Pobierz cały numer Rurociągi 3/2013

Transkrypt

Pobierz cały numer Rurociągi 3/2013
Nr 3–4/68/2013
RUROCIĄGI
®
MAGISTRALE PRZESYŁOWE I ENERGETYKA ODNAWIALNA
W NUMERZE
– TERMOWIZJA W RUROCIĄGACH
– BEZPIECZEŃSTWO ELEKTROENERGETYCZNE
– GEOPOLITYKA JEDWABNEGO SZLAKU
Ilustracje do artykułu
TERMOWIZJA W BADANIACH RUROCIĄGÓW
Fot. 1. Obluzowane złącze szynoprzewodu w polu kompensacji mocy biernej
w głównej rozdzielni elektrycznej
Fot. 2. Wykrycie stanu zapalnego racicy
u żyrafy Rotschilda w warszawskim ZOO
Fot. 3. Termogram trasy rurociągów pary technologicznej wykonany
przy słonecznym i bezchmurnym niebie
Fot. 4. Wady izolacji termicznej
rurociągu pary technologicznej
w zakładach Boryszew Erg
w Sochaczewie
Fot. 5. Wyciek z podziemnej sieci ciepłowniczej
na terenie PZL na Okęciu w W-wie (zdjęcia wykonane z wysokości ok. 10 m nad poziomem terenu)
RUROCIĄGI
Nr 3–4/68/2013
Spis treści:
1
OD WYDAWCY
2
TERMOWIZJA W BADANIACH
RUROCIĄGÓW
6
Bezpieczeństwo elektroenergetyczne państw bałkańskich
16 A może warto z Rosatomem?
21 Geopolityka Jedwabnego Szlaku
29 Monitoring i diagnostyka
rurociągów
31 GAZ I ROPA Z ŁUPKÓW
36 NABICI W GAZPROM
38 REGIONAL DIMENSION OF
ENERGY SECURITY
44 SYBERYJSKIE SAFARI
45 Z ANNAŁÓW RODZINY ZGLENICKICH
48 zjazd GEOPOLITYKÓW POLSKICH W RZESZOWIE
Na okładce: Obraz termiczny fragmentu trasy
rurociągów pary technologicznej i kondensatu
w rafinerii LOTOS w Gdańsku.
OD WYDAWCY
Nasi decydenci rury kochają bardzo.
Rurowy druciak nazwano stadionem narodowym.
Genderowa tęcza, jak zezłomowany fragment wielkiej rury, wyłania się z ziemi nie przy wysypisku śmieci, ale przed zabytkowym
kościołem w samym centrum Warszawy.
Z dłuższymi rurami problemy były i są większe. Seria pęknięć skorodowanych gazociągów dopiero się rozpoczyna. Wiele fundamentalnych błędów popełnili ci, którzy dwadzieścia lat temu negocjowali pakiet porozumień gazowych z Rosją. Najboleśniejszym była
rezygnacja z opłaty za tranzyt gazu rurociągiem z Jamału. Zdaniem nie tylko prof. Cieślewicza, amerykańskiego eksperta, który
prowadził wykłady na AGH, powinna ona wynosić ca 2,7 USD za
przetłoczenie 1000 m3 gazu na odległość 100 km. Podatnicy naszego kraju tracą na tym około półtora miliarda dolarów rocznie.
Określenie JAMAŁGATE, które jako pierwszy użył piszący te słowa, zyskało już prawo obywatelstwa i posługują się nim eksperci
CIRE.
A może warto potraktować tę sprawę jako bolesną nauczkę i...
dogadać się z ROSATOMEM?
Witold Szirin Michałowski
Komitet redakcyjny:
red. naczelny Witold St. Michałowski, Stanisław Mańka, Tadeusz
Leszczyński, Walery Wysoczański, Zygmunt Semeniuk
Rada programowa:
prof. Z. Wrzesiński – przewodniczący,
prof. St. Wiąckowski, prof. dr hab. J. Rządkowski,
płk inż. St. Mańka, dr Hijran Aliyewa Islam
Redakcja tekstów:
Zofia Szanter
Skład komputerowy: JJS
Druk: Zakład Poligraficzny Nadarzy tel. (22) 729-84-40
Wydawca: Fundacja ODYSSEUM
04-997 Warszawa, ul. Werbeny 1,
tel./fax (+48 22) 872 04 30, (+48) 608-573-746
e-mail: [email protected]
www.rurociagi.com
ISSN 1234-7701
historiozofia
dziejów powszechnych
ciąg długi
to
ewolucja
maczugi
Lech Z. Niekrasz Fraszki
nakład do 2000 egz.
RUROCIĄGI Nr 1/67/2013
1
TERMOWIZJA W BADANIACH RUROCIĄGÓW
Wojciech Derwiński
WSTĘP
Kamera termowizyjna to jeden z najbardziej uniwersalnych
przyrządów pomiarowych wymyślonych i opracowanych przez
człowieka. Diagnostyka termowizyjna pozwala uzyskać dokładne
informacje na temat różnych zjawisk termodynamicznych, dlatego
zakres jej zastosowań jest imponujący.
Zdjęcie, zamieszczone na okładce numeru, wykonane z wysokości ok. 35 m przedstawia obraz termiczny rurociągów pary technologicznej i kondensatu na terenie pompowni w rafinerii LOTOS
w Gdańsku, pozwalający ocenić stan izolacji termicznej i wykryć
ewentualne miejsca rozlewów.
Oprócz zastosowań typowo wojskowych, od których zresztą
termowizja wzięła swój początek, do najbardziej popularnych dziedzin należy m.in.:
• wykrywanie mostków termicznych oraz wad i uszkodzeń izolacji cieplnej budynków, instalacji chłodniczych, pieców elektrycznych, suszarni, kotłów, kadzi, rurociągów i kanałów,
• wykrywanie miejsc ucieczki ciepła i pęknięć w instalacjach
centralnego ogrzewania, sieciach ciepłowniczych i wodociągowych,
• lokalizowanie przebiegu sieci ciepłowniczych i rur z ciepłą
wodą oraz badanie drożności rur w parownikach, przegrzewaczach pary itp.,
• kontrola pracy kotłów i turbozespołów, wykrywanie uszkodzeń wymienników ciepła,
• oceny stanu technicznego kominów, elektrofiltrów i przewodów spalinowych,
• wykrywania punktów przegrzania urządzeń i instalacji elektrycznych, jak np.: bezpieczników, styków, łączników, linii
napowietrznych i kablowych, podstacji, transformatorów, tyrystorów, silników, izolatorów, obwodów elektrycznych (fot. 1,
zdjęcia zamieszczamy na drugiej stronie okładki),
• monitorowanie i wykrywanie punktów przegrzania maszyn
i urządzeń wirujących, łożysk, przekładni, wałów, sprzęgieł,
pasków napędowych, łańcuchów, kompresorów i pomp,
• badanie silników spalinowych i turbin itp.
• badanie rozpływu ciepła i ocena jakości chłodzenia podzespołów w obwodach elektronicznych,
• badanie środowiska np. rejestrowanie z samolotu rozkładu
temperatury powierzchni lądów i wód, wykrywanie samozapłonów hałd węglowych, składowisk śmieci, silosów, lokalizacja skażeń cieplnych wód i gruntów itp.
Dzięki termografii możliwe staje się wczesne wykrycie miejsc
potencjalnych zagrożeń, co pozwala bez problemów zaplanować
2
prace remontowe i dzięki temu uniknąć kosztownych przestojów
w produkcji, czy nieoczekiwanych awarii.
Badania termowizyjne można, a wręcz należy prowadzić pod
pełnym obciążeniem, co w przypadku innych metod diagnostycznych nie jest praktycznie możliwe. Dzięki kamerom termowizyjnym
liczba wykrytych miejsc potencjalnych zagrożeń jest znacznie większa, a sam proces kontroli staje się łatwy, szybki i bezpieczny oraz
w dużym stopniu niezależny od odległości i utrudnionego dostępu
do badanego obiektu.
Trudno nawet wyobrazić sobie, jak duża może być różnorodność zastosowań kamer termowizyjnych. Zapewne niewiele osób
wie, że z powodzeniem wykorzystuje się je w badaniach typowo
przemysłowych m.in. do:
• analizy nagrzewania się opon samochodowych na stanowiskach testowych i w czasie ruchu,
• wykrywania zbrojeń w betonie po uprzednim ich indukcyjnym
nagrzaniu,
• projektowania odzieży zimowej itp.
Oprócz zastosowań typowo technicznych, termowizja jest
wykorzystywana również w diagnostyce medycznej m.in. do lokalizowania na ciele człowieka miejsc o podwyższonej temperaturze
lub asymetrycznym jej rozkładzie (onkologia, reumatologia, ginekologia, okulistyka).
Dotyczy to także weterynarii (m.in. coraz bardziej popularne
są badania termowizyjne koni), zgodnie z zasadą, że żadne zwierzę
nie powie lekarzowi co mu dolega, a transport dużych zwierząt jest
trudny, często nawet niebezpieczny.
Autor artykułu miał kiedyś nawet okazję przeprowadzenia
w warszawskim ogrodzie zoologicznym badania okulałej żyrafy
Rotschilda o wdzięcznym imieniu Lulu, u której bez narażania na
niepotrzebny stres, udało się zdiagnozować stan zapalny racicy
(fot. nr 2).
PODSTAWY TERMOWIZJI
Każde ciało o temperaturze wyższej od zera bezwzględnego
(–273,15ºC) emituje promieniowanie elektromagnetyczne, którego energia rośnie wraz ze wzrostem temperatury. Pasmo promieniowania widzialnego dla człowieka odpowiada długości fali λ od
0,35 µm do 0,75 µm. Normalna obserwacja obrazów w widzialnym
paśmie promieniowania opiera się na zjawisku rozproszenia światła
słonecznego. Słońce, którego temperatura wynosi ok. 6000 K emituje światło żółte, a jego maksimum wypada mniej więcej w środku
widma światła widzialnego tj. 0,5 µm.
Termografia polega natomiast na rejestracji obrazu powstającego w „niewidzialnym” pasmie promieniowania, zwanego promie-
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
niowaniem podczerwonym (0,75–15 µm) i przekształceniem go na
obraz widzialny z wykorzystaniem wybranej palety barw odpowiadających temperaturom na obserwowanej powierzchni.
Pierwsze kamery termowizyjne (a właściwie skanery) opracowane na zlecenie wojska ok. 1960 r. ważyły ponad 60 kg, wymagały uciążliwego chłodzenia za pomocą ciekłego azotu, a obraz
był tworzony na zasadzie skanowania. Stopniowo wraz z rozwojem
elektroniki zamiast chłodzenia azotem udało się wprowadzić tzw.
pompę Stirlinga wykorzystującą sprężanie i rozprężanie gazu helowego, a następnie zastąpić ją chłodziarką działającą na zasadzie
termoelektrycznego efektu Peltiera.
Współczesne kamery termowizyjne wyposażone są w niechłodzone, dwuwymiarowe matrycowe detektory promieniowania
działające najczęściej w oparciu o zjawisko bolometryczne. Obecnie standardowy wymiar matryc niechłodzonych wynosi 320 x 240,
a zdolność rozdzielcza mierzonej temperatury zawiera się w granicach 0,02 – 0,2K.
Należy przy tym wyraźnie zaznaczyć, że w rzeczywistości kamera termowizyjna nie mierzy temperatury badanego obiektu, a jedynie energię promieniowania padającego na matrycę. Tymczasem
oprócz promieniowania pochodzącego od samego obiektu, do kamery dociera również promieniowanie z otoczenia odbite od powierzchni obiektu, przy czym jego udział jest tym większy, im silniejsze są
właściwości odbiciowe tego obiektu (niższa emisyjność powierzchni).
W przypadku silnie odbijających materiałów, takich jak szkło, szlifowany kamień, nieutleniona stal lub polerowane aluminium (o emisyjności 0,04 – 0,1), udział promieniowana odbitego przekracza 90%,
w rzeczywistości zatem o wyniku pomiaru decyduje temperatura otoczenia obiektu, a nie sam obiekt. Z tego też powodu wszystkie obserwacje na otwartej przestrzeni powinny być prowadzone w warunkach
pełnego zachmurzenia przy niskim pułapie chmur, których temperatura jest zbliżona do temperatury powietrza atmosferycznego.
Zarówno słońce jak i czyste bezchmurne niebo, którego temperatura może sięgać nawet –70ºC, uniemożliwiają wykonanie prawidłowych obserwacji kamerą termowizyjną, o czym niestety nie wie
dość liczna rzesza amatorów posługujących się kamerami termowizyjnymi, które dzięki spadającym w ostatnich latach cenom stają się
coraz bardziej dostępne.
Na termogramie rurociągów pary technologicznej i kondensatu (fot. 3), zarejestrowanym przy bezchmurnym niebie, widać
wyraźnie, że temperatura płaszcza ochronnego izolacji rurociągów
nie odpowiada rzeczywistości, gdyż stanowi odbicie zimnego nieboskłonu na metalicznej powierzchni.
Na końcowy wynik wpływa także tłumienie obu wspomnianych
rodzajów promieniowania przez atmosferę znajdującą się na drodze
pomiaru. Dlatego istotnym czynnikiem jest oddalenie kamery od
obiektu, zwłaszcza gdy chodzi o większe odległości, a powietrze zawiera dużo wilgoci oraz pyłów. Do tego dochodzi jeszcze promieniowanie z samej atmosfery oraz promieniowanie nieużyteczne pochodzące z silnych źródeł znajdujących się poza obszarem obserwacji.
Doświadczony operator musi brać pod uwagę wpływ wszystkich wyżej wymienionych czynników zakłócających i przystępować
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
do badania we właściwych warunkach (tj. o odpowiedniej porze dnia
i zachmurzeniu, braku mgły lub opadów) oraz prowadzić je w sposób minimalizujący wpływ tych czynników (np. poprzez zmianę kierunku obserwacji, osłonięcie silnych źródeł promieniowania itp.)
Ostatecznie obliczanie temperatury obiektu odbywa się automatycznie na podstawie sygnału ze skalibrowanej kamery z wykorzystaniem określonego wzoru pomiarowego, przy czym operator
musi podać szereg parametrów niezbędnych do wykonania obliczeń, w tym m.in:
• emitancję i odległość obiektu,
• temperaturę i wilgotność względną powietrza atmosferycznego,
• efektywną ew. odbitą temperaturę otoczenia obiektu (tzw.
temperaturę radiacyjną),
Konieczność podania tych parametrów czasami bywa dość
kłopotliwa dla operatora, ponieważ zwykle nie ma prostych sposobów
na dokładne określenie emitancji i transmitancji atmosfery w rzeczywistej sytuacji. Te dwie temperatury sprawiają na ogół mniej problemów, jeśli w otoczeniu nie ma dużych i silnych źródeł promieniowania.
Tak więc przy pomiarach temperatury za pomocą kamer termowizyjnych należy liczyć się z kilkoma rodzajami błędów:
• błędy metody – w tym: błąd oszacowania emisyjności obiektu, błąd spowodowany wpływem odbitego przez obiekt promieniowania otoczenia oraz wpływem promieniowania samego otoczenia, błąd spowodowany ograniczoną transmisją
atmosfery i jej promieniowaniem (emisją) – w typowych sytuacjach pomiarowych błędy te osiągają nawet kilka procent,
• błędy kalibracji – wynikające z innych warunków rzeczywistych pomiaru w stosunku do warunków panujących w trakcie fabrycznej kalibracji kamery),
• błędy toru elektronicznego – spowodowane szumami i ograniczonym pasmem przenoszenia detektora, wahaniami
wzmocnienia przedwzmacniacza i innych układów elektronicznych oraz ograniczoną rozdzielczością i nieliniowością
przetworników analogowo-cyfrowych – nie przekraczają na
ogół ±1%.
Jak z tego wynika, termowizyjna metoda bezstykowego pomiaru temperatury nie jest tak dokładna, jak w przypadku metod
stykowych np. z zastosowaniem termometrów termoelektrycznych,
rezystancyjnych czy termistorowych. Dotyczy to zwłaszcza pomiarów wartości bezwzględnych temperatury. Niedokładności pomiarów termowizyjnych są szczególnie widoczne podczas pomiarów
temperatury obszaru, na który składa się wiele obiektów o różnej
emisyjności. Jednakże metody stykowe nie zawsze mogą być stosowane.
Do niekwestionowanych zalet kamer termowizyjnych można
natomiast zaliczyć po pierwsze ich bardzo wysoką czułość termiczną,
dzięki której na powierzchni badanego obiektu daje się zaobserwować
różnice temperatury rzędu 0,02 – 0,05 K a po drugie możliwość szybkiego przeprowadzenia zdalnego badania trudno dostępnych obiektów z bezpiecznej odległości. Do tego typu obiektów należą m.in. sieci
energetyczne i ciepłownicze oraz różnego rodzaju rurociągi.
3
BADANIA RUROCIĄGÓW
I SIECI CIEPŁOWNICZYCH
Sieci rurociągów są najbardziej ekonomicznym i najbezpieczniejszym środkiem transportu ropy naftowej, gazów i innych produktów płynnych na duże odległości, ale muszą spełniać wysokie
wymagania bezpieczeństwa i niezawodności. Trwałość rurociągów
prawidłowo wykonanych i ułożonych oraz właściwie konserwowanych jest niemal nieograniczona.
Uszkodzenia rurociągów mogą być spowodowane ukrytymi wadami materiałowymi lub wadliwym wykonaniem np. stopniową korozją spowodowaną przez wodę gromadzącą się w obniżeniach terenu. Awarie mogą też powstać w wyniku niewłaściwego
prowadzenia prac budowlanych w sąsiedztwie rurociągu (np.
podczas robienia wykopów) lub na skutek poważnych kolizji drogowych, ruchów tektonicznych oraz sabotażu czy działań terrorystycznych.
Termowizja znalazła powszechne zastosowanie przy badaniach rurociągów i sieci ciepłowniczych, gdyż badania w podczerwieni okazały się dokładną i skuteczną metodą badania izolacji
termicznej oraz wykrywania i lokalizowania wycieków, zarówno
w częściach naziemnych jak i podziemnych.
Kamery termowizyjne wysokiej rozdzielczości, wyposażone
w dodatkowe obiektywy, pozwalają na prowadzenie obserwacji dużych obszarów i ze znacznej odległości.
Badanie termowizyjne pozwala szybko i z bezpiecznej odległości ocenić stan izolacji i wykryć różnego rodzaju wady powodujące znaczne straty ciepła. W oparciu o wyniki badania można podjąć
decyzję o ewentualnym remoncie całej instalacji lub jej części. Do
typowego zakresu badań termowizyjnych należy również kontrola
powykonawcza nowych lub zmodernizowanych instalacji rurociągów i sieci ciepłowniczych.
Badanie kamerą termowizyjną naziemnych odcinków rurociągów pozwala zlokalizować nieszczelności będące powodem
ubytków czynnika i wycieków prowadzących nieraz do znacznych
strat. Ponadto, w przypadku materiałów o właściwościach łatwopalnych lub wybuchowych, rozlewiska spowodowane wyciekami mogą
stanowić poważne zagrożenie dla bezpieczeństwa.
W przypadku podziemnych odcinków rurociągów obraz termowizyjny stanowi jedynie barwne odwzorowanie rozkładu temperatur na powierzchni badanego obszaru, ale na skutek erozji gruntu
w miejscu wycieku lub innej przewodności cieplnej gruntu mokrego
i suchego, na powierzchni powstają różnego rodzaju anomalie –
tzw. „plamy cieplne”, które pozwalają zlokalizować źródło wycieku
znajdujące się nawet na znacznej głębokości pod powierzchnią
gruntu (fot. 5).
Do najbardziej charakterystycznych miejsc na rurociągach,
wykazujących anomalie w rozkładzie temperatury, należą obszary wokół podpór, łuków kompensatorów oraz odcinki podlegające
intensywnemu oddziaływaniu czynników zewnętrznych np. wibracjom.
Jednym z najważniejszych zadań służb eksploatacyjnych jest
skuteczne wykrywanie wycieków gazu z sieci i instalacji gazowych,
4
zarówno w systemie przesyłu, jak i dystrybucji gazu. Istnieje szereg
metod kontroli szczelności rurociągów. Na etapie wykonawczym należą do nich m.in.: próby ciśnieniowe (hydrauliczne i pneumatyczne), badania ultradźwiękowe, badania rentgenowskie oraz badania
z użyciem znaczników radioizotopowych.
Do lokalizowania nieszczelności rurociągów na etapie eksploatacji korzysta się z różnego typu detektorów np. detektorów
płomieniowo-jonizacyjnych lub urządzeń z detektorami katalitycznymi i półprzewodnikowymi. Urządzenia te pozwalają na wykrywanie nawet niewielkich wycieków zarówno w rurociągach naziemnych jak i podziemnych sieciach oraz instalacjach gazowych,
jednakże ich podstawowym ograniczeniem jest brak możliwości
dokonania takiej kontroli w miejscach niedostępnych dla operatora, co wynika z konieczności pobrania powietrza atmosferycznego znad gazociągu lub z otworu wykonanego przez szpilkowanie
gruntu.
Do zdalnych metod można zaliczyć np. obserwowanie stanu wegetacji roślin podczas oblotu śmigłowcem trasy gazociągu.
Zakłócenia, objawiające się żółknięciem lub brązowieniem roślin
w rejonie gazociągu, mogą wskazywać na występowanie wycieków.
Niestety dotyczy to tylko wycieków dużych lub średnich, a sama metoda jest mało dokładna i ograniczona czasowo do okresu wegetacji
roślin. Inne metody, jak monitoring gleby, monitoring akustyczny lub
monitorowanie przepływu z wykorzystaniem metod modelowania
matematycznego, mają również wiele wad: są albo pracochłonne
i drogie, albo niezbyt skuteczne.
Znacznie wygodniejszymi urządzeniami do zdalnego wykrywania wycieków gazu stały się w ostatnich latach detektory
laserowe. Mogą one wykrywać nawet stosunkowo niskie stężenia metanu i nie wymagają wprowadzania sondy bezpośrednio
w chmurę wycieku, dlatego też kontrola może być prowadzona
na odległość bez konieczności zbliżania się do miejsc występowania nieszczelności, co jest szczególnie wygodne w przypadku
zamkniętych posesji czy obszarów upraw, kiedy wymagane jest
dokonanie uzgodnień z ich właścicielami. Nominalnie dla urządzeń zamontowanych na samochodach jest to ok. 30 m, choć
w praktyce wszystko zależy od konkretnych warunków pomiaru.
W przypadku zaawansowanych metod lotniczych w grę wchodzą
odległości rzędu 300–600 m i można wtedy mówić wręcz o laserowym skanowaniu trasy gazociągu. Niestety są to urządzenia
zdecydowanie droższe od wszystkich pozostałych, a tym samym
znacznie trudniej dostępne.
W przypadku kamer termowizyjnych do wykrycia wycieku
gazu można wykorzystać ich wysoką czułość termiczną, pozwalającą ze znacznej odległości zlokalizować chmurę gazu, której
temperatura w okolicy miejsca wycieku ma obniżoną temperaturę
w wyniku gwałtownego rozprężenia gazu z gazociągu o wysokim
ciśnieniu roboczym.
POMIARY TERMOWIZYJNE W PRAKTYCE
Przystępując do przeprowadzenia badań należy przestrzegać szeregu podstawowych zasad, co pozwala wyeliminować lub
ograniczyć możliwość popełnienia błędów.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Jak już wspomniano wcześniej, duże znaczenie mogą mieć silne źródła ciepła lub chłodu oddziaływujące na badany obiekt, zwłaszcza jeśli jest to materiał o niskiej emisyjności, czyli silnie odbijający
promieniowanie z otoczenia. Dlatego też, w przypadku prowadzenia
badań na otwartej przestrzeni, powinno panować pełne zachmurzenie i niski pułap chmur, dzięki czemu określenie przez operatora tzw.
temperatury radiacyjnej nie stanowi większego problemu.
Pamiętając o znanej zasadzie, że „kąt padania równa się kątowi odbicia” czasem wystarczy właściwy dobór stanowiska pomiarowego dla zmniejszenia tzw. „wzniosu” kamery, co pozwala ograniczyć wpływ odbitego promieniowania nieboskłonu. Z tego samego
powodu, wykonując zdjęcia na wprost, zawsze warto wiedzieć, co
ma się „za plecami”.
Oczywiście badanie nie powinno obywać się podczas opadów deszczu lub śniegu, ew. podczas silnego zamglenia, gdyż czynniki te wpływają w istotny sposób na właściwości tłumiące powietrza
na drodze pomiarowej. Pamiętać trzeba także o tym, że silny wiatr
w znacznym stopniu zaburza obraz termiczny badanego obiektu,
niejako go „ochładzając”.
Jednym z bardzo istotnych elementów jest określenie emisyjności obiektów. Wprawdzie istnieją tabele, które podają emisyjność
najczęściej spotykanych materiałów dla typowego zakresu długości
fali wykorzystywanego w kamerach długofalowych tj. 8 – 14 µm,
ale trzeba brać też pod uwagę, że emisyjność badanych obiektów
zależy nie tylko od materiału i temperatury powierzchni, ale również
od jej stanu tzn. przede wszystkim od stopnia chropowatości.
W przypadku naziemnych rurociągów określenie emisyjności może stanowić poważny problem. Płaszcz ochronny izolacji
cieplnej rurociągów wykonany jest najczęściej z segmentów blach
ocynkowanych lub aluminiowych. Współczynnik emisyjności powierzchni nowych blach jest bardzo niski i wynosi od 0,04–0,2.
Dlatego też mierząc kamerą termowizyjną temperaturę płaszcza
ochronnego izolacji rurociągów, należy wybierać takie miejsca na
jego powierzchni, których współczynnik emisyjności jest stosunkowo wysoki, np. miejsca zabrudzone, silnie utlenione, skorodowane
lub pomalowane farbą. Można także wykorzystać istniejące naklejki
lub opisy wykonane farbą albo nakleić na rurociągu odcinki taśmy
samoprzylepnej o znanej emisyjności.
Podczas badania rurociągów podziemnych problemem dla
operatora kamery może być ich lokalizacja. Dlatego dobrze jest
prowadzić pomiary w towarzystwie osoby znającej przebieg całej
instalacji. Dotyczy to zwłaszcza poszukiwania wycieków w sieciach
preizolowanych, których przebieg dzięki doskonałej izolacji może
być dla operatora zupełnie niewidoczny i wymagać wcześniejszego
oznakowania przez użytkownika.
Kolejnym ważnym czynnikiem jest uwzględnienie zależności pomiędzy wielkością obiektu, a odległością z jakiej zamierzamy
prowadzić jego badanie. Każda kamera termowizyjna ma określoną
rozdzielczość przestrzenną, która jest zależna od ogniskowej obiektywu oraz wymiaru pojedynczego piksela.
W kamerze o rozdzielczości obrazowej 320 x 240 pikseli ze
standardowym obiektywem o kącie polowym 25° jednostkowe pole
widzenia (IFOV) wynosi 1,36 mrad. Aby mieć pewność, że przynajmniej w obrębie jednego piksela temperatura nie będzie wynikiem
uśrednienia różnych temperatur, lecz będzie odpowiadać rzeczywistej temperaturze w tym obszarze, przyjmuje się, że minimalny wymiar obiektu musi odpowiadać 2,5-krotnej wielkości pojedynczego
piksela. Oznacza to, że minimalna wielkość obiektu (EFOV), którego temperaturę można tą kamerą zmierzyć prawidłowo z odległości
np. 15 m, wynosi ok. 5,2 cm.
Z jednej zatem strony, możliwość prowadzenia obserwacji
z większej odległości pozwala objąć od razu większe fragmenty badanego rurociągu, co znacznie przyspiesza całe badanie, z drugiej jednak trzeba się liczyć z możliwością pominięcia istotnych elementów
o mniejszych wymiarach. Tak więc zależnie od tego, czy badanie będzie prowadzone z poziomu terenu, w trybie pieszego obchodu całej
trasy ew. podczas przejazdu samochodem, czy też zostanie wykorzystany podnośnik samochodowy o kilkudziesięciometrowym wysięgu
lub śmigłowiec, konieczny jest właściwy dobór sprzętu pomiarowego.
Ostatnią rzeczą, o którą operator musi szczególnie dbać, jest
właściwe ustawienie ostrości każdego zdjęcia. O ile bowiem wszystkie pozostałe elementy równania pomiarowego jak temperaturę
i wilgotność powietrza, temperaturę otoczenia, odległość obiektu
i jego emisyjność można będzie skorygować podczas opracowywania wyników z pomocą komputera, to nieostrego zdjęcia nie uda się
już nigdy poprawić.
Wojciech Derwiński ukończył studia na Wydziale Elektroniki Politechniki Warszawskiej ze specjalnością aparatura
kontrolno-pomiarowa. Przez wiele lat prowadził firmę zajmującą się serwisowaniem urządzeń elektronicznych
produkcji amerykańskiej. W latach 1995–1999 pracował dla niemieckiego koncernu Carl Schenck AG z Darmstadt zajmując się systemami ważącymi dla przemysłu m.in. wagami do ważenia pociągów w ruchu.
Jest audytorem i doradcą energetycznym. Jako wykładowca prowadził m.in. zajęcia na studiach podyplomowych na kilku uczelniach m.in. WISBiOP w Radomiu, Collegium Varsoviense i Instytucie Kształcenia Europejskiego w Warszawie.
Jako uczestnik projektu Nowy Expert (zorganizowanego przez Fundację Poszanowania Energii) dysponuje
rozległą wiedzą techniczną i dużym doświadczeniem w interpretacji wyników badań termograficznych. Posiada
szereg certyfikatów w dziedzinie badań termowizyjnych m.in. Polskiej Szkoły Termograficznej, EC Training Center i in.
Od 2008 r. prowadzi własną firmę TERMOCERT Badania termowizyjne, świadcząc usługi dla budownictwa i różnych dziedzin przemysłu m.in. lokalizowania wycieków i nieszczelności oraz badania izolacji termicznej w sieciach ciepłowniczych i rurociągach.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
5
Bezpieczeństwo elektroenergetyczne
państw bałkańskich
Tadeusz Zbigniew Leszczyński
Dotychczasowa współpraca realizowana przez Wspólnoty Europejskie w obszarze bezpieczeństwa energetycznego skupia się na: dostępie do źródeł paliw i energii oraz
gromadzeniu ich rezerw, dostępie do rynku, liberalizacji
handlu paliwami i energią, efektywnym wykorzystaniu
energii i ochronie środowiska, normach w zakresie bezpieczeństwa, badaniach naukowych, rozwoju technologii
innowacyjnych, szerzeniu wiedzy i kształceniu. W szczególności zróżnicowanie źródeł pozyskiwania nośników
energii dla państw członkowskich, zmniejszenie ich zapotrzebowania na energię oraz zmiana struktury bilansu
energetycznego stanowią ważne elementy w zapewnieniu
bezpieczeństwa energetycznego. Unia Europejska jest
zainteresowana rozwijaniem współpracy z obecnymi i potencjalnymi innymi partnerami handlowymi dostarczającymi paliwa i energię. Należą do nich m.in. kraje Bliskiego
i Środkowego Wschodu oraz basenu Morza Kaspijskiego,
a także państwa Azji Centralnej. Drogi transportu z powyższych obszarów w sposób naturalny wiodą przez terytorium państw bałkańskich i Turcji oraz przez Rosję. Ze
względu na konflikty gazowe rosyjsko-białoruski i rosyjsko-ukraiński oraz wstrzymanie transportu ropy naftowej
z Rosji do rafinerii w Możejkach po jej zakupie przez polski
Orlen, trudno się dziwić, że Unii Europejskiej, a przynajmniej niektórym jej krajom członkowskim, w tym Polsce,
zależy nie tylko na dywersyfikacji źródeł nośników energii,
ale także dywersyfikacji ich dróg transportu.
Stąd niezbędne stało się podjęcie badań zmierzających
do ustalenia: czy i w jakim zakresie państwa bałkańskie
i Turcja stanowią lub mogą stanowić wartość dodaną, bądź
zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej, w tym Polski?1 Badaniami objęte zostały podmioty uczestniczące w konstruowaniu i prowadzeniu polityki
i strategii bezpieczeństwa energetycznego w państwach
bałkańskich (Albanii, Bośni i Hercegowinie, Bułgarii, Chorwacji, Czarnogórze, Grecji, Kosowie, Macedonii, Rumunii,
Serbii, Słowenii) oraz Turcji i Unii Europejskiej. Celem pracy była identyfikacja narzędzi polityki energetycznej ww.
państw i Unii Europejskiej, a także usystematyzowanie
procesu zarządzania bezpieczeństwem energetycznym
wyżej wymienionych podmiotów stosunków międzynarodowych na bazie studium przypadku państw bałkańskich
i Turcji. Wnioski uzyskane w wyniku przeprowadzonych
badań wstępnych stanowiły podstawę, na której sformułowano główny problem badawczy w postaci pytania:
czy w pierwszej dekadzie XXI wieku państwa bałkańskie
i Turcja uwzględniane były w polityce energetycznej Unii
Europejskiej oraz w jakim zakresie ogólnie i partykularnie wpływały na poziom bezpieczeństwa energetycznego
Wspólnoty, w tym w szczególności Polski, a także jakie
są w powyższym zakresie prognozy w perspektywie średniookresowej? Pytanie to wyznaczyło granice podjętych
badań naukowych.
Rozwiązanie tak sformułowanego problemu badawczego wymagało odpowiedzi na szereg dodatkowych pytań,
które objęły problemy szczegółowe:
• Jaki jest aktualny stan wiedzy w obszarze polityki
i strategii bezpieczeństwa energetycznego? – odpowiedź na to pytanie została udzielona w monografii,
pomimo iż nie dotyczyła zakresu badań prowadzonych w ramach niniejszego projektu badawczego
habilitacyjnego – a ponadto:
• Jakie wartości zmiennych i zależności opisują relacje między państwami bałkańskimi i Turcją oraz ich
stosunki z Unią Europejską i innymi podmiotami stosunków międzynarodowych?
• Jakie czynniki decydują o efektywności funkcjonowania sektora energetycznego w państwach bałkańskich i Turcji oraz o stopniu regionalnej współpracy
energetycznej?
• Czy powyższe kraje ze względu na swój bilans i potencjał energetyczny mogą wnieść wkład w bezpieczeństwo energetyczne Unii Europejskiej, w tym
Polski?
• W czym wyraża się istota procesu zarządzania bezpieczeństwem energetycznym w państwie i organizacji międzynarodowej?
Praca miała charakter teoretyczny, a podjęta została
przede wszystkim w celu zdobycia nowej wiedzy o podstawach zjawisk i obserwowalnych faktów (badania podstawowe). Istotą badań było uzyskanie:
• aparatu badawczego problematyki bezpieczeństwa
energetycznego państwa i Unii Europejskiej oraz narzędzi do kreacji i weryfikacji polityki bezpieczeństwa
energetycznego, ale także:
• wykazu obszarów potencjalnej współpracy z instytu-
1
Wyniki badań autor opublikował w monografii pt. Państwa bałkańskie i Turcja w polityce bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej (2001-2010), WSIZiA, Warszawa 2013.
6
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
cjami rządowymi i przedsiębiorstwami funkcjonującymi w sektorze energetycznym na penetrowanym
obszarze,
• zbioru przesłanek umożliwiających wnioskowanie
odnośnie perspektyw projektów energetycznych realizowanych na terenie państw bałkańskich i Turcji
oraz związanych z nimi potencjalnych korzyści dla
Unii Europejskiej, w tym w szczególności dla Polski.
Do badań przystąpiono bez hipotez wstępnych,
z zamiarem dokładnego zbadania złożonego zjawiska,
jednak z głęboką wiedzą uzyskaną w trakcie badań
wstępnych przeprowadzonych pod patronatem Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki, w których efekcie powstała
monografia pod tytułem: Bezpieczeństwo energetyczne
Unii Europejskiej do 2030 roku. Cały prowadzony w ramach proces badawczy był tokiem generowania hipotez
roboczych i ich weryfikowania. Wskazanie istoty, miejsca
i roli polityki i strategii bezpieczeństwa energetycznego
w systemie bezpieczeństwa państw bałkańskich i Turcji
oraz Unii Europejskiej wymagało skoncentrowania uwagi na uwarunkowaniach ich tworzenia i utrzymania. Odpowiedzi w powyższym zakresie wymagały np. pytania:
W jaki sposób bezpieczeństwo energetyczne wpisuje się
w heksagon uwarunkowań kształtowania kondycji gospodarczo-obronnej państw bałkańskich i Turcji, obejmujący
uwarunkowania: ekonomiczne, polityczne, społeczne,
militarno-obronne, przyrodniczo-klimatyczne i ekologiczne oraz infrastrukturalne? oraz: Czy powyższy model
kondycji gospodarczo-obronnej państwa może mieć zastosowanie w przypadku grupy państw lub całej Unii Europejskiej?
Sformułowano zadania badawcze, których rozwiązanie
stanowi o efekcie końcowym projektu:
• uporządkowano podstawy poznawcze polityki i strategii bezpieczeństwa energetycznego,
• sformułowano precyzyjne instrumentarium pojęciowe umożliwiające opis i wyjaśnienie procesu zarządzania bezpieczeństwem energetycznym w państwie, regionie oraz Unii Europejskiej,
• dokonano oceny zasadniczych uwarunkowań wewnętrznych i zewnętrznych unijnych rynków paliw
i energii,
• sformułowano modele energetyczne państw członkowskich Unii Europejskiej,
• dokonano analizy i oceny unijnych projektów energetycznych, w tym w szczególności ponadregionalnych
projektów energetycznych na Bałkanach i w Turcji,
• zidentyfikowano i dokonano oceny relacji między
państwami bałkańskimi i Turcją oraz ich stosunków
z Unią Europejską i innymi podmiotami stosunków
międzynarodowych,
• określono wartości zmiennych i zależności między
nimi w sektorach energetycznych państw bałkańskich i Turcji oraz w ich otoczeniu,
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
• określeno uwarunkowania procesu oraz przesłanki
do zmian systemu zarządzania bezpieczeństwem
energetycznym.
Przedmiotem badań objęto istotę pojęcia i wymiary bezpieczeństwa energetycznego oraz jego wskaźniki,
mierniki i modele oceny, a także rynki paliw i energii, struktury, procedury i narzędzia zarządzania bezpieczeństwem
energetycznym w państwach bałkańskich i Turcji oraz Unii
Europejskiej.
W obszarze badań uwzględnione zostały:
• literatura przedmiotu dotycząca bezpieczeństwa
energetycznego, dostępna zarówno w języku polskim, jak i angielskim,
• akty normatywne dotyczące bezpieczeństwa energetycznego, wydane przez instytucje Europejskiej
Wspólnoty Węgla i Stali, Europejskiej Wspólnoty
Energii Atomowej, Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej, Wspólnot Europejskich oraz Unii Europejskiej,
• konstytucje państw bałkańskich i Turcji oraz ustawy
i rozporządzenia dotyczące przedmiotu badań, wydane w ww. krajach w latach 2001–2010 lub wcześniej, a obowiązujące w powyższym okresie,
• materiały źródłowe pozyskane w trakcie wizyt studyjnych w państwach bałkańskich i Turcji oraz nabyte
wówczas doświadczenia własne.
Badania prowadzone były z perspektywy nauk politycznych, a w szczególności stosunków międzynarodowych,
z zastosowaniem wykorzystywanych przez nie metod badawczych. W trakcie badań ustalone zostały występujące
w penetrowanym regionie prawidłowości, zjawiska i procesy, określone źródła sprzeczności, możliwości występowania konfliktów społecznych oraz ustalone przewidywania
na przyszłość.
W efekcie, pomimo wielkiej złożoności zjawisk w badanym obszarze, wyodrębnono najważniejsze związki
wewnętrzne w państwach bałkańskich i Turcji oraz relacje zewnętrzne pomiędzy nimi. Analizy mikrospołeczne
prowadzono jedynie w takim zakresie, w jakim było możliwe wykorzystanie ich wyników w diagnozie makrostruktur
i makroprocesów. Wykrywano prawidłowości zachodzące
w danym państwie, wraz z ich skutkiem dla państw sąsiednich oraz konsekwencjami dla całej Unii Europejskiej.
Konkluzje w każdym przypadku ukierunkowane zostały
na uwypuklenie przesłanek umożliwiających wyciąganie
wniosków służących utrzymaniu oraz poprawie bezpieczeństwa energetycznego w Polsce.
Okres analizy (2001–2010) nie został określony przypadkowo. Wynikał on z historycznych zmian, jakie w państwach bałkańskich i Turcji dokonały się w 2000 r.: odbyły
się pierwsze od 40 lat wizyty ministrów spraw zagranicznych Grecji w Turcji (styczeń) i Turcji w Grecji (luty), podczas czerwcowego szczytu w portugalskiej Santa Maria
da Feira pięciu państw bałkańskich (Albanii, Bośni i Her-
7
cegowiny, Chorwacji, Macedonii oraz ówczesnej Federacyjnej Republiki Jugosławii) uznano je za perspektywicznych członków Unii Europejskiej i kraje te podczas szczytu
w chorwackim Zagrzebiu (listopad) wyraziły zainteresowanie podjęciem współpracy na warunkach określonych
w ramach Procesu Stabilizacji i Stowarzyszenia (ang.
Stabilisation and Association Process – SAP)2, a także
wybory prezydenckie przegrał S. Milošević (wrzesień), co
symbolicznie zakończyło okres wojen na Bałkanach. Po
okresie konfliktów, czystek etnicznych i chaosu przed regionem otwierała się perspektywa, wprawdzie odległa, ale
jednak, integracji z Unią Europejską. Negocjacje akcesyjne rozpoczynały wówczas Bułgaria i Rumunia, a kontynuowała Słowenia. Turcja zaś podtrzymała gotowość spełnienia kryteriów akcesyjnych. Rozpoczynająca się nowa
dekada, wraz z początkiem wieku i tysiąclecia, zapowiadała okres pokojowego rozwoju Unii Europejskiej, która
na początku 2001 r. zreformowała się w kierunku otwarcia
na przyjmowanie kolejnych państw członkowskich.
Natomiast rok 2010 przyjęto jako graniczny ze względu
na: zakończenie procesu wyodrębniania się samodzielnych bytów państwowych na Bałkanach (w badanym okresie Federacyjna Republika Jugosławii zmieniła nazwę na
Serbia i Czarnogóra, a następnie rozpadła się na Serbię,
Czarnogórę i Kosowo) symbolicznie zwieńczonego przeprowadzeniem pierwszych po ogłoszeniu niepodległości
wyborów do parlamentu w Kosowie (grudzień) oraz uznaniem, że dekada jest okresem pozwalającym na wyciąganie wniosków w procesach politycznych, społecznych
i gospodarczych.
Wyniki badań w jednym z eksplorowanych obszarów
przedstawione zostały w numerze 2/66 „Rurociągów”.3
W niniejszym artykule przybliżona zostanie problematyka
bezpieczeństwa elektroenergetycznego państw bałkańskich.
Wydobycie węgla kamiennego i brunatnego
Największe zasoby węgla kamiennego w badanym regionie występują w Bułgarii i Rumunii, a największe rezerwy w tym zakresie posiadają Bośnia i Hercegowina oraz
Serbia. Najwyższe wydobycie surowca w 2010 r. odnotowała Rumunia (tabela 1).
Odmienna sytuacja występuje w górnictwie węgla brunatnego, którego wydobycia zaprzestała Chorwacja, a pozostałe kraje (poza Albanią) wydobywają surowiec, głównie
lignit, uzupełniając zapotrzebowanie importem. Znaczące
ilości (ponad 100 tys. t/rok) eksportują tylko Serbia oraz
Bośnia i Hercegowina.
W Albanii węgiel kamienny nie występuje, zaś pokłady
węgla brunatnego zlokalizowane są m.in. w Valias, Manëz,
Krrabë, Mborje, Drenovë i Memaliaj. Po produkcji węgla
brunatnego sięgającej w 1989 r. 2,2 mln t pozostały jedynie wspomnienia. W poprzedniej dekadzie wydobycie
lignitu nie przekraczało 0,1 mln t (2001: 21 tys. t, 2010:
24 tys. t). Konsumpcja obejmuje głównie węgiel brunatny
z importu (2001: 64 tys. t, 2009: 292 tys. t). Kopalnie wymagają modernizacji.
W Bośni i Hercegowinie potwierdzone zasoby węgla
brunatnego wynoszą 2.369 mln t. Zasoby węgla kamiennego szacowane są na 630 mln t. Największe złoża węgla
brunatnego zlokalizowane są w okolicach Tuzli w zagłębiu
Kreka-Banovići, gdzie firma Kreka prowadzi wydobycie
metodą odkrywkową w Sikulje i Dubrave oraz ze złóż podziemnych w Mramor i Bukinje. Ponadto kopalnia Kakanj
wydobywa metodą odkrywkową w Vrtliste oraz w kopalniach podziemnych Stara Jama i Haljinići, Breza ze złóż
podziemnych w Sretno i Kamenicy, Zenica w kopalniach
w Starej Jamie, Raspotocje i Starnjani, Abid Lolić i Bila ze
złoża odkrytego Grahovcić, Gracanica z odkrywki w Dimnjace, Đurđevik z odkrywek w Višća II i Potočari oraz kopalni głębinowej w Đurđevik. Natomiast Banovići obsługuje
kopalnie odkrywkowe w Grivice i Čubrić oraz kopalnię głębinową w Omazići, a Gacko Mine and Power eksploatuje
odkrywkę w Gacko.
W Bułgarii wydobywa się 27,2 mln t węgla brunatnego
(2010). Węgiel kamienny wydobywano do 2003 r., w tym
w 2001 r. ok. 11 tys. t. Rozpoznane zasoby węgla brunatnego, zlokalizowane są głównie w zachodniej (Sofia, Bobov Dol) oraz centralnej (Maritsa Wschód) części kraju,
wynoszą one ponad 2 mld t.
Chorwacja nie produkuje węgla, odkąd w 1999 r.
wstrzymano wydobycie węgla kamiennego w okolicach
Labina i Rašy na półwyspie Istria. Od 2000 r. wykorzystywany jest wyłącznie węgiel kamienny z importu, którego
zużycie w 2001 r. wyniosło 877 tys. t. W 2010 r. importowano 1.9 mln t, w tym większość na potrzeby elektrowni Plomin, będącej własnością Hrvatskiej Elektroprivredy
i częściowo RWE (blok 2).
Czarnogóra nie deklaruje produkcji, ani konsumpcji węgla kamiennego. W 2010 r. wydobyto natomiast 1,938 mln t.
węgla brunatnego. Rezerwy ww. surowca zlokalizowane
są w złożach Pljevlja i Maoče (razem 184,5 mln t), eksploatowanych (Plevija), bądź planowanych do eksploatacji
(Maoče) przez Rudnik Uglja AD Pljevlja, oraz Berane i Polic (co najmniej 18,5 mln t), eksploatowanych przez Rudnik
Mrkog Uglja „Ivangrad” AD Berane.
2
Główne założenia SAP stanowiącego element strategii Unii Europejskiej wobec Bałkanów Zachodnich sformułowano w 1999 r.,
jednak zostały one z nimi zapoznane i wyraziły wolę współpracy w 2000 r. W ramach SAP z poszczególnymi państwami zawierane są
układy o stabilizacji i stowarzyszeniu (ang. Stabilisation and Association Agereements – SAA), przypis własny.
3 T.Z. Leszczyński, Wskaźniki bezpieczeństwa energetycznego, „Rurociągi” 2012, nr 2/66, s. 3–10.
8
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Tabela 1
Zapasy, rezerwy oraz produkcja węgla kamiennego i brunatnego w państwach bałkańskich (2010)
Kraj
lub region
Zasoby węgla
Kamienny
(mln. t)
Albania
Brunatny
(mln. t)
Rezerwy węgla
Kamienny
(mln. t)
Brunatny
(mln. t)
Produkcja węgla
Kamienny
(mln. t)
Brunatny
(mln. t)
–
727
–
522
–
630
4182
484
2.369
–
11,0
4.112
4.574
192
2.174
–
29,4
–
300
–
b.d.
–
–
337
343
142
203
–
1,2
Grecja
–
6.430
–
2.876
–
56,5
Kosowo
–
10.826
–
1.564
–
7,8
Macedonia
–
632
–
332
–
6,8
2.446
9.920
11
280
2,2
27,7
855
20.186
402
7.112
0,1
37,6
95
656
56
315
–
4,4
Bośnia
i Hercegowina
Bułgaria
Chorwacja
Czarnogóra
Rumunia
Serbia
Słowenia
0,02
b.d. – brak danych
Źródło: opracowanie własne, na podstawie Annual report: Reserves, resources and availability of energy resources 2011, Deutche Rohstoffagentur,
Hannover 2012
W Grecji wybycie prowadzone jest wyłącznie systemem
odkrywkowym. Najważniejsze depozyty są zlokalizowane
na północy kraju, w Ptolemais-Amynteon i Florina, Drama
i Elassona oraz na południu w Megalopolis. W 2010 r. (zasoby blisko 4 mld t.) wydobyto 56,5 mln t, w tym najwięcej
w Zachodniej Macedonii (43,3 mln t) oraz w Megalopolis
(10,4 mln t).
Kosowo posiada bardzo duże zasoby węgla brunatnego, porównywalne z wielokrotnie większą Rumunią. Zlokalizowane są one w złożach: Kosova, Dukagjini, Drenica
i Skenderaj, ale wydobywane tylko ze złoża Kosova, w kopalniach odkrywkowych Mirash i Bardh, na potrzeby elektrowni Kosovo A i B przez kosowskiego monopolistę w górnictwie węgla brunatnego i produkcji energii elektrycznej
Korporata Energjetike e Kosovës (KEK).
Posiadając jedne z największych w Europie pokłady
węgla brunatnego Kosowo jest także importerem ww. surowca. Sprowadza go z Malezji i Indonezji, na potrzeby
firmy Ferronikeli, do swojego zakładu w Drenas, korporacja IMR/Alferon. Sytuacja taka wynika z kilku przyczyn:
wykorzystywania w procesach technologicznych węgla
o wilgotności 18%, podczas gdy wydobywany w Kosowie
ma wilgotność 38%, zawartych długoletnich umów impor-
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
towych oraz braku możliwości wpływu na politykę KEK,
zarówno w zakresie zwiększenia wydobycia, jak i budowy
zakładu osuszania węgla.
Macedonia wydobywa rocznie 6,8 mln t węgla brunatnego (2010) w państwowych kopalniach odkrywkowych
Suvodol i Oslomej oraz kilku mniejszych odkrywkach prywatnych. Macedonia importuje również niewielkie ilości
węgla brunatnego (2010: 54 tys. t). Większość ww. węgla
(ok. 95%) zużywana jest do produkcji energii elektrycznej.
W Rumunii węgiel kamienny występuje w dolinie Jiu
(Petrila, Uricani i Paroseni), zaś lignit w zagłębiach Oltenia
i Ploiesti. Zasoby węgla kamiennego szacuje się na prawie
2,5 mld t, a brunatnego na blisko 10 mld t. Rezerwy szacowane są na: węgla kamiennego – 755 mln t (przy rocznym
wydobyciu na poziomie 3,3 mln t. surowca wystarczy na
229 lat), węgla brunatnego – 1.490 mln t (32 mln t, 47 lat).
W 2001 r. wyprodukowano 3,5 mln t węgla kamiennego
i 29,7 mln t węgla brunatnego, natomiast w 2010 r. odpowiednio 2,2 mln t i 27,7 mln t.
Serbia posiada trzecie co do wielkości (po Rosji i Niemczech) złoża lignitu w Europie, zlokalizowane w zagłębiach
Kolubara i Kostolac w centrum kraju. Serbskie wydobycie
węgla brunatnego w 2010 r. sięgało 37,6 mln t. Firma MB
9
Tabela 2
Zużycie energii elektrycznej (TWh)
Kraj
lub region
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Albania
3,55
4,55
4,11
3,78
3,74
2,99
3,69
4,28
4,49
4,67
BiH
7,39
7,48
7,89
8,28
8,54
8,47
8,46
10,57
10,18
11,07
Bułgaria
27,33
28,28
28,01
27,83
28,75
30,01
31,08
31,95
30,32
30,46
Chorwacja
12,35
12,74
12,84
13,52
14,24
14,98
15,45
16,10
15,29
15,59
--
--
--
--
--
3,67
3,45
3,47
2,96
3,28
47,34
49,54
51,67
53,00
54,14
55,81
58,36
59,65
58,90
56,40
5,29
5,32
6,05
6,14
6,61
6,78
7,14
7,26
6,73
7,09
Rumunia
43,11
42,64
45,57
46,75
47,93
48,89
49,76
50,59
45,60
48,39
Serbia
i Czarnogóra*
30,00
30,69
30,29
29,78
27,25
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
28,07
28,72
28,94
28,29
29,08
11,35
12,13
12,51
13,00
13,18
13,63
13,73
13,28
11,75
12,60
Czarnogóra
Grecja
Macedonia
Serbia*
Słowenia
* Dane obejmują Kosowo
Źródło: opracowanie własne, na podstawie danych EIA
Kolubara eksploatuje odkrywki: Pole B, Pole D, Veliki Crljeni
i Tamnava Zachód, zaś TPPs-OCMs Kostolac złoże Drmno.
W Słowenii węgiel brunatny wydobywany jest aktualnie
w dwóch zagłębiach: Velenje na północy kraju i Trbovlje,
na wschód od stolicy. W 2010 r. ze złoża Velenje, będącego własnością państwowego holdingu Holding Slovenske Elektrarne (HSE), które jest obsługiwane przez spółkę
Premogovnik Velenje, pozyskano większość z wydobytych
w kraju 4.44 mln t lignitu. Natomiast przedsiębiorstwo Rudnik Trbovlje Hrastnik (RTH) wydobywa węgiel brunatny ze
złoża Trbovlje, stopniowo wyłączanego z eksploatacji. Planuje się rozpoczęcie eksploatacji złoża Goričko na północnym-wschodzie kraju.
Tabela 3
Produkcja i zużycie energii elektrycznej
Źródło: opracowanie własne, na podstawie danych IAEA
Zużycie energii elektrycznej w latach 2001–2008
w państwach bałkańskich (tabela 2) systematycznie wzrastało. W latach 2009–2010 nie przekraczało ono poziomu
z 2008 r., co związane było ze światowym kryzysem gospodarczym i zmniejszeniem zapotrzebowania na energię.
Trzy z państw w badanym regionie posiadają elektrownie jądrowe. Liczba reaktorów w ww. elektrowniach (tabela
3) w pierwszej dekadzie XXI wieku ulegała zmianie, podobnie jak ich łączna moc zainstalowana. W okresie referencyjnym liczna elektrowni zmniejszyła się o 37,5%, ale
ich łączna moc zmalała niespełna o 24%.
Największą moc zainstalowaną w elektrowniach, głównie cieplnych, posiadaja i Rumunia (tabela 4).
Łączna ilość energii elektrycznej produkowanej w elektrowniach jądrowych systematycznie wzrastała (tabela 5).
Niemniej udział elektrowni jądrowych w całkowitej produkcji energii elektrycznej w 2010 r. w porównaniu do 2000 r.
był mniejszy zarówno w Bułgarii, jak i w Słowenii, a wzrósł
jedynie w Rumunii. W dekadzie 2001–2010 produkcja
energii elektrycznej wzrosła we wszystkich państwach bałkańskich (tabela 6).
10
Liczba reaktorów i moc elektrowni jądrowych na Bałkanach (2000–2010)
Kraj
2000
2005
2010
Liczba MW(e) Liczba MW(e) Liczba MW(e)
Bułgaria
6
3.760
4
2.722
2
1.906
Rumunia
1
655
1
655
2
1.300
Słowenia
1
676
1
676
1
676
Razem
8
5.091
6
4.053
5
3.882
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Tabela 4
Całkowita moc zainstalowana w zakładach wytwarzających energię elektryczną w państwach bałkańskich i Turcji (GW)
Kraj lub region
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Albania
1,67
1,67
1,78
1,67
1,59
1,59
1,59
1,61
1,61
1,62
BiH
3,95
4,34
4,34
4,34
4,30
4,60
4,60
4,30
4,30
4,30
11,84
12,95
12,13
12,33
12,49
12,24
9,72
9,66
9,46
10,01
3,60
3,80
3,81
4,00
3,87
3,88
3,91
3,91
4,02
4,13
Bułgaria
Chorwacja
Czarnogóra
Grecja
--
--
--
--
--
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
10,99
11,58
12,08
12,43
13,31
13,57
13,69
14,25
14,36
15,12
1,45
1,45
1,46
1,53
1,55
1,56
1,59
1,59
1,60
1,60
21,51
20,31
20,02
20,28
19,69
19,97
21,16
21,05
20,67
20,85
9,64
9,32
9,32
9,23
8,73
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
8,34
8,34
8,34
8,36
8,36
2,78
3,04
3,03
3,03
2,99
3,04
3,04
2,99
3,05
3,19
Macedonia
Rumunia
Serbia i Czarn.*
Serbia*
Słowenia
* Dane obejmują Kosowo, p.b. – państwa bałkańskie
Źródło: opracowanie własne, na podstawie danych EIA
Tabela 5
Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych na Bałkanach
Kraj
TW(e)h
Bułgaria
Rumunia
Słowenia
Razem
2000
Udział (%)
16,79
5,05
4,55
26,39
TW(e)h
45,0
10,9
37,4
-
2005
Udział (%)
17,38
5,11
5,61
28,10
TW(e)h
44,1
8,6
42,4
-
2010
Udział (%)
14,24
10,70
5,38
30,32
33,1
19,5
37,3
-
Źródło: opracowanie własne, na podstawie danych IAEA
Tabela 6
Całkowita produkcja energii elektrycznej (TWh)
Kraj lub region
2001
Albania
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
3,65
3,64
5,22
5,54
5,38
5,04
2,83
3,76
5,18
7,48
BiH
10,26
10,40
10,82
12,26
12,15
12,80
11,28
14,18
15,04
16,50
Bułgaria
40,65
40,76
39,53
38,80
41,21
42,66
40,25
41,96
39,91
43,39
Chorwacja
11,65
11,68
12,02
12,70
11,89
11,82
11,50
11,70
12,24
13,54
Czarnogóra
Grecja
--
--
--
--
--
2,86
2,08
2,74
2,70
3,94
49,78
50,62
54,50
55,38
55,95
56,71
58,86
59,09
57,75
54,48
Macedonia
6,01
5,76
6,40
6,34
6,60
6,67
6,16
5,97
6,48
6,94
Romania
51,30
52,18
52,42
53,99
56,91
59,74
58,60
62,03
54,93
57,72
Serbia i Czarn.*
32,75
33,03
33,24
35,69
34,55
--
--
--
--
--
Serbia*
Słowenia
--
--
--
--
--
34,60
34,57
34,77
35,68
35,40
13,87
13,99
13,20
14,63
14,45
14,45
14,37
15,69
15,71
15,67
* Dane obejmują Kosowo, p.b. – państwa bałkańskie
Źródło: opracowanie własne, na podstawie danych EIA
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
11
W Albanii energia elektryczna produkowana jest głównie w elektrowniach wodnych, o łącznej mocy zainstalowanej 1.459 MW, spośród których największa Koman (o łącznej mocy 600 MW) zbudowana została w 1985 r. na rzece
Drina. Istnieje także kilka elektrowni cieplnych opalanych
ropą naftową lub gazem ziemnym.
Bośnia i Hercegowina dysponuje trzema elektrowniami węglowymi o łącznej mocy zainstalowanej 1.178 MW,
spośród których największa Kakanj (578 MW) zbudowana
została w 1988 r. Jednak większą moc zainstalowaną posiadają bośniackie elektrownie wodne, spośród których do
największych należą: Čapljina (420 MW, na rzece Naretva,
1979) i Višegrad (345 MW, Drina, 1976). Łącznie w Bośni
i Hercegowinie w 2010 r. moc zainstalowana w elektrowniach wynosiła 3.665 MW, w tym 1.559 MW w elektrowniach cieplnych opalanych węglem brunatnym i 2.106 MW
w hydroelektrowniach.
Rys. 1 Elektrownia cieplna w Kakanj
Źródło: H. Sonoda, The Republic of Bosnia and Herzegovina,
http://www2.jica.go.jp, 1.12.2013
Bułgarska elektrownia jądrowa w Kozłoduju wyposażona jest obecnie w dwa bloki typu WWER o mocy 1000
MW każdy, włączone do systemu energetycznego w latach
1988–1993. Cztery bloki tego samego typu o mocy 440 MW
każdy, zbudowane w latach 1974–1975 i 1980–1982 zostały
wyłączone z eksploatacji odpowiednio w roku 2002 i 2006.
W Bułgarii elektrownie cieplne (największa Maritsa
Wschód 2 o mocy 1.470 MW) działają w oparciu o wydobywany w kraju węgiel brunatny. Jedynie elektrownia
w Warnie opalana jest węglem kamiennym (antracytem)
importowanym z Ukrainy. System hydroelektrowni obejmuje 43 tamy, połączone tunelami i kanałami o długości
671 km, oraz ponad 500 sztucznych zbiorników wodnych.
W systemie tym funkcjonuje 35 elektrowni wodnych o łącznej mocy zainstalowanej 2.811 MW (największa Sestrimo,
240 MW, na rzece Krika). Całkowita moc bułgarskich elektrowni wynosi 11.359 MW.
12
Podsystem wytwarzania energii elektrycznej w Chorwacji posiada łączną moc zainstalowaną ok. 4.194 MW. W tej
liczbie zawarte jest 1.729 MW mocy zainstalowanej w ośmiu
elektrowniach cieplnych opalanych węglem, gazem ziemnym lub ropą naftową, 2.068 MW w siedemnastu dużych
elektrowniach wodnych i 17 MW w małych elektrowniach
wodnych oraz 338 MW we wspomnianej powyżej elektrowni jądrowej w słoweńskim Kršku. Elektrownie cieplne (największa w Sisaku o mocy 396 MW, oddana do eksploatacji
w latach 1970–1976, opalana jest ropą naftową i/lub gazem
ziemnym). Większość elektrowni wodnych jest zlokalizowanych wzdłuż wybrzeża oraz na rzekach w północno-zachodniej i południowej części kraju (największa Zakučac
o mocy 486 MW, uruchomiona w latach 1961–1980).
Czarnogóra posiada trzy główne źródła generacji energii elektrycznej: elektrownię cieplną Pljevlja (210 MW, opalaną węglem) oraz elektrownie wodne (m.in. Peruċica, 307
MW, 1962–1978). W 2010 r. moc zainstalowana w elektroenergetyce czarnogórskiej wynosiła 868 MW, w tym
210 MW w elektrowni cieplnej, 658 MW w elektrowniach
wodnych, spośród których jedynie dwie niewielkie zostały
zbudowane w ostatnich 20 latach. W najbliższej dekadzie
operator małych hydroelektrowni Elektroprivreda Crne
Gore AD Nikšić planuje budowę kolejnych 70 zakładów
o całkowitej mocy 231 MW.
W Grecji funkcjonują elektrownie opalane węglem
brunatnym, gazem ziemnym i ropą naftową. Do największych elektrowni opalanych węglem należą: Aghios Dimitrios (1.595 MW, poszczególne bloki uruchomiono w latach1984–1997) i Kardia (1.250 MW, 1975–1981), a do
gazowych: Lavario Megalo (570 MW, 1997–1999) i Komotini (485 MW, 2001–2002). Wśród opalanych ropą naftową
wymienić należy najstarszą elektrownię Aliveri (380 MW,
1953–1969). W Grecji funkcjonuje także kilkadziesiąt dużych elektrowni wodnych, spośród których do największych
należą: Kremasta (437,2 MW, tama na rzece Acheloos,
1966) i Thesavros (384 MW, tama na rzece Nestos, 1996).
W 2008 r. całkowita moc zainstalowana w energetyce
Kosowa wynosiła 1.522 MW, z czego w energetyce cieplnej 97,1%, a 2,9% w hydroenergetyce. Funkcjonują tam
jedynie dwie elektrownie opalane węglem brunatnym:
Kosovo A (610 MW, 2x200 MW, 1x210 MW, 1970–1975)
i Kosovo B (678 MW, 2x339 MW, 1983–1984) oraz trzy
niewielkie elektrownie wodne.
Elektroenergetyczny system wytwórczy w Macedonii obejmuje trzy typy elektrowni: węglowe, opalane ropą
naftową i wodne. Zasadniczym źródłem generacji energii
elektrycznej są dwie elektrownie cieplne opalane węglem
brunatnym: Bitola (o mocy 675 MW, oddana do eksploatacji
w latach 1984–1988) i Oslomej (125 MW, 1980). Obie ww.
elektrownie należą do Elektrani na Makedonija (ELEM).
Elektrownia na ciężki olej opałowy w Negotino pełni rolę
back-upu (jeden blok 210 MW, uruchomiony w 1978 r.,
wyłączony w 2008 r.). Hydroelektrownie posiadają łączną
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
moc zainstalowaną 564 MW (największa Vrutok, 150 MW,
1957–1973).
W rumuńskiej elektrowni jądrowej Cernavodă, na południowym wschodzie kraju, funkcjonują dwa reaktory typu
CANDU o mocy 700 MW każdy, włączone do eksploatacji
kolejno: w 1996 r. i w 2007 r.
Wytwarzaniem energii elektrycznej w Rumunii, oprócz
wspomnianej wyżej, elektrowni jądrowej zajmują się będące w rękach skarbu państwa elektrownie na węgiel
brunatny (największa Turceni, 2.310 MW, 1978–1987),
elektrownią Minita na węgiel kamienny zarządzana przez
Electrocentrale Deva (1.285 MW, 1970–1980) i elektrownia gazowa Electrocentrale Galati (535 MW, 1969–1984).
Największym wytwórcą energii elektrycznej jest jednak Hidroelectrica, do której należą m.in. elektrownie: Portile de
Fier (1.124 MW, 1972, druga część hydroelektrowni znajduje się po serbskiej stronie Dunaju) i ponad 300 innych
elektrowni wodnych.
Całkowita moc zainstalowana elektrowni serbskich wynosi 7.505,1 MW, w tym: elektrowni opalanych węglem
brunatnym 4.285,5 MW, elektrowniach wodnych 2.815,6
MW oraz elektrociepłowniach opalanych ropą naftową
i gazem ziemnym 404 MW. Elektrownie obsługiwane są
m.in. przez: Elektrownie Cieplne „Nikola Tesla” plc w Obrenovacu (największa Nikola Tesla A, 1.650,5 MW, uruchomiona w 1970 r.), Elektrownie Cieplne i Kopalnie „Kostolac” plc w Kostolacu (największa Kostalec B, 697 MW,
1987), Elektrownie Wodne „Djerdap” plc w Kladovie (największa Djerdap I, 1.026 MW, 1970). Wszystkie funkcjonują w oparciu o przestarzałe technologie i wymagają pilnej
modernizacji. Elektrownie wodne eksploatowane są przez:
Elektrownie Wodne „Drinsko – Limske” plc w Bajina Basta, w tym największa hydroelektrownia Bajina Basta (366
MW, 1966) i elektrownia szczytowo-pompowa Banja Basta
(620 MW, 1982), oraz Elektrociepłownie „Panonske” plc
w Nowym Sadzie, z których największa to hydroelektrownia Nowy Sad (245 MW, 1981).
Słowenia posiada elektrownię jądrową zlokalizowaną w Kršku, 20 km od granicy z Chorwacją, która została zbudowana na potrzeby obu ww. państw i oddana do
eksploatacji w 1983 r. Elektrownia posiada jeden reaktor
wodny ciśnieniowy (PWR) o mocy 676 MW. Dodać należy,
że oba państwa będące współwłaścicielami ww. elektrowni
solidarnie ponoszą koszty jej eksploatacji, w tym koszty
utylizacji poprodukcyjnych odpadów radioaktywnych.
W Słowenii funkcjonują 3 elektrownie cieplne, w tym
dwie opalane węglem brunatnym (Šoštanj i Trbovlje)
i jedna gazem ziemnym (Brestanica). Największa z nich
elektrownia Šoštanj (operator Termoelektrarna Sostanj
d.o.o.) posiadała pięć bloków energetycznych (1x375 MW,
1x275 MW, 1x75 MW, 2x30 MW) uruchomionych w latach
1956–1977. W 2008 r. uruchomiono dwa generatory gazowe o mocy 42 MW, natomiast w latach 2008–2010 wyłączono z eksploatacji dwa najstarsze i najmniej wydajne
bloki opalane węglem. Planowane jest uruchomienie szóstego generatora o mocy 600 MW w 2015 r. Elektrownia
Brestanica wyposażona w siedem turbin gazowych o łącznej mocy 323 MW zbudowana została w latach 1943–2000.
Jej operatorem jest Termoelektrarna Brestanica d.o.o.
Sieć przesyłowa w regionie jest słabo rozwinięta. Obejmuje głównie linie 110 kV i 220 kV. Straty są stosunkowo
duże (tabela 7).
Tabela 7
Straty energii elektrycznej w transmisji i dystrybucji (TWh)
Kraj lub region
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Albania
1,83
1,24
2,02
1,97
2,02
2,66
1,97
1,92
2,12
1,91
Bośnia i Hercegowina
1,78
1,81
1,93
2,04
2,23
2,22
2,22
1,97
1,88
1,60
Bułgaria
6,14
6,18
6,03
5,09
4,88
4,91
4,69
4,67
4,51
4,48
Chorwacja
2,46
2,08
2,54
2,22
2,13
1,91
2,03
1,71
2,02
2,02
--
--
--
--
--
0,85
0,69
0,73
0,72
0,67
Grecja
4,94
3,98
4,93
5,20
5,60
5,10
4,86
5,05
3,22
3,78
Macedonia
1,07
1,24
1,31
1,38
1,59
1,68
1,51
1,44
1,19
1,28
Rumunia
6,81
6,69
4,77
6,07
6,08
6,58
6,75
7,19
7,03
7,06
Serbia i Czarnogóra*
5,90
5,95
5,75
5,63
5,35
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
5,73
5,76
5,90
5,97
6,02
0,73
0,74
0,86
0,85
0,95
0,87
0,87
0,81
0,89
0,95
Czarnogóra
Serbia*
Słowenia
* Dane obejmują Kosowo, p.b. – państwa bałkańskie
Źródło: opracowanie własne, na podstawie danych EIA
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
13
Tabela 8
Albania
BiH
2350
1085
388
Słowenia
Serbia
i Kosowo
36
24
Chorwacja
Rumunia
19
Bułgaria
Czarnogóra
Macedonia
Grecja
Czarnogóra
Chorwacja
Bułgaria
Bośnia
i Hercegowina
Kraj
Albania
Wymiana energii elektrycznej w 2001 r. (GWh)
1379
b.d.
721
98
1610
Grecja
Macedonia
8
Rumunia
Serbia i Kosowo
866
102
598
1193
222
1762
1503
285
Słowenia
b.d.
b.d. – brak danych
Źródło: D. Kennedy, J. Besant-Jones, World Bank Framework for Development of Regional Energy Trade in South East Europe, “Energy and Mining
Sector Board discussion paper” 2004, nr 12
Tabela 9
BiH
1009
Czarnogóra
225
Grecja
405
1597
511
3453
Rumunia
677
362
401
Słowenia
58
1740
2953
1047
1106
4972
Macedonia
Słowenia
1319
1
Chorwacja
Serbia i Kosowo
149
628
Bułgaria
Serbia
i Kosowo
493
Rumunia
305
Macedonia
Grecja
Albania
Czarnogóra
Chorwacja
Bułgaria
Bośnia
i Hercegowina
Kraj
Albania
Wymiana energii elektrycznej w 2010 r. (GWh)
2647
3857
8
2309
74
14
1450
1968
6480
Źródło: Statistical Yearbook 2010, European Network of Transmission System Operators for Electricity, Bruksela 2011
14
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
W XXI wiek państwa bałkańskie weszły osiągając jedynie niewielkie korzyści z handlu energią elektryczną, który
w 2001 r. pokrywał około 14% zapotrzebowania użytkowników końcowych w regionie.4 Głównymi regionalnymi eksporterami energii elektrycznej były wówczas: Bułgaria, Bośnia i Hercegowina oraz Rumunia, podczas gdy inne kraje
były importerami netto (tabela 8). Wymiana międzynarodowa w powyższym zakresie charakteryzowała się ograniczoną konkurencją, wysokimi kosztami transakcji i brakiem elastyczności w wykorzystywaniu mocy szczytowej.
W pierwszej dekadzie XXI wieku wymiana energii elektrycznej pomiędzy państwami bałkańskimi i Turcją znacznie się rozwinęła (tabela 9), przekraczając łącznie 44 TWh.
Planowane jest utworzenie spółki mającej koordynować wymianę energii elektrycznej pomiędzy państwami
bałkańskimi i Turcją. Ma zostać utworzone Biuro ds. skoordynowanych akcji w Europie Południowo-Wschodniej
(CEE CAO) z siedzibą w czarnogórskiej Podgoricy, którego zadaniem będzie obniżenie kosztów obsługi interkonektorów wykorzystywanych do przesyłu energii elektrycznej pomiędzy państwami porozumiewającymi się.
Wnioski
Bezpieczeństwo energetyczne większości państw
w badanym regionie w znacznym stopniu uzależnione jest
od położenia geograficznego, w tym od ukształtowania
terenu i panujących warunków klimatycznych. Wykorzystują one istniejące cieki wodne jako podstawowe źródło
pozyskiwania energii elektrycznej, budując tamy w terenie
górzystym i wykorzystując spadek wód do napędu turbin
w hydroelektrowniach. Lata z dużą ilością opadów oraz coroczne okresy topnienia śniegów (marzec-maj) sprzyjają
zwiększeniu produkcji energii elektrycznej, a tym samym
determinują niejako czas wzrostu aktywności gospodarczej, co w energochłonnych gospodarkach państw bałkańskich i Turcji nie jest bez znaczenia.
W 2001 r. system energetyczny państw bałkańskich
i Turcji charakteryzował się m.in.: wysokim zużyciem energii
w budynkach z dużym udziałem wykorzystania energii elektrycznej do ogrzewania pomieszczeń, niską wydajnością
energetyczną przemysłu ze względu na stosowanie przestarzałych technologii produkcji, niską efektywnością usług
dystrybucji energii w miastach, małym potencjałem energetyki odnawialnej, niestabilnością finansową przedsiębiorstw
energetycznych ze względu na ceny energii nie pokrywające kosztów produkcji oraz potrzebą dużych inwestycji w celu
rozbudowy i modernizacji infrastruktury energetycznej.
W 2010 r. nadal podstawowym problemem sektora
energetycznego państw bałkańskich i Turcji była jego niska
wydajność oraz niska efektywność wykorzystania energii.
Przedsiębiorstwa energetyczne były mało efektywne ekonomicznie. Struktura techniczna systemów energetycznych nie była dostosowana do potrzeb funkcjonalnych gospodarki i odbiorców indywidualnych. Ze względu na duże
odległości występowały duże straty techniczne, a w przypadku energii elektrycznej także znaczne straty nietechniczne będące skutkiem kradzieży energii i nieregularnych
opłat za jej dostawy do odbiorców.
Systemy cieplnoenergetyczne miast składają się ze
źródeł ciepła w postaci kotłowni lokalnych (obsługujących budownictwo wielorodzinne), indywidualnych źródeł
ciepła (w budownictwie jednorodzinnym) i kotłowni zakładów pracy oraz powiązanych z nimi funkcjonalnie sieci
przesyłowych. W dużych miastach, w których funkcjonują
elektrociepłownie, system cieplnoenergetyczny obejmuje dodatkowo rurociągi przesyłowe i węzły ciepłownicze.
Zaopatrzenie w ciepło budynków użyteczności publicznej, w tym szkół i szpitali, zarówno w dużych miastach,
jak i w mniejszych miejscowościach, odbywa się z wbudowanych źródeł ciepła. Natomiast na terenach wiejskich,
gdzie dominuje budownictwo jednorodzinne, zaopatrzenie
w ciepło odbywa się zwykle poprzez źródła indywidualne
zasilane nośnikami tradycyjnymi. W gospodarce cieplnoenergetycznej stosowane są głównie elektrociepłownie
węglowe. W dużych miastach, zarówno domy wielorodzinne, jak i częściowo jednorodzinne ogrzewane są gorącą
wodą, dostarczaną przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.
W małym stopniu do wytwarzania ciepła wykorzystywane
są elektrociepłownie gazowe i gazowo-parowe, a także
układy skojarzone (trigeneration) i zasobniki ciepła w elektrociepłowniach. W mniejszych miejscowościach, zwłaszcza położonych daleko od gazociągów, do ogrzewania
domów jednorodzinnych używane są piece opalane drewnem lub elektryczne grzejniki olejowe, a do ogrzewania
wody instaluje się bojlery elektryczne. Na obszarach nadmorskich (wzdłuż wybrzeży Morza Adriatyckiego, Morza
Egejskiego, Morza Śródziemnego, cieśnin tureckich oraz
Morza Czarnego) od połowy pierwszej dekady XXI wieku
coraz powszechniej używane są instalacje solarne.
4
Por. D. Kennedy, J. Besant-Jones, World Bank Framework for Development of Regional Energy Trade in South East Europe, “Energy and Mining Sector Board discussion paper” 2004, nr 12, s. 9, http://www-wds.worldbank.org, 1.12.2013.
Dr Tadeusz Zbigniew Leszczyński jest autorem 7 książek i ponad 100 artykułów naukowych dotyczących stosunków międzynarodowych. Specjalizuje się w problematyce bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej i Polski oraz polityce zagranicznej i bezpieczeństwa państw bałkańskich i Turcji. Pełni obowiązki Przewodniczącego Komisji Studiów Bałkańskich Polskiego Towarzystwa
Geopolitycznego.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
15
A może warto z rosatomem?*
WITOLD MICHAŁOWSKI
Na początku listopada, na szczeblu szefów rządów, odbyło
się XVIII posiedzenie Rosyjsko-Francuskiej Komisji Międzyrządowej ds. Współpracy Dwustronnej. Uczestniczyli
w nim premierzy Federacji Rosyjskiej, Dmitrij Miedwiediew, i Francji, Jean Marc Ayrault.
Podpisano szereg dokumentów. Wśród nich rosyjsko-francuską deklarację w dziedzinie energetyki jądrowej.
Oba kraje uzgodniły, że będą działać wspólnie w celu zaostrzenia reżimu nierozprzestrzeniania jądrowego oraz
stałego podnoszenia poziomu fizycznego bezpieczeństwa jądrowego. Energetyka atomowa w obu państwach
nadal będzie zajmować ważne miejsce w strukturze energetyki.
Energia jądrowa służy przemysłowi?
Rosja i Francja wyraziły zainteresowanie rozwojem współpracy w całym spektrum spraw pokojowego wykorzystywania energii atomowej. Stosunki pomiędzy państwową
korporacją Rosatom, a firmami francuskimi rozwijają się
dynamicznie. Z grupą APERA w dziedzinie cyklu paliwowego, dostaw urządzeń i usług do elektrowni atomowych, z EDF (Électricité de France) w zakresie wymiany
doświadczeń w dziedzinach związanych z eksploatacją
i obsługą techniczną elektrowni atomowych oraz Alstomem w ramach wspólnego przedsiębiorstwa, produkującego turbiny. Władze francuskie nie planują zamknięcia
58 posiadanych przez Électricité de France elektrowni
jądrowych, z wyjątkiem najstarszej Fessenheim. Takie
oświadczenie złożył ostatnio w wywiadzie prasowym minister przemysłu Arnaud Montebourg. Energia jądrowa
zapewnia konkurencyjność przemysłowi francuskiemu,
a inwestycje w nią pozwalają na utrzymanie cen energii
elektrycznej na poziomie niższym niż w większości krajów Europy. Informacja ta stoi w sprzeczności z oświadczeniem prezydenta François Hollande’a, który w trakcie
kampanii wyborczej obiecał zredukować udział energii jądrowej w koszyku energetycznym Francji z obecnych 75
proc. do 50 proc. do roku 2025.
„Chwytliwe narzędzie polityczne”
Program nuklearny tego kraju został rozpoczęty przez
Charlesa de Gaulle’a, mającego na względzie główny
cel – zapewnienie pełnej niezależności Francji w dzie-
dzinie energii elektrycznej. Obecnie wszystkie główne
partie polityczne w pełni popierają dalszy rozwój energetyki jądrowej. Wykorzystanie alternatywnych źródeł
energii oraz wzrost liczby elektrowni wodnych, bez ryzyka wyrządzenia szkody środowisku naturalnemu, jest
niemożliwe. Hasło dotyczące rezygnacji z dominacji
elektrowni jądrowych w koszyku energetycznym Francji to raczej narzędzie polityczne służące pozyskaniu
wyborców, niż realne działanie. Zmiany w strukturze bilansu energetycznego zachodzą powoli. W przypadku
Francji chodzi o branżę, która nie tylko zapewnia krajowi
relatywnie niedrogą energię elektryczną, lecz także pozwala jej uzyskiwać znaczne dochody eksportowe z jej
sprzedaży sąsiadom.
Projekt synergii węglowo-jądrowej
Rosatom jest organem wykonawczym Federacji Rosyjskiej do spraw współpracy w dziedzinie pokojowego wykorzystywania energii atomowej przy realizacji porozumień
międzypaństwowych. Korporacja bierze aktywny udział
w realizacji dużych projektów międzynarodowych, jest
jedną z wiodących firm na rynku transnarodowym. W ramach realizacji projektu utworzenia Międzynarodowego
Termojądrowego Eksperymentalnego Reaktora (International Thermonuclear Experimental Reactor) w Cadarache
(Francja) wraz ze spółkami zależnymi dostarcza urządzenia i materiały dla jego budowy.
Polska jest nadal jednym z niewielu rozwiniętych krajów Europy, na których terenie nie pracuje elektrownia atomowa,
której wydajność energetyczną można by porównać, np.
do 30 ca mld m3 gazu, przetłaczanego rocznie jedną nitką
gazociągu jamalskiego. Prace nad projektem synergii węglowo-jądrowej oraz nad reaktorem jądrowym wysokotemperaturowym IV generacji, chłodzonym helem nadal są na
etapie początkowym. Symulację związaną z ubezpieczeniem od odpowiedzialności cywilnej za potencjalne szkody jądrowe przeprowadził kilka lat temu Instytut Naukowy
Versicherungsforen z Lipska. Składka ubezpieczeniowa,
obliczona dla przypadku katastrofy w Czarnobylu, powinna
pokryć wyrządzone szkody, wycenione na 6 090 mld euro.
Wliczona w koszty prądu elektrycznego może podrożyć go
do ca 67 euro za 1 kWh. Zaprezentowany sposób jej wyliczenia budzi jednak poważne kontrowersje.
* Przedruk z „Gazety Finansowej” 29 listopada – 5 grudnia 2013.
16
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Potęga Rosatomu
Rosatom zrzesza obecnie ponad 240 przedsiębiorstw i instytucji naukowych, w tym wszystkie niezwiązane z wojskiem spółki zajmujące się energią jądrową w Rosji, przemysłowy kompleks broni jądrowej, organizacje badawcze
i jedyną na świecie flotę lodołamaczy o napędzie atomowym. Państwowa korporacja Rosatom jest największą
w Rosji firmą wytwarzającą energię elektryczną, która
zapewnia ponad 40 proc. wytwarzanej energii elektrycznej w jej europejskiej części. Rosatom zajmuje wiodącą
pozycję na światowym rynku technologii jądrowych, w tym
pierwsze miejsce w świecie pod względem liczby jednocześnie budowanych elektrowni jądrowych za granicą,
drugie miejsce w światowych rezerwach uranu, piąte miejsce na świecie pod względem jego wydobywania i czwarte
miejsce na świecie w dziedzinie wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, zapewniając 40 proc.
światowego rynku usług wzbogacania uranu i 17 proc. rynku paliw jądrowych.
Zagraniczne zamówienia Rosatomu osiągnęły 66,5 mld
USD, w porównaniu do 50,9 mld w 2011 r. W roku ubiegłym
rosyjskie elektrownie atomowe wyprodukowały rekordową
ilość energii elektrycznej – 177,3 mld kWh, tzn. o 2,7 proc.
więcej niż w 2011 r. Spółka zwiększyła o 7 proc. w porównaniu z rokiem ubiegłym produkcję uranu naturalnego oraz
planuje zwiększyć jego krajowe wydobycie. Wzrost wskaźników finansowych nastąpił w wyniku rekordowej produkcji
elektrowni atomowych, jak również pomyślnego zakończenia budowy elektrowni atomowej Bushehr w Iranie oraz
czwartego bloku Kalinińskiej elektrowni atomowej. Koszt
budowy obiektów wznoszonych według opanowanej przez
Rosatom technologii jest konkurencyjny.
Buduj – władaj – eksploatuj
8 listopada 2013 r. w Turcji odbyło się posiedzenie misji
Integrated Nuclear Infrastructure Review (INIR) Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej, podczas którego
omawiano projekt budowy tureckiej elektrowni atomowej Akkuyu w prowincji Mersin. Posiedzenie prowadził
doradca ministra energetyki i zasobów naturalnych Ilker
Sert. Pod względem wskaźnika wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną Turcja zajmuje pierwsze
miejsce wśród państw Europy i drugie miejsce w świecie po Chinach. Minister energetyki Turcji, Taner Yildiz,
na ceremonii otwarcia niedawnego Międzynarodowego
Kongresu Energetycznego, deklarował: „aby zaspokoić rosnący popyt na energię elektryczną będziemy wykorzystywać różnorodne źródła wytwarzania energii,
łącznie z elektrowniami atomowymi”. Najistotniejsze
sprawy porządku obrad były związane z systemami
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
bezpieczeństwa elektrowni atomowych, procedurami
zakupu, finansowaniem projektu, bazą prawną, ochroną środowiska naturalnego i gotowością sieci elektroenergetycznych. Tematem odrębnym było omówienie
zalet schematu BOO (build – own – operate; buduj
– władaj – eksploatuj), który będzie wykorzystywany
w czasie budowy pierwszej tureckiej elektrowni atomowej. Wkład strony tureckiej wyniesie 35–40 proc., czyli
ok. 6–7 mld dolarów. W styczniu 2013 r. eksperci Międzynarodowej Agencji kontaktowali się z przedstawicielami elektrowni atomowej Akkuyu i określili kryteria, na
których podsta wie fi rma projektowa opracowała raport.
W skład misji weszli eksperci międzynarodowi, którzy
badali gotowość infrastruktury Turcji do rozwoju energetyki jądrowej. Końcowa narada misji MAEA obyła się
w połowie listopada br. Wzięli w niej udział przedstawiciele Ministerstwa Energetyki i Zasobów Naturalnych,
TAEK (Agencja Energii Atomowej) oraz TEIAS (spółka
ds. Eksploatacji Sieci Elektroenergetycznej).
Rosja liderem w bezpieczeństwie jądrowym
W trakcie seminarium forum „Azja – Europa” (ACEM, poświęconego zagadnieniom bezpieczeństwa jądrowego,
które odbyło się w Wilnie 4 listopada 2013 r. zabrał głos
wiceprezydent Rosatomu – Overseas J. Laaksonen. Były
pracownik narodowego regulatora Finlandii w dziedzinie
energetyki atomowej stwierdził, że Rosja jest nadal jednym z liderów światowych w zakresie bezpieczeństwa
jądrowego i promieniotwórczego. Elektrownie atomowe
generacji 3+, wpływając na ich zwiększone bezpieczeństwo, to skuteczniejsza kontrola w ciągu całego długiego okresu eksploatacji, oraz tzw. pochłaniacz roztopu.
Czyli umieszczona na dnie szybu reaktora konstrukcja
metalowa o dużych rozmiarach, wypełniona tzw. materiałem na ofiarowanie, który w przypadku awarii uniemożliwi wyciek roztopionego paliwa na podstawę betonową
korpusu ochronnego reaktora i nie pozwoli cząstkom radioaktywnym na wydostanie się na zewnątrz. Poza „pochłaniaczem” należy odnotować znaczącą udoskonaloną
ochronę elektrowni atomowej przed zewnętrznymi zagrożeniami przyrodniczymi i antropogennymi, na przykład
przed silnymi trzęsieniami ziemi, powodziami lub możliwością zderzenia z dużym samolotem pasażerskim, bardziej precyzyjne i niezawodne cyfrowe systemy kontroli
i monitoringu, zapewniające zautomatyzowaną ochronę
w trudnych sytuacjach nadzwyczajnych. Plan elektrowni
przewidujący wystarczające fizyczne rozdzielenie dublujących się systemów i podsystemów; różnorodne systemy bezpieczeństwa, posiadające poziom zabezpieczeń,
których elastyczność stosowania pozwala reagować na
17
sytuacje nadzwyczajne, niemieszczące się w ramach
sytuacji bazowych, przewidzianych podczas projektowania; możliwość izolowania roztopionego jądra reaktora po
poważnej awarii, pozwalająca na uniknięcie znacznych
emisji radioaktywnych; oraz nowoczesne systemy bezpieczeństwa przeciwpożarowego.
Rosja mądrzejsza po Fukushimie
Nowe elektrownie rosyjskie, wykorzystujące reaktory
WWER, posiadają te wszystkie cechy (Bałtycka, Leningradzka-2 i Białoruska). Awaria w elektrowni Fukushima-1 miała znaczący wpływ na zmianę podejścia do
problematyki bezpieczeństwa jądrowego. We wspólnym
oświadczeniu, wszyscy regulatorzy europejscy zdecydowali o dążeniu do zrealizowania jego celów. Rosyjski
przemysł jądrowy szybko zaadaptował się do zmiany wymogów międzynarodowych w sferze bezpieczeństwa, lecz
także odegrał ważną rolę w ich opracowywaniu i promowaniu na świecie.
21 października 2013 r. miało miejsce pierwsze podłączenie głównego obiektu rosyjsko-indyjskiej współpracy
w dziedzinie energii jądrowej, elektrowni Kudankulam,
w stanie Tamil Nadu. Prace zostały przeprowadzone pod
ścisłym nadzorem indyjskich ekspertów. Indie planują
budowę 19 jądrowych bloków energetycznych do roku
2017, o łącznej mocy 17.4 MW. Osiem z nich ma powstać
przy udziale innych państw. W szczególności będzie to
pomoc techniczna Rosji przy budowie trzeciego i czwartego bloku energetycznego elektrowni Kunankulam
o mocy tysiąca megawatów każdy. Elektrownia zapewni
energię elektryczną dla całych południowych Indii. – Prognozy budowy elektrowni jądrowych na świecie do roku
2030 wróciły do poziomu „sprzed katastrofy w Fukuszimie” – stwierdził prezes państwowej korporacji Rosatom
Siergiej Kirijenko. W St. Petersburgu, podczas VI Regionalnego Publicznego Forum-Dialogu „Zakłady Jądrowe,
Społeczeństwo, Bezpieczeństwo” – Możemy zakomunikować, że gdyby elektrownia została poddana trzęsieniu
ziemi o mocy równej trzęsieniu ziemi w Fukuszimie, nie
nastąpiłaby jej awaria – deklarował. Elektrownie budowane obecnie w Rosji spełniają wymogi wdrożone po tej
katastrofie.
Drogowa mapa Rosji i Indii
W 2010 r. Rosja i Indie podpisały „Mapę Drogową”, która zakłada budowę partii 14–16 bloków energetycznych
w elektrowniach jądrowych rosyjskiej produkcji.
Ostatnio została też potwierdzona rozbudowa elektrowni
jądrowej Temelin w rejonie Czeskie Budziejowice, Czechy
mogłyby zostać dostawcą komponentów elektrowni jądrowych dla Polski i Węgier. Dla Republiki Czeskiej rozbudo-
18
wa elektrowni jądrowej Temelin może stać się potężnym
impulsem do rozwoju. Będzie to jedna z dwóch elektrowni
atomowych w tym kraju. Górujące nad zakładem cztery
chłodnie kominowe mają 155 metrów wysokości. Elektrownia składa się z dwóch reaktorów o mocy 1805 MW.
Warto też odnotować, że większość akcjonariuszy fińskiej
spółki Fennovoima poparło decyzję inwestycyjną dotyczącą projektu elektrowni atomowej Hanhikivi 1. Będzie zbudowana wspólnie z Rusatom-Overseas. Do końca roku
zostanie podpisany kontrakt na jej budowę i przygotowane
ekspertyzy ekologiczne. Rusatom-Overseas dostarczy reaktor o mocy 1200 MW. Spółka może uzyskać 34 proc.
w kapitale zakładowym Fennovoima. Budowa rozpocznie
się najwcześniej w 2015 roku. Oddanie elektrowni do eksploatacji przewidziano na 2024 rok.
Wiele fundamentalnych błędów
Zanim uzyska się odpowiedź, czy Rosatom jest zainteresowany współpracą z polskimi placówkami naukowo-badawczymi w dziedzinie stabilizacji plazmy i badania procesów magnetohydrodynamiki łuku plazmowego, warto
oszacować wypadkowość dotychczas zrealizowanych inwestycji Rosatomu w stosunku do podobnych, zbudowanych przez inne atomowe koncerny. Przy zlokalizowaniu
polskiej elektrowni atomowej, np. w rejonie Sokołowa Podlaskiego czy zapory w Solinie, rejonów niezagrożonych zachwianiem bilansu wodnego. Możliwe by było bezkolizyjne
dostarczanie zasobników wzbogaconego uranu i odbiór
promieniotwórczych odpadów przez Rosatom celem ich
utylizacji. Koszt budowy reaktorów energetycznych wzrósł
do ok 10 tys.USD/kW. Czy dla reaktorów budowanych
przez Rosatom jest on nadal dużo niższy? Ile reaktorów
RBMK pracuje jeszcze w Rosji? Jakie są plany (czasowe
i finansowe) ich wyłączenia? Nie wiadomo. Jako sąsiedzi
obwodu kaliningradzkiego, a raczej królewieckiego, jeśli
nie chcemy utrwalać w pamięci nazwiska stalinowskiego
ludobójcy, jesteśmy oczywiście zainteresowani informacją,
na jakim etapie znajdują się prace nad budowaną tamże
elektrownią jądrową, oraz czy będzie ona dysponowała
nadwyżkami mocy, z których mogliby korzystać odbiorcy w województwach przygranicznych? Popełniono wiele
fundamentalnych błędów przy negocjacji dwadzieścia lat
temu pakietu porozumień gazowych z Rosją. Najboleśniejszym była rezygnacja z opłaty za tranzyt gazu gazociągiem jamalskim. Zdaniem nie tylko amerykańskich ekspertów polskiego pochodzenia, do których należał prof.
Cieślewicz, powinna ona wynosić ca 2,7 USD za przetłoczenie 1000 m3 gazu na odległość 100 km, czyli ca 1,5 mld
USD rocznie.
Potraktujmy tą sprawę jako bolesną nauczkę i… dogadajmy się z Rosatomem.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Drogi Panie Witoldzie,
W związku z Pana artykułem: Sprawa jest ciekawa.
Jest bardzo prawdopodobne, że Polska by zyskała na wybudowaniu elektrowni jądrowej i jej wykorzystaniu. Z drugiej strony, wybór fabrykanta i kraju dostarczenia, oprócz
problemów technicznych musi uwzględnic czynniki polityczne. Musi też być wzięta pod uwagę sprawa pewności
dostarczenia paliwa.
Serdeczne pozdrowienia,
Jerzy Lepecki
Dr inż. Jerzy Zbigniew Leopold Lepecki, wybitny brazylijski
energetyk. Podkreśla swoje związki rodzinne z kapitanem Mieczysławem Lepeckim, podróżnikiem i adiutantem Józefa Piłsudskiego. Szefował jednej z komisji badających przyczyny i skutki
awarii w Czarnobylu.
Witold,
Z zainteresowaniem przeczytałem Twój artykuł
„A może warto z Rosatomem” na temat polityki energetycznej w Polsce. Otrzymałem go kilkakrotnie i chyba jest
to ten sam.
Nie jestem entuzjastą elektrowni nuklearnych.
Z pewnością nasze opinie są różne na ten temat, bo żyjemy w krajach o różnych uwarunkowaniach energetycznych. Chociaż w krajach o podobnej sytuacji energetycznej jak Polska jest to temat również kontrowersyjny.
Moim zdaniem technologia nuklearna do produkcji
energii elektrycznej w Polsce nie jest dobrym pomysłem
na najbliższe lata. Tym bardziej we współpracy z ROSATOMEM.
Twój artykuł porusza przede wszystkim kontrowersyjną kwestię stosowania energii nuklearnej, na której
temat zdania są podzielone, a w Kanadzie i USA jest to
temat niepopularny. Dodatkowo Twoja idea korzystania
z rosyjskiej oferty budowy potencjału energii nuklearnej,
a ściślej kolejnego uzależniania się od Rosji, nie jest atrakcyjna. To jest moje zdanie.
Sytuacja paliwowa na świecie zmieniła się dramatycznie w ostatnim czasie. Dzięki nowym technologiom wydobywczym, głównie drążeniom poziomym, uzyskano dostęp do nowych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego,
specjalnie w USA. Podaż surowców energetycznych jest
znaczna. Tradycyjne paliwa nadal są intensywnie wydobywane mimo dużych nacisków aby je eliminować. Kraje
posiadające np. zasoby węgla, m.in. Polska, USA, Australia, Chiny, nie zrezygnują z jego stosowania jako surowca energetycznego. Udział węgla w produkcji energii, np.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
w wymienionych krajach, jest ciągle wysoki i będzie w przyszłości. Podobnie dotyczy to innych organicznych paliw.
W związku z tym należy spodziewać się zwiększonego wysiłku na ograniczenie (likwidację?) emisji zanieczyszczeń
pochodzących ze spalania paliw organicznych. Technologie odnawialnych źródeł energii nie są w stanie zapewnić
produkcji energii ekonomicznie konkurencyjnej do tradycyjnych źródeł. Wypowiedzi polityków na temat eliminacji paliw organicznych są hipokrytyczne albo ignoranckie.
Przykładem jest brak wiążących zobowiązań na
światowych konferencjach ochrony środowiska a jeżeli zobowiązania są to nie są one dotrzymywane.
Technologie nuklearne produkcji energii elektrycznej
nie są w pełni bezpieczne cokolwiek eksperci twierdzą.
Zapewnienia o ich „absolutnym bezpieczeństwie” są tylko
„sales pitch” aż do najbliższej katastrofy. Ciągle pozostaje
problem utylizacji odpadów radioaktywnych.
Stąd zainteresowanie technologiami nuklearnymi do
produkcji energii elektrycznej nie jest duże. Wyjątkiem są kraje, które desperacko potrzebują zaspokojenia szybko wzrastającego zapotrzebowania na energię elektryczną i nie mają
własnych zasobów surowców energetycznych, np. Indie.
Rosja jest potentatem energetycznym i jest to jej
głównym atutem politycznym. Obecna światowa sytuacja
energetyczna może osłabić pozycję Rosji jako monopolisty w dostawach paliw na rynek europejski i stąd intensywny marketing alternatywnej technologii nuklearnej, która
jest dobrze rozwinięta w Rosji. Stąd dążenie do stworzenia
nowego uzależnienia użytkowników rosyjskiej nuklearnej
technologii.
Pozdrawiam,
Jerzy Kołodziej
Jerzy Kołodziej – Prezes Eco Nova, Kanada. Elektronik po studiach w Polsce. Zajmuje się broadcastingiem (studia telewizyjne i
radiowe). Projektował i wykonywał instalacje i studia telewizyjne i
radiowe w Polsce i w Kanadzie. Konsultant instytucji finansowych
oraz deweloperów kanadyjskich wchodzących na rynek polski. Promuje nowoczesne kanadyjskie technologie ochrony środowiska.
Walery Wysoczański
Czy warto, po raz kolejny, wszczynać dyskusje nad
rozwijaniem technologii jądrowych w Polsce? Czy nie lepiej
współpracować z Zachodem przy wydobyciu gazu łupkowego? Gaz komercyjny z łupków możemy mieć za 5–10 lat. Nieuniknione są przy jego wydobyciu oddziaływania na ekologię
i nawet ruchy neotektoniczne. Basen Morza Czarnego i trzęsienie ziemi na poziomie 4 stopni w skali Richtera, w pierwszym dniu 2014 roku jest znaczącym sygnałem.
19
O tym, że wydobycie ropy, gazu, w tym i łupkowego,
aktywizuje procesy egzogeniczne, a także sejsmiczne, wiedzą nie tylko w Japonii. Również i w Polsce, i w Rosji, i na
Ukrainie. Przeprowadziłem nie tylko analizę teoretyczną, ale
również i badania doświadczalne, terenowe akurat w tym zakresie na Uniwersytecie Technicznym Nafty i Gazu (Ukraina).
Zajmowałem się też badaniami aktywizacji trzęsień ziemi,
poznaniem naukowym dynamiki osuwisk w Karpatach, od
połowy lat 70. ubiegłego stulecia. Raporty z moich prac są
dostępne w sprawozdaniach, w bibliotekach uniwersyteckich
na Ukrainie. Są to badania naukowe wpływów antropogenicznych na procesy egzogeniczne.
Mówiąc o gazie łupkowym, warto podkreślić, że Katar
zainteresował się nim bardziej niż Rosja. Żaden gaz zielony,
metanowy czy łupkowy nie wpłynie na strategiczne dostawy
jego do UE z Azji, Afryki itp. Przemysł krajowy gazowy nie
będzie bazował na piętnastoletniej historii wydobycia gazu
łupkowego, tylko na 115-letniej historii jego bezpiecznego wydobycia krajowego i na 100-letnie doświadczenie krajowych
dostaw rurociągowych z zastosowanien tłoczni.
W górnictwie polskim ocena potencjalnych zapasów
energonosicieli wydobywanych z głębokości powżej 5 tys. metrów jest bliższe mitów niż poważnej nauki. Czy w roku 2016
dadzą z USA gaz do Europy? Dadzą! Tylko jaki, w jakich iłościach, po jakich cenach: spotowych, długoterminowych, dyskontowych? Czy można zmienić coś w energetycznych zmaganiach na rynku gazu pomiędzy Rosją i USA, z korzyścią dla
UE? Czy Rosja, Ukraina i inne postkomunistyczne państwa
pozbędą się nareszcie skorumpowanych władz i nacisku na
inwestorów zagranicznych z sektoru wydobycia ropy naftowej,
gazu w tym i łupkowego, metanowego z biomasy etc. etc.?
Statyczno-dynamiczna niewyznaczalność światowego, a w tym i rynku gazowego rosyjsko-amerykańskiego,
pozwala opracowywać modele jego dostaw, dystrybucji,
wykorzystania. Eksperci z USA, Rosji, Rumunii, Bułgarii,
Ukrainy, jak i większość polskich, wiedzą, że z łupkowym
gazem należy być ostrożnym, nie tylko w czasie rzeczywistym, ale i w aspektach futurologicznych. Pierwsze pytanie do górników-naukowców na terenach postradzieckich:
czy realnym jest gaz z łupków? Wiedzą dobrze, że jest on
wirtualno-polityczny. Lepiej otrzymywać energię z węgla,
nawet i z „brudnego” asfaltu, jak z „czystego” gazu łupkowego!
Pozycja dostawców rosyjskich, szczególnie związanych z GazPromem w Europie, w UE będą coraz słabsza.
I USA, i Afryka, i Azja Południowa mogą być dostawcami
gazu. Kraje UE bazujące na dostawach z zasobów norweskich, holenderskich itd. uniezależniają się od dostaw gazu
z kierunku wschodniego. W Bułgarii, Grecji, zwracają coraz
większą uwagę na energie słoneczną. Francja i Niemcy mają
dobrze opanowaną energetykę jądrową, Finlandia zmierza
również do jej wykorzystania. Polska ma węgiel, Rumunia ma
ropę, Dania korzysta z wiatraków. Zainteresowanie gazem
z Rosji maleje.
20
Lepsza jest energia odnawialna, droższa, ale własna,
niż importowana od niepewnych dostawców. Czy lepiej przy
tym mieć gaz niekonwencionalny, własny, niż gazpromowski?
Już tutaj warto powiedzieć: „Tak! Ale!!!” Należy opanować
technologię szczelinowania. Warto samemu wiercić, a przynajmniej mieć najdroższe komponenty: wieże wiertnicze, rury,
instrumenty i ludzi, znających się na procesach głębokiego
wiercenia.
To nie jest kwestia roku, ale lat, aby odnowić przedwojenną potęgę naszych inżynierów-górników. Mieliśmy i mamy
bardzo dobrych geologów i geofizyków. Czyż nie warto pomyśleć o nowatorskich rozwiązaniach w intensyfikacji wydobycia
węglowodorów z głębokości wielu tysięcy metrów. Przy tym
trzeba pamiętać, że technologie szczelinowania będą najefektywniejsze, ale i najniebezpieczniejsze.
Bankrutująca Ukraina, biedniejąca Rosja, popadająca
w coraz większy kryzys UE, są dość podatne na amerykańskie
bajki. W Unii Europejskiej, w Rosji, w Chinach i w państwach
znajdujących się na pograniczu bankructwa, komercyjne
wydobycie gazu łupkowego nie jest realne. Ocena zapasów
własnych, dla naszych geofizyków jest rzeczą bardzo trudną.
A co można powiedzieć o zagrożeniach: technogenicznych,
politycznych, korupcyjnych. Co kraj to obyczaj! Kultura nie tylko wydobycia, ale i zagospodarowania, podobnie jak w Nigerii, jest nieco niepokojąca dla ludności polskiej.
Posiadając potencjał naukowy i chęć zrobienia kroku
do przodu, warto chyba pomyśleć o energetyce niekonwecionalnej. Nie o gazie ze słomy, a z węgla. Synergizm węglowo-atomowy jest jak najbardziej aktualny. Czy można rozwijać
program jednoczesnego inwestowania w technologię jądrową
i wydobycie gazu łupkowego? Gaz łupkowy pomaga uciec od
zależności energetycznej, ale spowoduje poniesienie ogromnych kosztów i straty materialne. Narazimy się na nieprzewidywalne, albo ciężko prognozowalne przejawy aktywności
sejsmicznej. Opanowanie technologii wydobycia wymaga
czasu, ogromnych nakładów materialnych, a o wielkościach
mało kto w Polsce i na Ukrainie ma pojęcie!
Na pograniczu ukraińsko-rosyjskim, gdzie mamy stosunkowo niewielką gęstość zaludnienia, ruszą poszukiwania
gazu łupkowego. Nie szkodzi to Gazpromowi, może jedynie
stacja atomowa woroneżska, czy inna może być zagrożona
procesami sejsmicznymi. Dla Ukrainy ratunek jest nie w charkowskim, i nie we lwowskim gazie łupkowym.
Polska i Ukraina mają surowców aż za dużo. Nie ma gospodarza! Jak by Unia się nie obrażała, że wymagamy opłatę
za tranzyt gazu dla niej, poprzez nasze terytorium, że wymagamy w ten oto sposób zniżki ceny za zużywany w kraju gaz
z „grubej” rury, mus chronić się przed własnymi politykami!
Walery Wysoczański — Absolwent Uniwersytetu Państwowego w Iwano-Frankiwsku (d. Stanisławów) Ukraina. Zajmuje się
badaniami wpływów antropogenicznych na naprężenia i procesy
egzogeniczne w przemyśle naftowo-gazowym.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Geopolityka Jedwabnego Szlaku
Michał Specjalski
Wstęp – pojęcie Jedwabnego szlaku
Od zjednoczenia Cesarstwa przez pierwszego
cesarza Qin – Qin Shi Huang, głównym celem kolejnych władców była integracja prowincji centralnych
z południowymi i północnymi, ulegającemu rozpadowi
ze względu na nierównomierny rozwój poszczególnych
prowincji, najazdy ludów koczowniczych oraz częste wylewy wielkich rzek – Huang, Jangcy, Huai. W tym celu
zbudowano system kanałów łączących północ z południem tzw. Wielki Kanał, a w XIX wieku rozpoczęto budowę sieci kolejowej łączącej Pekin z Kantonem, współczesnym Guangzhou.
Drugim znaczącym kierunkiem polityki Chin dynastycznych była ekspansja na linii wschód-zachód, cze-
go efektem było połączenie centralnych i wschodnich
prowincji Cesarstwa drogami handlowymi ze światem
buddyjskim, arabskim, Afryką i Europą. Ekspansja na
zachód doprowadziła nie tylko do rozprzestrzenienia
się buddyzmu w Chinach, ale także do zderzenia się
z ekspansją ludów nomadycznych Azji centralnej i północnej. Wyrazem zwrotu ze wschodu na zachód było
utworzenie dróg handlowych łączących Chiny z Europą
i światem arabskim między III a XVI w. n.e, nazwanych
w XIX wieku Jedwabnym Szlakiem (rys. 1). Główne drogi handlowe prowadziły z miasta Xi’an we współczesnej
prowincji Shaanxi, stolicy m.in. dynastii Zhou, Qin, Han
i Tang przez miasta Lanzhou i Dunhuang we współczesnej prowincji Gansu, gdzie rozdzielał się w dwóch kierunkach.
Rys. 1 Szlaki transportu lądowego i morskiego z Chin do Afryki i Europy nazwane w XIX wieku Jedwabnym Szlakiem
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
21
Północny Jedwabny Szlak
Północny szlak transportowy prowadził wzdłuż pasma gór Tienshan na współczesnej granicy między Chinami, Kazachstanem i Kirgistanem, przez pustynię Takla
Makan w kotlinie kaszgarskiej do miasta Hami w kotlinie
Hami Pendi, Turfun we współczesnym północnym Sinciangu do Korla, Kucza, Aksu aż do miasta Kaszgar.
Drugi północny szlak prowadził z Hami przez góry
Tienszan, przez starożytne miasto Ałmałyk w historycznym regionie Siedmiorzecza w pobliżu współczesnego
miasta Yining, Bałasagun siedziby wschodniego kaganatu Karachanidów w okolicach obecnego Tokmaku
w Obwodzie Czujskim we współczesnym północnym Kirgistanie. Dalej prowadził przez Taszkient, Samarkandę
i Bucharę – starożytne miasta trwające do dziś we współczesnym Uzbekistanie. Inna droga prowadziła z Czarklik,
Czerczen, Niję, Keriję, Hoten, Jarkend do miasta Kaszgar
w zachodnich Chinach we współczesnym Sinciangu.
Szlak z miasta Kaszgar prowadził przez góry Hindukusz, przez współczesny Afganistan i Pakistan, do dawnych ośrodków Buddyzmu Mahajana w Gandhara, Taksila we współczesnym północno-wschodnim Pakistanie,
przez góry Pamir do Samarkandy i Buchary we współczesnym Uzbekistanie, przez Balch we współczesnym
Afganistanie i Antiochię Margiańską we współczesnym
Turkmenistanie, dalej przez Bagdad we współczesnym
Iraku i Damaszek we współczesnej Syrii, do Konstantynopola i współczesnego Trabzonu we współczesnej Turcji, a stamtąd do krajów śródziemnomorskich.
Południowy Jedwabny Szlak
Określenie południowego Jedwabnego Szlaku
nadaje się szlakowi transportowemu prowadzącego
z Chengdu w Syczuanie przez Kunming, miasta Dali
w prowincji Junnan do współczesnych Indii, Związku
Mjanmy i Pakistanu. Ciekawostką jest, że współcze-
Rys 2 . Projekt Nowego Eurazjatyckiego Mostu Lądowego
22
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
sne połączenie kolei towarowej z Chengdu, prowadzące przez Alashankou w Sinciang, Kazachstan,
Moskwę do Łodzi, dalej łączące się z projektowaną
Transeuropejską Siecią Transportową – TEN-T nazywa się nowym Jedwabnym Szlakiem. Projekt nowego
Jedwabnego Szlaku wpisuje się w koncepcję Nowego
Eurazjatyckiego Mostu Lądowego (rys. 2) mającego
na celu połączenie wschodnio-północnego chińskiego portu Lianyungang z Rotterdamem w Holandii na
długości 11,870 km przez cały kontynent Eurazjatycki. Unia Celna między Rosją, Kazachstanem i Białorusią w swym założeniu ma obniżyć koszty transakcyjne przez ujednolicenie inspekcji celnych, opóźnień
i poprawiając bezpieczeństwo transportu na tyle, że
transport koleją przez Eurazję stanie się konkurencyjny wobec dominującego transportu oceanicznego oraz
lotniczego.
Morski Jedwabny Szlak
Za Jedwabny Szlak uznaje się także morskie szlaki transportowe, powstałe w czasie Wschodniej Dynastii
Han, prowadzące z ujścia rzeki Hong (Czerwonej) ciągnącej się przez Chiny do Wietnamu w okolicach Hanoi, dalej wypływająca do Morza Wschodniochińskiego
wzdłuż wybrzeża przez Cieśninę Malakka, Sri Lankę,
Indie, Zatokę Perską, starożytną krainę Aksum do portów Imperium Rzymskiego. Szlak w następnych wiekach przedłużono ze współczesnego Guangzhou, dalej
wzdłuż brzegów współczesnego: Wietnamu, Kambodży,
Tajlandii, Półwyspu Malajskiego, Sumatry, Jawy, Mjanmy, Indii, Cejlonu, Pakistanu, przez Persję i Irak. Kolejna
linia przedłużenia szlaku morskiego prowadziła z Zatoki
Perskiej do Morza Czerwonego, portów perskich, arabskich, Somalii, Etiopii i Egiptu, rzeki Rufidżi we współczesnej Tanzanii uchodzącej do Oceanu Indyjskiego
oraz Izraela, Libanu, Egiptu i portów weneckich.
W kolejnych wiekach rozwój transportu oceanicznego oraz lotniczego wpłynął na znaczną marginalizację
szlaków transportowych prowadzących przez Azję Centralną na rzecz powstających globalnych morskich i lotniczych szlaków transportowych. Ze względu na naturalne
bariery geomorfologiczne oddzielające Azję Centralną
od CHRL: góry Tian-Shan, Pamir i pustynię Taklamaklan
nie doszło w historycznym procesie formowania się państwa chińskiego do integracji rubieży z centrum Cesarstwa, a dawne znaczenie Jedwabnego Szlaku w kolejnych wiekach zostało zmarginalizowane. Współczesne
spory na Morzu Wschodniochińskim i Południowochińskim_ o kontrolę nad morskimi szlakami transportu ropy
z krajów arabskich, kontrolę strategicznych stref przybrzeżnych i wyłącznych stref powietrznych, w znacznym
stopniu decyduje, iż transport kolejowy ponownie staje
się konkurencyjny.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Zwrot Chin na zachód
Kosmogonia neokonfucjańska klasyfikowała
terytoria współczesnej Azji Centralnej jako dalekie
zachodnie barbarzyńskie sfery harmonijnego świata, którego centrum stanowiły ziemie dorzecza Żółtej Rzeki i Jangcy. Zagrożenie dla prowincji centrum
świata, rządzonego przez dynastie pochodzące z etnosu Han, przychodziło ze strony zachodnio-północnych, zachodnio-południowych i północno-wschodnich rubieży cesarstwa, od tzw. pięciu barbarzyńców
oraz ludów koreańskich z królestwa Koguryo. Najważniejsze zagrożenie dla elit dynastycznych do
XIX wieku stanowiły zachodnie rubieże cesarstwa,
czego wyrazem była budowa Wielkiego Muru, podpisywanie strategicznych umów granicznych z Caratem Romanowów oraz idea stworzenia zachodniej
prowincji Sinciang, który miał stanowić wysuniętą
placówkę wojsk, pacyfikującą zagrożenie na zachodzie Cesarstwa.
Według wspólnego przeświadczenia, zarówno
dla nacjonalistów na Tajwanie, jak i dla komunistów
chińskich w Chinach kontynentalnych, zabezpieczenie zachodnich regionów jest strategicznym celem
dla zachowania spoistości terytorialnej państwa, ulegającego powtarzającej się przez wieki defragmentacji. Współczesna Azja Centralna stanowi stałe, potencjalne źródło destabilizacji prowincji centralnych
Chin, współcześnie definiowane jako islamski ekstremizm powiązany z globalną siecią terrorystyczną.
Cztery fale zachodniej ekspansji Chin
W historii Chin dynastycznych wskazuje się na
cztery fale zwracania się w stronę zachodnich prowincji i dalszej ekspansji w stronę Azji Centralnej.
Za pierwszy zwrot w stronę zachodu uznaje się ekspansję w stronę współczesnego Gansu i Sinciang
oraz Junnan przez zachodnią dynastię Han (207
p.n.e – 23 n.e.). Drugi zwrot na zachód trwał w czasie dynastii Sui (581–618 n.e.) i Tang (618–907 n.e.).
Efektem tego zwrotu było wybudowanie wzdłuż Jedwabnego Szlaku rozległej infrastruktury. Trzecim
zwrotem był okres panowania mongolskiej dynastii
Yuan (1271–1368 n.e.) w czasie której ustanowiono
sieć urzędów pocztowych. Czwartą politykę zachodnią realizowano w okresie panowania dynastii mandżurskiej Qing (1644–1911), która ustanowiła nowa
prowincja cesarstwa – Sinciang. Te cztery zwroty
w polityce Chin dynastycznych określam geopolityką
Jedwabnego Szlaku, która stanowi ważny element
polityki integracji wschodniego wybrzeża Chin z Azją
Centralną.
23
Historyczne kształtowanie się Sinciang
Kolonizacja Sinciang za dynastii Qing
Sinciang stanowi od XIX wieku zmilitaryzowaną
prowincję państwa chińskiego. Jego pierwotnym przeznaczeniem była organizacja wysuniętej placówki pacyfikacyjnej działań Ujgurów i Dżurdżenów po ich klęsce
w starciu z dynastią Qing. Pierwsze starcia o panowanie nad współczesnym Sinciang datuje się na okres bitew między dynastią Han a konfederacją plemion Xiongnu między 133 rokiem p.n.e. a 89 rokiem n.e. Efektem
starć było podporządkowanie w systemie trybutarnym
Loulan, Turpan, Bugru, Dayuan oraz Kangju między
108 a 101 rokiem p.n.e. W kolejnych latach dynastia
Han rozszerzyła działania wojenne na Ferghana (Dayuan), Syr Dayra, Amu Darya (współczesne terytoria
Uzbekistanu i Kirgistanu), Jushi. W 60 r. p.n.e. dynastia Han utworzyła protektorat zachodnich regionów po
rozbiciu Xiongnu w 92 n.e. ustanawiając tam wojskowe
jednostki pacyfikacyjne. W okresie I do VI wieku n.e.
toczyły się w zachodnich regionach walki między Xiongnu, Turkutami a pogrążoną w upadku północną dynastią Wei, aż do czasu podporządkowania wschodnich
Turkutów nowej dynastii Sui i Tang. Zachodnie regiony
obejmujące współczesny Sinciang, ale także terytoria
państw Azji Centralnej, miały znaczenie dla kształtowania się polityk cesarskich, a następnie komunistycznych Chin oraz były związane z tworzeniem się państwowości chińskiej.
W wyniku porażki Dżungarów z Cesarstwem Qing
w 1755 roku n.e., po niemalże tysiącleciu, dalekie zachodnie regiony zostały podporządkowane panowaniu
mandżursko-mongolskiej dynastii Qing. Za panowania
dynastii Qing wybuchły w 1826 i 1830 roku powstania
turecko-islamskich Jahangir i Kokandi, przewodzone
przez Muhammada Yusufa oraz w Khoja, przewodzone
przez Haqq Quli. Powstania powodowały intensyfikację
polityki Qing – osadnictwa rolniczego i kupieckiego oraz
zwiększenie sił wojskowych w regionie. W 1857 doszło
do rewolty Khojah oraz powstania Dżungarów w 1862–
1877 roku stłumione krwawo przez Cesarstwo Qing.
Po stłamszeniu rewolty Dungan – islamskiego ludu Hui
w 1877 roku, Cesarstwo Qing związało region na statusie prowincji w 1884 roku z Cesarstwem ustanawiając
stały dwudziestotysięczny garnizon wojskowy. Według
sinologa Fairbanksa, aż do 1818 roku ludy tureckie Azji
Centralnej nie były częścią systemu trybutarnego cesarstwa tj. nie były one domeną bezpośredniego panowania cesarstwa i nie korzystały tym samym z przywilejów
umożliwiających ucywilizowanie się tj. możliwości wysyłania trybutów i handlu z dworem, nabywania rang i pieczęci – atrybutów arystokracji zależnej od cesarza.
Między 1830 a 1840 rokiem dynastia Qing prowadziła wzmożoną politykę kolonizacji regionu, tworząc
system irygacyjny oraz bazy dla osadnictwa ludów han
w okolicach miast Kashgar i Barchuk oraz Karashar,
Turfan i Hami. Od 1843 roku dozwolono na migrację ludów z Cesarstwa do Sinciang z takich miast jak: Khotan, Yarkand, Yangi Hisar, Kashgar, Barchuk, Aksu,
Karashahr czy Tarbagatai, gdzie przebywały rodziny,
którym nadano przywileje handlowe z dworem Cesarskim. Według współczesnych badaczy chińskich, region
Zungharia ciągnął się wzdłuż rzeki Yili do jeziora Balkash, a stolica regionu znajdowała się w mieście Huiyuan (dziś Huocheng), gdzie stacjonował garnizon wojskowy kontrolujący region do 1884 roku. Ostatnie lata
rządów mandżursko-mongolskiej dynastii Qing toczyły
się na wschodnich wybrzeżach w wojnie z Japonią także dalekie zachodnie regiony w tym okresie pozostały
zabezpieczone traktatami granicznymi z Rosją Carską
i pozostawiono je pod kontrolą garnizonów wojskowych,
które miały zabezpieczać od zachodu Cesarstwo, prowadzące działania wojenne za wschodzie.
Sinciang w polityce dynastii Tang
Panowanie dynastii Tang uznaje się za szczyt
rozwoju południowo-zachodnich i północno-zachodnich
prowincji, które od tego czasu zaczęły ulegać degradacji
ze względu na rozwój morskich szlaków transportowych
oraz naporu ludów koczowniczych z Azji Centralnej.
Okres panowania Tang w Azji Centralnej to okres związania sojuszu z Tybetem wobec ekspansji Turkutów,
dzięki któremu region Tybetu stał się istotnym strategicznym buforem z południowego-zachodu.
W XVI wieku w Dolinie Kaszgarskiej wybuchały
powstania przeciw panowaniu dynastii Tang. Region ten
dynastia ostatecznie utraciła na rzecz Turkutów w wyniku powstania Lushan. Turkuci zostali następnie pokonani w 745 roku przez Ujgurów, Basmyłów i Karłuków.
Ci z kolei podbici przez Karachanidów, ci w XII wieku
przez Karakitanów. W końcu XIII wieku Mongołowie
podbili Karakitanów. Po upadku imperium mongolskiego
został stworzony na tych terytoriach chanat Czagatajski. Podzielił się on następnie na kilka domen (Chagatai,
Moghulistan, Yarkand). W XVII w. chanat został podbity przez Ojratów (dżungarów) – mongołów zachodnich,
którzy stworzyli Królestwo Khojah.
24
Sinciang w „wielkiej grze” mocarstw
w XIX wieku
XIX wiek w Azji Centralnej to okres rywalizacji kolonialnej między europejskimi potęgami, jak Imperium
Rosyjskie czy Wlk. Brytania, a regionalnymi siłami Turcji
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
i Persji. XIX-wieczna historia tworzącej się nowej prowincji – Sinciang, to czas formowania się stref wpływów
Cesarstwa Qing i Caratu Romanowów w Turkiestanie,
Mongolii i Mandżurii. Wcześni władcy Qing próbowali
zabezpieczyć strefy buforowe Cesarstwa od Caratu Romanowów na zachodzie traktatem na wzór Traktatu Nerczyńskiego z 1689 r. n.e., tworzącego strefę buforową
na rzece Argun i Gorbica do Xing’an oraz w ujściu rzeki
Heilong Jiang. Celem nadrzędnym dynastii Qing było
wchłonięcie terytoriów Chińskiego Turkiestanu – współczesnego Sinciang oraz wyznaczenie granicy państwowej na rzece Yili, ustalonej mocą Traktatu Petersburskiego w 1881 roku. Tym samym oddzielone zostały od
Chin terytoria będące pod panowaniem Carskim po powstaniu Dungusów w 1871 roku.
Współpraca i rywalizacja
Caratu Romanowów i Cesarstwa Qing
Historiografia XIX-wieczna nazwała regiony, podzielone między Imperium Romanowów a Cesarstwem
Qing, Rosyjskim Turkiestanem i Chińskim Turkiestanem. Turkiestan Rosyjski objął protektoratem Carat Romanowów, pokonując Persję w wojnie 1826–1828 roku.
W 1898 roku podzielono go na cztery obwody kraju:
Syr-daria, Samarkanda, Fergana, Semirech’s i wcielono do Caratu. Pod rządami gubernatorskimi generała
Von Kaufmana Rosyjski Turkiestan przechodził głęboką
rusyfikację, polegającą na podporządkowaniu plemiennych władz zwierzchnim prawom carskim. W okresie
1896–1905 imigracja słowiańska i europejska w Azji
Centralnej wyniosła 206 tysięcy, w latach 1906–1916
zwiększyła się o 834 tysiące, redukując ludność autochtoniczną do 36% ogólnej populacji.
Carat Romanowów prowadził w swej polityce ekspansji w Azji Centralnej jako narzędzie kolonialne głęboką rusyfikację, która doprowadziła do buntów ludności
turkuckiej oraz powstania ruchu panturkizmu w regionie
zamieszkanym przez ludność turecką, wyznającą islam.
Dekret o poborze do wojska carskiego z lipca 1916 roku
wywołał bunty wobec Caratu oraz przyczynił się do przejęcia władzy przez bolszewików na terenie Rosyjskiego
Turkiestanu.
Po rewolucji bolszewickiej w 1917 roku Związek
Socjalistycznych Republik Radzieckich przejął niejako
w depozycie obwody w tym regionie. Tłamsząc regionalne rewolty separatystyczne, rząd bolszewików ustanowił
30 kwietnia 1918 roku Turkiestańską Autonomiczną Socjalistyczną Republikę Radziecką. W 1924 przekształcono ją w Turkmeńską Socjalistyczną Republikę Radziecką, Uzbecką Socjalistyczną Republikę Radziecką,
Tadżycką Autonomiczną Socjalistyczną Republikę Radziecką przekształconą w Tadżycką SRR w 1929 roku,
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Kara-Kirgijski Obwód Autonomiczny, przekształcony
w 1926 w Kirgiską Autonomiczną SRR, a w 1936 Kirgiską
SRR. Karakałpacki Obwód Autonomiczny w 1932 roku
przekształcony został w Karakałpacką Autonomiczną
SRR. Celem takiego podziału terytorialnego, za którym
szła także sowietyzacja języka, było kontrolowanie potencjalnego religijnego i etnocentrycznego zagrożenia
dla integralności młodego państwa radzieckiego.
Sinciang w przełomie republikańskim
w Chinach
W okresie upadku cesarstwa Qing i proklamowania
Republiki Chińskiej, region Chińskiego Turkiestanu rządzony przez wojsko szukał poparcia zarówno w Związku Radzieckim, jak i we władzach Republiki Chińskiej
i Kuomintangu. W końcu, wobec faktu wygranej komunistów w wojnie domowej, zachodnio-północni generałowie podporządkowali się Pekinowi w 1949 roku. Pod
rządami Chińskiej Republiki Ludowej w 1954 roku wydano mapę, przedstawiającą fragmenty Socjalistycznych
Republik Radzieckich Kazachstanu, Kirgistanu i Tadżykistanu jako historyczne domeny chińskiego panowania
zagarnięte przez Carat w 1880 roku.
„Polityka zachodnia” CHRL
po II wojnie światowej
Ponowny zwrot uwagi z zachodu na wschodnie wybrzeża Chin nastąpił relatywnie niedawno, bo
w XIX wieku, kiedy ekspansja państw europejskich
rozwinęła się na wielką skalę. W okresie rządów Yuan
Shikai, junt wojskowych oraz Kuomintangu, aktywność
Chin absorbowały wschodnie wybrzeża, centralne prowincje oraz Mandżuria. W okresie przejęcia władzy
przez nacjonalistów działania w wojnie z Japonią, przewroty junt oraz zwalczanie Komunistycznej Partii Chin
nie sprzyjały projektowaniu geopolityki zorientowanej na
łączenie wschodu państwa z zachodem. Po wygranej
komunistów strategia państwa chińskiego przesunęła akcenty na zachodnie prowincje. Do tego zwrotu na
zachód należałoby uwzględnić politykę Mao Zedonga.
Polegała ona na budowie w bliskich zachodnich i południowo-zachodnich prowincjach rozproszonego ciężkiego przemysłu nastawionego na działania wojenne – tzw.
trzeci front. Polityka Deng Xiaopinga, polegająca na integracji wschodu z zachodem ogłoszona na początku
lat 90. a realizowana przez Jiang Zemina jako oficjalna
strategia państwowa od 1999 roku, kontynuowana była
w programie budowy rurociągów i kolei prowadzących
z Morza Kaspijskiego przez państwa Azji Centralnej do
północnych portów chińskich za przewodnictwa Hu Jintao. Ze względu na krótkie urzędowanie obecnego Prze-
25
wodniczącego Chińskiej Republiki Ludowej Xi Jinpinga,
kontynuowanie polityki zachodniej poprzedników wymaga oddzielnego artykułu.
Polityka Chińskiej Republiki Ludowej względem
zachodnich regionów kształtowała się następująco. Według pierwszego planu pięcioletniego 1953–1957 najwięcej projektów gospodarczych inwestycyjnych ciężkiego przemysłu lokowano w zachodnich prowincjach
m.in. w Shaanxi (24) i Gansu (16), a także w Henan
i Shaanxi, doprowadzając do rozwoju przemysłowego
miast Lanzhou, Xi’an i Chengdu. Ze 150 narodowych
projektów 1/3 lokowana była w zachodnich regionach,
a duża część spośród 694 projektów regionalnych, także miała miejsce w prowincjach zachodnich.
W 1957 roku wprowadzono w Chińskiej Republice
Ludowej tzw. politykę anty-prawicową tłamszącą dążenia
separatystyczne i regionalne nacjonalizmy. Rewolucja
kulturalna w latach 1966–76 zwalczała języki etniczne
wobec państwowego uproszczonego i skodyfikowanego
języka mandaryńskiego, religię i etniczną kulturę mniejszości. Mniejszości regionalne przechodziły proces instytucjonalnej hanizacji ich odrębności kulturowej oraz
wypierania ich z handlu z państwami Azji Centralnej.
ChRL odziedziczyła z jednej strony terytoria podporządkowane przez Republikę Chińską od dynastii
mandżurskiej, z drugiej strony – pod zasłoną haseł modernizacyjnych rewolucji kulturalnej – dokonała głębokiej kolonizacji przez ludność han partyjno-urzędniczego aparatu regionalnego. Okres Rewolucji Kulturalnej
z 1966–76 roku to dalsze działania unifikacyjne oraz
ekonomiczna polityka wspierania zachodnich prowincji
jako zaplecza przemysłowego w regionach gór, jaskiń
i innych trudno dostępnych miejsc, zabezpieczających
produkcję dla działań wojennych na wschodzie ChRL.
W wyniku wygrania wojny z Japonią, wypchnięcia
Kuomingtangu na Tajwan, KPCh kierując się doktryną
strategicznej obrony Mao Zedonga przygotowała się
do kolejnych walk w centralnych i wschodnich prowincjach, wycofała strategiczną produkcję militarną oraz
sieci kolejowe w zachodnie regiony w ramach polityki
tzw. Trzeciego Frontu. W 1964 przewodniczący Mao
Zedong wskazał na niedogodność koncentracji bazy
produkcyjnej w miastach wybrzeża wschodniego w obliczu potencjalnej wojny. W latach 1965–1975 w ramach
Trzeciego Frontu przesunięto znaczną część środków
na inwestycje do północno-zachodnich (12,21%) i południowo-zachodnich (20,93%) prowincji ChRL. Państwo
zainwestowało 120 miliardów renminbi w rozwój prowincji: Syczuan, Kuejczou, regiony zachodnie od prowincji
Hanan, Jiangxi, Huna oraz stworzono centra przemysłowe w miastach Panzhihua w Syczuan, Jiuquan w Gansu oraz Chongqing, które miały być strategiczną bazą
produkcyjną państwa w czasie konfliktu wojennego. Inwestycje w bliskie zachodnie prowincje w trzecim planie
26
pięcioletnim, w stosunku do pierwszego planu pięcioletniego KPCh wzrosło z 16,9% do 35,1% ogólnego budżetu państwa.
Lata 70.
W latach 70. wprowadzono politykę współpracy między rozwijającymi się przemysłowo zachodnimi
a wschodnimi i centralnymi prowincjami, w których przewidziano potencjalne zagrożenie inwazji sił zamorskich.
W tym celu budowano serię małych i średnich rozproszonych stalowni, tworzących maszyny, zakładów chemicznych, kopalni i cementowni w trudnych do zlokalizowania i zniszczenia nalotami miejsc jak np. jaskinie.
Celem tej praktyki było restrukturyzowanie bazy produkcyjnej na gospodarkę wojenną, ale także stymulowanie
rozwoju przemysłowego zachodnich regionów zamieszkanych przez mniejszości etniczne, dzięki czemu liczono na zachowanie spokoju na granicach z Azją Centralną. Industrializacja zachodnich prowincji miała na celu
stworzenie przemysłowej bazy produkcyjnej w każdym
z wyznaczonych regionów, doprowadzając do kuriozalnej sytuacji występowania takich samych struktur przemysłowych opartych o ciężki przemysł w graniczących
ze sobą prowincjach. Okres rządów Mao Zedonga dla
bliskich zachodnich regionów wpisywał się w logikę
zimno-wojennej rywalizacji, jako baza przemysłowa dla
polityki ChRL prowadzącej działania wojenne po formalnym zakończeniu II Wojny Światowej na Półwyspie Koreańskim, Wietnamie, konfliktach granicznych z ZSRR
i Indiami.
Lata 80.
W latach 1973–1978 w wyniku zerwania sojuszu
ChRL z ZSRR i otworzenia się na współpracę z USA, inwestycje rozwojowe przesunęły się w kierunku wschodnich wybrzeży w celu rozwinięcia wymiany handlowej
z Zachodem, pozyskanie nowoczesnej technologii oraz
eksport produkcji chińskiej. W latach 1981–1985 KPCh
ustanowiła strategię rozwoju wybrzeża chińskiego na
północy, centrum i południu niejako realizując strategię Sun Jat-sena z 1920 roku polegającą na rozwinięciu trzech wielkich portów oraz połączenia gospodarki
morskiej z śródlądową zmodernizowanymi kanałami
głównych chińskich rzek. Okres lat 70–90. to faktyczni
zwrot w stronę geopolityki Wielkiego Kanału, rozbudowy
centralnych prowincji, które połączone z systemem portów, miały stanowić o rozwoju ekonomicznym Republiki
Chińskiej w koncepcjach Sun Jat-sena.
Siódmy plan pięcioletni, na lata 1986–1990,
ustalił nową klasyfikację prowincji ChRL, opartą na
odległości od prowincji wschodniego przybrzeża
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
oraz stopnia rozwoju ekonomicznego. Do dwunastu
wschodnich regionów zaliczono: Liaoning, Heibei, Beijing, Tianjin, Shandong, Jiangsu, Shanghai, Zhejiang,
Fujian, Guangdong, Guangxi, Hainan. Do centralnych
regionów zaliczono dziewięć prowincji: Heilongjiang,
Jili, Wewnętrzna Mongolia, Shanxi, Henan, Anhui,
Hubei, Hunan, Jiangxi. Do dziewięciu zachodnich regionów włączono: Shaanxi, Gansu, Ningxia, Qinghai,
Xinjiang, Sichuan, Yunnan, Guizhou i Tybet. Zmiany
w finansowaniu, decentralizacja i samofinansowanie
projektów regionalnych przez poszczególne prowincje spowodowały znaczący rozwój wschodnich przybrzeżnych prowincji ChRL. W perspektywie piętnastoletniego rozwoju prowincji wschodnich i zachodnich
widać, jak rozwój obu stymulował napływ kapitału
i inwestycji z państw Zachodu. W latach 1985–2000
wschodnie regiony osiągnęły 85% Bezpośrednich Zagranicznych Inwestycji w porównaniu do zachodnich
regionów, które osiągnęły niecałe 3,9%, czego efektem było zwiększenie rządowych inwestycji w zachodnich prowincjach.
Ze względu na tak wysoką różnicę w rozwoju
w latach 1980–1988, rząd centralny stworzył fundusz
w wysokości 54,8 miliarda renminbi w celu finansowania mniej rozwiniętych regionów zamieszkanych przez
mniejszości etniczne. W 1983 roku ustanowiono kolejny fundusz w wysokości 200 milionów renminbi dla
budowy tzw. Korytarza Gansu, dawnego Jedwabnego
Szlaku, regionu miasta Dingxi oraz części Autonomicznego Regionu Ningxia Hui, niejako powracając po okresie 1973–1978 do rozwoju zachodnich regionów. Rząd
centralny finansował także projekty elektrowni węglowych w Shaanxi oraz Mongolii Wewnętrznej, a także
hydroelektrownie w północnych regionach Żółtej Rzeki,
dorzeczy Jangcy, rzeki Saluin w południowo zachodnich regionach, rzeki Hongshui w południowej prowincji buforowej z Wietnamem – Kuangsi oraz Mekongu.
Zbudowano także zagłębie stali itp. w Gansu, Yunnan
i Guangxi. _
Lata 90.
Zachodnie prowincje opierające swój rozwój na
przygotowaniach wojennych oraz współpracy geopolitycznej z ZSRR, po zmianie kursu ze strategii pro-radzieckiej na pro-amerykańską, zaczęły tracić na
znaczeniu i dysproporcja w ich rozwoju w stosunku do
wybrzeża zaczęła się dramatycznie pogłębiać. ChRL
w latach 1986–1987 na tle rozpadającego się bloku
komunistycznego i pieriestrojki Gorbaczowa zaczęła
podejmować rozmowy w sprawie sporów terytorialnych
z ZSRR. Rozpad ZSRR w 1991 roku przerwał rozmowy na temat sporów granicznych, a CHRL w obawie
przed możliwymi konsekwencjami, wzmocniła wojska
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
na swojej granicy zachodniej z republikami radzieckimi
Azji Centralnej. Nauczeni podobną sytuacją z okresu
panowania dynastii Qing sto lat wcześniej, kiedy straciła
ona faktyczną kontrolę nad peryferyjnymi prowincjami,
ChRL ze strategii nastawionej na całkowitą decentralizację finansowania projektów lokalnych, zwróciła się
w stronę integracji zachodnich prowincji z wschodnimi
poprzez strategiczne inwestycje w regionach zachodnich.
W 1992 roku po wizycie Deng Xiaopinga w południowych regionach ChRL otwarto kierunek polityki wschód-zachód, dążącej do integracji rozwiniętych
zachodnich ze wschodnimi regionami zawartej w szóstym planie pięcioletnim w latach 1981–1985 oraz
siódmym planie pięcioletnim. Przykładem integracji
zachodnich i wschodnich prowincji było połączenie
zachodniego przemysłu i wschodniego kapitału w dyrektywie z 1994 roku, według której wyznaczono trzynaście prowincji z wybrzeża wschodniego i dziesięć
prowincji na zachodzie w celu stworzenia wspólnych
przedsięwzięć ekonomicznych, a także rozwoju stref
na wielkich rzekach, będących tradycyjnie węzłami
komunikacyjnymi integrującymi oddalone od siebie
prowincje. W okresie ósmego planu pięcioletniego
w latach 1991–1995, dziewiątego planu pięcioletniego w latach 1996–2000 oraz ustanowionego długoterminowego celu narodowego na rok 2010, stworzono
skoordynowaną politykę zrównoważonego rozwoju
zachodnich i centralno-wschodnich regionów ChRL.
Można zatem stwierdzić, iż dopiero w latach 1992–
2000 doszło do zintegrowania geopolityki Wielkiego
Kanału z geopolityką rozwoju prowincji wzdłuż Jedwabnego Szlaku. Od 2000 roku zaczęto wdrażać realne projekty modernizacyjne i integracyjne Chińskiej
Republiki Ludowej. Takimi projektami jest min. modernizacja kolei północ-południe, takich jak np: Xiangyang-Chonqing, Hankou–Danjiangkou_, Jiaozuo–Liuzhou, Guyinag-Kunnming i połączenie ich z liniami
kolei trans-azjatyckiej prowadzącymi z portu Lianyungan aż do Europy zachodniej i północnej.
Lata 2000.
W 1999 roku Jiang Zemin ogłosił ponowne doinwestowanie zachodnich prowincji a w latach 2000–2001
zostało przyjętych sześć dokumentów legislacyjnych,
implementujących nową politykę wobec zachodu. W latach 1998–2001 ChRL zaciągnęła pożyczki w wysokości 510 miliardów renminbi, w latach 2000–2002 rząd
przeznaczył 200 miliardów z 270 miliardów renminbi,
w 2007 roku kolejne 280 miliardów reminbi w sumie
przeznaczając 1.3 tryliona na 92 projektów infrastrukturalnych. Sfinansowano min: linię kolejową łączącą
27
Qinghai z Tybetem, rurociąg gazowy Zachód-Wschód,
autostrady, Sieć Przesyłu Energii Zachód-Wschód, budowę portów lotniczych, budowę lub modernizację sieci kolejowych, tworzących chińską cześć tzw. Nowego
Eurazjatyckiego Mostu Lądowego. Jest to połączenie
portu Lianyungang koleją towarową z Lanzhou, Urumczi w Chinach, przechodzące przez Kazachstan, Rosję,
Białoruś, Polskę i dalej do Rotterdamu w Holandii. Sfinansowano także projekty irygacyjne w regionach Sinciang, Mongolii Wewnętrznej.
Do projektów strategicznych na zachodzie wybrano tereny, przez które przebiegał jedwabny szlak
od Xi’an przez Lanzhou do Sinciang, gdzie współcześnie opracowano stworzenie linii kolejowej mającej
na celu rozwój regionów na północ od rzeki Jangcy,
regionu między Nanning w Kuangsi, Guiyang w Kuejczu i Kunming w Junan oraz rozwoju Tybetu i Xinjiang.
Według Strategii Rozwoju Zachodnich Regionów okres
2001–2010 miał być poświęcony budowie infrastruktury, 2011–2030 urbanizacji i industrializacji, a w latach
2031–2050 ma nastąpić zrównoważenie rozwoju ze
wschodem Chin.
Współczesna polityka CHRL
wobec nowej granicy zachodniej
Geopolityka ChRL względem tych obszarów polega na kontroli wewnętrznej, coraz silniejszej integracji
Xinjiangu z państwem chińskim przez osadnictwo ludności chińskiej w regionie, kontrolę społeczności muzułmańskiej, polityki nastawionej na inwestycję w regionie,
walką z separatystycznymi ugrupowaniami poprzez stacjonowanie regularnej armii, milicji, paramilitarnych organizacji związanych z zakładami produkcyjnymi i konstrukcyjnymi oraz współpraca z granicznymi państwami
jak Kazachstan i Kirgistan, w którym znajdują się diaspory Ujgurów.
Najnowsze bunty Ujgurów w Xinjiangu datują się
na lata 90, kiedy to w kwietniu 1990 wybuchł protest na
targowisku w miejscowości Baren na południowy zachód
od Kashgar oraz następnie w miastach Yining, Khotan,
Aksu w kolejnych latach.
W 1996 roku ChRL zwiększyła siły policyjne, wojskowe i paramilitarne w regionie, w lutym 1997 roku siły
chińskie pacyfikowały kilkudniowe protesty w Yining,
a w 1999 roku opublikowany został dokument Polityka i praktyka ChRL wobec narodowych mniejszości
etnicznych. Wyznacza on ramy działania dla polityki
ChRL wobec rosnącego separatyzmu w Sinciangu,
Tybecie i potencjalnej w innych regionach zamieszkałych przez ludność pochodzącą z etnosu innego niż
han.
W 2001 roku chińskie wojska przeprowadziły pokaz siły w Kashgar, przeprowadzając defiladę wojskową
składającą się z 50000 żołnierzy, przeglądu różnego rodzaju sprzętu wojskowego pod okiem generała Fu Quanyou, szefa sztabu głównego Armii Ludowo-Wyzwoleńczej i Centralnej Komisji Wojskowej.
W 2002 roku ChRL uznała za terrorystyczne,
separatystyczne i ekstremistyczne: Islamski Ruch
Wschodniego Turkiestanu, Organizację Wyzwolenia
Wschodniego Turkiestanu, brygady bojowe Islamskiej
Partii Reformatorskiej, Islamską Partię Wschodniego
Turkiestanu, Partię Opozycyjną Wschodniego Turkiestanu, Islamską Partię Allaha Wschodniego Turkiestanu, Organizację Wyzwolenia Ujgurów, Międzynarodowy
Komitet Wschodniego Turkiestanu i organizację Święci
Wojownicy Islamu.
Sinciang stanowi dla ChRL trzeci ważny region
pod względem wydobycia ropy wynoszącej 35 milionów ton rocznie w 2006 roku, a współcześnie ma stać
się najważniejszym centrum złóż i węzłem przesyłu
gazu i ropy z państw Azji Centralnej. Sinciang ma stanowić główne zaplecze wobec potencjalnego konfliktu
na Morzu Południowochińskim – projektem dywersyfikacji źródeł energii i możliwości blokowania tankowców
transportujących dużą część surowców przez cieśninę
Malakka, Afryki subsaharyjskiej, Ameryki, Półwyspu
Arabskiego tj. Arabii Saudyjskiej, Iranu, Omanu, Jemenu, Kuwejtu, Iraku.
Mieszanka roszczeń terytorialnych, działających ruchów islamskich oraz bliskość nieustabilizowanej sytuacji w Afganistanie jest kluczową motywacją do angażowania kapitału chińskiego w tym
regionie, który w kategoriach ekonomicznych,
oprócz dostaw ropy, nie może stanowić korzyści dla
ChRL. Polityka ChRL wobec mniejszości stanowi
niejako wewnętrzną geopolitykę ChRL, która wpisuje się w tradycję utrzymania spoistości państwowej
w okresie dynastycznym.
Michał Specjalski – Przewodniczący Komisji Studiów Azjatyckich, sekretarz Oddziału Warszawskiego i członek Zarządu w Polskim Towarzystwie Geopolitycznym. Wiceprezes Fundacji Pantarey promującej polskie
technologie za granicą oraz doradca ds. rynków wschodnich w firmie Doradztwo Specjalistyczne. Absolwent
Szkoły Wyższej Psychologii Społecznej w Warszawie. Założyciel Koła Naukowego Studiów Azjatyckich oraz
współpracownik Centrum Cywilizacji Azji Wschodniej SWPS. Studiował także na Uniwersytecie Konkuk w
Seulu w Republice Korei w ramach programu ICI-ECP Join Mobility Project „Global Leadership Program for
Sustainble Development” UE i Ministerstwa Edukacji, Nauki i Technologii Republiki Korei.
Strony autora: www.doradztwo-specjalistyczne.pl, www.geopoliticsofeastasia.wordpress.com/
Kontakt z autorem: [email protected]
28
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
MONITORING, DIAGNOSTYKA
I RENOWACJA RUROCIĄGÓW
Walery Wysoczański, Lubomir Szłapak
Zagadnienia globalne dotyczące rurociągów
przesyłu ropy i gazu
oraz ich bezpieczeństwo ekologiczne
W chwili obecnej wyjątkowo aktualnym dla Unii Europejskiej i wielu rozwiniętych technicznie krajów świata jest pytanie
o bezpieczeństwo eksploatacji sieci dla przesyłu energii, w tym
dalekosiężnych gazo- i ropociągów transkontynentalnych, o dużej średnicy. Można je nazwać megarurociągami, skutki ich
awarii tak na akwenach, jak i na lądzie, wywołują zniszczenia
globalne [1].
Rozwinięte technicznie państwa nie zwracają uwagi na
aspekty ekologiczne i zagrożenia technogeniczne. Zarówno na
obszarach postsowieckich, jak i kapitalistycznych, amerykańskich czy afrykańskich, przy projektowaniu megarurociągów wybrane zostały modele pragmatyczne, a nawet antycywilizacyjne,
generujące sterowany chaos itp. Można je nazwać, na podstawie
analizy katastrof globalnych powiązanych z wydobyciem i transportem ropy i gazu, jako nie humanistyczne. Nauka i sama filozofia tworzenia sieci przesyłu energii musi być ponad podziałami
na interesy tego czy innego systemu politycznego, bronić jednakowo każdego kraju czy kontynentu.
W ciągu ostatnich 30. lat pojawiły się nowe technologie
kontroli stanu naprężeniowego ścianki rurociągu, pracującej
nawet poza granicą sprężystości [2]. Wykorzystywano je przy
wdrażaniu nowych materiałów, tak dla budowy rurociągów przesyłu ropy i gazu, tak i ich remontu. Chodzi tu o materiały kompozytowe, które zmieniły zasady technologii renowacji, remontu
rurociągów dalekosiężnych, technologicznych oraz innych konstrukcji przemysłu naftowego i gazowego.
Istnieją dobre perspektywy ich zastosowania dla podwyższenia niezawodności eksploatacyjnej, nośności konstrukcji
wyeksploatowanych gazo- i ropociągów w Polsce, Ukrainie i na
świecie. Pozwala to, przykładowo, rozwiązać skutecznie problem zmniejszenia stref ochronnych gazociągów dużej średnicy,
które pracują pod obciążeniem naprężeniowym od ciśnienia wewnętrznego, innych faktorów, często przy obecności znacznych
defektów korozyjnych i innych.
Początkowe ciśnienie wewnętrzne może sięgać, jak wiadomo, nawet do 10MPa. To samo dotyczy i rurociągów przemysłowych o dużej średnicy. Zmiana reżimów pracy gazociągów zależy od wielu faktorów. Niestabilność procesów zależy od faktora
czasu (pora roku, nawet i doby), od zapotrzebowania na gaz tak
w skali mikro jak i makro konsumentów, fors-mażornych i im podobnych przejawów. Wszystko to wpływa na zakłócenia odbioru,
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
a samych parametrów technologicznych. Jedynie matematyczne
modele prawdopodobieństwa zużycia produktu pozwalają przybliżyć się do oceny realnego stanu technologicznego. Nadmierne
obciążenia naprężeniowe rurociągów mogą mieć wpływ na niestabilność reżimu. Mogą one stać się i przyczyną awarii, katastrofy itp. Coś takiego miało miejsce w czasie szantażu Europy
w okresie największych mrozów już parę razy. Niezawodność
eksploatacyjna, składową której jest trwałość mechaniczna, staje
się w tym przypadku niestabilna.
W kontekście bezpieczeństwa energetycznego tak w stosunku do oddzielnych państw, jak przykładowo nawet do całego
kontynentu, badania niestacjonarnych reżimów eksploatacji tak
transkontynentalnych megarurociągów, jak i interkonektorów, magazynów gazu i innych, mniej ważnych obiektów, staje się ważnym
zadaniem dla nauki. Problem oceny oraz podwyższenia efektywności ekonomicznej funkcjonowania sieci rurociągów tak wysokiego, jak i średniego nawet i niskiego ciśnienia staje się coraz
wyraźniejszy dla państw z wyczerpanym zapasem energonosicieli.
Polska, mając wystarczająco dużo węgla, niestety zbyt
uzależniona została od ,,grubej rury”. Warto więc naukowo podchodzić do pytań prognozowania rentowności transportu i dystrybucji gazu. Wykorzystanie potencjału funduszy oraz resursów
systemów dystrybucji i zużycia gazu, zaopatrzenia w rezerwy,
remont, obsługa, monitoring, diagnostyka tak i samej części liniowej, jak i obiektów systemu w całości, wymaga uzasadnienia
naukowo-metodycznego. Ważnym jest praktyczne zastosowanie rozwiązanych naukowo zadań kluczowych strategii sterowania efektywną eksploatacją przemysłu energetycznego
w celu podwyższenia jakości funkcjonowania, wyszukiwania
i likwidacji słabych ogniw gospodarki energetycznej kraju.
Rekonstrukcja sieci gazowych i zmiana systemów i schematów potoków gazu, odpowiednie do planów strategicznych,
jak również operatywnych, powinna przewidywać analizę
matematyczną reżimów niestacjonarnych, a także zastosowanie statycznej symulacji z wykorzystaniem doświadczenia
naukowego zarówno w kraju [1..2], jak i za granicą [3].
Wykorzystanie materiałów kompozytowych
dla zabezpieczenia niezawodności konstrukcyjnej
rurociągów wysokiego ciśnienia
w strefach ochronnych
Doświadczenie zdobyte w wyniku współpracy pomiędzy
instytucjami Polski i Ukrainy oraz przedsiębiorstwami obydwu
tych państw, ważne jest przy badaniu defektów gazociągów
29
w różnych regionach. Wykorzystano je dla skutecznego pokonania problemów podwyższenia niezawodności konstrukcyjnej
rurociągów pracujących z wyczerpanym resursem. Ta metoda
może być rozpatrywana jako skuteczna dla zmniejszenia stref
ochronnych.
Wzmocnienie ścianki rury przeprowadza się w sposób
specjalny, z wykorzystaniem materiałów kompozytowych i innych. Przy tym stan naprężeniowy zmniejsza się znacznie,
rurociąg staje się mniej niebezpieczny dla otoczenia. Po spełnieniu wymagań można zmniejszyć strefę ochronną. Bandaż
z materiału kompozytowego jest nanoszony na rurociąg w trybie
zwykłej eksploatacji, jedynie przy nieco zmniejszonym ciśnieniu
wewnętrznym.
W zależności od stanu technicznego rurociągu (defekty
korozyjne i inne ścianki, realny poziom naprężeń itp.) oblicza się
poziom ciśnienia, przy którym jest nanoszony bandaż z kompozytu. Naprężenia radialne oraz obwodowe dla rurociągu, który
wzmocniony został bandażem kompozytowym, oblicza się według wzoru:
σ rr =
Pr12 − qr22 ( P − q) ⋅ r12 ⋅ r22
− 2 2 2 (1)
r22 − r12
(r2 − r1 ) ⋅ r2
σ θθ =
Pr12 − qr22 ( P − q) ⋅ r12 ⋅ r22
− 2 2 2 (2)
r22 − r12
(r2 − r1 ) ⋅ r2
WNIOSKI:
1. Stworzone zostały tak przyrządy, jak w całości metodologia oceny stanu technicznego gazociągów przemysłowych, przy deformowaniu ich ściany w strefie sprężystej
i plastycznej, a także dla tych odcinków rurociągów, dla
których wyczerpany został resurs eksploatacji [5;6].
2. Zbadano rozkład naprężeń po grubości dwuwarstwowej
konstrukcji bandażu remontowanego rurociągu, z zastosowaniem kompozytów.
3. Opracowana została technologia integralna dla zabezpieczenia niezawodności rurociągów renomowanych. Aprobowana ona została w warunkach przemysłowych, na
obiektach realnych, w strefach klimatycznie oraz przyrodniczo zrównoważonych. W porównaniu do technologii firmy Clock Spring [3], poprawna metoda nanoszenia taśmy
kompozytowej pozwala optymalizować niezawodność rurociągu w kilku nowych aspektach.
4. Efektywność rozwiązań teoretycznych, a przede wszystkim praktycznych, w warunkach Ukrainy oblicza się w mln.
euro. Przy tendencji obniżenia cen kompozytów, powiększenia liczby rurociągów potrzebujących remontu oraz
stref ochronnych, efekt znacznie wzrasta. Technologia nanoszenia jest jednak bardzo pracochłonna i nie jest bezpieczna dla otoczenia.
5. Zbadano wpływ charakterystyk sprężystych kompozytu,
poziomu defektowego uszkodzenia rurociągów oraz siły
naciągającej taśmy;
6. Rozwiązano zadania optymalizacji grubości bandaża
kompozytowego;
7. Zbadano rozkład naprężeń po grubości dwuwarstwowej
konstrukcji bandażu.
gdzie:
r1 , r2
– średnica wewnętrzna rury, oraz zewnętrzna kompozytu, odpowiednio;
P – ciśnienie wewnętrzne w rurze;
q – ciśnienie kontaktowe pomiędzy rurą a bandażem, które oblicza się ze wzoru:

 r2 
q = − P 1 + C  22 − 1  (3)

 r1
 
gdzie:
C – parametr, który zależy od charakterystyk fizycznych
i mechanicznych materiału rury oraz kompozytu.
Zadania teoretyczne rozwiązywane zostały w sposób:
1. Opracowania modelu matematycznego dla oceny wytrzymałości rur stalowych;
2. Wzięte są pod uwagę wpływy ciśnienia wewnętrznego,
defektów w ścianie rury oraz obecność bandażu kompozytowego;
3. Zbadano wpływ charakterystyk sprężystych kompozytu,
poziomu defektowego uszkodzenia rurociągów oraz siły
naciągającej taśmy;
4. Rozwiązania zadania optymalizacji grubości bandażu
kompozytowego;
30
LITERATURA
[1]
Wysoczański W. „Akustyczna tensometria rurociągów” , Warszawa, „Telecotron International” 2011, monografia, 104 s.
[2]
Szlapak L. S. i in, ,, Truboprowidnyj transport gazu’’, Kyjiw, wyd.
,,Arena’’, monografia, 2002.
[3]
Karpinski M., Skrok K. „Technologia napraw rurociągów w PRN”,
„Przyjaźń’’ S.A., konf. techn. Płock, 27–28. 05.1999.
[4]
Wysoczanski W. W. i in. Ultrazwukowyje issledowanija napriażonnoho sostojanija mietałła trub pri uprugo-plasticzieskich deformacjach. Dokl. na wsiesojuznojkonf. ,,Problemy truboprowodnoho transpota niefti i gaza’’ , Iwano- Frankiwsk, 1985, s.241.
[5]
Wysoczanski W. W. i in. Ultrazwukowoj pribor „URENGOJ-2” dla
issledowanija napriażonnoho sostojanija truboprowodow. Dokl.
na wsiesojuznoj konf. WNIIGaz, Moskwa, 1981.
[6]
Wysoczanski W. Andrijowicz J., Leniec J. ,,Ultrazwukowyje issledowanija napriażonnoho sostojanija mietałła trub pri uprugo-plasticzieskich deformacjach.” Dokl. na konf. ,,Problemy truboprowodnoho transpota niefti i gaza.’’, 1985, 241.
[7]
SNIP2.05.06–85 ,,Magistralnyje truboprowody, Moskwa, 1997.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
GAZ I ROPA Z ŁUPKÓW
Anna Piziak-Rapacz
Wstęp
W 2010 r. odkryto w Polsce złoża gazu łupkowego.
Informacja ta wpłynęła na działania w sektorze gazu łupkowego. Ministerstwo Środowiska wydaje koncesje na
poszukiwanie złóż. Dane z okresu paleozoiku, posiadane
przez Polskę, wymagają zmodyfikowania. Nowe szacunki
mają pojawić się w 2014 roku. Od nich będą bowiem zależały dalsze inwestycje. Obecnie gaz niekonwencjonalny
powszechny jest na rynku amerykańskim, ale też w Rosji.
Dodatkowo takie państwa jak Rumunia, Wielka Brytania
czy Litwa popierają wskazaną inicjatywę. Wiadomo, że
Polska posiada złoża, jednakże istotnym faktem jest opłacalność ich wydobycie tj. położenie i ilość. W 2013 r. pojawia się informacja o ropie łupkowej odkrytej na terytorium
Polski. Jest to kolejny impuls dla dywersyfikacji pozyskania energii i zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego
kraju. Co więcej, należy się zastanowić nie tylko nad opłacalnością, ale i nad czasem uruchomienia tego źródła. Liczy się efektywne i stosunkowo szybkie budowanie pozycji
na rynku. Inne państwa zdecydowanie mogą Polskę wyprzedzić w tej branży. Celem publikacji jest ukazanie wpływu decyzji otoczenia politycznego na aspekt bezpieczeństwa dostaw energii do Polski. Całość publikacji składa
się z dwóch rozdziałów. Pierwszy omawia czym jest gaz
i ropa z łupków, natomiast drugi jest odpowiedzią na pytanie o stan obecny sektora gazu z łupków i jego wpływie na
bezpieczeństwo energetyczne kraju. Analiza zakończona
jest wnioskami końcowymi Autorki.
Czym jest gaz i ropa z łupków (analiza)
Według słownika ekologicznego gaz łupkowy to gaz
w tzw. łupkach, czyli jest zamknięty formach skalnych,
a objętość każdej szczeliny jest wielokrotnie mniejsza niż
przy złożach konwencjonalnych1.
Według Państwowego Instytutu Geologicznego to gaz
ziemny występujący w osadach ilasto-mułowcowych bogatych w materię organiczną. Są one dla tego surowca jednocześnie skałą macierzystą, zbiornikową i uszczelniającą2.
Według Departamentu Geologii i Koncesji Geologicznych jest to gaz uwięziony w skałach ilastych, czyli shale
gas (od angielskiej nazwy skały, z którą jest związany, czy1
2
3
4
li łupka ilastego), gaz w izolowanych, trudno dostępnych
porach skalnych (tzw. tight gas) oraz metan w pokładach
węgla (coal bed methane – CBM)3.
Gaz niekonwencjonalny dzielimy na:
• gaz łupkowy (shale gas),
• gaz zamknięty (tight gas),
• gaz z pokładów węgla,
• gaz głębinowy,
• hydraty gazowe4.
Gaz łupkowy występuje na terenie Polski na obszarze
od Morza Bałtyckiego, w części północnej i wschodniej
Mazowsza przez Podlasie i Lubelszczyznę. Gaz łupkowy
zalega na poziomie od około 500–1000 metrów, a nawet
w pewnych obszarach na 4500 metrów. Poniżej został zamieszczony Schemat nr 1, który obrazuje położenie gazu
łupkowego i ropy łupkowej w typowym przekroju geologicznym. Prace poszukiwacze w Polsce realizowane są na
podstawie koncesji wydawanych przez Ministerstwo Środowiska. We wrześniu 2013 r. udzielono około 105 koncesji.
Należy zaznaczyć, że nie wszystkie firmy, pomimo posiadanych zezwoleń, podejmują się prac. 105 koncesji nie jest
to zadowalająca liczba, pozwalająca na rzetelnie określenie
stanu zasobów gazu niekonwencjonalnego w Polsce.
Wiercenie w poszukiwaniu gazu łupkowego może mieć
charakter pionowy lub poziomy. Wersja pozioma obejmuje
wykonanie pionowego otworu, jego zakrzywieniu i wierceniu odcinka poziomego celem przejścia przez warstwę skalną. W wiercone otwory wkładane są rury, tak aby odizolować je od warstw wodonośnych (co obrazuje schemat nr 2).
Prace poszukiwawcze rozpoczynane są od analizy danych archiwalnych — informacji geologicznych dokumentacji oraz rdzeni wiertniczych. Wstępne oszacowanie zasadności działań ogranicza ryzyko inwestycyjne. Można
wyróżnić 16 etapów prac poszukiwawczo- rozpoznawczych:
• analiza danych archiwalnych,
• wskazanie obszaru prac,
• badania geofizyczne,
• wybór lokalizacji otworu wiertniczego,
• zagospodarowanie obszaru,
• wiercenie otworu pionowego,
• pobór rdzeni, analizy fizyko-chemiczne,
Więcej informacji na stronie: http://slownik.ekologia
Więcej informacji na stronie: http://pgi.gov.pl
Więcej informacji na stronie kampanii Porozmawiajmy o łupkach: http://lupki.mos.gov.pl
Więcej informacji na stronie: http://slownik.ekologia.pl
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
31
Schemat nr 1. Występowanie gazu łupkowego- przekrój
geologiczny
Schemat nr 2. Pionowe i poziome wiercenia- przekrój
Poprawa, P. System węglowodorowy z gazem ziemnym w łupkach — pół- Źródło: http://www.oddzialywaniagazulupkowego.pl/menu/64,wiercenia,
nocnoamerykańskie doświadczenia i europejskie perspektywy, Przegląd (12.10.2013)
Geologiczny, str. 216–225, 2010 oraz na stronie http://www.oddzialywaniagazulupkowego.pl/menu/33,gaz-lupkowy (12.10.2013)
• pomiary z zakresu geofizyki wiertniczej,
• szczelinowanie w otworze pionowym,
• testy produkcyjne złoża,
• wiercenie odcinka poziomego,
• szczelinowanie hydrauliczne w odcinku poziomym,
• testy produkcyjne złoża,
• wiercenie poziome,
• udokumentowanie złóż,
• budowa elektrowni5.
Inny podział wskazuje, że można wyróżnić 4 etapy poszukiwania i wydobycia gazu:
• Etap 1: Poszukiwanie i rozpoznanie złóż- 5–8 lat,
• Etap 2: Przygotowanie i zagospodarowanie złoża3–5 lat,
• Etap 3: Eksploatacja — wydobycie gazu- 15–35 lat,
• Etap 4: Likwidacja złoża- 2–5 lat6.
Powszechną techniką służącą do wydobywania gazu
łupkowego jest tzw. proces szczelinowania hydraulicznego. Polega on na tłoczeniu dużej ilości wody wraz z dodatkowymi substancjami chemicznymi, pod ciśnieniem 600
barów. Po wytworzeniu szczelin tłoczony jest wraz z wodą
piasek który blokuje zamykanie się szczelin (co obrazuje
schemat nr 3)7. Woda to 95%, pozostałym elementem są
dodatki chemiczne ok. 2%. (glikol etylenowy i formamid,
chlorek potasu, izopropanol)8.
W Polsce, aby sprawdzić wpływ procesu szczelinowania na środowisko naturalne, z inicjatywy Ministerstwa
Środowiska w dniach 13.06–13.10.2011 r., przeprowadzono badania na przykładzie firmy Lane Energy. Nie wykazały one zmian – brak metanu i radonu. Instytut Geofizyki
określił również, że nie występowały żadne wstrząsy podczas procesu wiercenia. Problem mógł natomiast stanowić
dźwięk – poziom hałasu podczas procesu9.
Kontrowersyjnym aspektem wzbudzającym wiele
dyskusji jest wprowadzenie środków chemicznych, wykorzystywanych w procesie szczelinowania hydraulicznego. W mediach w 2010 roku pojawił się film Gasland
Josh’a Fox’a. Autor wskazuje, że metan przenika do wody,
wpływa na jej zapach i właściwości chemiczne. Osoby,
które j spożywają narażone są m.in. na wypadanie włosów i liczne bóle. Stanowisko to zostało wyjaśnione w innym filmie Truthland10. Pokazuje on, że rzeczywiście takie sytuacje mogą mieć miejsce, ale jedynie w przypadku
niezabezpieczonych odwiertów. W Polsce dodatkowym
problemem jest bliskość obszarów zabudowanych o dużej
koncentracji ludności. Jest to obszar całkowicie odmienny
od uwarunkowań amerykańskich i wymaga podejścia indywidualnego zarówno rządu, tj. strategii polityczno-prawnej,
jak i działań podmiotów zajmujących się wydobyciem. Dodatkowym składnikiem jest prowadzenie dialogu społecznego z mieszkańcami nie tylko obszarów inwestycyjnych
5 Gaz ziemny z łupków, Państwowy Instytut Geologiczny, www.pgi.gov.pl (12.10.2013)
6 Więcej informacji na stronie: http://www.polskielupki.pl
7 Więcej informacji na stornie portalu informacyjnego: http://www.oddzialywaniagazulupkowego.pl
8 Więcej informacji na stronie: http://www.polskielupki.pl
9 Więcej informacji na stronie Państwowego Instytutu Geologicznego: http://www.pgi.gov.pl
10 http://www.truthlandmovie.com/, (12.03.2013)
32
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Schemat nr 3. Szczelinowanie hydrauliczne
Źródło: Gaz łupkowy podstawowe informacje, Orlen, Warszawa lipiec
2010, s.22
ale i całej Polski. Oni, jako jedni z odbiorców rynku energii,
stanowią równie ważne ogniwo. Pomocą jest tzw. kampania Porozmawiajmy o łupkach11.
Charakterystyka rynku gazu i ropy z łupków
w Polsce (zwiększenie bezpieczeństwa
państwa poprzez uniezależnienie się
od importu gazu?)
Polska jest uzależniona od dostaw gazu i ropy z Rosji (monopolista Gazprom). Fakt ten znacznie obniża bezpieczeństwo energetyczne kraju, stąd propozycje rządu wskazujące
na dywersyfikację kierunków dostaw i źródeł energii. Rosnący
popyt wymaga zwiększenia dostaw energii. Główne projekty
XXI wieku to budowa elektrowni jądrowej w Polsce, gaz niekonwencjonalny i energetyka odnawialna. W niniejszej analizie Autorka skupi się na kwestii gazu i ropy z łupków i wpływie
tego surowca na bezpieczeństwo energetyczne Polski.
W Polsce istnieją zasoby gazu łupkowego i ropy naftowej. Obecnie trwają prace poszukiwawcze, Ministerstwo
Środowiska wydało ponad 100 koncesji na poszukiwanie złóż. Raporty wskazujące ilość surowca mają zostać
opublikowane w 2014 roku. Według strategii bezpieczeństwa energetycznego Polski, gaz niekonwencjonalny
ma być alternatywą dla dostaw z Rosji. Dywersyfikacja
kierunków pozyskania energii ma uniezależnić Polską
gospodarkę, a tym samym zmniejszyć ryzyko. Autorka
uważa, że w perspektywie krótkookresowej nie jest to
możliwe. Problematyczną kwestią pozostaje również realizacja innego dużego projektu wspieranego przez polski rząd. Jest nim budowa elektrowni jądrowej w Polsce.
Nakłady finansowe na ten sektor są również ogromne.
Polska nie posiada również stabilnego otoczenia prawnego sprzyjającego inwestycjom w sektorze. Według P.
Woźniaka:
Pozostał do rozstrzygnięcia jeden główny dylemat. Doszło do polaryzacji stanowisk między resortem środowiska
a skarbu państwa. Na jednym biegunie jest kwestia, czy
zmiany mają służyć zwiększeniu wydobycia gazu ziemnego w Polsce. Na drugim biegunie jest stanowisko reprezentowane przez ministra skarbu, który za cel stawia zysk
osiągany z wydobywania węglowodorów. To być może
z pozoru jest tożsame, ale co do zasad i co do celów jest
kompletnie rozbieżne12.
W sierpniu 2013 roku spółka Miedź Copper, związana
z kanadyjską grupą kapitałową Lumina Capital, w okolicach Zielonej Góry poszukiwała miedzi. Przez przypadek na poziomie 1500 m napotkali łupkową skałę bogatą
w ropę. Poproszono o pomoc firmę San Leon. Według
prezesa firmy: Odwiert Jany C1 potwierdza występowanie
w regionie dużej ilości łupkowej ropy. Złoże ma grubość
około 50 metrów. Nieoficjalnie się mówi, że jego parametry są podobne do formacji łupkowych, z których w USA
prowadzi się już wydobycie ropy. Spółki nie zdradzają
jednak więcej szczegółów13. Informacja ta pokazuje, że
Polska może posiadać również złoża ropy. Firma Wisent
Oil&Gas podpisała z United Oilfield Services (UOS). W ramach strategicznego partnerstwa zobowiązano się do
pomocy przy poszukiwaniu, rozpoznawaniu i w zakresie
technologii wydobycia z niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Szczelinowanie na terenie koncesji Kętrzyn
to otwór pionowy, a na koncesji Lidzbark Warmiński —
poziomy14. Szacunki wskazują, że Polska posiada maksymalnie 535 mln ton surowca, a największe prawdopodobieństwo to przedział 215–268 mln ton. Zasoby te są
ponad 10-krotne większe od złóż konwencjonalnych (ok.
26 mln ton)15.
Międzynarodowe publikacje w sprawie zasobności Polski w złoża gazu łupkowego są rozbieżne:
• Wood Mackenzie z 2009r.- 1,4 bln m3
• Rostand Energy w 2010–1 bln m3
• Agencja Informacji ds. Energii (EIA)- 2011 rok World
Shale Gas Resources: an Initial Assessment of 14
Regions outside the United States.- około 5,3 bln m3.
11 Więcej informacji na stronie kampanii Porozmawiajmy o łupkach: http://lupki.mos.gov.pl
12 Trwa spór o łupki między resortami środowiska i skarbu państwa, 31.10.2013, http://www.defence24.pl/news_trwa-spor-o-lupki-
miedzy-resortami-srodowiska-i-skarbu-panstwa, (2.11.2013)
13 Łupkowa rewolucja coraz bliżej: przypadkiem odkryto duże złoża ropy w Polsce, 04.09.2013, http://forsal.pl/grafika/729280,144440,lupkowa_rewolucja_coraz_blizej_przypadkiem_odkryto_duze_zloza_ropy_w_polsce.html, (12.10.2013)
14 Pierwszy odwiert w Polsce w poszukiwaniu ropy z łupków, 21.06.2013, http://www.forbes.pl/pierwszy-odwiert-w-polsce-wposzukiwaniu-ropy-z-lupkow,artykuly,157008,1,1.html, (10.10.2013)
15 Dane pochodzą ze strony Ministerstwa Środowiska: http://www.mos.gov.pl (10.10.2013)
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
33
Raport z 21 marca 2012 roku opracowany został przez
Państwowy Instytut Geologiczny (PIG) oraz Amerykańską
Służbą Geologiczną. Obejmuje on ok. 39 odwiertów, które wykonane zostały w latach 1950–199016. Z uwagi na
roczne zużycie gazu w Polsce w wysokości około 4,5 mld
m3 surowca może wystarczyć w najlepszej perspektywie
na około 65 lat, a w najgorszej 35. Zasobność Polski w gaz
niekonwencjonalny pozwoliłaby w przyszłości na uniezależnienie się od dostaw gazu z Rosji, co w efekcie podniosłoby poziom bezpieczeństwa energetycznego państwa.
Rozłożenie zasobów gazu łupkowego i ropy naftowej obrazuje schemat nr 4.
Raport PKN Orlen z 2010 roku wskazuje, że własne
zasoby gazu z łupków poprawią bezpieczeństwo kraju,
pozwolą na uniezależnienie się od monopolisty Gazpromu
i jego dostaw17. Raport wskazuje na elementy problemowe dla rozwoju rynku gazu łupkowego w Polsce: niestabilne otoczenie prawne, brak technologii wydobycia, niepewność co do jakości złóż.
Elementem hamulcowym dla rozwoju rynku gazu łupkowego jest Projekt ustawy — Prawo o wydobywaniu
węglowodorów, ich opodatkowaniu i Funduszu Węglowodorowym. Obecnie nadal trwają prace na tym dokumentem (od ponad roku). Wskazuje na odmienność stanowisk
rządowych pomimo strategii wspierania gazu łupkowego.
Nie ma porozumienia w sprawie finalnego kształtu ustawy
np. koncepcja utworzenia Narodowego Operatora Kopalin Energetycznych- początkowo miało być spółką w 100
proc. należącą do Skarbu Państwa, obecnie NOKE ma
być spółką akcyjną utworzoną przez Bank Gospodarstwa
Krajowego (BGK) oraz Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW)18.
Oto kilka opinii politycznych dotyczących gazu łupkowego:
— Według Ministra Środowiska wydobycie gazu łupkowego może wspierać ograniczenie emisji CO2: Gaz
ziemny z łupków może pomóc ograniczyć emisje gazów
cieplarnianych, jak pokazuje przykład amerykański. Jest to
konkretne narzędzie w okresie przejściowym, przynoszące
korzyści dla klimatu (…)Polska jest ważnym krajem w perspektywie europejskiej jeśli chodzi o gaz łupkowy. Jednak
dotychczasowe wiercenia w poszukiwaniu gazu łupkowego w Polsce to ok. trzy dni robocze wierceń w USA19.
Schemat nr 4. Mapa zasobów gazu łupkowego
i ropy łupkowej w Polsce
Źródło: Łupkowa rewolucja coraz bliżej: przypadkiem odkryto duże złoża ropy w Polsce, 04.09.2013, http://forsal.pl/grafika/729280,144440,lup
kowa_rewolucja_coraz_blizej_przypadkiem_odkryto_duze_zloza_ropy
_w_polsce.html, (12.10.2013)
— szef PIG Jerzy Nawrocki jest zdania, że: w poszukiwaniach gazu łupkowego w Polsce obserwujemy zastój.
W tym roku mamy mniej wierceń niż w ubiegłym. Państwowy Instytut Geologiczny nie otrzymuje danych o stopniu
wydobywalności gazu, czyli o ilości surowca, jaką można
z odwiertów wydobyć na powierzchnię. Póki do PIG nie
będą docierały te dane, trudno będzie przedstawić raport
(dot. szacunkowej ilości gazu)20.
— Kamlesh Parmar, prezes OPPPW i dyrektor generalny 3Legs Resources: Przewidywana skala inwestycji
w projekty łupkowe to 14 mld zł. Dla porównania w latach
2010–2013 były to 2 mld zł21.
Opóźnia się również stanowisko Unii Europejskiej względem gazu łupkowego – propozycja wytycznych lub regulacji
powinna zostać sprecyzowana w styczniu. Decyzje podejmowane w sprawie tego sektora są powiązane ściśle z polityką
klimatyczną i oba te aspekty mają być rozpatrywane równo-
16 Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (Basen
Bałtycko-Podlasko-Lubelski), Państwowy Instytut Geologiczny, Państwowy Instytut Badawczy, Warszawa, 2012, www.pgi.gov.pl,
(2.10.2013)
17 Gaz łupkowy podstawowe informacje, PKN ORLEN, Warszawa 2010, s.5
18 D.Malinowski, Co z gazem łupkowym, czyli ustawa węglowodorowa po roku, WNP, 03.11.2013, http://gazownictwo.wnp.pl/co-zgazem-lupkowym-czyli-ustawa-weglowodorowa-po-roku,210334_1_0_1.html (4.11.2013)
19 Korolec: gaz z łupków może wspierać ograniczanie emisji CO2, WNP,12.11.2013r., http://gazownictwo.wnp.pl/korolec-gaz-zlupkow-moze-wspierac-ograniczanie-emisji-co2,211033_1_0_0.html, (13.11.2013)
20 Zastój w poszukiwaniach gazu łupkowego, WNP, http://gazownictwo.wnp.pl/zastoj-w-poszukiwaniach-gazu-lupkowego,211121_1_0_0.html, (13.11.2013)
21 Do 2021 inwestycje w krajowe projekty łupkowe wyniosą 14 mld zł, WNP, 6.11.2013, http://gazownictwo.wnp.pl/gaz_lupkowy/do2021-inwestycje-w-krajowe-projekty-lupkowe-wyniosa-14-mld-zl,210651_1_0_0.html (12.11.2013)
34
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
miernie. Istotnym dokumentem jest raport posła Bogusława
Sonika ws. eksploatacji gazu łupkowego z dnia 10 kwietnia
2012 r. Nie został tu zabroniony proces szczelinowania hydraulicznego, co wskazuje na akceptowanie przez UE inwestycji w sektor gazu łupkowego. Decyzja jest indywidualna
dla każdego członka Wspólnoty22. W 2011 roku Wspólnota
stała na odmiennym stanowisku – uważano że wydobycie
gazu niekonwencjonalnego wiąże się z dużym niebezpieczeństwem23. Do 23 kwietnia 2013 r. trwały tzw. konsultacje
społeczne, można było wypełnić specjalną ankietę24.
Ciekawym wydarzeniem jest porozumienie ramowe
z dnia 4 lipca 2012 roku pomiędzy PGNiG, ENEA, KGHM
Polska Miedź, PGE i TAURON Polska Energia w sprawie
wydobycia gazu łupkowego. Kooperacja ma pozwolić na
wypracowanie wspólnej strategii i obranie jednego kierunku działań. Porozumienie w przypadku braku zajęcia przez
podmioty wspólnego stanowiska, wygaśnie w 2013 r.25.
Powyższa analiza wskazuje, że polski rynek gazu łupkowego to obecnie okres poszukiwań i badania jakości
złóż. Brakuje tu otoczenia prawnego – ustaw i rozporządzeń zachęcających inwestorów do podejmowania ryzyka. Medialne spekulacje o tzw. „polskim eldorado26” nie są
jeszcze poparte rzeczywistymi wynikami badań. Dlatego
też należy wstrzymać się z osądami. Na pewno posiadanie
własnych zasobów podnosi bezpieczeństwo energetyczne
państwa, jednakże obecnie jest to możliwe tylko w perspektywie długookresowej. W związku z tym otoczenie
polityczne powinno skupić się na działaniach bieżących,
priorytetowych dla polskiego sektora energetycznego np.
kwestia węgla kamiennego, czy też energii odnawialnej.
Wnioski końcowe
22
• gaz i ropa z łupków to złoża, będące alternatywą dla
wyczerpujących się zasobów konwencjonalnych,
• wydobycie gazu i ropy z łupków obarczone jest wyższym ryzykiem, Polska nie posiada doświadczenia,
technologii dla prowadzenia tego typu inwestycji,
• gaz łupkowy nie tylko może zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne Polski przez dywersyfikację
źródeł pozyskania energii, ale i może wpłynąć na
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – fakt ten
pozwoli wypełnić wymogi unijne,
• Polska potrzebuje stabilnej strategii polityczno prawnej, kreującej ramy sektora gazu oraz sektora ropy
z łupków, dodatkowo elementem istotnym pozostają budowanie relacji ze społeczeństwem, nie tylko
w miejscu prowadzenia inwestycji.
BIBLIOGRAFIA:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
[18]
[19]
[20]
[21]
[22]
Do 2021 inwestycje w krajowe projekty łupkowe wyniosą 14 mld zł,
6.11.2013, http://gazownictwo.wnp.pl/gaz_lup kowy/do-2021-inwestycjew-krajowe-projekty-lupkowe-wyniosa-14-mld-zl,210651_1_0_0.html
Film Truthland, http://www.truthlandmovie.com/
Gaz łupkowy podstawowe informacje, Orlen, Warszawa lipiec 2010, s.22
Gaz łupkowy: PGNiG, KGHM, Tauron i Enea przedłużyły współpracę,
21.02.2013,
http://m.forsal.pl/inwestycje/gaz-lupkowy-pgnig-kghmtauron-i-enea-przedluzyly-wspolprace
Kubik A,, Polska gazowym Eldorado, 7.06.2010, http://wy borcza.
pl/1,76842,7979387,Polska_gazowym_Eldorado.html
Korolec: gaz z łupków może wspierać ograniczanie emisji CO2,
WNP,12.11.2013r.,
http://gazownictwo.wnp.pl/korolec-gaz-z-lupkowmoze-wspierac-ograniczanie-emisji-co2,211033_1_0_0.html,
Łupkowa rewolucja coraz bliżej: przypadkiem odkryto duże złoża ropy
w Polsce, 04.09.2013, http://forsal.pl/grafi ka/729280,144440,lupkowa_
rewolucja_coraz_blizej_przy padkiem_odkryto_duze_zloza_ropy_w_polsce.html
Malinowski Dariusz, Co z gazem łupkowym, czyli ustawa węglowodorowa po roku, WNP, 03.11.2013, http://gazownictwo.wnp.pl/co-z-gazemlupkowym-czyli-ustawa-weglowodorowa-po-roku,210334_1_0_1.html
Ministerstwo Środowiska, http://www.mos.gov.pl
Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (Basen Bałtycko-Podlasko-Lubelski), Państwowy Instytut Geologiczny, Państwowy Instytut
Badawczy, Warszawa, 2012
PE: Dwa „łupkowe” raporty przyjęte, 21.09.2012, http://www.euractiv.pl/
energia-i-srodowisko/wywiad/pe-dwa-upkowe-raporty-przyjte-003985
Poprawa, P. System węglowodorowy z gazem ziemnym w łupkach — północnoamerykańskie doświadczenia i europejskie perspektywy, Przegląd
Geologiczny, str. 216–225, 2010
Państwowy Instytut Geologiczny, www.pgi.gov.pl
Pierwszy odwiert w Polsce w poszukiwaniu ropy z łupków, 21.06.2013,
http://www.forbes.pl/pierwszy-odwiert-w-polsce-w-poszukiwaniu-ropy-zlupkow,artykuly,157008,1,1.html
Portal informacyjny, http://www.polskielupki.pl
Portal posła Bogusława Sonika: http://www.boguslawsonik.pl
Portal informacyjny : http://www.oddzialywaniagazulupko wego.pl
Słownik ekologiczny, http://slownik.ekologia
Strona informacyjna kampanii Porozmawiajmy o łupkach: http://lupki.
mos.gov.pl
Trwa spór o łupki między resortami środowiska i skarbu państwa,
31.10.2013, http://www.defence24.pl/news_trwa-spor-o-lupki-miedzyresortami-srodowiska-i-skarbu-panstwa
Wuppertal Institute for Climate, Environment and Energy, Shale gas and
Shale Oil extraction Impact on the environment and human health, 2011,
http://www.europarl.euro
pa.eu/committees/en/studiesdownload.html?languageDo cument=EN&file=44388
Zastój w poszukiwaniach gazu łupkowego, 13.11.2013, http://gazownictwo.wnp.pl/zastoj-w-poszukiwaniach-gazu-lupkowego,211121_1_0_0.
html,
Anna Piziak-Rapacz — mgr, doktorantka na Wydziale Stosunków Międzynarodowych, Krakowska Akademia im. Andrzeja Frycza Modrzewskiego.
http://www.euractiv.pl/energia-i-srodowisko/wywiad/pe-dwa-upkowe-raporty-
PE: Dwa „łupkowe” raporty przyjęte, 21.09.2012,
-przyjte-003985, (2.11.2013)
23 Wuppertal Institute for Climate, Environment and Energy, Shale gas and Shale Oil extraction Impact on the environment and human
health, 2011, http://www.europarl.europa.eu/committees/en/studiesdownload.html?languageDocument=EN&file=44388, (22.10.2013)
24 Więcej informacji na stronie posła Bogusława Sonika: http://www.boguslawsonik.pl
25 Gaz łupkowy: PGNiG, KGHM, Tauron i Enea przedłużyły współpracę, 21.02.2013, http://m.forsal.pl/inwestycje/gaz-lupkowy-pgnigkghm-tauron-i-enea-przedluzyly-wspolprace, (22.10.2013)
26 A. Kubik, Polska gazowym Eldorado, 7.06.2010, http://wyborcza.pl/1,76842,7979387,Polska_gazowym_Eldorado.html (12.10.2013)
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
35
Nabici w Gazprom
Maciej Lisowski
Długość jedynej istniejącej nitki Gazociągu Jamalskiego w Polsce to prawie 680 kilometrów. Gdyby
wybudowano — zgodnie z wcześniejszymi planami
— drugą nitkę, łączna przepustowość docelowo sięgnęłaby 65,7 mld m3 gazu rocznie. Inwestycji jednak
nie dokończono, co więcej — Polska nie pobiera opłat
tranzytowych za już przesyłany gaz.
Taka sytuacja ma co najmniej kilka negatywnych
aspektów, które w znaczący sposób wpływają na funkcjonowanie naszego państwa. Wśród nich na pierwszym
miejscu wymienić trzeba przede wszystkim wydatne osłabienie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Nie da się
też ukryć, że utrzymując obecne status quo rząd okazuje
słabość Polski na arenie międzynarodowej. Wreszcie —
rokrocznie tracimy olbrzymie wpływy, które powinny zasilać narodowy budżet. Wypada się zatem spodziewać, że
jeśli nic się nie zmieni w najbliższym czasie, może nam
grozić potężna katastrofa nie tylko energetyczna, ale i gospodarcza.
16 republika
W skład ZSRR wchodziło 15 republik związkowych.
W tamtych czasach żartowano (choć żarty to były gorzkie…), że Polska jest republiką 16. Następczyni ZSRR —
dzisiejsza Wspólnota Państw Niepodleglych — teoretycznie jest formacją demokratyczną, ale w praktyce niewiele
się zmieniło. Niestety, w kontekście energetycznym stary
żart wciąż pozostaje aktualny.
Bezpieczeństwo energetyczne kraju to jedno z kluczowych zagadnień polityki zarówno wewnętrznej, jak
i zagranicznej. Eksperci podkreślają konieczność dywersyfikacji źródeł energii — począwszy od sposobów jej
pozyskiwania, poprzez metody dystrybucji, na źródłach
dostaw skończywszy. Jednym z podstawowych surowców
energetycznych wykorzystywanych do celów konsumpcyjnych i przemysłowych jest gaz. I o ile w przypadku elektryczności możemy mówić o pewnej niezależności, o tyle
w przypadku gazu sytuacja ma się — mówiąc wprost —
tragicznie. Polska jest bowiem pod tym względem całko-
36
wicie uzależniona od arbitralnych i często zupełnie nieuzasadnionych decyzji wschodnich dostawców. Większość
naszego gazu pochodzi z Rosji, a ta jest twardym graczem
rynkowym o wybitnie upolitycznionej gospodarce.
Co więcej, zgadzając się na warunki dyktowane
z zewnątrz rezygnujemy w dużym stopniu z niezależności gospodarczej, a tym samym ze zwykłej, obywatelskiej
wolności — bez energii nie będzie funkcjonować ani przemysł, ani żadne gospodarstwo domowe. A to oznacza, że
jedna decyzja Putina lub któregoś z oligarchów stojących
za dostawami gazu, może pogrążyć Polskę w destrukcyjnym chaosie.
Polska – czyli kto?
Efekt wejścia w życie protokołu wynegocjowanego
z Rosją przez byłego wicepremiera Marka Pola odczuwamy do dziś. Nie tylko spowodował on jeszcze większe
uzależnienie kraju od dostaw rosyjskiego gazu, ale też
spowodował bolesne skutki ekonomiczne. Ceny surowca podyktowane przez Gazprom są znacznie wyższe od
obowiązujących na świecie, a wpływy z opłat tranzytowych do polskiego budżetu – niemal zerowe. Co więcej,
decyzje rządu Leszka Millera doprowadziły do tego, że nie
powstała planowana druga nitka Gazociągu Jamalskiego
oraz otworzyły drogę do budowy gazociągu Nord Stream,
który poprowadzono po dnie Morza Bałtyckiego, starannie
omijając nasze wody terytorialne. Tym samym nie tylko
nie możemy korzystać z przesyłanego nim gazu, ale też
tracimy potencjalne olbrzymie zyski z tytułu opłat tranzytowych.
Ówczesnym władzom udało się tym samym nie tylko
mocno osłabić sytuację gospodarczą Polski, ale też jednoznacznie pokazać Światu, że ze zdaniem Polski nie trzeba
się liczyć. Skutki tej demonstracji odczuwać będziemy niewątpliwie jeszcze przez długie lata.
„Gospodarka, głupcze!”
To przypisywane Prezydentowi USA Billowi Clintonowi hasło zdaje się być bardzo odległe od kanonu
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
myślenia polskich polityków. Sposób, w jaki krajowa
energetyka została uzależniona od Rosji i to, jak radośnie władze wyrzekły się wszelkich zysków z tytułu tego
uzależnienia, aż się proszą o powołanie specjalnej komisji śledczej i przeprowadzenie zakrojonego na szeroką
skalę dochodzenia.
Dziś, zamiast zarabiać miliardy dolarów, liczymy na
łaskawość Rosji, “dobre serce” Putina i to, że Gazprom
nie zakręci nam kurka z gazem. O jak wielkich kwotach
tu mowa? Gdyby uruchomiono — zgodnie z planem —
obie nitki Gazociągu Jamalskiego, przepływałoby przezeń
65,7 mld m3 gazu rocznie. Pobierając standardowe stawki za tranzyt Polska powinna wzbogacić się o minimum
1 203 430 000 USD co roku, nie licząc oczywiście wpływów z tytułu podatku VAT od zysków operatora gazociągu, którym jest w tym przypadku konsorcjum EuroPolGaz.
W którym zresztą aż 48% udziałów posiada rosyjski Gazprom, zaś Prezesem Zarządu jest Aleksandr Miedwiediew
czyli… Wiceprezes Gazpromu!
Wróćmy jednak na chwilę do pieniędzy. Czy te ponad 1,2 miliarda to kwota zupełnie Polsce niepotrzebna?
Projekt krajowego budżetu na rok 2013 przewidywał,
że wpływy wyniosą 299 385 300 000 złotych. Przy kursie dolara na poziomie 3.05 złotego daje to nieco ponad
98 miliardów dolarów. Czyli sam tylko Gazociąg Jamalski
mógłby podnieść wpływy budżetowe o ponad 1,2%! Na
przysłowiowy “chłopski rozum” wydaje się to zyskiem nie
do pogardzenia.
Warto też spojrzeć na sprawę z innej strony. Według
danych Głównego Urzędu Statystycznego w 2011 roku
w Polsce żyło 6 293 000 emerytów. Najnowszy raport Global Age Watch wskazuje, że jakość życia naszych seniorów jest najniższa w Europie i plasuje się wśród najniższych na całym świecie (62 miejsce na 91 przebadanych
krajów). Gdyby opłaty tranzytowe za transport gazu Gazociągiem Jamalskim rozdzielić pomiędzy polskich emerytów, to każdy z nich otrzymałby rocznie ponad 191 dolarów czyli niemal 600 złotych. Kwota wydaje się niewielka,
ale trzeba pamiętać, że najniższe świadczenie emerytalne
— dotyczące olbrzymiej rzeszy seniorów — wynosi dziś
zaledwie 831,15 zł. Dodatkowe 50 złotych miesięcznie to
niebagatelna podwyżka. To na przykład leki, na które statystyczny emeryt (dane GUS, 2011 rok) wydaje minimum
55 złotych miesięcznie, czy chociażby jedzenie na te kilka
dni, gdy “zabraknie do 10-ego”.
W związku z tym pojawia się proste pytanie: czy Polskę stać na to, by tak beztrosko rezygnować z opłat tranzytowych za gaz? I czy dobre samopoczucie Władimira
Putina i oligarchów z Gazpromu jest ważniejsze dla władz
od kondycji polskiej gospodarki? Nie mówiąc już o zdrowiu
i życiu obywateli…
Maciej Lisowski – Twórca i Dyrektor Fundacji LEX NOSTRA, V-ce Prezes i współwłaściciel firmy
prawniczej Kancelaria LEX NOSTRA, V-ce Prezes Stowarzyszenia Liga Konsumentów Energii,
Członek-Założyciel Spółdzielni „Świetlik- reaktywacja”. Lat 36. Dziennikarz, autor lub współautor
wielu książek i publikacji prasowych.
atomistyka
by ruszyć z posad bryłę świata
jednego starczy
dziś
wariata
pseudodyskrecja
jeśli milczenie jest
złotem
to nie pytajmy
co potem
Lech Z. Niekrasz Fraszki
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
37
The Regional Dimension of Energy Security
Management – Case Study: Ukraine
Henryk Borko
Abstract
High prices of energy carriers, changing energy consumption trends,
the economic crisis and the political situation in the countries and regions of energy producers have all resulted in the problems of energy
coming into discussion. Nowadays, energy dependence and climate
change are the two issues considered to be the basic problems faced
by contemporary societies. These two issues result in a transfer of
decisions in specific areas that is moved to the supranational level.
These activities are also an important aspect of the theory of international integration. According to this theory, the objective of integration
is to provide a better and most effective way of meeting the needs of
societies.
Keywords: energy security, management, energy consumption.
Introduction
Energy security reflects the efforts made by countries to
reduce unilateral dependencies on external supplies of energy
commodities and the sensitivity of particular economies to physical
disturbances in supplies of energy carriers, particular to changes
in their prices. The success of such efforts depend on the extent of
energy independence, which is dynamic rather fixed in character
and, in the long term, depends on the measures undertaken by
government. The success also depends on the market’s susceptibility.
The aim of this study is to discuss a few aspects of the regional dimension of energy security against a background of globalisation, international integration and the systemic reforms under way
in a country that is one of Poland’s economic neighbours, namely
Ukraine. An example of the aforementioned phenomena is the idea
and instruments of managing national energy security within the context of its regional dimension and the Energy Strategy of Ukraine until
2030, which was adopted in early August 2014. In the regional dimension, Ukraine defines energy security as a component of national
security.
In general terms, energy security should be associated with
the predictability of the energy market, which can be achieved with
a transparent market and cooperation. Ukraine expects to achieve its
energy security so defined by:
a) reducing its energy dependence,
b) reducing its domestic demand for energy and commodities,
c) diversifying its sources of energy and commodities,
d) preventing the development of homogeneous energy infrastructure,
38
e) expanding connections between countries and regions.
Therefore, the idea of strategic planning that Ukraine has employed for years is now based on a management concept that involves establishing and maintaining optimum relationships between
the country’s objectives and its resources and the changing capabilities in the surrounding economies, with special emphasis on the
pricing policy for energy commodities.
In real terms, energy security is not easy to define and it is
often linked with various ideas of protecting the interests of countries
or private entities (e.g. energy companies). The main factors affecting
the level of energy security include:
a) energy production levels,
b) energy resource production levels,
c) power plant installed capacity levels,
d) the transmission and distribution capacity of energy and commodity infrastructure,
e) diversification of supplies of energy and commodities (diversification of sources and directions),
f) energy commodity resource levels,,
g) the storage system,
h) the commodity transportation system,
i) the energy sector regulatory system,
j) economic and political stability,
k) international instability.
Defining energy security management as a process that
involves formulating and implementing a strategy that allows for
adapting the country’s economic measures to the regional dimension is expected to help achieve the strategic objectives. This is
the idea behind the Energy Strategy, which involves a regional dimension that allows for long-term action for boosting the economy
and ensuring diversification. However, to ensure the academic
character of this study, it is a priority to consider the problem of
energy security management within the context of importing/exporting energy commodities, new challenges and the operational
capacity of Ukrainian authorities, including Gazprom’s expansion
of its power grids in Belarus after the acquisition of Beltransgaz
by Gazprom
Another important element of Ukraine’s energy security policy
is demand management, which involves controlling energy consumption levels, limiting energy consumption and only reducing the risk of
dependence, as – in realistic terms, the EU is unable to maximise
energy independence, which is proved by, for example, an analysis of
its dependence rate. Controlling energy consumption levels is related
to the problems of effectiveness, which means rationalising energy
consumption Effectiveness itself is not the same as economy and
is based on rationalisation of both the production and energy supply
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
level and the level of improving the technologies that produce and
consume energy. Other important aspects that broaden the definition of energy security policy include environmental protection and
sustainable development1.
The investigations in this study should be considered as an
outline of the problem and a contribution to the discussion in this field
of knowledge. Therefore, it is proposed that energy security management be considered within the context of theoretical approaches employed in analyses of international integration: the inter-governmental
and institutional approaches.
1. Theoretical discourse
High prices of energy carriers, changing energy consumption
trends, the economic crisis and the political situation in the countries
and regions of energy producers have all resulted in the problems
of energy coming into discussion. Nowadays, energy dependence
and climate change are the two issues considered to be the basic
problems faced by contemporary societies. These two issues result in
a transfer of decisions in specific areas that is moved to the supranational level. These activities are also an important aspect of the theory
of international integration. According to this theory, the objective of
integration is to provide a better and most effective way of meeting
the needs of society in a community.
Within this context, a regional group that reproduces staterelated functions, but without affecting the decision-making structures
of the member state, will find it easier to function. Blaming one another (e.g. the gas, cheese or milk wars, or the ongoing candy war,
between Russian and Ukraine), crises or negotiation impasses are
all natural parts of building a new international system. Nowadays
Ukraine tends to integrate its energy security both internally and externally. Many proposals of cooperation in this area have met with reactions of great scepticism from Ukraine’s neighbouring economies,
leading to deepened divisions between them. Moreover, this scepticism led to tension among the members of the Commonwealth of
Independent States, with many of the states seeking energy security
for themselves.
Referring to the key term of this analysis, it should be noted
that energy security most often defined as a situation where there is
no risk of interruption in supplies of energy (energy commodities)2.
This, however, is a very narrow definition of the term, one that refers
to the external dimension of security (i.e. only one of its aspects).
Nowadays, energy security should instead be seen as a country’s
economic situation where the country’s present and future demand
for fuels and energy at acceptable prices can be satisfied without
interruptions. This situation depend of numerous factors, including
the effectiveness of the energy market, the availability of energy
sources, the technical condition of the transmission infrastructure,
the location, degree of diversification and use of domestic and foreign sources (of, above all, natural gas and oil) and the diversification of the fuel base for the power engineering and heat generation
industries.
2. Energy Security Management Concepts
– Case Study: Ukraine
Ukraine’s definition of energy security is reflected in strategic
energy policy documents. In Ukraine’s energy policy until 2030, the
problem of energy security is defined as a concept covering the security of energy supplies, providing conditions for meeting the present and prospective demand, in Ukraine’s economy and society, for
energy of an appropriate type and appropriate quality. The country’s
energy security management concept also covers socially reasonable energy prices with an energy pricing policy where the prices of
energy would be determined by market mechanisms. The concept
also involves the regulation of prices by an independent government
authority in order to ensure a balance between the interests of energy suppliers and energy consumers. According to the Strategy,
Ukraine’s energy security management concept involves undertaking
such economic measures which would allow for meeting the present
and prospective demand for fuels and energy in a technically and
economically reasonable manner, while mitigating the negative impact of the energy sector on the environment and the life of Ukrainian
society.3
The concept places emphasis on these elements as integral
parts of the energy security management process, i.e.
a) the environmental dimension,
b) the economic dimension,
c) the geopolitical dimension.
In the case of Ukraine, the weakest point of the country’s energy security concept is not the documents, but achieving the objectives
defined in the documents. With the short-term political perspective
that can be seen in recent years (depending on different parliamentary political crises), the country’s concepts often had no real impact
on the country’s economy.
Coming back to the main aspect of the discussion on the extent of energy security, it is worth noting the multi-faceted character of
the term given the indicators of energy security. These indicators vary
in character and include the following:4
a) the percentage of imported fuels in the energy balance (the
degree of distribution, sources, transmission channels),
b) the energy sources used for energy production,
c) the stability of supplies (a transit factor and, in the case of
Ukraine, also a political factor),
d) the percentage of energy from renewable sources in the overall energy balance
1 Cited from: Kałążna K., Rosicki R., Wymiary Bezpieczeństwa Energetycznego Unii Europejskiej [The Dimensions of the Energy Security of the European Union]
WSB (WSB Schools of Banking), Poznań 2010, pp. 165-214
2 cf: Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne [Energy Policy & Energy Security], Racibórz-Warsaw 2009.
3 See: Kałążna K., Rosicki R., Wymiary .., op. cit., WSB, Poznań 2010, pp. 165 - 214.
4 Riedel R., Spojrzenie na problematykę bezpieczeństwa energetycznego [A Look at the Problems of Energy Security], Warsaw 2012.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
39
e) the final energy price, its changes and impact on the economy,
f) the volume, sufficiency and percentage of energy fuel reserves,
g) the volume, sufficiency and percentage of energy commodity
reserves at the country’s disposable,
h) the capacity of the existing infrastructure and the possibility to
share energy commodities with other economies,
i) the reliability of power grids,
j) energy efficiency,
k) the concentration of energy-intensive industries,
l) the possibility to implement international solutions,
m) the adequacy of the priorities in the country’s energy strategy,
n) achievement of the objectives of energy strategy objectives in
a systematic manner,
o) appropriate investment expenditure and other (economic and/
or political) investment taking into account the future demand
for energy.
As noted by J. Płaczek5, careful observation of the energy security strategies of particular countries shows that the emphasis on
these dimensions is different. How does the above dimension affect
Ukraine’s energy security management strategy?
As emphasised by A. Sarna of the Centre for Eastern Studies6, Kiev has, in recent months, stepped up its efforts to diversify the
country’s gas supplies and, in consequence, to reduce Ukraine’s dependence on Russia as regards importing gas. For example, Ukraine
began to receive gas supplies from the West for the first item in its
history. In November 2012, as part of its two-month contract with the
RWE group, the state-owned group Naftohaz began gas supplies
from Poland (which continued this year under a separate contract). In
the spring of 2013, gas supplies from Hungary began.
In addition, the Ukrainian authorities are making efforts to
import the commodity from Slovakia. Moreover, in 2010, Ukraine
initiated a project to build a LNG terminal near Odessa, expecting
to import up to 5 billion CBM of LNG as soon as in 2015. Kiev has
already began efforts to increase production of the gas from sources
in the country, including unconventional sources, and to replace the
gas used by the Ukrainian power engineering industry with imported
coal. In January 2013, the Ukrainian government and Shell signed
a 50-year production separation agreement relating to, among other
things, the exploration of Ukrainian deposits of shale gas. Another
agreement was signed with the US group Chevron.
According to A. Sarna, the majority of these projects are part
of Ukraine’s official energy strategy aimed at increasing domestic
production and significantly reducing the country’s dependence on
imports by 2030. However, Kiev’s gas-related attempts are the result
of, above all, the failure to revise the country’s unfavourable contract
for the importation Russian gas, a contract signed by Yulia Tymoshenko’s government in 2009. Since gas accounts for a large part of
Ukraine’s energy balance and given the fact that the country’s dependence on the increasingly expensive imported gas, revising the
contract signed by Yulia Tymoshenko’s government is one of the main
priorities for the present government. Achieving this goal is expected
to help Ukraine overcome its economic recession and the country’s
president to be re-elected in 2015.
However, Moscow has strict conditions. In exchange for revising the contract, Russia wants control of Ukrainian gas pipelines
and/or Ukraine’s real involvement in the process of reintegrating the
post-Soviet area. Therefore, the diversification projects and the reduction in Russian gas imports, a move adversely affecting Gazprom,
have become Ukraine’s tools for exerting pressure on Russia in order
to gain concessions. In consequence, finalising the agreement still
under negotiation may render Ukraine’s gas diversification projects
pointless and challenge Kiev’s present energy policy direction.
3. Energy security management
instruments
Ukraine’s understanding of energy security and energy security instruments is very special. Energy security is often described as
part of the country’s energy policy, while energy security instruments
are defined in economic terms. The starting point for understanding
Ukraine’s energy policy instruments is the security of energy supplies. This definition of energy security is related to the degree of the
country’s socioeconomic development. The security of supplies as an
energy security management instrument involves:
a) ensuring that the Ukrainian economy works efficiently for the
benefit of the Ukrainian people,
b) ensuring physical, uninterrupted supply of energy products to
the Ukrainian market,
c) ensuring the availability of energy products at prices affordable
to all consumers (both private and industrials ones).
According to R. Rosicki7, the main instruments affecting the
above points are: the public, the economy, uninterrupted availability of products, prices affordable to consumers, the environment and
sustainable development. As part of the country’s efforts to build
a system of energy security, certain problems related to insufficient
energy infrastructure are emerging. The causes of the problems are
many: the differences between the plans for building energy infrastructure in different CIS states (including in Ukraine’s economic
neighbours), political and economic interests (Russian and its efforts
aimed at including Ukraine in the Customs Union), the position of
energy companies in the domestic market (privatisation), or the high
5 Płaczek J., Percepcja bezpieczeństwa energetycznego – dyskurs teoretyczny [Perception of Energy Security – a theoretical discussion] [in] T. Z. Leszczyński
(edited), Bezpieczeństwo energetyczne Polski w Unii Europejskiej – wizja, czy rzeczywistość [The Energy Security of Poland in the European Union – a Vision or
the Reality?], publishedby Wyższa Szkoła Informatyki, Zarządzania i Administracji w Warszawie (Higher School of IT, Management & Administration in Warsaw),
Warsaw 2012. p. 21.
6 Sarna A., Gazowa strategia Kijowa: między Gazpromem a realną dywersyfikacją [Kiev’s gas strategy: between Gazprom and realistic diversification] published
by the Centre for Eastern Studies, Warsaw 2013
7 Rosicki R., Pojęcie i definicje bezpieczeństwa energetycznego [The Concept and Definitions of Energy Security], [in] , Bezpieczeństwo energetyczne .., op. cit.,
p. 49.
40
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
costs of energy commodities supplied from Russia.
As noted by W.A. Fedorova8, the fact that Ukraine depends
on Russian in the supply of energy commodities has contributed to
extending Ukraine’s definition of energy security by the problems of
demand management, i.e. controlling energy consumption levels, reducing energy consumption, reducing the risk of energy dependence,
and reducing the prices of energy commodities. Ukraine depends on
Russian energy commodities to a considerable extent. In particular,
Russia supplies 75-80% of the gas and 85-90% of the oil imported
by Ukraine. According to Ukraine’s energy security standards, the
percentage of energy commodities imported from a particular source
should not exceed 25-30% of the total imports of the commodity,
which means that Ukraine should have 3-4 different foreign supplies
of energy commodities.
Because of the lack of transparency and predictability of political decisions, Ukraine’s economy is now in a critical position, while
the issue of gas supplies remains an unpleasant one for Ukrainian
politicians. The situation is made worse by Gazprom’s increased efforts to exploit is monopolistic market position. Additionally, Ukraine’s
proportions of energy resource consumption are very unfavourable.
As regards the consumption of primary energy sources, natural gas
is number one in Ukraine’s energy balance, accounting for 43%, compared to oil, which is number one in Europe and the world.
In fact, Ukraine’s production of natural gas has increased
slightly and this is mainly because of the activity of private businesses. After Ukraine has exhausted all its inventory, the country has
discontinued extracting natural gas from eight deposits with underground tanks, which is why the country’s production levels will continue to fall and the cost of production will grow. Although Ukraine’s
domestic deposits of natural gas are sufficient to meet the country’s
demand, production levels are falling because of the lack of funds
for the necessary geological work. The resources and opportunities
offered by the Black Sea shelf are not yet utilised. No work to access the country’s shale gas deposits, which experts say should meet
Ukraine’s demand for the next 30 years, has not begun. Extracting
the gas would bring profits after 15-20 years.
Natural gas is the number one commodity, accounting for
40% of Ukraine’s balance of primary energy sources. Ukraine has
considerable resources of (traditional) gas, estimated at 5.4 billion
CBM (including documented resources of 1.1 billion CBM).9 Ukraine’s
domestic production, since the peak 40 years ago (68.1 billion CBM
in 1975), has been gradually decreasing to finally stabilise in recent
years at approx. 20 billion CBM. Consumption fell from 118 billion
CBM in 1991 to less than 55 billion CBM in 2012. Nonetheless,
Ukraine remains a large consumer of gas: the thirteenth largest in the
world and the fifth largest in Europe.
4. The regional dimension of Ukraine’s
energy security
Since Ukraine’s is a highly energy intensive economy, the
country’s considerable dependence on imported energy carriers and
the fact that there is no alternative to domestic extraction of fuel and
energy commodities, the energy issue is increasingly often a political
one and an instrument of pressure from Ukraine’s strategic partners.
Considering the above arguments, it can be said that the increasing the country’s national energy security is an urgent matter.
Defining the objectives and means of strengthening Ukraine’s energy
security and delivering on the objectives are among the priorities for
the Ukrainian government. Fuel and energy commodities are very
expensive for Ukraine, which is what reduces the economic security
of the country as a whole. For this reason, Ukraine considers energy
security as one of the prerequisites for its existence as an independent state. This adds to the specific nature of the regional dimension
of measures aimed at ensuring the security of commodity supplies.
This is all the more important because Ukraine is a country of transit
commodities, supplied particularly to EU countries10.
Within this context, energy security is the ability of the State
to ensure that its own fuel and energy base is utilised effectively, to
ensure optimised diversification of the sources and means of supplying energy carriers to Ukraine in order to meet the day-to-day needs
of its people and economy under normal conditions and emergency
circumstances, such as war, and the ability to avoid fluctuations in
the prices of commodities and to create conditions for adapting the
country’s economy to new the new prices of commodities. Although
Ukraine has domestic deposits of oil, natural gas, coal and shale gas,
the country has a deficit of energy commodities, as its domestically
produces resources meet only 50% of its needs for such commodities, i.e.
a) oil: 10-12% of total consumption,
b) natural gas: 20-25% of total consumption,
c) coal: 90-92% of total consumption.
It is worth noting the Ukraine is currently the key transit country
for supplies of Russian gas to EU countries, although there is a real
risk of losing this position. On the one hand, this is influenced by EU
measures aimed at reducing the dependence of Russian gas, which
include: diversifying the sources of energy and routes of supply gas,
increasing energy efficiency as part of the 20-20-2 Plan, and increasing the area of underground gas tanks.
On the other hand, the completion of the Russian projects:
Nord Stream and South Stream may potential lead to reducing the
amount of gas supplied through Ukraine’s transmission network by up
to 118 billion CBM annually, which is 5-10 billion CBM more than the
8 Fedorova W.A., Perspektywy wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego Ukrainy [The Prospects of Strengthening Ukraine’s Energy Security], an article written by W.A. Fedorowej and originally published under the title “Перспективи зміцнення енергетичної безпеки України” in the periodical Вісник
Дніпропетровського Університету. The publication of the article was made possible by courtesy of Dnepropetrovsk National University of Oles Gonchar).
Translated from Ukrainian by T.M. Kawka.
9 Ukraine 2012. Energy Policies Beyond IEA Countries, p. 82. Cf: Honczar M., Pierwsze kroki w nieznane. Perspektywy wydobycia gazu niekonwencjonalnego na
Ukrainie [The First Steps into the Unknown. The Prospects of Extracting Unconventional Gas in Ukraine], Comments from OSW Issue 106, 27.04.2013.
10 Godlewski P., Ostatni akt opery „Nabucco” – azerski gaz płynie do Włoch – rynek wschodni.pl RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
41
amount og gas supplied to Europe annually. It is worth noting, however, that each of these projects carries a different risk for Ukraine.
Now that the Nord Stream pipeline has been put in operation, the
amount of Russian gas supplied through Ukraine will fall by 30-40%
in 2013-2010 compared to the figure in 2008. If the South Stream
project starts operating, Ukraine’s gas transmission network will lose
its pan-European significance, as the amount of gas supplied through
its network will decrease sixfold compared to 2008.
Currently, Ukraine’s energy security, which is one of the key
aspects of the country’s economic security, is small: 70%. The main
obstacles to increasing the country’s energy security are: the low
percentage of Ukraine’s domestic resources meeting the country’s
energy needs, Ukraine’s considerable dependence on energy carriers imported from one country (Russia), and the gradual decline in
the amount of oil and gas supplied through Ukraine’s transmission
network.
In the past two decades, imports from Russia and the Central Asian republics of the former USSR has met more than 70% of
Ukraine’s energy needs. Despite the fall in gas imports in 2008-2012
from 53 billion CBM to 33 billion CBM, the rapid rise in prices of gas
led to a huge increase in annual import costs, from less than USD
4 billion in 2005 to USD 14 billion in 2011-2012. Gas tops Ukraine’s
list of imports and remains a source of the country’s structural trade
deficit.
Also, Ukraine is still the main transit route for Russian gas supplies to Europe. The country’s profits for making its gas network available for such supplies of USD 3 billion annually (USD 2.97 billion in
2012) have been the largest source of export income in recent years.
Now that Russia’s Nord Stream pipeline, which does not run through
Ukraine, is in operation, the amount of gas supplied through Ukraine
is decreasing. In 2004, more than 120 billion CBM of Russian gas
was transferred through Ukraine. In 2012, it was only 84 billion CBM.
As noted by W. Konończuk11, Gazprom’s measures against
Ukraine are a consequence of the fiasco in the Russian-Ukrainian negotiations that have been under way for months and relating to both
the question of changing the price for Russian gas and, above all,
Ukraine’s possible membership of the Customs Union. Russia and
Ukraine seemed to be close to reaching an agreement in December
2012, when President Yanukovych’s visit to Moscow was announced,
during which a major economic and political deal was to be signed.
However, the visit was cancelled at the eleventh hour, probably because Kiev did not approve of some of the points of the deal (no
specific details of the deal are known).
The question of payment for the gas not collected by Naftohaz
is Russia’s key instrument of strengthening its position in further negotiations with Ukraine. This is because Moscow hopes that this will
make Kiev to make the concessions that Moscow expects, including
with regard to Ukraine’s membership of the Customs Union and thus
preventing Ukraine from signing its EU association agreement, which
is currently the top priority in Russian’s policy on Ukraine. Russia is
aware of Ukraine’s growing economic problems (the economic recession, the need to repay about USD 10 billion in foreign debt in 2012,
Naftohaz’s huge debt) and expects to win significant concessions by
exerting pressure on the Ukrainian authorities.
5. Ukraine’s Energy Strategy until 2030
The Ukrainian authorities are now facing a dilemma: to surrender its control of the gas pipeline network in exchange for cheaper
gas from Russia and thus to weaken its prospects of extracting unconventional gas in Ukraine, or to give up trying to reach an agreement
(which may eventually turn out to last only a short time) and to improve its prospects of developing the strategic sector of its economy?
There is no doubt that the Ukrainian government would like
both (cheaper Russian gas and the development of the project to
extract Ukrainian unconventional gas), which is not possible and
Ukraine will have to make the choice soon. And it is going to be a geopolitical choice; Ukraine’s choice of the other option (Ukrainian unconventional gas) will „push” the country towards Europe. It is, however,
important for the EU to realise, sufficiently in advance, the importance
of this “methane belt” to be able to maintain its energy security and
the competitiveness of European Union economies.
For many years, the Ukrainian authorities have been trying to
develop a long-term energy strategy. In the existing Energy Strategy
of Ukraine for the period until 2030, adopted in 2006 and substantially out-of-date by now, the percentage of gas imports in 2030 is
estimated at 19%. The proposed revised strategy, adopted on 7 June
2012, the percentage is estimated at less 11%.
The revised energy strategy of Ukraine by 2030 expects
Ukraine to become a self-sufficient country in terms of its energy
needs within the next 20 years. This is to be helped by the development of nuclear power engineering (constructing 11 new nuclear
reactors) and a considerable increase in the utilisation of the country’s domestic sources of coal. Ukraine forecasts that its coal production should increase from 78.5 MTN to 130 MTN annually by
2030. This will result in increased production of energy from coal
from 22% to 33% in 2030. In the document, Ukraine also plans
to open its market to EU investors and to sell some its energy to
Western markets.
The Energy Strategy of Ukraine for the period until 2030 forecasts that production of natural gas will range from 30 billion CBM (the
pessimistic option) to 47 billion CBM (the optimistic option) in 2030.
Production of shale gas is to reach 6-11 billion CBM annually; production of gas trapped in non-porous sandstone formations: 7-9 billion
CBM; production of methane from coal deposits: 1-3 billion CBM; and
production of gas from traditional sources: 15-24 billion CBM.
HIS CERA12 forecasts that production of gas after 2030 may
exceed 73 billion CBM annually, mainly as a result of producing gas
from unconventional sources and from the Black Sea shelf. This
shows that both forecasts focus primarily on unconventional gas, de-
11 Konończuk W., Gaz instrumentem rosyjskiej presji na Ukrainę [Gas as an Instrument of Russia’s pressure on Ukraine], published by the Centre for Eastern
Studies, Warsaw 2013.
12 IHS CERA and Ukraine’s Ministry of Energy and Coal Industry to co-host an Executive Conference in Kyiv, Ukraine on January 18 – 19, 2012.
42
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
posits of which are located in the regions where energy commodities
are traditionally extracted13.
An important prerequisite for the success of the unconventional gas project is the profitability of its production and the protection
of competition. In the case of Ukraine, the costs of extracting gas
trapped in non-porous sandstone formations are initially estimated
at USD 190-275 per 1000 CBM. For shale gas, the cost ranges from
USD 263 to USD 350, and the cost for extracting methane from coal
deposits from USD 287 to USD 412. Although it can be predicted,
given the current costs of extracting gas trapped in non-porous sandstone formations and the cost of extracting shale gas, that the prices
for both types of gas will be competitive, it is difficult to predict the
situation at the end of the current decade, when the ratios calculated
using a theoretical model will be confronted with the actual quantities
extracted. In analysing the prospects of extracting these type of gas
in Ukraine, the question arises whether the country’s government will
be able to create the necessary conditions to attract billions in investment. Based on the experience of the recent years, it is difficult to
answer ‚yes’ to this question.
Conclusion
An issue of significant from the point of view of ensuring
Ukraine’s energy security is to develop a full cycle of producing
nuclear fuel in Ukraine. This will make the Ukrainian nuclear power
plants independent of external fuel supplies and will allow them to
save foreign currency. Without changing the structure of Ukraine’s
domestic production and without implementing new energy-efficient
technologies, Ukraine will still depend on imported oil and natural gas,
which means considerable expenditure.
There is the need to strengthen the country’s energy security,
i.e. to improve the efficiency of producing and consuming energy (carrying out geological work, upgrading the fixed assets of fuel and energy companies, and implementing energy-efficiency technologies).
As part of the Strategy, it is important to optimise Ukraine’s energy
balance structure (by increasing the percentage of the country’s own
resources in the energy consumption structure, extracting energy
commodities outside Ukraine, actively developing the country’s renewable energy production).
Therefore, the country must consider energy security management concepts that involve diversifying its external sources of energy
commodities (establishing cooperation with new suppliers, such as
Azerbaijan, Kazakhstan, Turkmenistan, Uzbekistan, Iran, Algeria,
Egypt and Persian Gulf countries). This will allow for strengthening
Ukraine’s position in the international system of energy carriers (including Ukraine into projects to build new transmission networks, increasing the physical endurance of Ukrainian transmission networks,
improving the mechanism for energy cooperation between Ukraine,
Russia and the European Union).
Bibliography:
[1]
Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne [Energy Policy & Energy Security],
Racibórz-Warsaw 2009.
[2] Borko H., Białoruś w sferze rosyjskiej ekspansji nuklearnej
[Belarus in the Sphere of Russia’s Nuclear Expansion] [in] T.
Z. Leszczyński (edited), Bezpieczeństwo energetyczne Polski
w Unii Europejskiej – wizja, czy rzeczywistość [The Energy
Security of Poland in the European Union – a Vision or the Reality?], published by Wyższa Szkoła Informatyki, Zarządzania
i Administracji w Warszawie (Higher School of IT, Management
& Administration in Warsaw), Warsaw 2012.
[3] The Energy Strategy of Ukraine until 2030
[4] Fedorowa W.A., Перспективи зміцнення енергетичної
безпеки України, Вісник Дніпропетровського Університету.
[5] Honczar M., Pierwsze kroki w nieznane. Perspektywy wydobycia gazu niekonwencjonalnego na Ukrainie [The First Steps
into the Unknown. The Prospects of Extracting Unconventional
Gas in Ukraine], Comments from the Centre for Eastern Studies, Issue 106, 27.04.2013.
[6] Kałążna K., Rosicki R., Wymiary Bezpieczeństwa Energetycznego Unii Europejskiej [The Dimensions of the Energy Security of the European Union] WSB (WSB Schools of Banking),
Poznań 2010.
[7] Konończuk W., Gaz instrumentem rosyjskiej presji na Ukrainę
[Gas as an Instrument of Russia’s pressure on Ukraine], published by the Centre for Eastern Studies, Warsaw 2013.
[8] Oettinger G., Від Енергетичного співтовариства
виграють і Україна, і Євросоюз., [in] Dzerkalo Tyżnia
№7/2013
[9] Płaczek J., Percepcja bezpieczeństwa energetycznego – dyskurs teoretyczny [Perception of Energy Security – a theoretical
discussion] [in] T. Z. Leszczyński (edited), Bezpieczeństwo
energetyczne Polski w Unii Europejskiej – wizja, czy rzeczywistość [The Energy Security of Poland in the European
Union – a Vision or the Reality?], publishedby Wyższa Szkoła
Informatyki, Zarządzania i Administracji w Warszawie (Higher
School of IT, Management & Administration in Warsaw), Warsaw 2012.
[10] Riedel R., Spojrzenie na problematykę bezpieczeństwa energetycznego [A Look at the Problems of Energy Security], Warsaw 2012.
[11] Sarna A., Gazowa strategia Kijowa: między Gazpromem
a realną dywersyfikacją [Kiev’s gas strategy: between Gazprom and realistic diversification] published by the Centre for
Eastern Studies, Warsaw 2013
[12] Ukraine 2012. Energy Policies Beyond IEA Countries
13 EU Energy Commissioner Günther Oettinger said: ”the production separation agreement with Shell is a positive example. Now it is important that Ukraine
guarantees conditions for the investors to be able to act according to their plans”. See. Article by Günther Oettinger: Від Енергетичного співтовариства виграють
і Україна, і Євросоюз., in: Dzerkalo Tyżnia №7/2013th
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
43
syberyjskie safari
16 października w Kawiarni „Cafe Zaraz Wracam” na
warszawskiej Saskiej Kępie odbyła się pierwsza publiczna prezentacja projektu dyplomacji publicznej na Daleki
Wschód.
Spotkanie zgromadziło gości Fundacji Odysseum
m.in.: prof. Mirosława Sułka (Instytut Stosunków Międzynarodowych UW), prof. Juliana Skrzypa (opiekuna naukowe monografii Daleki Wschód jako region geostrategiczny.
Perspektywy
wschodnio-azjatyckich
think-tanków,
Akademia Obrony Narodowej), prof. Piotra Eberhardta
(Przewodniczącego Rady Naukowej Projektu Dyplomacji
Publicznej na Daleki Wschód, Instytut Geografii i Przestrzennego Zagospodarowania PAN), prof. Włodzimierza
Wysoczańskiego, przedstawiciela Instytutu Stosunków
Międzynarodowych UW, p. dr Macieja Rasia, mec. Ignacego Czempinskiego, Zofię Szanter z Fundacji Odysseum
oraz biznesmenów zainteresowanych planowanym seminarium Transfer Technologii w Dialogu Kultur.
Projekt, którego liderem jest Fundacja Odysseum,
ma być zrealizowany w trzech miastach wschodniej Syberii oraz w stolicy Mongolii na przełomie sierpnia i września 2014 roku. Na zaproszenie bibliotek w Irkucku, Ułan-Ude i Czycie przedstawiona zostanie prezentacji pt.
A. F. Ossendowski. Ambasador Dialogu Kultur. Prezentacji
będą towarzyszyć: seminarium naukowe pt. Geopolityka
w Dialogu Kultur oraz seminarium biznesowe pt. Transfer
Technologii w Dialogu Kultur. Odpowiedzialny za prowadzenie projektu jest p. Michał Specjalski. Firma Doradztwo Specjalistyczne zarządza projektem, m.in. koordynuje
działania stron umowy, świadczy usługi administracyjne,
public relations oraz pozyskuje kapitał na realizację projektu dyplomacji publicznej.
kę bohatera spotkania. Oprócz znanych faktów na temat
Ossendowskiego mogliśmy się dowiedzieć ciekawych
wątków mniej znanych powszechnie, m.in. o służbie
Ossendowskiego w carskim kontrwywiadzie, czy o historii
spotkania z baronem Ungernem, kiedy ten rządził wojskami białych w Mongolii.
Trzecim prelegentem był Michał Specjalski, z firmy
Doradztwo Specjalistyczne zarządzającej projektem, który
przedstawił szczegóły organizacyjne oraz harmonogram
działań wyprawy do Irkucka, Ułan-Ude, Czyty i Ułan Bator.
Specjalski zaprezentował liczne możliwości partycypowania w projekcie jako: Ambasador, Partner, Przyjaciel, Patron Medialny, Fundraiser czy Wolontariusz Dialogu Kultur.
Możliwość udziału w projekcie mają instytucje publiczne
(Ministerstwa, Samorządy czy Izby Gospodarcze), ale także instytucje prywatne (Banki, Firmy, Uczelnie, Media) oraz
osoby prywatne, które chcą zaangażować się w projekt.
Na koniec swojego wystąpienia Specjalski zapowiedział kolejne wydarzenia promujące projekt dyplomacji publicznej jeszcze w 2013 roku. Spotkanie zakończyło się wyświetleniem mongolskiego filmu paradokumentalnego na
temat spotkania barona Ungern-Sternberga i A.F. Ossendowskiego.
Kontakt z zarządzającym projektem:
[email protected]
Spotkanie rozpoczęło się krótką prelekcją Prof. Piotra Eberhardta na temat Syberia w perspektywie geograficznej. Eberhardt, ze względu na ograniczenia czasowe,
przedstawił encyklopedyczne podstawy wiedzy na temat
przestrzeni syberyjskiej, najważniejszych regionów geograficznych, rzek, skupisk ludności, a także przypomniał
sylwetki polskich uczonych, piszących na temat Syberii
i Dalekiego Wschodu na przełomie wieków.
Kolejny głos zabrał prezes Fundacji Odysseum
Witold Michałowski z prezentacją pt. A.F. Ossendowski.
Ambasador Dialogu Kultur, w której przypomniał sylwet-
44
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Z Annałów Rodziny Zglenickich
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
45
Konstanty Zglenicki herbu Prus II zwanym Wilczekosy,
• ur. w 1814 r. w Wargawie Starej, zm. 1867 r. pochowany w Woli Kiełpińskiej;
• ojciec Witolda Zglenickiego „Polskiego Nobla”;
• właściciel majątku ziemskiego w Wargawie Starej,
a następne w Dębem n/Narwią;
• człowiek oczytany, przywiązujący dużą wagę do tradycji;
• starający się zapewnić synom
jak najbardziej
wszechstronne możliwości rozwoju i wykształcenia.
46
Pankracy Bolesław Zglenicki herbu Prus II zwanym Wilczekosy,
• ur. 12.V.1847 r. w Płocku, zm.w III. 1897 r.
• pochowany w Woli Kiełpińskiej;
• syn Konstantego Zglenickiego;
• brat Witolda Zglenickiego „Polskiego Nobla”;
• absolwent Wydziału Matematyczno-Przyrodniczego
Szkoły Głównej w Warszawie;
• od 1880 r. mąż Olimpii Załuskie (z małżeństwa Olimpii i Bolesława Zglenickich narodziło się czworo dzieci: Stanisław, Maria, Bogdan i Tadeusz)
• właściciel majątku ziemskiego w Dębem n/Narwią;
• przepojony ideami pozytywizmu pragnął uczynić
z majątku nowoczesne, kapitalistyczne gospodarstwo;
• przyjął na siebie trud finansowania dalszych, zagranicznych studiów swego brata Witolda Zglenickiego;
• jeszcze w 1904 roku mieszkał wraz z rodziną na stałe w Dębem.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Aktualności
rurociąg Kanada–USA
After years of debate, a final decision on the Keystone XL pipeline may be close
at hand.
The proposed expansion of the current Keystone pipeline is designed to increase the capacity of crude oil flowing from Alberta’s bituminous sands (“oil
sands”) to the United States. The plan was originally tabled in 2008 and
quickly devolved into a nexus of competing political agendas regarding job creation,
ecological conservation, energy independence, and climate change.
The current Keystone pipeline provides a relatively inexpensive and convenient
way for Canada to access the American oil market, and accordingly, it provides the
United States with guaranteed access to a strategically significant resource. The XL
proposal consists of separate phases, one of which is already underway; this southern portion of the pipeline will extend down to the Gulf of Mexico, a major hub of
US refining capacity. The northern portion, however, has remained a political sticking
point. Crossing the international border from Alberta, it requires special presidential
approval and as such has become an extremely high-profile issue in the US political
arena.
The greater shipping capacity represented by the proposed northern segment
would mean a wider market for Canadian crude oil and the opportunity to capitalize
on these endowments while demand is robust. For the United States, greater access to Canadian oil means greater energy independence, thus reducing the need
for Washington to rely on imports from unstable regimes or those with questionable
human rights records.
It is also suggested that building the Keystone XL would create a number of jobs
along the construction route, and that once built, it would also serve as a valuable
infrastructural fixture for transporting US-sourced oil across the country.
TransCanada, the company that owns Keystone, and the Canadian government have been eager to give voice to these potential boons, and both have pushed
consistently for the United States to commit. Many in the US government have taken
up the call as well, voicing their satisfaction with the present Keystone and their wish
to reap the economic advantages that an expansion potentially offers.
But there has also been an equally enthusiastic groundswell of resistance
against the project.
Those who oppose the Keystone XL do so primarily for environmental and ecological reasons. Early concerns were raised about the extension’s proposed route,
which traversed environmentally-sensitive areas and major natural water supplies.
Opponents argued that a leak or spill around these critical resources, such as the
Ogallala aquifer in Nebraska, could produce severe consequences.
Though TransCanada subsequently agreed to change the proposed route in order to bypass the most sensitive of these areas, the environmental concern surrounding the issue has been large enough to prompt several rounds of impact assessments
and supplemental reviews.
Today, the debate hinges less on the possibility of ecological harm in the event
of a disaster, and more on the broader issue of clean energy.
Crude oil from the tar sands is considered a ‘dirty’ resource
due to the carbon emissions produced during its extraction. Mining tar sands requires
much more energy than mining conventional oil deposits. Moreover, some of this
additional energy comes from natural gases extracted via the controversial process
of hydraulic fracturing (“fracking”). As a result, the total greenhouse
gas emissions produced per barrel of crude from the oil sands is comparatively high.
Opponents of the Keystone XL thus argue that the project would exacerbate
climate change, and that building a long-term energy plan on crude oil represents a
step away from the path to clean energy. This is a concern that has kept the Keystone
XL’s northern portion from proceeding, despite the apparent support of high-ranking
members of the Obama administration over the years. Former Secretary of State
Hilary Clinton said in 2010 that she was “inclined” to approve the
project, and the State Department’s environmental reviews have not contained any
recommendations to block the plan.
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Still, approval has not been forthcoming. Citing a need to conduct further studies
and due diligence that would exceed a decision deadline set by Congress early last
year, the first Keystone XL proposal was rejected by President Obama, albeit with a
suggestion that TransCanada try again later.
But now we may be nearing a final decision. Obama’s previous caution and
deference to public criticism of the State Department’s environmental surveys are
thought to be motivated in large part by his bid for re-election. By heeding the calls
for ever more study and investigation, he was able to postpone taking a firm stance
until a second term was assured. And even when he rejected the original plan, he
managed to cast himself in a neutral light, as the rejection was not the result of any
principled view or new findings, but simply a refusal to be forced into making a hasty
decision.
Now in his second term, President Obama will be much less timid, and though a
myriad of strong views continue to surround the Keystone XL project, a final decision
is likely approaching.
This attitude shift was apparent in June 2013, when President Obama distilled
the issue down to a single point, declaring that he would not approve the project if
it were proven to contribute negatively to climate change. Presumably, then, if the
pipeline extension were shown not to have an impact on global warming, it would
receive a presidential green light.
Some consider this to be a strong indication that Obama will ultimately reject
the project. Mining the oil sands is a carbon-intensive process, and the Keystone XL
effectively broadens the market and increases demand for it. By this logic the project
would incentivize increased greenhouse gas emissions, and thus fail to meet the
president’s criteria.
However, some studies have shown that the Keystone XL would not increase
carbon emissions. These reports claim that even without the extended pipeline, Canadian oil sands would continue to be mined at the same rate. Rail and traditional
means of shipping would simply take the place of the proposed pipeline, and no fewer
barrels of crude would be extracted, rendering carbon emissions unchanged.
Perhaps unsurprisingly, this is the view shared by Canadian oil producers.
Despite recent delays in the Keystone XL approval process, and even with recent
increases in domestic oil production in the United States, Alberta’s oil fields continue
to see productivity increases. Top Canadian producers and sector analysts remain
confident that the potential of the oil sands will be harnessed and consumed one
way or another. Given the emphasis placed on oil sands development by the Harper
government, it is easy to believe that mining will continue with or without Keystone XL.
Still, the recent production boom in US oil has left onlookers wondering if the future of Keystone XL is threatened. With a plentiful, more refined domestic product, US
demand for Canada’s crude is far less urgent. If it were still 2011 and the incumbent
Obama still had an election to worry about, this would have been precisely the type of
development that would engender more caution and heel-dragging.
Yet this is a different President Obama, and he can finally afford to forge ahead
even amidst lingering doubts. Though a boom of domestic oil might weaken the proKeystone XL camp, it does not eliminate the benefits of inexpensive crude oil, and
the State Department seems to have accepted that increased access serves the US
economy and national security in the short and long terms.
Now he seems poised to finally make a decision. And by pinning the Keystone
XL’s fate on climate change while simultaneously holding up the State Department’s conclusion that Alberta’s oil sands will be mined regardless, President
Obama seems to be hinting at what form the decision will ultimately take.
The southern portion of Keystone XL is already being built and business as
usual continues at Canada’s oil sands - for ecological better or worse. Once
the president is able to demonstrate that there is no connection between increased
carbon emissions and the northern extension, he will have no reason to block the final
piece of the Keystone puzzle.
Geopoliticalmonitor.com
47
ge o po lit yka.ne t
ge o po lit yka.ne t
http://geo po lityka.net/vi-zjazd-geo po lityko w-po lskich/
http://geo po lityka.net/vi-zjazd-geo po lityko w-po lskich/
VI Zjazd Geopolityków Polskich – Rzeszów, 25-26 IV 2014
VI Zjazd Geopolityków Polskich – Rzeszów, 25-26 IV 2014
Wszystkich zainteresowanych sprawami międzynarodowymi zapraszamy na ogólnopolską konf erencję
naukową:
Wszystkich
zainteresowanych
sprawami międzynarodowymi
zapraszamy na ogólnopolską
konferencję
naukową:
Wszystkich
zainteresowanych
sprawami międzynarodowymi
zapraszamy
na ogólnopolską
konf erencję
VI ZJAZD
GEOPOLITYKÓW POLSKICH
naukową:
VI Z JAZ
D GEOPOLIT
YKÓW POLSKICH
Termin: 25–26 kwietnia
2014
r. (piątek–sobota)
Miejsce: Uniwersytet Rzeszowski (duża aula, bud. A0, al. Rejtana 16c)
VI Z JAZTermin:
D GEOPOLIT
YKÓW POLSKICH
25-26 kwietnia
2014 r. (piątek-sobota)
Organizator: Polskie
Towarzystwo
Geopolityczne
Gospodarz: Uniwersytet Rzeszowski
Termin: Miejsce:
25-26 kwietnia
2014 r.Rzeszowski
(piątek-sobota)
Uniwersytet
(duża aula, bud. A0, al.
Rejtana
16c)
I. Temat przewodni
konferencji:
Miejsce: Uniwersytet Rzeszowski (duża aula, bud. A0, al.
STUDIA WSCHODNIE: POLITYKA, ENERGETYKA, BEZPIECZEŃSTWO
Rejtana
16c)
Organizator:
Polskie Towarzystwo Geopolityczne
Problematyka
szczegółowa:
• Od wschodoznawstwa do studiów eurazjatyckich: historia, teraźniejszość i przyOrganizator:
PolskieUniwersytet
Towarzystwo
Geopolityczne
Gospodarz:
Rzeszowski
szłość studiów
wschodnich
(teoria, metodologia,
badania);
• Problemy polityczne na linii Bruksela – Moskwa;
Uniwersytet Rzeszowski
• Gospodarz:
Partnerstwo Wschodnie;
• Współpraca energetyczna Unia Europejska – Federacja Rosyjska;
• Relacje Bruksela-Kijów;
I. Temat przewodni konferencji:
• Stosunki polsko-ukraińskie;
TematST
przewodni
konferencji:
• I.Kaukazoznawstwo;
UDIA WSCHODNIE:
POLIT YKA, ENERGET YKA,
• Bizantynistyka
i
jej
zastosowania
BEZ PIECZ EŃST WOw badaniach rosjoznawczych;
UDIA WSCHODNIE:
• ST
Transhumanizm
w Euroazji; POLIT YKA, ENERGET YKA,
MałyPIECZ
ruchProblematyka
graniczny
między
Polską a Rosją (Obwodem Kaliningradzkim);
• BEZ
EŃST WO
szczegółowa:
• Pola współpracy gospodarczej między Polską a Rosją;
• Problematyka
Polityka historyczna
w relacjach polsko-rosyjskich;
Odszczegółowa:
wschodoznawstwa do studiów eurazjatyckich:
• Rola mniejszości narodowych w polityce Unii Europejskiej i państw Wspólnego
historia, teraźniejszość i przyszłość studiów
Obszaru
Gospodarczego;
Od wschodoznawstwa
do studiów eurazjatyckich:
(teoria,–metodologia,
badania);
do Unii Eurazjatyckiej
geneza i perspektywy
rozwoju koncepcji geopolitycznej;
• Od Unii Celnejwschodnich
historia, teraźniejszość i przyszłość studiów
• Wschodoznawcza analityka geopolityczna: narzędzia i metody.
Problemy polityczne
na liniibadania);
Bruksela – Moskwa;
wschodnich
metodologia,
Jesteśmy otwarci
także na (teoria,
inne propozycje
tematyczne,
mieszczące się w tematyce studiów wschodnich.
II. Międzynarodowe
debaty
podczas
Partnerstwo
Wschodnie;
Problemy
polityczne
nakonferencji
linii Bruksela – Moskwa;
W pierwszym dniu konf erencji zorganizowana zostanie międzynarodowa debata pt. „Perspektywy współpracy Unii Europejskiej i Unii EurazjaWspółpraca
energetyczna
Unia
Europejska
Federacja
Rosyjska;
Partnerstwo
Wschodnie;
tyckiej”, z udziałem
gości
specjalnych
z zagranicy (m.in.
Rosja
i Ukraina). –Tematem
debaty
będzie m.in. znaczenie programu Partnerstwa Wschodniego w relacjach Bruksela-Moskwa,
stosunki
polsko-rosyjskie
i
ich
znaczenie
na
relacje
Bruksela-Moskwa, geopolityczna przyszłość Ukrainy, perRelacje
Bruksela-Kijów;
Współpraca energetyczna Unia Europejska – Federacja Rosyjska;
spektywa współpracy wojskowej UE-Rosja.
Stosunki
polsko-ukraińskie;
W drugim dniu
konferencji
odbędzie
się międzynarodowa debata pt. „Bezpieczeństwo energetyczne Europy Środkowo-Wschodniej” z udziałem
Relacje
Bruksela-Kijów;
gości zagranicznych. Podczas debaty omówione zostaną perspektywy wydobycia gazu łupkowego w Polsce i innych krajach EWŚ, geopolityczne
Kaukazoznawstwo;
Stosunki
polsko-ukraińskie;
skutki uruchomienia
Nord
Stream i South Stream oraz perpektywa współpracy energetycznej Unii Europejskiej i Federacji Rosyjskiej.
Lista gości zagranicznych
zostanie podana
Nowym Roku. w badaniach rosjoznawczych;
Bizantynistyka
i jej po
zastosowania
Kaukazoznawstwo;
III. Opłata konferencyjna
Transhumanizm
w Euroazji;
Bizantynistyka
i jej zastosowania
w badaniach
rosjoznawczych;
Koszt udziału
w konferencji
z własnym
referatem:
200,00
PLN.
Koszt dla członków Polskiego
Towarzystwa
Geopolitycznego:
140
PLN.
Mały ruchwgraniczny
między Polską a Rosją (Obwodem Kaliningradzkim);
Transhumanizm
Euroazji;konferencyjne,
W cenie: druk
publikacji, unikalne
materiały
kawa, herbata, słodki poczęstunek.
Pola
współpracy
gospodarczej
między
Polską
Rosją;
Przewidujemy
wydanie
dwóch
monografii:
jednej
przedakonferencją,
drugiej poaKaliningradzkim);
konferencji.
Mały
ruch
graniczny
między
Polską
Rosją
(Obwodem
Ilość miejsc ograniczona.
Polityka
w relacjach
polsko-rosyjskich;
Pola
współpracy
gospodarczej
między
Polską
a Rosją;
Opłatę należy
przelać
na konto historyczna
Polskiego
Towarzystwa
Geopolitycznego
do 20 marca 2014 r. z dopiskiem:
„Darowizna na rzecz Rola
Polskiego
Towarzystwa
Geopolitycznego
(VI
ZGP)”.
Dane do przelewu zamieszono poniżej.
mniejszości
narodowych
w
polityce
Unii
Polityka historyczna w relacjach polsko-rosyjskich; Europejskiej i państw Wspólnego Obszaru
IV. Forma i termin zgłoszenia
Gospodarczego;
Zgłoszenia Rola
na VI mniejszości
Zjazd Geopolityków
Polskich w
wypełnionej
elektronicznej
karty zgłoszeniowej
z artykułami z przeznaczeniem do
narodowych
w formie
polityce
Unii Europejskiej
i państw
Wspólnegowraz
Obszaru
publikacji w Gospodarczego;
serii wydawniczej
należy przesyłać
na adres:
[email protected]
do dnia
28 lutegogeopolitycznej;
(monografia przedkonferenOd Unii „Studia
CelnejGeopolityczne”
do Unii Eurazjatyckiej
– geneza
i perspektywy
rozwoju
koncepcji
cyjna) lub 30 czerwca 2014 r. (monografia pokonferencyjna). Oczekujemy artykułów naukowych nie przekraczających objętości jednego arkusza
Wschodoznawcza
analityka
geopolityczna:
narzędzia
i metody.
Od(40
Unii
Celnej
Eurazjatyckiej
– geneza
i perspektywy
rozwoju
koncepcji
geopolitycznej;
wydawniczego
tys.
znakówdozeUnii
spacjami,
tj. ok. 22 stron
znormalizowanego
maszynopisu:
czcionka
– 12 pkt.,
Times New Roman, interlinia – 1,5).
Wschodoznawcza
analityka
geopolityczna:
narzędzia
i metody.
Jesteśmy otwarci
także na
inne propozycje
tematyczne,
mieszczące się w tematyce studiów wschodnich.
Dane do przelewu:
Polskie Towarzystwo Geopolityczne, al. Pokoju 6/64, 42-207 Częstochowa
Jesteśmy otwarci także na inne propozycje tematyczne, mieszczące się w tematyce studiów wschodnich.
Konto bankowe (BZ WBK)
18 1090 1636 0000 0001 1256 6502
48
RUROCIĄGI Nr 3–4/68/2013
Rejestracja już wkrótce będzie możliwa
na www.wnp.pl

Podobne dokumenty