000 MW, co odpowiada 180 reaktorom atomowym przewiduje Międzynarodowa Agencja Energii (IEA).
Obecnie moc elektrowni wiatrowych w Chinach wynosi 42 000 MW, a elektrowni
słonecznych - 1000 MW.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną w Chinach będzie rosło średnio o 4% rocznie i w
2035 r. osiągnie 9 000 TWh. To 18 razy więcej niż wynosi obecnie zużycie energii elektrycznej
we Francji i 3 razy więcej niż w 2009 r. w Chinach.
IEA zwróca uwagę, że Chiny, które w 2000 r. zużywały o 1/2 energii mniej niż USA, obecnie
zużywają jej najwięcej na świecie, a prognozy mówią, że w 2035 r. będą jej zużywać o prawie
70% więcej niż USA.
Zużycie biomasy stałej na cele energetyczne wzrosło w 2010 r. w całej UE o 8%. Polska
utrzymuje się w czołówce państw zużywających najwięcej tego rodzaju paliwa. W 2010 r. z
biomasy stałej wyprodukowano w Unii ok. 922 TWh energii, z tego 767 TWh ciepła i 67 TWh
energii elektrycznej - wynika z raportu „Solid biomass barometer 2011” EurObserv’ER.
Najwięcej energii z biomasy, kolejny rok z rządu, wyprodukowali Niemcy (ponad 12,2 Mtoe).
Za nimi uplasowali się Francuzi (10,5 Mtoe), Szwedzi (9,2 Mtoe) i Finowie (7,7 Mtoe). Polacy,
podobnie jak w 2009 r., znaleźli się na 5 miejscu z produkcją energii w wysokości 5,9 Mtoe.
W 2009 r. wyprodukowaliśmy z biomasy o 0,7 Mtoe energii mniej.
Polska, zaraz za Szwecją i Finlandią, jest przy tym największym producentem energii z
biomasy wytwarzanej w układach kogeneracyjnych (wytwarzających równocześnie energię
elektryczną i ciepło).
W przeliczeniu na 1 mieszkańca Polska produkuje z biomasy mniej zielonej energii i niż
wynosi średnia unijna (0,154 toe/os. przy średniej dla UE w wysokości 0,158 toe/os.). 10 razy
więcej od nas zużywają per capita Finowie (1,435 toe/os.). Tuż za nimi są Szwedzi (0,985
toe/os.) i Łotysze (0,773 toe/os.). Stawkę zamykają Malta, Cypr, W. Brytania, Irlandia i
Włochy
(we
wszystkich
wskaźnik
ten
nie
przekracza
0,05
toe/os.).
Liderzy tego zestawienia - Finowie, odnotowali najszybszy wzrost produkcji energii z
biomasy. Rok do roku wyniósł on 18,6%. Przyczynił się do tego podatek od emisji CO2, który
w 2010 r. wyniósł w Finlandii 20 € za tonę CO2. Od 1 stycznia 2011 r. wzrósł do 30 €/t CO2.
1/2 tej wartości płacą jednostki kogeneracyjne.
W DURBANIE BEZ REWELACJI, ALE I BEZ FIASKA
W Durbanie udało się uniknąć klęski. Dosłownie w ostatniej chwili wynegocjowano
porozumienie, które obejmuje wszystkie kraje.
Uczestnicy szczytu klimatycznego w RPA podpisali dokument, który zobowiązuje kraje całego
świata do redukcji emisji gazów cieplarnianych. Konkretnych limitów nie udało się ustalić, ale
i taki wynik uważa się za sukces - głównie UE, która najgłośniej domagała się podjęcia decyzji
wiążących dla wszystkich. Po długich negocjacjach udało się do tego namówić kraje, które
emitują najwięcej CO2: USA, Chiny i - w ostatniej chwili - Indie.
16
Wypracowane porozumienie zawiera plan dojścia do nowego protokołu klimatycznego, który
miałby być podpisany w 2015 r. i wejść w życie 5 lat później. Udało się również przedłużyć o
kolejny rok protokół z Kioto, który miał wygasnąć za 12 miesięcy.
Mimo tych ustaleń realizacja zahamowania globalnego ocieplenia do 2 st. C w 2050 r. wciąż
jest poważnie zagrożona. Nie udało się w Durbanie zasypać przepaści między deklarowaną
przez delegacje redukcją emisji gazów cieplarnianych a tą, która zdaniem ekologów jest
niezbędna do powstrzymania ocieplenia. Nadal wynosi ona ok. 1 mld ton.
W Durbanie ustalono także, że tzw. zielony fundusz klimatyczny zostanie docelowo zasilony
kwotą 100 mld $, które będą potem przeznaczone na redukcję emisji CO2 i adaptację do
zmian klimatu. Delegaci zgodzili się również na włączenie leśnictwa i użytkowania gruntów w
handel emisjami. To rozwiązanie jest korzystne dla Polski, bo zwiększa jej dozwolony bilans
CO2 (29% powierzchni Polski to lasy, które pochłaniają CO2).
Zakończona 11 grudnia w Durbanie 17. konferencja stron konwencji klimatycznej ONZ nie
przyniosła przełomu w rozmowach o ochronie klimatu. W deklaracji 195 państw
zdecydowało, że porozumienie zastępujące protokół z Kioto powstanie najpóźniej do 2015 r.
i wejdzie w życie najpóźniej do 2020 r. Tymczasem protokół z Kioto wygasa już w 2012 r.
Od 1 stycznia 2013 r. kraje mogą ustalić swoje krajowe cele redukcyjne emisji CO2, ale nie
muszą tego robić. - Porozumienie z Durbanu kończy z podziałem na państwa redukujące
emisje CO2 i państwa nierozwinięte. To sukces polityczny - przekonuje Magda Sikorska,
rzeczniczka Ministerstwa Środowiska.
Ale zdaniem analityków rynku praw do emisji CO2 ustalenia z Durbanu trudno nazwać
sukcesem.
- Obawiam się, że to, co osiągnięto, można porównać do „podpięcia protokołu z Kioto
do respiratora” - komentuje Maciej Gomółka, analityk CarbonWarehouse.
Polsce udało się chwilowo utrzymać nadwyżkę uprawnień do emisji CO2 wypracowaną
w ramach Kioto. Jako państwo mamy ok. 400 mln jednostek, które możemy sprzedać innym
krajom i to, co zarobimy, zainwestować w nisko-emisyjne technologie. Polskie uprawnienia
warte są ok. 2 mld €. Kwestie przenoszenia tych praw przesunięto w Durbanie na 2012 r.
W ostatnim miesiącu ceny praw do emisji CO2 na europejskich giełdach spadły o 1/5.
Kosztują już poniżej 8 € za tonę, czyli 2 razy mniej niż przed wakacjami. Wg prognoz banku
UBS mogą one spaść nawet do 3 € za tonę.
- Obecne trendy na rynku pokazują, że przedsiębiorstwa z dużym prawdopodobieństwem
będą w bliskiej przyszłości znacznie mniej płacić za prawa do emisji CO2, niż wcześniej
sądzono - ocenia Juliusz Preś, makler Consusu.
Rosja wspiera Kanadę w decyzji dotyczącej rezygnacji z Protokołu z Kioto. Jak poinformowało
rosyjskie MSZ, w 2012 r. Moskwa nie zamierza przyjmować na siebie żadnych zobowiąż
wynikających z Protokołu.
Rzecznik Ministerstwa - Alexander Lukashevich powiedział, że traktat nie obejmuje
wszystkich głównych trucicieli, a tym samym nie może pomóc w rozwiązaniu kryzysu
klimatycznego.
- Odejście Kanady to kolejny przykład, że podpisany w 1997 r. Protokół z Kioto stracił swoją
skuteczność w kontekście aktualnej sytuacji społecznej i gospodarczej - powiedział
17
Lukashevich, i dodał, że problem tkwi w tym, iż dokument nie zapewnia udziału wszystkich
najważniejszych źródeł emisji.
Kanada wycofała się z protokołu z Kioto 12 grudnia, uzasadniając swoje odejście tym, że
pozwoli rządowi zaoszczędzić ok. 14 mld dolarów kanadyjskich, które Kanada musiałaby
zapłacić
jako
kary
za
brak
zapowiadanych
wcześniej
redukcji
emisji.
Rządy Kanady, Japonii i Rosja zadeklarowały, że w 2012 r. nie będą przyjmować nowych
zobowiązań wynikających Protokołu z Kioto.
REKORDOWE EMISJE C O 2
Spalanie paliw kopalnych, produkcja cementu, wylesianie i inne rodzaje aktywności ludzi
spowodowały w 2010 r. wyrzucenie do atmosfery rekordowych 10 mld ton czystego węgla wynika z wyliczeń międzynarodowego zespołu badaczy publikujących na łamach "Nature
Climate Change".
Jednocześnie emisje CO2 ze spalania paliw kopalnych na świecie wzrosły w ostatnich 20
latach aż o 49%. Wyniki analiz pokazują też, że emisje CO2 ze spalania węgla, ropy i innych
paliw kopalnych w samym 2010 r. wzrosły o 5,9%, zaś od 1990 r. o 49%.
1990 r. pojawia się w tym kontekście jako szczególny punkt odniesienia - zgodnie z
Protokołem z Kioto kraje uprzemysłowione mają ograniczyć do 2012 r. ogólną emisję gazów
cieplarnianych o 5,2% w porównaniu właśnie z 1990 r.
W I dekadzie XXI w. emisje gazów ze spalania paliw kopalnych wzrastały przeciętnie o 3,1%
rocznie - 3 razy więcej, niż w latach 90. 2011 r. powinien się wpisać w ten trend.
Z emisji gazów, wylesiania i innego rodzaju aktywności ludzi, w samym 2010 r. do atmosfery
trafiło 36,7 mld ton CO2 - wyliczyli badacze. 1/2 pozostała w atmosferze, w której stężenie
CO2 osiągnęło już wartość niemal 390 cząsteczek CO2 na 1 mln "cząsteczek powietrza".
Pozostałą część pochłonęły oceany i inne akweny.
W latach 2008-09 emisje chwilowo przystopowały za sprawą globalnego kryzysu
finansowego. Natomiast za duży wzrost emisji w 2010 r. odpowiadają zarówno kraje o
gospodarkach rozwijających się, jak i rozwiniętych.
Z badania opublikowanego na łamach „Nature Climate Change” wynika, że wzrost emisji CO2
prawdopodobnie utrzyma się na poziomie ok. 3% rocznie. Inne badanie pokazuje zaś, że
zmiany klimatu związane są z działalnością człowieka, w tym spalania paliw kopalnych.
- Nowe wyniki dają jednoznaczny komunikat. Emisje CO2 powodowane przez człowieka bez
wątpienia niepokojąco wpływają na klimat, na którym nam zależy - komentował Chris
Rapley, profesor nauk o klimacie na University College of London. Dodał, że „konsekwencje
klimatyczne będą z czasem rosnąć i są nieodwracalne”.
Julia Steinberger, wykładowca ekonomii ekologicznej na Uniwersytecie Leeds zauważa, że
nawet recesja gospodarcza nie wpłynęła w znaczący sposób na redukcję emisji gazów
cieplarnianych. W latach 2008-09, ze względu na globalny kryzys finansowy, poziom emisji
nieznacznie spadł jednak już w 2010 r. mieliśmy do czynienia z dużym wzrostem emisji.
18
- Największy od dziesięcioleci kryzys gospodarczy w zakresie emisji CO2 okazał się być tylko
czkawką - komentowała Steinberger.
Jak pokazuje analiza, największy udział we wzroście globalnych emisji w 2010 r. miały Chiny,
USA, Indie, Rosja oraz Unia Europejska.
Polska, jak wynika z raportu NIK, utrzymuje stały 30-procentowy poziom redukcji gazów
cieplarnianych. To prawie 5 razy więcej niż wymagają ustalenia Protokołu z Kioto.
ROADMAP 2050, CZYLI EUROPA BEZ WĘGLA
Energetyczna mapa drogowa do 2050 r., którą ma zaprezentować Komisja Europejska,
zakłada konieczność zredukowania emisji CO2 z sektora energetyki i paliw o 85%.
Koszt realizacji 5 scenariuszy jest zbliżony, ale najdrożej wypada opcja z największym udziałem OZE. Wg roboczego projektu wszystkie inwestycje związane z energetyką i transportem
wyniosą w ciągu 40 lat ok. 100 bln €.
Efektywność energetyczna, zróżnicowanie dostaw energii, wysoki udział OZE, opóźnione stosowanie technologii CCS i niski udział energii jądrowej - to rozpatrywane scenariusze.
Mapa drogowa ma stanowić podstawę do decyzji politycznych o wspieraniu wybranych
technologii energetycznych.
W każdej opcji udział zielonej energii bardzo wzrośnie. W 2050 r. wiatr ma dostarczać co
najmniej 31% energii elektrycznej, w optymistycznej wersji energia słoneczna dostarczy
ponad 16%.
15 grudnia Komisja Europejska przedstawiła energetyczną mapę drogową dla UE do 2050 r.
Nie ma w niej jednych, stałych wytycznych. W zamian komisarz ds. energii przedstawił 5
różnych scenariuszy. - Po dyskusjach z państwami członkowskimi dojdziemy pewnie
do jednego, kompromisowego - powiedział Guenther Oettinger.
Przyznał, że państwa UE mają różne interesy. - Inne jest podejście Polski, która wytwarza
ponad 90% energii elektrycznej z węgla, a inne Francji, która w 76% produkuje ją
w reaktorach atomowych - mówił komisarz. Dlatego ostatecznie pewnie indywidualne cele
dla różnych państw będą różne. Wszystko ma się natomiast złożyć na cel główny: zero emisji
CO2 w energetyce do 2050 r.
Komisarz przedstawił kilka opcji dojścia do założonego celu. Można go osiągnąć dzięki:
1. wysokiej efektywności energetycznej, która prowadzi do obniżenia popytu na energię
o 41% w 2050 r. (w porównaniu z rekordowym poziomem z lat 2005-06),
2. równej konkurencji różnych technologii, bez politycznej preferencji dla żadnej z nich,
3. silnemu wsparciu dla OZE prowadzącemu do wzrostu jej udziału do 75% w finalnej
konsumpcji brutto i do 97% w zużyciu prądu,
4. opóźnieniu wdrażania technologii przechwytywania i magazynowania CO2, z założeniem
wzrostu udziału energii nuklearnej,
5. promocji technologii przechwytywania i magazynowania CO2, z założeniem spadku
udziału energii nuklearnej.
19
To jest strategia na przyszłość, do jej zatwierdzenia potrzebne są konkretne propozycje
legislacyjne i zgoda większości państw członkowskich. Na razie Bruksela przygotowuje grunt,
przekonując, że to nie tylko dobre dla środowiska, ale też opłacalne dla gospodarki.
Każdy z proponowanych scenariuszy przewiduje roczny koszt wytwarzania energii
na poziomie ponad 14% PKB. Obejmuje to wytwarzanie energii elektrycznej, paliwa,
inwestycje w energetykę, koszty operacyjne. Ale - jak dowodzi dokument przygotowany
przez KE - zbliżony (14,6% PKB) będzie koszt dla unijnej gospodarki w scenariuszu
alternatywnym, gdy żadne zmiany polityki energetycznej nie nastąpią.
W unijnych scenariuszach nie uwzględniono energii pochodzącej z gazu łupkowego, którego
potencjalnie bogate złoża są teraz badane w Polsce. Jest to zbyt niepewna branża, aby
można było prognozować konkretne liczby - uważa na razie Bruksela. W ostatecznej wersji
dokumentu KE nastąpiła jednak zmiana w porównaniu z projektem. Pojawiło się konkretne
wspomnienie o gazie łupkowym w USA, jako dowód na to, jak zmienia się rynek gazowy. UE
nie ma odrębnych przepisów regulujących pozyskiwanie surowca z takich złóż, choć
systematycznie pojawiają się postulaty zakazu ze względu na potencjalne koszty dla
środowiska naturalnego.
W ciągu najbliższych 40 lat 97% produkcji energii elektrycznej może pochodzić ze źródeł
odnawialnych - wynika z jednego ze scenariuszy Energetycznej mapy drogowej do 2050 r.
Scenariusz OZE jest najdroższym ze wszystkich analizowanych przez Komisję. Jego realizacja,
wiązałaby się z produkcją energii elektrycznej po cenie 200 €/MWh brutto w 2050 r. W
pozostałych scenariuszach, z większa efektywnością energetyczną albo większym udziałem
węgla lub atomu, energia ma kosztować ok. 150 €/MWh.
Niemal wyłączna produkcja energii elektrycznej w źródłach odnawialnych byłaby możliwa, w
dużej mierze, dzięki olbrzymim farmom wiatrowym na Morzu Północnym. Rozbudowa sieci
pod kątem znacznej liczby OZE kosztowałaby jednak zdecydowanie więcej, niż w pozostałych
scenariuszach. Wg wyliczeń Unii, nakłady na sieci, w scenariuszu OZE, musiałyby wynieść ok.
2,2 bln €, w stosunku do niespełna 1,3 bln € w scenariuszu referencyjnym (podstawowym,
realizującym
tylko
obecnie
obowiązujące
poziomy
redukcji
emisji
CO2).
Takie wykorzystanie zielonej energetyki oznaczałoby konieczność budowy do 2050 r. 2 razy
większych mocy wytwórczych w OZE, niż wszystkie obecnie działające w Unii. Scenariusz OZE
zakłada budowę do 2020 r. 215 GW mocy elektrowni odnawialnych. W latach 2020-30
miałoby to być ok. 400 GW. W kolejnej dekadzie prawie 600 GW i w latach 2040-50 ponad
800 GW kolejnych mocy OZE. Dla porównania, do 2020 r. w UE powstaną elektrownie na
paliwa kopalne o mocy ok. 90 GW.
Inwestycje w nowe moce wytwórcze w scenariuszu OZE, pochłonęłyby do 2050 r. 3,2 bln €.
W innych scenariuszach byłby to koszty 2-2,6 bln €.
Bez względu na scenariuszu, Energetyczna mapa drogowa 2050 zakłada rosnące znaczenie
energii elektrycznej. Jej udział w finalnym zapotrzebowaniu na energię podwoi się do 2050
roku. Za 4 dekady 36-39% zużywanej energii, będzie w postaci energii elektrycznej. Znaczący
udział mogą mieć w tym auta elektryczne. Unijny dokument zakłada, że nawet 65%
samochodów osobowych i lekkich pojazdów dostawczych będzie napędzanych elektrycznie.
20
WĘGIEL A UNIA
W Parlamencie Europejskim odbyła się debata nad przyszłością węgla. Media odnotowały ją
kilkoma zdaniami za sprawą „przyznania” Polsce antynagrody „Skamielina Dnia” podczas
szczytu w Durbanie. Tymczasem spotkanie w PE jest warte szczególnej uwagi.
Komisarz Gunther Oettinger zastrzegł, iż nadal jesteśmy w fazie przygotowawczej i
rozważamy różne scenariusze rozwoju sektora energii w Europie - nie tylko w horyzoncie
2020 r., ale również 2040 r. czy 2050 r.
Potwierdził przy tym, że UE nie zamierza całkowicie rezygnować z wykorzystania węgla.
- Wiele krajów europejskich jest w dużym stopniu energetycznie uzależnionych od tego
surowca: Czechy, Polska czy wreszcie Niemcy mają bardzo duży udział węgla w miksie
energetycznym. Dlatego węgiel pozostanie ważnym elementem europejskiej energetyki.
Musimy jednak skupić się na rozwoju czystych technologii węglowych. Wydaje się to
właściwą drogą - powiedział komisarz.
Polski rząd reprezentował Janusz Pilitowski, zastępca dyrektora Departamentu Energetyki w
Ministerstwie Gospodarki. Zwrócił uwagę na fakt, iż w polityce energetycznej Polski za jedną
z kluczowych technologii w ograniczaniu emisyjności energetyki uznano technologię CCS.
- Dla Polski bardzo ważne jest żeby węgiel z naszego dotychczasowego atutu nie przeistoczył
się w efekcie regulacji klimatycznych w poważne obciążenie. Dlatego będziemy się starać aby
Polska stała się jednym z liderów w zakresie technologii umożliwiających czyste
wykorzystanie węgla, gdyż paliwo to, ze względu na wielkość rodzimych zasobów, może
zapewnić nam wysoki poziom bezpieczeństwa energetycznego - podsumował Pilitowski.
To, że światowa energetyka będzie jeszcze długo oparta na węglu, nie ulega wątpliwości uznali uczestnicy berlińskiego seminarium o czystych technologiach węglowych. Ale priorytetem jest obniżanie emisji CO2.
Jako jeden z najważniejszych kierunków, które w przyszłości mogą się znacznie przyczynić
do redukcji emisji dwutlenku węgla, uczestnicy debaty wskazali badaną obecnie technologię
CCS, czyli wychwytywania i podziemnego magazynowania CO2.
- To jeden z priorytetowych tematów, zarówno dla USA, jak i UE - powiedział unijny komisarz
ds. energii Guenther Oettinger.
Polski wiceminister gospodarki prof. Maciej Kaliski powiedział w Berlinie, że węgiel dalej będzie odgrywał dominującą rolę w światowej gospodarce.
Z najnowszych danych wynika, że zasoby węgla kamiennego wystarczą przynajmniej na 200
lat, a brunatnego na 300 lat. To dużo, zważywszy na to, że światowe zapasy ropy i gazu
szacuje się średnio na 40-60 lat. Jest jeszcze energetyka atomowa, ale po katastrofie w
Fukuszimie np. Niemcy podjęły decyzję o zamknięciu swoich siłowni jądrowych.
- W 2030 r. 44% światowej energii i tak będzie pochodzić z węgla - powiedział Kaliski,
przywołując dane wzrostu konsumpcji tego paliwa z 6,7 mld ton w 2010 r. do
prognozowanych 9 mld ton w 2030 r.
Przypomniał, że polska polityka energetyczna do 2030 r. również zakłada, że to właśnie
z czarnego złota będzie się dalej produkować najwięcej energii (obecnie z węgla kamiennego
produkujemy ok. 60% energii elektrycznej, a z brunatnego ok. 30%).
Wiceminister gospodarki podkreślił, że Polska jako 2. co do wielkości w UE producent węgla
kamiennego powinna rozwijać badania nad czystymi technologiami węglowymi. Jego
zdaniem to zarówno potencjał CCS, jak i możliwość zgazowania węgla: zarówno
21
podziemnego, jak i naziemnego, bo przy tym procesie emituje się znacznie mniej CO2 niż
przy klasycznym spalaniu surowca. Podkreślił także, że moce węglowe, które będą
powstawały, muszą mieć coraz większą sprawność - dzięki temu będą zużywać mniej węgla,
a to także ograniczy emisję gazów cieplarnianych.
Raport Międzynarodowej Agencji Energii ocenia, że poprawa efektywności elektrowni o 5%
skutkuje spadkiem emisji CO2 nawet o 8%. A zainstalowanie CCS obniża jednak sprawność
elektrowni.
Zadaniem prof. Kaliskiego do wspólnych wysiłków muszą dołączyć także najwięksi emitenci
CO2, m.in. Chiny, Indie czy Brazylia, bo w przeciwnym razie samodzielne działania UE (11%
globalnej emisji!) spełzną na niczym.
Uczestnicy seminarium przyznali, że by CCS miał w przyszłości rację bytu, musi zostać
spełnionych kilka warunków.
Jako jeden z kłopotów badań nad czystymi technologiami węglowymi wskazuje się przede
wszystkim braki odpowiednich środków finansowych, kolejna sprawa to opór społeczny
dotyczący podziemnego magazynowania CO2 w specjalnych składowiskach. Nie ma też
jednolitych ram prawnych. Warto dodać, że berlińskie seminarium odbywało się dosłownie
chwilę po tym, jak szwedzki Vattenfall ogłosił, że wstrzymuje realizację dotowanego przez UE
projektu pilotażowego CCS w Jaenschwalde w niemieckiej Brandenburgii. Jednym z podstawowych powodów jest brak zgody co do tamtejszej ustawy o CCS.
- Mamy w Europie bardzo duży dylemat: czy należy wykluczyć węgiel z naszego miksu
energetycznego i opierać się bardziej na drogich źródłach energii z gazu i OZE czy skorzystać
z możliwości wykorzystania węgla, ale innej, a jednocześnie zmniejszenia emisji CO2 - mówił
w Berlinie Paweł Olechnowicz, prezes Grupy Lotos i szef rady dyrektorów Central Europe
Energy Partners, organizacji reprezentującej branżę paliwową, energetyczną i wydobywczą
w UE.
- Niestety, nie mamy dokładnej definicji czystego węgla, ale uważamy, że jeśli użyjemy
nowych technologii oraz zwiększymy sprawność elektrowni ze średnio 30% do ok. 45%, to
docelowo jesteśmy w stanie uzyskać redukcję emisji CO2 o 30% - dodał. Przyznał, że są już
sygnały z energetyki o nawet 60% sprawności. Ale inwestorom energetycznym powinno dać
się derogacje pozwalające na osiągnięcie większej sprawności elektrowni. Olechnowicz
przyznał, że sprawa CCS jest jedną z najważniejszych, ale i najtrudniejszych. Zwłaszcza że np.
Austria nie zgodziła się na to, by na jej terenie powstawały podziemne składowiska CO2. Niewykluczone, że inne kraje europejskie będą też rozważały takie decyzje.
Instalacje CCS są teraz w fazie testowej. Do końca 2015 r. Komisja Europejska chce wesprzeć
uruchomienie 12 projektów demonstracyjnych CCS, w tym w Polsce. Na 6 takich projektów
KE przeznaczyła 1 mld €. Polska do 2015 r. lub 2016 r. ma przygotować pierwszą pilotażową
instalację, którą szykują PGE Elektrownia Bełchatów z Alstomem (będzie mogła wychwycić 100 000 ton CO2 rocznie, a elektrownia emituje go 29,5 mln ton na rok).
Instalacja CCS obniża jednak sprawność elektrowni - wymusza więc większe spalanie węgla
na wyprodukowanie tej samej ilości energii.
Inną z czystych technologii węglowych jest zgazowanie węgla zarówno pod ziemią, jak
i na ziemi. Nad tym także trwają badania.
Branża górnicza życzy sobie przede wszystkim, by utrzymywała się koniunktura na węgiel i by
Unia Europejska zweryfikowała swą politykę dotyczącą węgla.
22
Od 1980 r. obserwujemy wyraźny wzrost wydobycia węgla, a tym samym wzrost jego
konsumpcji. W 2009 r. wydobyto w świecie 6,1 mld ton, natomiast w 2010 r. 6,7 mld ton
węgla. To przeczy tezom, że zbliża się koniec węgla jako paliwa.
Węgiel to ważny surowiec, stał się towarem międzynarodowym. Są 2 główne regiony w
handlu węglem: region Pacyfiku, gdzie w 2010 r. ten handel objął 541 mln ton oraz region
Atlantyku (172 mln ton).
Obecnie na czoło państw eksportujących węgiel wysunęła się Indonezja (264 mln ton w 2010
r.). Z kolei w gronie największych importerów węgla energetycznego są: Japonia, która
zaimportowała w 2010 r. 132 mln ton, Chiny, które zakupiły 119 mln ton węgla z zagranicy
oraz Korea Płd., która zaimportowała 92 mln ton.
UE w 2010 r. zaimportowała 134 mln ton węgla. W 2009 r. było to 125 mln ton.
- Liczę, że Unia się przebudzi i inaczej spojrzy na węgiel, bo na razie robi wszystko, by
uzależnić się od dostaw surowców energetycznych z zewnątrz - podsumowuje Janusz
Olszowski, prezes Górniczej Izby Przemysłowo-Handlowej.
www.wnp.pl 23.12.2011
INWESTYCJE POWOLI RUSZAJĄ
Największe inwestycje w energetyce, planowane do 2020 r., ruszą już w 2012 r. Swoje plany
podtrzymał Tauron. - Największe środki na ten cel uruchomimy prawdopodobnie w 2012 r. przyznaje Dariusz Lubera, prezes energetycznej spółki. Najważniejszym przedsięwzięciem
Tauronu będzie budowa bloku węglowego w Jaworznie o mocy 910 MW. Koszt tej inwestycji
szacowany jest na ponad 6 mld zł. - Spodziewamy się wyłonienia wykonawcy prac w II połowie 2012 r. - przekonuje Lubera.
Natomiast już na początku 2012 r. rozstrzygnie się przetarg na wykonawcę bloku gazowego
w Stalowej Woli. Wstępnie szacowano, że budowa pochłonie 1,7-1,9 mld zł. Jednak
po otwarciu ofert, które wpłynęły do spółki od wykonawców, okazało się, że koszty mogą być
niższe. Najtańsza opiewała bowiem na 1,59 mld zł. - Ceny są rzeczywiście lepsze, niż zakładaliśmy. To zapewne efekt kryzysu w Europie. Pamiętajmy jednak, że o wyborze oferty nie decyduje tylko cena - komentuje Lubera.
Już w 2012 r. z pracami w Opolu chce ruszyć PGE. To jedna z flagowych inwestycji tej spółki,
jakie zaplanowano na najbliższe lata. W listopadzie firma wybrała już generalnego wykonawcę 2 bloków energetycznych o mocy 900 MW, którym zostało konsorcjum Rafako, Polimeksu-Mostostalu i Mostostalu Warszawa. Jednak podpisanie wartego 9,4 mld zł netto kontraktu przedłuża się. Odwołanie złożył bowiem Alstom, którego oferta została odrzucona.
Z kolei w Rybniku realizację dużego przedsięwzięcia ogłosił niedawno francuski koncern EDF.
Na terenie rybnickiej elektrowni wybuduje 900 MW mocy wytwórczych. Nowy blok węglowy
zastąpi 4 inne, których okres eksploatacji wkrótce się skończy. Przedsięwzięcie pochłonie 1,8
mld € i wpisze się na listę największych inwestycji zagranicznych w Polsce. specyfiką tego bloku ma być współspalanie biomasy z węglem, co pozwoli zmniejszyć emisję CO2 o 30% w porównaniu z tradycyjnymi obiektami.
Enea już w I półroczu 2012 r. chce rozpocząć budowę bloku opalanego węglem kamiennym
w Elektrowni Kozienice o mocy do 1000 MW. Szacuje się, że inwestycja pochłonie ok. 5,5 mld
zł. Inwestor przekonuje, że w okresie budowy, w zależności od etapu realizacji tego projektu,
będzie zatrudnionych 1 000-2 000 pracowników. Natomiast przy eksploatacji tej jednostki
wytwórczej zatrudnienie znajdzie ok. 250 pracowników.
23
Na rynku energetycznym szykuje się walka o kapitał oraz fala fuzji i przejęć - ocenia firma
doradcza Deloitte.
W ciągu dekady nasze grupy energetyczne planują wydać na nie przynajmniej 150 mld zł.
W najbliższych 3 latach ma powstać 11 elektrowni gazowych. Do tego dochodzą planowane
nowe bloki węglowe m.in. w Opolu, Turowie, Jaworznie, Rybniku. Największym wyzwaniem
będzie sfinansowanie siłowni jądrowej. W ciągu 10 lat Polska Grupa Energetyczna będzie
potrzebować na tę inwestycję 35-55 mld zł.
Analitycy są przekonani, że na rynku energetycznym będzie więcej fuzji i przejęć. Część firm
zagranicznych może się wycofać z polskiego rynku, wśród nich np. niemiecki E.ON.
Deloitte spodziewa się poważnego zainteresowania polskim rynkiem ze strony EdF i GdF,
które wyrażały zainteresowanie projektem budowy siłowni jądrowej.
Polskie grupy energetyczne powinny rocznie wydawać na nowe moce ok. 8 mld zł. Ten
poziom wydatków jest do udźwignięcia - oceniają eksperci.
Krajowy Plan Inwestycyjny (KPI), przesłany do Brukseli we wrześniu, zawiera listę nowych
elektrowni i elektrociepłowni o mocy 28 500 MW. Komisja Europejska ma pół roku na
weryfikację dokumentu. Część inwestycji na pewno z niej wypadnie, tym bardziej że do 2020
r. nie będzie potrzeba tylu nowych elektrowni. Obecnie zapotrzebowanie na moc wynosi ok.
24 000 MW.
W ocenie Ernst & Young z listy KPI może zostać zrealizowane ok. 1/2 projektów: 10 000 MW
w nowych elektrowniach i ok.4 000 MW w elektrociepłowniach. Do tego 6 000 MW
planowane jest w OZE, głównie farmach wiatrowych. Realizacja tych planów wraz z
wydatkami na sieć przesyłową to wydatek do 2020 r. 160-180 mld zł.
- Przeliczając to na ceny energii elektrycznej, w każdej 1 MWh wydatki na inwestycje
stanowią 50-60 zł - oblicza Stanisław Poręba, ekspert E&Y.
Cena 1 MWh to obecnie ok. 200 zł.
Poręba zaznacza, że jego obliczenia są oparte na założeniach, że firmy energetyczne mają
50% wkładu w inwestycje, a pozostałą część zapewnia rynek finansowy. - W naszym
optymistycznym scenariuszu grupy energetyczne udźwigną wciągu dekady inwestycje rzędu
120 mld zł - dodaje Michał Surowski, dyrektor departamentu finansowego Societe Generale.
Zdaniem energetyków konieczna jest ustawa o inwestycjach kluczowych dla gospodarki, by
ułatwić ich realizację. Kryzys strefy euro może spowodować problemy z finansowaniem
dużych projektów i konieczność dokapitalizowania banków.
Własne zdolności inwestycyjne 5 największych polskich grup energetycznych do 2020 r. to
135-145 mld zł - ocenia Michał Surowski z banku Societe Generale.
Do tej kalkulacji bank użył wielu czynników: prognoz cen energii i paliw, przychodów z
różnych obszarów działalności i źródeł, wyłączeń starych bloków i przyłączeń nowych,
przejęć, inwestycji, wielkości wypłacanej dywidendy itp.
Wyliczenie oparte jest na najbardziej pozytywnych wartościach poszczególnych czynników.
W kalkulacji Societe Generale ujęto 5 największych spółek energetycznych: PGE, Energę,
Tauron, Eneę oraz PAK.
24
www.wcire.pl 19.12.2011
ROSYJSKI ATOM DLA POLSKI ???
Rosjanie złożą ofertę na dostawę technologii do naszej elektrowni atomowej. Twierdzą, że
mogą ją wybudować znacznie taniej niż konkurenci.
- Jak tylko zostanie ogłoszony przetarg, utworzymy zespół specjalistów, który przygotuje
ofertę - powiedział dyrektor zarządzania projektami inżynieryjnymi Rosatomu Siergiej
Bojarkin. - Jestem absolutnie przekonany, że wystartujemy w tym przetargu, tak jak
składamy oferty w innych, np. w Czechach.
Jego zdaniem technologia oferowana przez Rosatom spełnia wszystkie wymogi UE. - Należy
do najbezpieczniejszych. Takie systemy zabezpieczeń, jakie posiadamy, nie występują
u żadnego z naszych konkurentów - dodaje.
Do tej pory wydawało się, że głównymi rywalami w walce o polski projekt będą koncerny
amerykańskie: GE Hitachi i Westinghouse oraz francuskie: Areva i EDF.
Jedną z kluczowych kwestii będą koszty. Dotąd nakłady szacowano na ok. 3,5 mld $ za 1000
MW wybudowanej mocy. Tymczasem Rosatom - wg zapewnień Bojarkina - może
wybudować elektrownię wyjątkowo tanio, bo za 2,7 mld $ za 1000 MW mocy. - Zatem
w Polsce elektrownia kosztowałoby 8 mld $ (ok. 27 mld zł) - dodaje. - Uważamy, że to
realna kwota i jesteśmy przekonani, że się zmieścimy w niej.
Ekspert branży prof. Władysław Mielczarski z Uniwersytetu Łódzkiego uważa, że to
naturalne, iż Rosjanie wystartują w przetargu. - Możliwe, że będą mieć w konsorcjum
poważny zachodni koncern, np. Siemens, i nie ma powodu, by na starcie odrzucać ich ofertę
- mówi. - Ale ja nadal twierdzę, że ta inwestycja w Polsce nie ma szans na realizację, bo
trudno będzie zdobyć finansowanie.
Rosyjska technologia atomowa nie może być z góry odrzucona, ale warto pamiętać, że Polska
jest już uzależniona od dostaw gazu i ropy z Rosji.
Tak politycy i eksperci komentują zapowiedź udziału Rosjan w przetargu na pierwszą
elektrownię jądrową w naszym kraju.
Wiceprezes spółki PGE EJ1 Witold Drożdż mówi, że pod uwagę brane będą tylko najnowsze
technologie generacji III posiadające licencje. - Potencjalni dostawcy muszą spełniać przede
wszystkim wymogi rygorystycznych międzynarodowych standardów dotyczących jakości
i bezpieczeństwa - tłumaczy. - Analizować będziemy dotychczasowe doświadczenie
dostawców przy realizacji inwestycji zakończonych i w trakcie budowy. Także za bardzo
istotne uważamy warunki handlowe - podkreśla Drożdż.
Prof. Andrzej Strupczewski z agencji PolAtom przyznaje, że Rosatom dostarcza reaktory
nowoczesne - III generacji i dobrej jakości. - Oferują tak samo skuteczny układ zabezpieczeń
jak technologia francuska czy amerykańska - wyjaśnia ekspert. - Oczywiście są różnice
między reaktorami rosyjskimi, amerykańskimi czy francuskimi, ale mają one ten sam poziom
zabezpieczeń.
Strupczewski uważa za realistyczne zapowiedzi Bojarkina o niskiej cenie rektorów. Bojarkin
twierdzi, że elektrownia w Polsce może kosztować 8 mld $. - Rosatom na pewno nie będzie
miał problemu z zapewnieniem taniego kredytowania inwestycji w Polsce - dodaje.
25
Poseł PO Andrzej Czerwiński przypomina, że cena nie może być w tym przetargu głównym
kryterium i wyznacznikiem wygranej. - Aspekty ekonomiczne są bardzo istotne, ale trzeba
na nie spojrzeć w kontekście kosztów eksploatacji elektrowni, które potem rzutują na cenę
energii - mówi.
Rosatom - rosyjski pretendent do budowy polskiej atomówki przedstawił szczegóły strategii
do 2030 r. Przychody mają wzrosnąć 5-krotnie. Obecnie roczne przychody koncernu to ok. 15
mld $. Dzięki budowom nowych elektrowni na świecie i w Rosji - mają wzrosnąć do 75 mld $.
W 2011 r. koncern wyprodukuje w Rosji rekordowe 172 TWh.
Do 2030 r. poziom inwestycji Rosatomu przekroczy 350 mld $. Program inwestycyjny zakłada
zbudowanie 38 nowych bloków energetycznych (reaktorów), w tym 28 za granicą. Obecnie
na podpisane umowy na budowę elektrowni jądrowych m.in. w Indiach, Wietnamie,
Bangladeszu, Bułgarii i Iranie (już działa). W Rosji ma 10 elektrowni (38 bloków) i buduje
siłownią w obwodzie Kaliningradzkim przy granicy z Litwą, ok. 60 km od Polski.
Rosatom to dziś światowy lider we wzbogacaniu uranu. Dysponuje 2. zasobami uranu na
świecie (632 000 ton). Należy do niego 40% tego rynku i 17% rynku produkcji paliwa
jądrowego. Dostarcza paliwo do 74 reaktorów w 15 krajach i negocjuje zaopatrzenie 20
kolejnych.
Rosatom tworzy ponad 200 firm i 300 000 ludzi. Ma własną flotę atomowych lodołamaczy.
GIGANCI ZACISKAJĄ PASA
Niemieckie koncerny energetyczne E.ON i RWE zapowiadają zwolnienie tysięcy
pracowników. To efekt decyzji niemieckiego rządu o wyłączeniu elektrowni jądrowych.
RWE planuje zwolnienie 8 000 pracowników. Obecnie w całej grupie pracuje ok. 72 000
osób.
W 2012 r. RWE zamierza zmniejszyć koszty swojej działalności o ok. 1,5 mld €. Do końca 2013
r. zamierza sprzedać aktywa o wartości blisko 11 mld €. W komentarzach nie wyklucza się, że
niemiecki koncern może sprzedać także polskie spółki.
W I półroczu 2011 r. zysk netto RWE był blisko 40% mniejszy niż w tym samym okresie 2010
r.
Z kolei zwolnienie ok. 11 000 osób (14% z 79 400 swoich pracowników) zapowiedział inny
niemiecki koncern energetyczny - E.ON. Blisko 1/2 zwolnionych ma pochodzić z Niemiec,
gdzie koncern zatrudnia ok. 35 000 osób. Zwolnienia w Niemczech mają być przeprowadzone
w 2012 r. Już we wrześniu E.ON zapowiedział zwolnienie 500 z ok. 12 000 swoich
pracowników w W. Brytanii.
E.ON planuje obniżyć koszty swojej działalności o 9,5 mld € do 2015 r.
W II kwartale 2011 r. E.ON zanotował stratę - pierwszy raz w swojej historii. W całym 2011 r.
koncern planuje osiągnąć zysk, ale znacznie mniejszy niż zakładano na początku roku.
Ograniczenia swoich kosztów zapowiadają także inne energetyczne firmy w Niemczech jak
EnBW i Vattenfall.
26
RWE przymierza się do opuszczenia Polski?
Do podjęcia tych działań niemiecki koncern mógł skłonić sukces szwedzkiego Vattnefalla,
który zakończył sprzedaż swoich aktywów energetycznych w naszym kraju.
Jednak sama spółka tych informacji nie potwierdza. Polska jest dla RWE ważnym rynkiem,
czego potwierdzeniem mają być między innymi planowane inwestycje w energetykę
wiatrową na poziomie 500 mln zł do 2015 r. Spółka zapowiadała również niedawno
inwestycje sieciowe na poziomie 1 mld zł w ciągu najbliższych 5 lat.
Do RWE w Polsce należą aktywa powstałe po przekształceniach kupionego przez niemiecki
koncern w grudniu 2002 r. Stoenu.
Koncern kontroluje też farmy wiatrowe o łącznej mocy 108 MW.
Puls Biznesu 23.12.2011
RWE poinformował, że nie osiągnął porozumienia z rosyjskim Gazpromem w sprawie
wspólnych przedsięwzięć budowy i eksploatacji elektrowni w Niemczech, W. Brytanii i
Holandii. Rozmowy rozpoczęły się w lipcu 2011 r. i strony zobowiązały się do zbadania
potencjalnych możliwości współpracy do końca roku.
- Chociaż nasze dyskusje były prowadzone w sposób bardzo konstruktywny nie byliśmy
niestety w stanie uzgodnić ram współpracy, które zadowoliłyby obie strony - skomentował
Juergen Grossmann, prezes RWE.
Światowy lider energetyki jądrowej, francuska grupa Areva, zrealizuje w najbliższym czasie
plan masowej likwidacji etatów oraz cięć inwestycyjnych. Koncern zanotuje w 2011 r. ok. 1,5
mld € strat netto. Po raz pierwszy od 10 lat Areva poniosła wysokie straty finansowe w
wysokości 1,5 mld € netto.
Jak podał szef Arevy, Luc Oursel, plan oszczędności zmusi grupę do wstrzymania planowanej
rozbudowy kilku dużych zakładów przemysłowych w sektorze energetycznym, m.in. we
Francji, USA i Namibii.
Wg Oursela, wskutek decyzji rządu niemieckiego o rezygnacji z energetyki jądrowej do 2022
r., grupa zlikwiduje za Renem 1200-1500 miejsc pracy.
Z kolei francuskie związki zawodowe poinformowały, że w samej Francji ma być
zlikwidowanych 1200 etatów. Dyrekcja koncernu dotychczas nie potwierdziła tej ostatniej
liczby; poinformowała natomiast, że przewiduje w 2012 r. "zamrożenie zatrudnienia" w
segmencie nieprzemysłowym firmy oraz wstrzymanie do odwołania podwyżek płac
pracowników.
Areva działa w ok. 100 krajach świata, gdzie zatrudnia w sumie ok. 48 000 osób, w tym
30 000 we Francji.
CO 5. ZIEMIANIN BEZ PRĄDU !!!
Zgromadzenie Ogólne ONZ ogłosiło 2012 Międzynarodowym Rokiem zrównoważonej energii
dla wszystkich. Problem w tym, że prądu nie ma 1,4 mld mieszkańców naszej planety alarmują specjaliści.
Podjęta inicjatywa „Sustainable Energy for All” ma 3 cele. Do 2030 r. zapewnienie
powszechnego dostępu do nowoczesnych usług energetycznych, zmniejszenie
27
energochłonności globalnej o 40%, wzrost udziału energii odnawialnej na świecie do 30%.
Promowanie zrównoważonych źródeł energii jest niezbędne w celu wyeliminowania
ubóstwa, ochrony zdrowia publicznego, dostępu do edukacji, tworzenia miejsc pracy i
promowania rozwoju gospodarczego w ogóle - mówią przedstawiciele ONZ.
Specjaliści, choć inicjatywie ONZ kibicują, nie wierzą w jej powodzenie.
- Nie bardzo wyobrażam sobie, jak przy obecnych technologiach zapewnić energię np. we
wszystkich krajach Afryki. Dodatkowo koszty OZE są tak wysokie, że w biednych krajach, w
których ludzie nie mają co jeść inwestowanie w energetykę odnawialną byłoby praktycznie
ludobójstwem - uważa Kircher Vagner, w przeszłości doradzający ONZ.
Jego zdaniem, do wejścia w życie nowych tanich technologii, część populacji naszej planety
nie będzie miała dostępu do energii.
www.wnp.pl 28.12.2011
Tymczasem wg prognoz ExxonMobil popyt na energię na świecie do 2040 r. wzrośnie o 30%
w porównaniu z 2010 r., a w krajach rozwijających się o ok. 60% - czytamy w raporcie "The
Outlook for Energy: A View to 2040".
Zdaniem ekspertów za wzrost zapotrzebowania będą odpowiadały przede wszystkim Chiny i
inne kraje, które nie należą do Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD).
Wskazują też, że szacowany wzrost popytu byłby 4 razy większy, gdyby w ocenie nie brano
pod uwagę prognozowanego wzrostu efektywności energetycznej. Jej wzrost jest kluczowym
powodem, dla którego zapotrzebowanie na energię będzie rosnąć do 2040 r. średnio o 1%
rocznie; w tym czasie światowe PKB będzie rosnąć o prawie 3% rocznie.
Gaz ziemny nadal będzie najszybciej rozwijającym się źródłem energii, a popyt na niego
wzrośnie o ok. 60% od 2010 r. do 2040 r. Rola gazu w miksie energetycznym będzie rosła
kosztem
węgla.
Analitycy firmy szacują, że globalne zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrośnie o 80%
do 2040 r., a przyczyni się do tego stopniowe odchodzenie od takich źródeł energii jak węgiel
czy ropa naftowa.
ww.cire.pl 9.12.2011
A oto jak wyglądają Chiny na globalnym rynku energetycznym.
Z pozycji eksportera na początku lat 90., Chiny przeszły burzliwy proces i obecnie w coraz
większym stopniu zależą od importu ropy i innych nośników energii na rynkach światowych.
Deficyt nośników energii w znacznym stopniu Chiny pokrywają wydobyciem i zużyciem węgla
kamiennego, jednak sposób pozyskiwania tego surowca i następnie jego wykorzystania
niesie negatywne skutki dla środowiska, co jest przedmiotem krytyki. Chiny od 2007 r. są
liderem w zakresie emisji CO2 i nie podpisały Protokołu z Kyoto. Sytuacja energetyczna
Państwa Środka rzutuje na cele polityki zagranicznej Chin. Postawa Chin w strukturach ONZ,
konflikty z sąsiadami, związana ze strefami ekonomicznymi Morza Chińskiego i Morza
Żółtego oraz "dyplomacja energetyczna" na obszarze Afryki wskazują na odrzucanie zasad
polityki koncyliacyjnej na rzecz pragmatycznych działań, mających na celu pozyskiwanie
surowców energetycznych w świecie. Chiny w procesie poszukiwania źródeł dostaw energii
zrewidowały swoje stosunki z Rosją i budują nowy wymiar relacji z państwami Azji
Centralnej, regionu Azji i Pacyfiku. Ma to również wpływ na obecne i przyszłe relacje polskochińskie.
28
Chiny stały się nowym członkiem globalnego rynku energetycznego, w porównaniu do
pozycji jakie dotąd zajmowały USA i Europa. W latach 1980-2010 produkcja i konsumpcja
energii w Chinach ulegały systematycznemu, przyspieszonemu wzrostowi, a od 2002 r.
konsumpcja przewyższyła produkcję. W globalnej produkcji energii Chiny zajmują jednak 1
miejsce (16%), przed USA (14%) i Rosją (11%).
www.onet.pl 1.12.2011
OSZCZĘDNOŚCI W SKALI MAKRO I MIKRO
Świat może oszczędzać energię elektryczną dzięki kogeneracji, czyli procesowi
jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej oraz inteligentnym sieciom
energetycznym (smart grid) - uważają eksperci.
Te technologie mogą również zmniejszyć rachunki za ogrzewanie i prąd.
Zdaniem ekspertów firmy GE, światowy popyt na energię w kolejnych latach będzie rósł i
podwoi się do 2030 r. Wraz ze wzrostem popytu rosną ceny energii. Np., w latach 2000-07 w
USA wzrosły średnio o ok. 42%, a w W. Brytanii o 105%.
W opinii Leona Jansena van Vuurena europejska energetyka jest relatywnie nieefektywna.
- Większość europejskich instalacji ma powyżej 30 lat lub więcej. Ich efektywność jest na
poziomie ok. 40%, co oznacza, że tylko 40% z wykorzystywanego surowca energetycznego
jest przekształcana w energię. Wytwarzając energię w kogeneracji można uzyskać
efektywność na poziomie 90%. To efektywne wykorzystywanie energii trzeba połączyć też z
ograniczaniem emisji CO2 - zaznaczył.
Zdaniem szefa GE Digital Energy Keitha Redfearna, przerwy w zasilaniu kosztują sektor
biznesu w UE 150 mld € rocznie. W przypadku USA straty to rocznie ok. 80 mld $.
- To m.in. naprawy sieci i instalacji, kary, obsługa klienta wynikające z problemów w
dostawach. Koszty wynikające z przerw w dostawach można znacznie zmniejszyć,
wykorzystując inteligentne sieci energetyczne. Wykrywają one błyskawicznie przerwy w
dostawach, znajdują zastępcze zasilanie i automatycznie przywracają moc - mówi.
Inteligentna sieć (smart grid) to system elektroenergetyczny wsparty oprogramowaniem IT,
który integrując produkcję, przesył oraz dystrybucję energii, pozwala m.in. zmniejszyć jej
zużycie i chronić przed przerwami w dostawach prądu. To m.in. inteligentne liczniki
energetyczne, czy inteligentne urządzenia elektryczne domowego użytku.
- Pierwszy raz w ponad stuletniej historii elektryczności konsumenci mogą zrozumieć, jak ich
codzienne zwyczaje wpływają na zużycie energii elektrycznej. Badania pokazują, że
informacja o cenach energii, dostarczana przez inteligentne liczniki, może zmienić ich
zwyczaje i zmniejszyć ich rachunki za elektryczność średnio o 10%, a w godzinach szczytu
nawet o 15% - dodaje. Jak wyjaśnia, przy wykorzystaniu tej technologii w naszych domach,
np. do pralki czy zmywarki są wysyłane sygnały z inteligentnego licznika, które pozwalają
automatycznie zmienić ich tryb działania na oszczędny w godzinach szczytu, i zwiększyć
pobór mocy w momencie, gdy taryfa jest niższa.
W opinii Tomasza Chmala z Instytutu Sobieskiego, smart grid poprawia efektywność
energetyczną, ale jest kosztownym rozwiązaniem. - Tej technologii nie wprowadza się
szybko, łatwo i przyjemnie. To kwestia całej infrastruktury informatycznej, hardware'u i
software'u, znacznych inwestycji - zaznacza.
29
- Pomimo tego koszty zmniejszają się w czasie. To tak jak z telefonią komórkową - jeszcze
kilka lat temu to był luksus, dziś standard. Postęp technologiczny, tańsze liczniki
produkowane w Azji - to wszystko zmierza w kierunku spadku cen - dodaje.
W dobie galopujących cen prądu przypominamy kilka zasad, które pomogą nam zmniejszyć
zużycie energii, a tym samym przynieść ulgę domowemu budżetowi.
Większość z nas, zapytanych o sposoby ograniczenia zużycia energii w domu, na 1 miejscu
wskaże oszczędność światła. Rzeczywiście, oświetlenie i drobny sprzęt AGD generują łącznie
ok. 20% zużycia energii. Pole do oszczędności jest jednak znacznie większe.
Planując oszczędności, warto przede wszystkim zwrócić uwagę na te urządzenia, które są
najbardziej energochłonne. Z danych Agencji Rynku Energii wynika, że niemal 80% zużycia
przypada na 4 grupy urządzeń:
 chłodziarko-zamrażarka (28,10%)
 oświetlenie i drobne AGD (20,40%)
 kuchnia elektryczna (19,60%)
 pralka (9,10%)
Optymalizacja zużycia w tych 4 segmentach może więc przynieść wymierne oszczędności.
W przypadku lodówek duże znaczenie, oprócz klasy energetycznej, ma np. sposób
korzystania, a nawet miejsce ustawienia lodówki w naszej kuchni. Lodówka wykorzystuje
energię do chłodzenia, jeśli więc postawimy ją obok kaloryfera, możemy być pewni wzrostu
zużycia energii. Podobna sytuacja będzie mieć miejsce latem, jeśli nasz sprzęt stoi w miejscu
o dużej ekspozycji na słońce.
Z kolei ekonomiczna pralka to, podobnie jak w przypadku lodówki, nie tylko kwestia klasy
energetycznej. Warto także zwrócić uwagę na funkcje, które posiada pralka. Pranie będzie
bardziej ekonomiczne, jeśli urządzenie posiada:
 automatykę wagową - ilość wody dobierana jest automatycznie do wielkości wsadu,
funkcję zamkniętego obiegu wody,
 funkcję krótkich programów, pozwalających na energooszczędne pranie mało
zabrudzonych rzeczy. Wybór 15-minutowego cyklu zamiast godzinnego będzie
rozwiązaniem znacznie lżejszym dla naszej kieszeni.
Podobne praktyczne wskazówki dotyczą wyboru i korzystania z kuchni elektrycznej. Wybór
urządzenia z płytą indukcyjną będzie rozwiązaniem optymalnym pod względem zużycia
prądu. Sprawność płyty indukcyjnej sięga 90% i jest znacznie wyższa od pozostałych
materiałów.
Dobry poradnik oszczędzania energii będzie zawierać setki drobnych porad - pole do
oszczędności jest naprawdę bardzo duże. Wiele z tych porad to jednak bardzo
zdroworozsądkowe zalecenia. Nie trzeba być ekspertem, aby wiedzieć, że paląca się
niepotrzebnie żarówka to marnotrawstwo energii i pieniędzy, że podgrzewanie garnuszka na
największym palniku wysyła mnóstwo ciepła w powietrze, że do zagotowania wody na
filiżankę herbaty nie jest potrzebny pełen czajnik. Jest wiele rzeczy, które możemy zrobić
sami nawet bez sprzętu A+++.
www.money.pl 3.12.2011
I na zakończenie jeszcze o oszczędzaniu à la … Łukaszenko.
30
W 2012 r. Białorusini zostaną zmuszeni do dużych oszczędności prądu. Państwo wprowadzi
normę energii na głowę obywatela. Norma wynosić ma 107 kWh na osobę.
Jeżeli w rodzinie są 2 osoby, to dodaje się 30 kW/h; jeżeli 3 to jeszcze 30 kWh i tak dalej.
Maksymalny limit zużycia dla 8-osobowego gospodarstwa domowego sięgnie 317 kWh.
Do wielkości przyznanej rodzina będzie płacić za prąd wg jednej stawki (niskiej bo z dopłatą z
budżetu). Wielkości ponad normę będą opłacane wg cen rynkowych.
Na co starczy przydzielona przez władzę norma prądu.
Np. na 11 dób pracy komputera, albo tyle samo lodówki, albo na 17 dób nieprzerwanego
oglądania telewizji; albo 2 doby pracy pralki; lub 7 godzin - kuchenki elektrycznej i tylko na
35 godzin grzejnika elektrycznego.
Żyrandol wyposażony w 5 żarówek 60-watowych może świecić 14 dób.
To przypomina nieco historię sprzed 30 lat, kiedy to „Geniusz Karpat” wprowadził w pewnym
europejskim kraju drastyczne oszczędności - np. nie można było używać żarówek
mocniejszych niż 25-watowe.
Dyktator skończył marnie w czasie tzw. Jesieni Ludów w 1989 r. Być może podobnie będzie z
białoruskim „bat`ką - ojcem narodu”, czego naszym wschodnim sąsiadom serdecznie życzę.
A Państwu - oczywiście jak najmniejszych rachunków za prąd.
Wszystkiego najlepszego w 2012 roku.

grudzień 2011 - Towarowa Giełda Energii SA

Transkrypt

Podobne dokumenty

od … do… Redukcja CO2 oszczędność energii Wzrost energii z

Wersja PDF - PGE Energia Odnawialna

Polsko-Hiszpańskie Forum Energii Odnawialnej

Strategia drobnych kroków do redukcji CO2 o 20% do 2020 r

Czy energetyka słoneczna ma w Polsce przyszłość

Będzie trudno o ulgowe traktowanie

Kończą się prace budowlane w terminalu gazowym w Świnoujściu

(mhtml:file://Z:\\PRZEGL\245D PRASY KRZYSZTOF \257MIJEWSKI