Planowanie i zarządzanie w energetyce

Komentarze

Transkrypt

Planowanie i zarządzanie w energetyce
Planowanie i zarządzanie
w energetyce
Redakcja naukowa
Piotr Borowski
Małgorzata Powałka
Wydawnictwo SGGW
Warszawa 2009
1
Recenzent: Zbigniew Majewski
ISBN 978-83-7583-123-8
Wydawnictwo SGGW
ul. Nowoursynowska 166, 02-787 Warszawa
tel. (0 22) 593 55 20 (-22 -25 – sprzedaż), fax (0 22) 593 55 21
e-mail: [email protected]
www.wydawnictwosggw.pl
Druk: Agencja Reklamowo-Wydawnicza A. Grzegorczyk, www.grzeg.com.pl
2
Spis treści
CZĘŚĆ 1
MAKROOTOCZENIE PRZEDSIĘBIORSTW ENERGETYCZNYCH
Rozdział 1
Główne przyczyny globalnego kryzysu energetycznego
Franciszek KRAWIEC
Rozdział 2
Efektywne planowanie systemu elektroenergetycznego i jego znaczenie
gospodarcze
Konrad ZARĘBA
Rozdział 3
Polityka energetyczna z Polskiej perspektywy
Piotr JEŻOWSKI
Rozdział 4
Kształtowanie uwarunkowań fiskalno-prawnych w zakresie biopaliw
transportowych w Polsce
Adam KUPCZYK, Piotr BOROWSKI
Rozdział 5
Regulacje prawne jako podstawowy element strategii rozwoju rynku
biopaliw
Ewa RADZIEMSKA, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER
6
16
24
34
47
Rozdział 6
Legislacja i regulacje w sektorze energetycznym
Piotr BOROWSKI
56
Rozdział 7
Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej
Krzysztof GOLACHOWSKI
64
Rozdział 8
Security analysis of energy systems’ control centers
Henryka JORMAKKA, Pekka KOPONEN, Heimo PENTIKÄINEN, Hanna
BARTOSZEWICZ-BURCZY
Rozdział 9
Photovoltaics at the tipping point: The beginning of the new energy
revolution
Lawrence L. KAZMERSKI
3
71
83
CZĘŚĆ 2
ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII
Rozdział 1
Strategia wykorzystania zasobów energetycznych w Polsce ze
szczególnym uwzględnieniem źródeł odnawialnych
Ewa RADZIEMSKA, Piotr OSTROWSKI, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER
Rozdział 2
Koncepcja tworzenia klastrów regionalnych a intensyfikacja wykorzystania
odnawialnych źródeł energii w Polsce
Alicja SOSNOWSKA
98
111
Rozdział 3
Koszty budowy farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń z
demontażu – studium przypadku
120
Dariusz CZEKALSKI
Rozdział 4
Wind power in the United States: Growth and challenges
Stella KRAWIEC
125
Rozdział 5
Toryfikacja – proces bliskiej przyszłości
Jan Wiesław DUBAS
138
Rozdział 6
Czynniki rozwoju produkcji energii ze źródeł odnawialnych
Eugeniusz MICHALSKI
149
Rozdział 7
Opłacalność produkcji biokomponentów i biopaliw w Polsce
Dorota NIEDZIÓŁKA
156
Rozdział 8
Produkcja biopaliw a zagrożenie stabilności łańcucha żywnościowego w
Europie
Piotr MĘDRZYCKI, Marek GAWORSKI
Rozdział 9
Produkcja biopaliw a zasoby surowców odpadowych
Adam KUPCZYK, Małgorzata POWAŁKA
Rozdział 10
Energy use in cereal cultivation over Turkey
Can ERTEKİN, Recep KULCU, Salih SÖZER, Nursel HEYBELİ, Osman
YALDİZ
Rozdział 11
Zarządzanie jakością w Instytucie Energetyki
Grażyna Paulina WÓJCIK
4
168
180
188
195
CZĘŚĆ 1
MAKROOTOCZENIE
PRZEDSIĘBIORSTW
ENERGETYCZNYCH
5
Rozdział 1
GŁÓWNE PRZYCZYNY GLOBALNEGO
KRYZYSU ENERGETYCZNEGO
Franciszek KRAWIEC
WSTĘP
Niniejsze opracowanie przedstawia refleksje autora na temat wpływowej
monografii Thomasa L. Friedman’a pt. „Hot, Flat, and Crowded. Why We Need
a Green Revolution – and How It Can Renew America”, wydanej przez wydawnictwo
Farrar, Straus and Giroux, New York 2008. Stała się ona inspiracją i głównym
źródłem informacji do opracowania poniższych refleksji.
Nasza planeta pozostaje pod wpływem trzech sił: rosnącej w galopującym
tempie światowej populacji, nadzwyczajnego rozwoju średniej klasy dochodowej
i efektu cieplarnianego. Konwergencja tych trzech, wysoce dynamicznych sił,
prowadzi ludzkość do nowej epoki, którą Thomas L. Friedman określił jako Erę
Klimatu Energetycznego (Energy-Climate Era).
Te trzy siły, charakteryzujące się wysoką dynamiką rozwojową, powodują:
•
gwałtowny wzrost zapotrzebowania na coraz bardziej ograniczone
organiczne zasoby energetyczne i surowce naturalne,
•
masowy transfer bogactwa do krajów bogatych w zasoby ropy i ich
petrodictators,
•
intensyfikujący się efekt cieplarniany,
•
pogłębiający się niedobór energii, który wyraźnie dzieli świat na tych co
posiadają i tych co nie posiadają energię elektryczną,
•
szybko rosnące straty biodiversity.
Każdy z tych problemów może, jeśli jest niewłaściwie zarządzany, wywołać
katastroficzne, nieodwracalne zakłócenia, które mogą dotknąć wiele ludzkich
pokoleń.
Thomas Friedman pisze, że jeśli ludzkość zamierza rozwiązać te problemy, to
będzie potrzebowała nowych narzędzi, nowej infrastruktury, nowych sposobów
myślenia i nowych form współpracy z innymi.
GWAŁTOWNY WZROST POPULACJI ŚWIATA
Wydział Ludności Organizacji Narodów Zjednoczonych (United Nation
Population Division) podaje w raporcie z 13-go marca 2007 roku, że populacja świata
wzrośnie o 2,5 miliarda w okresie następnych 43 latach z 6,7 miliarda w 2007 roku
6
do 9,2 miliarda w 2050 roku. Wzrost ten wystąpi głównie w mniej rozwiniętych
regionach, których populacja wzrośnie z 5,4 miliarda w 2007 roku do 5,4 miliarda
w 2050 roku. Natomiast oczekuje się, że w tym samym okresie liczba ludzi
zamieszkujących w bardziej rozwiniętych regionach pozostanie mniej więcej na tym
samym poziomie 1,2 miliarda, a nawet zmalałaby, gdyby migracja (net migration)
z rozwijających się i rozwiniętych krajów, która wynosi przeciętnie 2,3 miliona
rocznie.
Jeśli wydaje się nam, że świat jest obecnie przeludniony, to po prostu
poczekajmy kilka dekad. W 1800 roku, Londyn był największym miastem świata,
w którym mieszkało milion ludzi. Statystyki ONZ Population Fund wskazują, że
w 1960 roku było już 111 miast o populacji większej niż jeden milion. Do końca 1995
roku było już 280 a obecnie jest ich ponad 300. Te same statystyki wskazują, że
liczba mega miast (liczących 10 milionów i więcej mieszkańców) w świecie wzrosła
z 5 w 1975 roku do 14 w 1995 roku, a w 2015 roku ma być 26. Należy zauważyć, że
ten gwałtowny wzrost ludności w różnych regionach świata ma niesamowity ujemny
wpływ na infrastrukturę tych miast (np. 19 milionów mieszkańców tylko w samym
mieście Mumbai) ma bardzo ujemny wpływ na infrastrukturę tych miast, a także na
redukcję obszarów nadających się pod uprawę, obszarów zalesionych
(deforestation), brak wody oraz zanieczyszczenie wody i powietrza. To zjawisko
będzie się intensyfikowało.
Wskazują na to dane przedstawione ww. raporcie ONZ opublikowanym
w 2007 roku. Wynika z nich, że do końca 2008 roku więcej niż połowa ludności
będzie mieszkać w miastach. Z kolei Associated Press w Londynie podała (27
czerwca 2007 roku), że do końca 2030 roku liczba ludności mieszkającej w miastach
wzrośnie do 5 miliardów. Ta zwyżkowa tendencja wystąpi w szybko rozwijających się
małych miastach o populacji 500000 lub więcej, w których często brakuje wody
i zasobów energetycznych oraz odpowiednich agencji, które zarządzałyby efektywnie
wzrastającą migracją ludności.
Brak elektryczności oznacza, że ludzie nie będą mogli wejść online i nie będą
mogli konkurować, połączyć się i współpracować globalnie, a także nawet lokalnie.
Ludzie bez elektryczności nie będą wstanie wiercić głębszych studni lub odsalać
wody. Oznacza to, że ich zdolność do adoptacji do nowych ekstremalnych warunków
będzie malała. W zatłoczonym świecie coraz więcej ludzi zaliczać się będzie do
kategorii bez sieci i bez szczęścia.
Dla tych, którzy już teraz są ubodzy w energię i nigdy nie mieli elektryczności,
pogłębiający się brak energii nie ma znaczenia. Jednakże dla tych, którzy ją teraz
mają, i których aspiracje wzrastają z każdym kilowatem, nagle tracąc ją staje się
polityczną eksplozją.
Ten nadzwyczajny wzrost ludności jest wysoce niepokojący. W ocenie
analityków amerykańskiej Central Intelligence Agency, najbardziej przerażającym
trendem w świecie nie jest terroryzm, lecz wyż demograficzny. Zwracają oni uwagę
na to, że występuje prawdopodobieństwo tego, że ten wzrost wystąpi w krajach,
które nie będą wstanie radzić sobie z tym zjawiskiem. Przewiduje się, że liczba
ludności krajów takich jak: Afganistan, Liberia, Niger i Demokratyczna Republika
Kongo, charakteryzujące się brakiem stabilnego systemu polityczno-ekonomicznego,
potroi się do końca pierwszej połowy XXI wieku. Ponadto liczba ludności w Etiopii,
Nigerii i Jemenie prawdopodobnie zwiększy się ponad dwukrotnie. Jednakże na
szczególną uwagę zasługuje to, że w tych krajach wystąpi duża koncentracja
młodych ludzi. Jeśli ich podstawowe wolności i potrzeby w zakresie żywności,
7
mieszkań, kształcenia i zatrudnienia nie zostaną zaspokojone, to mogą stać się
główną przyczyną przemocy, ataków terrorystycznych i ekstremalnych zachowań.
NADZWYCZAJNY ROZWÓJ ŚREDNIEJ KLASY DOCHODOWEJ
Kombinacja technologicznych, rynkowych i geopolitycznych wydarzeń pod
koniec XX wieku wyrównała globalne warunki ekonomiczne, które umożliwiły
większej ilości ludzi z dużo większej liczby regionów niż kiedykolwiek przedtem wziąć
udział w globalnej działalności gospodarczej i w rezultacie wejść do średniej klasy.
Zjawisko to było wyrazem pojawienia i rozpowszechniania się PC, Internetu,
WWW i powiązanych z nimi technologii teleinformatycznych. Pierwszy raz w historii,
indywidualności mogły tworzyć słowa, dane, arkusze obliczeniowe, fotografie,
projekty, video, wykresy i muzykę przy pomocy swoich własnych PC w formie cząstki
(bit) czy cząstek (bites) w cyberprzestrzeni. W procesie szybkiego rodzenia się
średniej klasy dochodowej dużą rolę odegrała rewolucja w zakresie oprogramowania
parametrycznego i protokołów przekazywania informacji. Wartość jednostki
wyrażona w formie cyfrowej mogła być kształtowana na wiele innych sposobów
i przesłana do wielu innych miejsc.
Istotną rolę odegrały także wydarzenia geopolityczne takie jak upadek
komunizmu i muru berlińskiego. Upadek Związku Radzieckiego i jego kurtyny
żelaznej można przyrównać do eliminacji dużej fizycznej i politycznej blokady
drogowej do demokratyzacji rynku globalnego.
Globalna gospodarka rynkowa staje się normą. Tworzy się nieograniczony
rynek globalny. W tej globalnej cyberprzestrzeni czy agorze, miliony nowych
konsumentów i producentów mają możliwość sprzedaży lub zakupu swoich dóbr
i usług – jako jednostki lub firmy i mogą współpracować z większą ilością ludzi
w dużo większej ilości miejsc w zakresie realizacji wielu programów czy projektów
z dużo większą łatwością przy mniejszych nakładach niż kiedykolwiek przedtem.
W rezultacie powyższych wydarzeń tylko w Chinach i Indiach 200 milionów
ludzi mogło, jak podaje International Monetary Fund, opuścić klasę ludzi biednych
w latach 80. i 90. XX wieku, zaś dziesiątki milionów więcej mogło przejść do średniej
klasy. Setki milionów ludzi opuściły biedne wioski udając się do miast, gdzie
znajdowały płatne zatrudnienie. Wzrost dochodów umożliwił tej ludności większą
konsumpcję większej ilości dóbr i produkować więcej produktów. Wszyscy ci nowi
konsumenci wkroczyli do tego globalnego obszaru możliwości ze swoimi własnymi
wersjami „amerykańskiego snu” („american dream”) – samochód, dom, klimatyzator,
telefon komórkowy, komputer iPod – tworząc olbrzymie nowe zapotrzebowanie na
„rzeczy”, z których każda wymaga wiele energii, naturalnych zasobów, ziemi i wody
i emituje gazy cieplarniane powodujące zmianę klimatu od czasu ich produkcji do
czasu, kiedy są porzucone.
Do zbudowania 7-trilionowej gospodarki świata 1950 roku trzeba było całej
historii ludzkości. Dzisiaj działalność gospodarcza wzrasta o tę sumę w ciągu każdej
dekady. Przy obecnej stopie wzrostu, gospodarka światowa podwoi się w ciągu
następnych 14 lat.
Rodzące się średnie klasy dochodowe w krajach rozwijających się adoptują
styl życia amerykańskiej klasy średniej. Społeczności miejskie takich miast jak Doha,
Dalian, Calcuta, Kasablanca i Cairo wprowadzają amerykański styl powierzchni
mieszkalnej, kupują amerykańskiego stylu samochody, jedzą amerykańskiego stylu
potrawy w punktach szybkiej obsługi. Nasza planeta nigdy nie widziała tylu
„Amerykanów.”
8
Miasta dookoła świata zaraziły się amerykańską grypą – z pewnością jedną
z najbardziej zaraźliwych chorób jaką człowiek dotychczas znał. Przez wiele lat na
świecie, amerykański styl życia przyjął się w Ameryce Północnej i Europie oraz
w niewielkim zakresie w Azji, Ameryce Łacińskiej i Środkowym Wschodzie.
Dzisiaj ten styl życia rozpowszechnia się w całym świecie. Miasta, których
społeczności zaadoptowały amerykański styl życia zostały ostatnio zbudowane lub
są budowane w Chinach, Singapurze, Malezji, Wietnamie, Tajlandii, Indonezji
Tajwanie, Australii, Nowej Zelandii, Hong Kongu, Korei, Południowej Ameryce
i Środkowym Wschodzie, Japonii, Rosji i Europie Centralnej.
Powyższe rozważania to nie powieść o turystyce. To jest opowieść o zużyciu
i energii w skali świata, w którym coraz więcej ludzi zaczęło prosperować, zużywając
energię i emitując CO2 na tym samym poziomie co Amerykanie. Czy ty wyobrażasz
sobie ile wszystkie te nowe drapacze chmur będą zużywały energii i jak dużo oni,
samochody będące w ich posiadaniu oraz tych, którzy ich odwiedzają będą
emitowały CO2?
Dynamiczny rozwój gospodarczy krajów rozwijających się powoduje nie tylko
szybki wzrost średniej klasy i jej dochodów, ale przede wszystkim to, że ludność
świata wzrośnie z 3 miliardów w 1955 roku do 9 miliardów w 2050 roku. Jednakże
nie to jest najważniejsze. Istotnego znaczenia nabiera to, że udział ludzi
o amerykańskim stylu życia w ogólnej populacji świata wzrośnie z około jednego
miliarda do 2-3 miliardów.
W krajach Zatoki Perskiej, w Rosji i innych krajach rozwijających się, dzięki
nagłym masowym wpływom dochodów ze sprzedaży ropy, rodzą się rodziny
drapaczy chmur ze szkła, stali i betonu. W niektórych miastach Kataru i Chin pojawiły
się mini- Manhattan, nowoczesne masowe ośrodki konwencji i wystaw, a największe
są w Azji.
Wywołuje to oczywiście bezprecedensową konkurencję o energię, minerały,
wodę i produkty leśne w czasie, kiedy rozwijające się kraje takie jak Brazylia, Indie,
Rosja i Chiny usiłują zapewnić komfort, dobrobyt i bezpieczeństwo ekonomiczne dla
coraz większej ilości swoich ludzi.
Należy pamiętać, że znajdujemy się dopiero na początku tego procesu.
Oczekuje się, że tylko w ciągu następnych dwunastu lat, ludność świata wzrośnie
o prawie jeden miliard, a większość z nich stanie się nowymi konsumentami
i producentami. Kiedy to się wydarzy, prawo wielkich liczb da o sobie znać –
wszystko zacznie podążać w kierunku dużej skali. Zwróćmy uwagę na to, co się
wydarzy, jeśli ten jeden miliard nowych ludzi stanie się rzeczywistością w świecie
i każdej osobie damy jedną żarówkę o mocy 60 W.
Każda żarówka waży zaledwie jedną uncję (31,1 g) razem z opakowaniem ale miliard tych żarówek razem waży 20 000 ton. Te żarówki zapalone wszystkie
w tym czasie stanowią moc 60 000 MW. Jeśli będą użyte tylko przez cztery godziny
w ciągu dnia, będą zużywały 10 000 MW w każdym momencie. Oznacza to, że
ciągle będzie potrzeba 20 nowych 500 MW elektrowni zasilanych spalaniem węgla –
po prostu po to, aby następny miliard ludzi mógł zapalić żarówkę!
Jeszcze jest czas na to, aby Chiny i inni rozwijające się kraje zaadoptowały
inne podejście. Jednakże to prawdopodobnie nie wydarzy się, chyba, że amerykanie
pokażą im, jak to zrobić. To jest palący problem, ponieważ jeśli obecnie rozwijające
się kraje zamkną się w amerykańskim stylu konsumpcji, amerykańskim systemie
budowy i transportu, ludzkość będzie żyła w świecie znacznego niedoboru energii
i innych zasobów naturalnych.
9
Chiny nie są już krajem komunistycznym – jest to obecnie najbardziej
kapitalistyczny kraj pod względem determinacji i entuzjazmu ludzi.
Uwolniona olbrzymia energia kapitalistyczna z tak dużej ilości ludzi będzie
miała niezwykły wpływ na zasoby naturalne.
Tylko jeden Sam Club, należący do sieci sklepów Wal-Mart, w mieście
Shenzhen w Południowych Chinach sprzedał około 1100 klimatyzatorów w jeden
upalny tydzień.
Beijing dzisiaj to gęsty las olbrzymich i architektonicznie oszałamiających
budynków. Bez przesady, Beijing ma obecnie 30 lub więcej biurowców, które są
gigantyczne, super rozmiarów i o zapierających dech rozwiązaniach
architektonicznych.
Deweloperzy oferują bogatym Chińczykom domy, w najbardziej
ekskluzywnych osiedlach, o powierzchni mieszkalnej 15 000 m2, których cena wynosi
około 5 milionów dolarów.
W sierpniu 2007 roku, na chińskiej wyspie Macau otwarto największe kasyno
na świecie Venetion. Budowa potężnego budynku, największego w Azji, wymagała
zatrudnienia 20 000 robotników i 3-metrowych złotych liści. Hotel zatrudnia 16 000
osób i zużywa energię, która wystarcza dla zasilenia 300 000 domów. W budynku
znajduje się 350 sklepów, więcej powierzchni detalicznej niż w którymkolwiek
centrum handlowym Hong Kongu.
Pamiętajmy, że to tylko początek chińskiego kapitalizmu. Chińscy
deweloperzy budują więcej niż 52700 mil autostrad w całym kraju. Każdego dnia
14000 nowych samochodów wyjeżdża na drogi. Przewiduje się, że do końca 2020
roku, Chiny będą miały 130 milionów samochodów, a do końca 2050 roku – lub być
może do końca 2040 roku – będą miały więcej samochodów niż USA. W latach
2000-2030 chińscy przywódcy planują przemieścić 400 milionów ludzi do nowo
rozwiniętych centrów urbanistycznych. Planują wznieść połowę wszystkich domów,
jakie mają być zbudowane w świecie w tym okresie. Jest to przerażająca
perspektywa, zważywszy, że chińskie budynki są o niskiej efektywności
energetycznej – zużywają 2,5 razy więcej energii niż budynki niemieckie. Ponadto
nowo-zurbanizowani chińczycy, którzy używają klimatyzatorów, TV i lodówek,
zużywają ok. 3,5 razy więcej energii niż mieszkańcy wsi.
Jeszcze nie tak dawno w Moskwie były, zasadniczo, trzy rodzaje sklepów,
w których można było kupić chleb, mleko i mięso oraz praktycznie nie było
prywatnych samochodów. Gospodarki komunistyczne były skorumpowane,
nieefektywne i niezbyt produktywne, co powodowało, że zaopatrzenie w energię,
produkty żywnościowe itp. było znacznie ograniczone.
Rządy
Związku
Radzieckiego i Chin nie przywiązywały uwagi do środowiska naturalnego.
W rezultacie ich brudne technologicznie, energochłonne przedsiębiorstwa
przemysłowe dokonały znacznej degradacji środowiska naturalnego. Stopień
degradacji był relatywny, ponieważ ogólny puls działalności gospodarczej i rozwoju
był powolny w porównaniu z dynamiką rozwoju i wzrostu gospodarek krajów wysoko
rozwiniętych.
Dzisiaj na ulicach Moskwy jest tyle samochodów, że bardzo trudno jest
poruszać się. Miasto, które miało mieć 30 000 samochodów, dziesięć lat później
miało już 300 000 samochodów, dzisiaj ma 3000000 samochodów. Do tego
dochodzą szybko rozwijające się przedmieścia, do których mieszkańcy Moskwy
muszą dojeżdżać tam i z powrotem.
Nawet kraj taki jak Indie doświadcza dynamicznego rozwoju i wzrostu
gospodarczego. Po odzyskaniu niepodległości, w okresie 1950-1980, przywódcy
10
tego kraju wprowadzili socjalistyczny system centralnie planowanej gospodarki
z pewną dozą wolnorynkowego kapitalizmu, który miał zapewnić trwały wzrost wg 3,5
procentowej stopy rocznie. Po upadku ideologii socjalistycznej Indie zaczęły podążać
śladami Chin. Indie prawie potroiły 3,5 procentową stopę rocznego wzrostu. Ma to
olbrzymi wpływ na siłę nabywczą ludności i rozwój gospodarki Indii.
Przy 7,5 procentowym rocznym wzroście w 2005 roku, wzrost dochodu Indii
był wyższy niż łączny dochód Portugalii (194 miliardów USD), Norwegii (183
miliardów USD) lub Danii (187 miliardów). Oznacza to także, że przy dodatkowym
wzroście populacji Indii o 156 milionów mieszkańców (liczba równa łącznej populacji
Wielkiej Brytanii, Francji i Hiszpanii) w ostatniej dekadzie liczba ludności biednej
w rzeczywistości spadła o 37 milionów.
W ciągu ostatnich 30 lat w Chinach i Indiach około 200 milionów ludzi opuściło
szeregi ludzi biednych. Ponadto 200 milionów innych, a za nimi dalszych 200
milionów czeka na swoją kolej. Rządy tych krajów nie mogą odmówić im takiej
możliwości.
W świecie rodzących się możliwości, gdzie każdy kraj ma pewną formę
gospodarki rynkowej i każdy może obserwować, jak inni żyją, nikt nie chce zatrzymać
machiny rozwoju i wzrostu.
Bezgraniczne kopiowanie wszystkiego co amerykańskie tworzy w krajach
rozwijających się olbrzymie trudności w zaspokajaniu potrzeb żywnościowych,
surowcowych i energetycznych.
Obecna konsumpcja per capita w Chinach jest 11 razy mniejsza niż w USA.
Jednakże, gdyby osiągnęła poziom amerykański, przy założeniu, że konsumpcja nie
wzrosłaby w żadnym innym kraju, a populacje wszystkich krajów, włączając chińską,
pozostałyby takie same, chińska konsumpcja na styl amerykański prawie podwoiłaby
światową konsumpcję. Światowe zużycie ropy wzrosłoby o 106 procent, materiałów
metalowych o 94 procent. Jeśli także Indie chciałyby dorównać poziomowi
konsumpcji amerykańskiej, światowa stopa konsumpcji potroiłaby się. Natomiast,
gdyby wszystkie kraje rozwijające się chciały osiągnąć ten cel wówczas poziom
konsumpcji światowej wzrósłby jedenaście razy
Powyższym tendencjom rozwojowym towarzyszy masowy transfer bogactwa –
setek miliardów dolarów rocznie – z krajów zużywających energię do krajów
produkujących energię w czasie, kiedy ceny ropy i gazu wzrosły i utrzymują się na
wysokim poziomie. Ten bezprecedensowy finansowy transfer wzmacnia
niedemokratycznych aktorów i trendy w wielu krajach produkujących ropę. To
wzmacnia pozycję liderów, którzy nie zasłużyli sobie na to poprzez budowę swoich
gospodarek lub edukację swoich ludzi. To wzmacnia także najbardziej
konserwatywnych ortodoksyjnych kleryków w przekroju całego świata
muzułmańskiego, którzy usiłują pozyskać środki finansowy od Arabii Saudyjskiej,
Iranu i innych krajów Zatoki Perskiej bogatych w ropę.
EFEKT CIEPLARNIANY
Nasza planeta doświadcza intensyfikującego się efektu cieplarnianego, który
w dużym stopniu jest wynikiem działalności ludzkiej związanej z wytwarzaniem dóbr
i świadczeniem usług. W rezultacie ludzkość stoi przed istotnym problemem
klimatycznym.
Zarządzanie klimatem i naturalnym systemem ziemi staje się potencjalnie
niemożliwe. Huragan Katrina dał nam próbkę jak mogła wyglądać nie dająca się
zarządzać zmiana klimatu, kiedy 29 sierpnia 2005 roku, ten okrutny czy srogi
11
huragan zdewastował Nowy Orlean, który w opinii wielu klimatologów był zasilany
przez cieplejsze wody w Zatoce Meksykańskiej przyczyniając się do ocieplenia
globalnego. Zdaniem światowych ekspertów z zakresu klimatu, ten wzrost
temperatury od 1950 roku jest przypisywany emisji gazów cieplarnianych
generowanych przez działalność ludzką.
Bez znacznej redukcji emisji CO2, zmiana klimatu może przynieść
nieodwracalne wpływ na powietrze, oceany, lodowce, ziemię i wybrzeża.
Klimatolodzy należący do międzynarodowej grupy Sigma Xi przeprowadzili, na
prośbę ONZ, naukowe badanie tego zjawiska. Jego wyniki zostały przedstawione
w raporcie pt. „Confronting Climate Change” opublikowanym w lutym 2007 roku.
Naukowcy doszli do wniosku, że nawet relatywnie małemu wzrostowi przeciętnej
globalnej temperatury, o 0,8°C, który zaobserwowano dotychczas od 1750 roku,
towarzyszył istotny wzrosty przypadków powodzi, posuch, gorących fal i dzikich
pożarów, a także duży wzrost letniego topnienia powierzchni lodu na akwenach
Grenlandii, znaki niestabilności powierzchni lodu na akwenach Zachodniej
Antarktydy i przesunięcia w odległościach geograficznych dużej ilości gatunków
roślinnych i zwierzęcych.
Ponieważ nie jest możliwe zatrzymanie emisji CO2, przewiduje się, że do
końca 2001 roku kumulowane ocieplenie będzie się zawierać pomiędzy 3 i 5°C. To
zjawisko wywoła zwiększenie poziomu wód w oceanach oraz susze i powodzie na
lądach.
Zadaniem ludzkości w Erze Klimatu Energetycznego jest zarządzanie tymi efektami,
których nie da się już uniknąć.
Dla wielu polityków i ekologów powyższe oceny są niepodważalne. Jednakże
są również tacy, którzy twierdzą, że problem globalnego ocieplenia klimatu ma
charakter polityczny a nie ekologiczny. Na przykład Siegfried F. Singer, profesor
University of Wirginia i George Mason University zwraca uwagę na to, że rządy pod
wpływem nacisków zmieniają politykę energetyczną, która szkodzi gospodarkom,
obniża poziom życia i zwiększa ubóstwo na świecie.
Z kolei organizacje proekologiczne takie jak Greenpeace i Environmental
Defense Fund gromadzą miliardowe dochody dzięki olbrzymim subsydiom rządowym
na projekty zapobiegania efektom cieplarnianym, co w efekcie przyczynia się do
znacznego napięcia budżetów wielu państw. Ponadto dochody z handlu certyfikatami
emisji gazów cieplarnianych niedługo osiągną wartość 100 miliardów USD rocznie.
Do tego trzeba dodać ogromne opłaty dla brokerów i innych pośredników
uczestniczącym w tym przedsięwzięciu. Wyniki zjawiska wskazują, że można nieźle
zarobić na strachu przed globalnym ociepleniem.
Profesor Singer powiada, że wzrost ilości CO2 prowadzi do zwiększenia się
plonów, a więc w ostatecznym rachunku jest korzystny dla ludzi i zwierząt. Zwraca
uwagę na to, że ociepleniu klimatu przyniesie znaczne korzyści społecznościom
zamieszkującym chłodne regiony. Na przykład kanadyjscy farmerzy będą mieli
rekordowe plony. Grenlandia zacznie zbierać miliardy na rybołówstwie i wydobyciu
ropy naftowej. Statki będą mogły przepływać z Atlantyku na Pacyfik krótkim szlakiem
arktycznym. Rozszerzy się powierzchnia lasów. Robert O. Mendelssohn, profesor
leśnictwa i nauk o środowisku w Yale University, wskazuje, że korzyści z ocieplenia
w rolnictwie będą przewyższały straty w innych sektorach Kanady, Rosji, Mongolii
i krajów Europy Północnej.
Prawdą jest, że wzrasta ilość CO2 w atmosferze i równocześnie podnosi się
temperatura na ziemi. Nie ma to dowodu, że to wina człowieka. W ubiegłym stuleciu
obserwowaliśmy globalne ochłodzenie mimo wzrostu poziomu CO2. Nawet w okresie
12
ostatnich ośmiu lat nie obserwowano ocieplenia mimo wzrostu stężenia poziomu
gazów cieplarnianych.
Nauka przyjmuje, że główną przyczyną ocieplenia klimatu jest aktywność
słońca, która zmienia się w cyklach 11-letnich. W obecnym cyklu słońce jest
wyjątkowo spokojne. Może oznaczać to początek występującego co kilka stuleci
zjawiska Maunder Minimum, które ostatni raz miało miejsce w XVII wieku. Ostre zimy
i chłodne lata zaczęły się około 1650 roku i trwały do roku 1715, powodując
wymarzanie upraw, głód i śmierć w Europie Północnej. Potem nastąpiło globalne
ocieplenie.
Powyższe argumenty przemawiają, jak się wydaje, za słusznością wniosku, że
wzrost zawartości CO2 w atmosferze nie ma znaczenia dla zmian klimatycznych.
Jednakże nie spieszmy się z postawieniem przysłowiowej kropki nad „i”. Niech nauka
ma ostatnie słowo w tym dziejowym sporze.
Jedno jest pewne a mianowicie to, że obecnie, kiedy ludzkość wkracza w Erę
Klimatu Energetycznego: jest powszechnie wiadomo, że organiczne paliwa
wyczerpują się, są coraz droższe oraz politycznie, ekologicznie oraz klimatycznie
trujące. Co jest przyczyną tego zjawiska? Odpowiedź na to pytanie jest bardzo
prosta. Globalizacja gospodarki dzięki rewolucji teleinformacyjnej nagle umożliwiła
dużo szybciej coraz większej ilości ludzi poprawę swojej stopy życiowej. Kiedy około
2000 roku postępujące zatłoczenie i nadzwyczajny rozwój średniej klasy świata
połączyły się globalne zapotrzebowanie energii, naturalnych zasobów i żywności
zaczęło wzrastać w galopującym tempie. Do zachodnich uprzemysłowionych krajów,
zużywających znaczne ilości energii i zasobów naturalnych, dołączyły duże
wyłaniające się kraje.
Wymowną graficzną ilustrację tego co się wydarza w świecie przedstawia
Richard Richels z Electric Power Research Institute. Przyrównuje świat do wanny
kąpielowej wypełnionej po brzegi przez rozwój i stały wzrost. Teraz wyłoniły się
Chiny, Indie i inne kraje, które odkręciły swoje krany. W rezultacie to łączne
zapotrzebowanie przelewa się na podłogę łazienki.
Wiodący ekonomista amerykański w zakresie energetyki Philip K. Verleger,
Jr., wskazuje, że w latach 1951-1970 globalna konsumpcja energii wzrastała
5 procent rocznie. Ten szybki wzrost odbywał się w okresie odbudowy gospodarek
Europy i Japonii po drugiej wojnie światowej, a także powojennego wzrostu w USA.
Verleger powiada, że to historyczne zjawisko może się powtórzyć w latach 20012020, w których Chiny i Indie przechodzą transformacje z rozwijających się do
rozwiniętych krajów. Można oczekiwać, że konsumpcja będzie wzrastała wg
zbliżonej stopy wzrostu do tej wg, której następuje wzrost gospodarek tych krajów,
podobnie jak to miało miejsce w Europie, Japonii i USA po drugiej wojnie światowej.
Jak wskazuje raport przygotowany przez Royal Dutch Shell Corporation
w 2008 roku globalne zużycie wszystkich form energii, przynajmniej podwoi się do
końca 2050 roku. Główne przyczyny tego zjawiska to wzrost populacji i znaczne
dochody osiągane dzięki globalizacji rynków.
W 2004 roku zapotrzebowanie na ropę miało, zgodnie z prognozą
International Energy Agency, wzrosnąć o 1,5 milionów baryłek na dzień. Tymczasem
wzrosło o trzy miliony baryłek na dzień, gdyż tylko w Chinach zapotrzebowanie na
ropę wzrosło o jeden milion dziennie. Ten drastyczny wzrost zapotrzebowania na
ropę w 2004 roku był kontynuowany w galopującym tempie z roku na rok mimo
wysokiej dynamiki cen ropy aż do połowy 2008 roku.
Szybki wzrost cen ropy i gazu nie jest jedynym zjawiskiem godnym uwagi.
Wiele innych istotnych zjawisk wydarzyło się w tym okresie. W tym czasie
13
2,4 miliarda ludzi na świecie utrzymywało się, jak podaje Bank Światowy, za około
2 dolary dziennie. Miliony z nich usiłuje pomnożyć szeregi średniej klasy, która
tworzy olbrzymie nowe zapotrzebowanie na inne zasoby naturalne –
błogosławieństwo dla stabilności świata, lecz wyzwanie dla ekologii i klimatu.
Dzisiaj wszystkiego brakuje: stali, cementu, boksytu, maszyn budowlanych,
inżynierów, statków itp.
Zjawiska te wzmagają się. Recesja globalna może zwolnić tę tendencję
rozwojową na chwilę, lecz rosnące zapotrzebowanie jest nową fundamentalną
zmienną.
15-go maja 2008 roku, The Wall Street zamieścił ciekawy artykuł traktujący
o konsekwencjach, jakie wywołują wzrosty ceny stali. Wzrosty ceny stali w przekroju
świata wstrzymują lub zwalniają realizację głównych projektów budowę statków,
a także poszukiwanie ropy i gazu.
Wzrost cen paliwa w ostatnich latach spowodował, że rolnicy na całym świecie
przestawiają uprawy na potrzeby przemysłu rafineryjnego i doprowadzają do braków
żywności i gwałtownego wzrostu jej cen. Dlatego politycy, np. Unii Europejskiej,
usiłują wycofać swoje poparcie programów produkcji paliw z biomasy takich jak
etanol.
Według unijnych dyrektyw sprzed pięciu lat do 2010 roku biopaliwa miały
stanowić około 5,75 wszystkich paliw sprzedawanych w krajach członkowskich, a do
końca 2020 roku około 20 procent.
Jednakże politycy zmieniają definicję biopaliw. 11 września 2008 roku Komisja
ds. Energii poparła projekt dyrektywy, zgodnie z którą do 2020 r. co najmniej 40
procent sprzedawanych biopaliw muszą stanowić tzw. biopaliwa drugiej generacji.
Czyli nie wytwarzane z rzepaku czy kukurydzy lecz np. słomy.
Technologia ich produkcji jest niedopracowana i nieudokumentowana,
a koszty wytwarzania są nieznane.
Ponadto wzrastające ceny ropy powodują to, że kraje rozwijające się nie
mogą sobie pozwolić na wykorzystanie wszystkiego możliwego areału pod uprawę.
22-go kwietnia 2008 roku BBC podała, że rolnicy w Rift Valley w Kenii, ze
względu na podwojenie się ceny nawozów sztucznych, w 2007 roku uprawiali
o jedną trzecią mniejszą powierzchnię pól uprawnych niż w poprzednim roku.
Powstaje pytanie: „Dlaczego rynek nie zareagował uprzednio poprzez
naturalne prawa podaży i popytu?” Po części, jak wskazują eksperci Banku
Światowego, dlatego, że gwałtowny skokowy wzrost zapotrzebowania nie przełożył
się natychmiast na wyższe ceny dla konsumentów, ze względu na masowe subsydia
dla energii i żywności. Tylko rządy Chin i Indii oraz Środkowego Wschodu w 2007
roku wydały 50 miliardów na subsydia cen benzyny, oleju opałowego i energii
elektrycznej – importując energię po cenach globalnych, sprzedając swoim
mieszkańcom po zdyskontowanych cenach i pokrywając różnice
ze swoich
budżetów. W ten sposób ceny były sztucznie niskie i zapotrzebowanie sztucznie
wysokie. Przy rosnących cenach na globalnym rynku, popyt obniżyłby się. Jednakże
do tego nie dopuszczono. W 2007 roku Indonezja wydała 30 procent budżetu na
subsydia cen energii i tylko 6 procent na edukację. W tym samym czasie Zachodnie
kraje uprzemysłowione wydały zaledwie 270 miliardów dolarów na subsydia dla
rolnictwa. W ten sposób ich farmerzy stali się bogatsi, ich konsumenci mogli nabyć
tanią żywność, zaś farmerzy Trzeciego Świata mieli znaczne trudności w sprostaniu
konkurencji.
Wzrost średniej klasy i zatłoczenie świata jest z jednej strony siłą napędową
rozwoju gospodarczego, handlu, budowy dróg i autostrad i urbanizacji, zaś z drugiej
14
siłą rujnującą otwarte grunta, rafy koralowe i tropikalne lasy, zakłócającą
ekosystemy, zanieczyszczającą rzeki i niszczącą rzadkie organizmy biologiczne
(biodiversity) w obszarze całej naszej planety.
James G. Speth napisał, że połowy tropikalnych i umiarkowanych lasów już
nie ma. Wycinanie lasów (deforestation) w tropikach kontynuuje się wg stopy 40
arów czy jednego akra na sekundę. Szacuje się, że około połowy obszarów mokrych
i jednej trzeciej powierzchni uprawianej przez rolników ludzkich już nie ma. Do tego
należy dodać zniknięcie 90 procent dużych drapieżnych ryb, 20 procent raf
koralowych, a drugich 20 procent jest zagrożonych. Rzadkie gatunki zwierząt giną
około 1000 razy szybciej niż normalnie. W 2006 roku ludzkość straciła delfiny
rzeczne (baiji – duży mamal), które żyły w rzece Yangtze.
Tych pięć podstawowych problemów: podaż i popyt energii, petropolityka czy
petrodyktatorstwo, zmiana klimatu i strata biodiversity (bioróżnorodności), które
intensyfikowały się przez wiele lat wszystkie osiągnęły punkt ciężkości na krótko
przed 2000 rokiem. 2000 lat temu świat przeszedł od Ery Przed Chrystusem (E.P.C.)
do Ery po Chrystusie (E.C.). Już dzisiaj można powiedzieć, że jednego dnia historycy
spojrzą wstecz i dojdą do wniosku, że 31 grudnia 1999 roku, to po prostu nie koniec
milenium, lecz koniec okresu, który nazywaliśmy erą powszechną – i że 1 stycznia
2000 roku był faktycznie pierwszym dniem nowej ery – Ery Klimatu Energetycznego.
POTRZEBA ZIELONEJ REWOLUCJI
Wyjście z przedstawionego powyżej, w ogólnym zarysie, globalnego kryzysu
energetycznego wymaga zielonej rewolucji jakiej świat dotychczas nie widział. Jej
głównym celem powinno być gojenie ran środowiskowych zadanych ziemi i budowa
strategii rozwoju zrównoważonych programów zaopatrzenia w energię społeczności
i gospodarek świata. U jej podstaw powinny znajdować się racjonalna polityka
energetyczna państw i narodowe programy innowacyjne obejmujące rozwój
i implementację odnawialnych systemów energetycznych, programów DSM w
zakresie poszanowania energii i wyrównywania krzywych obciążeń systemów
energetycznych. Wysiłki w tym kierunku powinny być podejmowane w ścisłej
koordynacji z budowanymi i realizowanymi programami dotyczącymi technologii
czystego spalania węgla, energii wodorowej, ogniw paliwowych itp. Tylko takie
podejście zapewni czyste środowisko naturalne i racjonalne zaspokojenie potrzeb
energetycznych, szczególnie krajów uzależnionych od ropy, i będzie inspirować
narody do łączenia we wspólnym wysiłku swoich inteligencji, kreatywności,
bezmiernego oddania i troski o wspólne dobro.
Rewolucja zielona powinna mieć wymiar globalny. Powinna obejmować
zarówno kraje wysoko rozwinięte, rozwijające się jak i kraje Trzeciego Świata.
Jednakże jej początek powinien mieć miejsce w krajach takich jak USA, Niemcy,
Francja, Anglia, Japonia i innych krajach wysoko rozwiniętych, zaś koniec
w najbiedniejszych krajach świata. Kraje wysoko rozwinięte powinny nie tylko świecić
przykładem, lecz także służyć pomocą tym ostatnim.
15
Rozdział 2
EFEKTYWNE PLANOWANIE SYSTEMU
ELEKTROENERGETYCZNEGO
I JEGO ZNACZENIE GOSPODARCZE
Konrad ZARĘBA
WSTĘP
Zmiany uwarunkowań gospodarczych i ekologicznych oraz rozwój
nowoczesnych technologii stwarzają potrzebę tworzenia nowego modelu systemu
elektroenergetycznego. Dzisiaj nie można osiągnąć wysokiego poziomu wzrostu
gospodarczego bez zapewnienia niezawodnego i stabilnego systemu dostaw energii
elektrycznej. Eksperci podkreślają, że w wielu państwach nie ma możliwości
spełniania wymogów bezpieczeństwa energetycznego bez wzrostu efektywności
energetycznej. Odbiorcy również poszukują na rynku elektroenergetycznym towarów
i usług zapewniających niezawodność, wysoką efektywność, stosunkowo niską cenę
i wysoką sprawność techniczną.
Poprawa sytuacji energetycznej nie może być działaniem akcyjnym czy
pełzającym, ale powinna być traktowana jako proces długoterminowy, dobrze
zaplanowany na wielu płaszczyznach całej działalności gospodarczej.
Według Kassenberga Polska jest 2,67 razy mniej efektywna w użytkowaniu
energii niż kraje „starej” piętnastki (to 444 do 166 toe na milion euro PKB), zatem
posiada możliwość dynamicznego rozwoju bez wzrostu zużycia energii przez lata.
Podkreśla on również, że sprawność źródeł ciepła i systemów ciepłowniczych jest
u nas znacznie niższa niż w krajach piętnastki [3].
Odbiorcy przemysłowi są świadomi, że moce wytwórcze w polskich
elektrowniach są przestarzałe i powinny znaleźć się pieniądze na budowę „nowych
mocy”, a do cen energii muszą być doliczane koszty emisji CO2. Rozumieją również,
że wzrost cen energii związany jest z obowiązkowym zakupem energii odnawialnej.
Oczekują jednak skutecznych rozwiązań tych nawarstwionych problemów
i rzetelnych wyliczeń kosztów energii, zamiast generowania znacznych zysków
poprzez wytwórców energii elektrycznej.
Wszystkie te uwarunkowania pokazują, że oczekiwania społeczne
i gospodarcze są ukierunkowane na trafne i efektywne przewidywania przyszłości
sektora energetycznego.
16
OGÓLNA
KONCEPCJA
ELEKTROENERGETYCZNEGO
PLANOWANIA
ROZWOJU
SYSTEMU
Po przystąpieniu Polski do UE zaistniała konieczność powstania jednolitego
rynku energii elektrycznej i gazu, będącego jednym ze strategicznych celów polityki
energetycznej państwa. W 2004 roku opracowany został dokument programowy
„Polityka Energetyczna Polski do 2025 roku”, który zawiera plany działań
długoterminowych. Do głównych celów polityki energetycznej Polski należy:
zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrostu konkurencyjności
gospodarki, jej efektywności energetycznej, ochrona środowiska (przed negatywnymi
skutkami działalności energetycznej związanej z wytwarzaniem, przesyłaniem
i dystrybucją energii i paliw), budowa konkurencyjnych rynków energii i gazu
zgodnych z polityką energetyczną UE, redukcja kosztów funkcjonowania energetyki,
aktywne kształtowanie struktury organizacyjno – funkcjonalnej sektora
energetycznego.
Planując rozwój systemu elektroenergetycznego należy wykorzystać
wszystkie zdobycze nauki w tym zakresie, techniki, sprawdzone wzory
i doświadczenia międzynarodowe oraz głosy ekspertów. Umożliwi to obiektywną
ocenę przyszłych potrzeb, szans i ewentualnych zagrożeń [1].
Ważne jest też opracowanie planów, rozwiązań awaryjnych i kryzysowych,
trafnych systemów rozpoznawania błędów i ustalania ich rozmiarów, sposobów
korygowania i eliminacji. Rysunek nr 1 prezentuje przykładowy proces panowania
systemu elektroenergetycznego.
Planowanie celów
Wyznaczenie czynników
kluczowych
Planowanie środków
Planowanie nowych
systemów
technologicznych i
modernizacji istniejących
Planowanie zestawu
narzędzi
i wybór metod
Planowanie zasobów
Planowanie nowych
struktur zarządzania
i regulacji
Planowanie systemów
awaryjnych
i kryzysowych
Planowanie efektów
i scenariuszy
alternatywnych
Planowanie
mechanizmów
ich funkcjonowania
i kontroli
Wybór wariantów
realistycznych
Budowanie
modeli
i ich weryfikacja
Rys. 1. Proces planowania systemu elektroenergetycznego.
Źródło: opracowanie własne
17
Łatwo zauważyć, jak trudno planować przyszłość nawet jednego podmiotu
gospodarczego, a co dopiero całego sektora elektroenergetycznego. Nie eliminuje to
jednak konieczności podejmowania takich działań.
Niestety, wobec coraz szybszego tempa zmian w gospodarce i coraz większej
jej złożoności, trafne planowanie staje się nie tylko coraz trudniejsze, ale i coraz
mniej wiarygodne (pomimo, że obecnie dysponujemy całą gamą nowoczesnych
narzędzi i metod). Chybione plany, zwłaszcza w sektorze energetycznym, mogą
spowodować poważne perturbacje w całej gospodarce.
Lepsze zrozumienie procesu planowania i wszystkich jego etapów oraz tego
co jest realne, pozwala na zajmowanie się równocześnie większą liczbą sytuacji niż
tą, którą planuje się oddzielnie; (tym samym pozwala to na większą zdolność
reagowania w przyszłości).
A zatem przystępując do planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego
należy wziąć pod uwagę wiele uwarunkowań wpływających na ten system
i umożliwiających jego sprawne funkcjonowanie, wśród nich: rozwój technologiczny,
bezpieczeństwo ciągłości dostaw, oddziaływanie na środowisko, jakość życia
społeczeństwa, dystrybucję i konkurencję.
Według F. Krawca proces planowania w sektorze elektroenergetycznym
rozpoczyna się od opracowania prognozy zapotrzebowania na energię. Proces ten
jest bardzo złożony, bo jest wynikiem indukcji przyszłych i przeszłych informacji [4].
Prognozy muszą objąć wszystkie składniki rynku energetycznego, w tym:
konkurencyjność, szacunki finansowe, warunki i ograniczenia w budowie nowych
elektrowni.
Należy
dokonać
szczegółowych
prognoz
ekonomicznych,
demograficznych popytu sprzedaży i dystrybucji.
U podstaw opracowania prognoz zużycia energii elektrycznej jest wydzielenie
grup jej użytkowników czyli przemysłu, sektora handlu i usług oraz sektora
mieszkaniowego.
Każdy proces prognozowania zapotrzebowania na energię powinien
następować po dokładnej analizie istniejącej sytuacji gospodarczej w skali mikro
i makro oraz dokładnej ocenie czynników warunkujących jej wytwarzanie,
dystrybucję, odbiór oraz zużycie.
Zapotrzebowanie jest prognozowane i mierzone na wielu płaszczyznach:
produktu, odbiorcy i przedziału czasowego.
Prognozowanie zapotrzebowania na energię jest zadaniem niezwykle
złożonym z uwagi na fakt, że szereg czasowy zapotrzebowania wykazuje
sezonowość – dobową, tygodniową i roczną, jak również ze względu na czynniki
zewnętrzne (które mają istotny wpływ na wysokość zapotrzebowania), np. czynniki
meteorologiczne.
Rozpoznanie rynków docelowych
Rozpoznanie rynków docelowych znaczy tyle, co zidentyfikowanie wszystkich
podmiotów na nim działających, w tym konkurencyjnych. Następnie zebranie o nich
dostępnych informacji, opisujących specyfikę ich funkcjonowania i opracowanie
prognozy szans rozwoju (rozmiaru rynku, jego tendencji rozwojowych).
Rozpoznanie rynków docelowych polega również na identyfikacji wszystkich
produktów konkurujących na tym rynku, określenie rzędu jego sprzedaży, następnie
dokonania szacunku wzrostu dla przyszłego rynku.
Po wyborze docelowych odbiorców i określeniu ich potrzeb, zdefiniowaniu
łańcucha „dodatkowych wartości produktów i usług”, należy określić pozycję produktu
18
lub usługi na rynku, co również nie jest sprawą łatwą. Bo to wzrost konkurencji na
runku wymusza podejmowanie strategicznych decyzji, dotyczących pozycji firmy na
rynku. Im większa konkurencja, tym trudniej określić pozycję.
Uczestnikami rynku elektroenergetycznego są: odbiorcy końcowi, wytwórcy
energii elektrycznej, przedsiębiorstwa obrotu hurtowego i detalicznego, Operator
Systemu Przesyłowego, Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego, Operatorzy
Handlowo – Techniczni, Operatorzy Handlowi.
Głównym celem działania rynku elektroenergetycznego jest optymalizacja
kosztów całkowitych produkcji, dostaw energii elektrycznej dla gospodarki
i społeczeństwa poprzez wprowadzenie mechanizmów konkurencyjnych do
wytwarzania i obrotu energią elektryczną [5].
W ogólnym ujęciu rynek usług elektroenergetycznych to ogół transakcji
w zakresie usług elektroenergetycznych, których obecnie liczba systematycznie
rośnie, a tym samym wzrasta jego rola w gospodarce.
Metody prognozowania
Celem prognozy jest opracowanie zestawu informacji, mierników, wskaźników
oraz prawdopodobnych warunków przyszłości.
Wśród metod prognozowania i zapotrzebowania na energię wyróżnia się:
1. Podejście ekonometryczne (do prognozowania tego, co ma się zdarzyć
w przyszłości, wykorzystuje się kombinację zasad ekonomicznych i metod
statystycznych). Podejście to składa się z określenia statystycznych
współzależności pomiędzy zmienną zależną (zużycie energii elektrycznej /
gazu), a zmiennymi niezależnymi, objaśniającymi (dochód, wielkość
produkcji
wytworzonej,
ceny
energii,
zmiany
demograficzne
i technologiczne, regulacje rządowe, warunki środowiskowe). Stwarza to
możliwość zbudowania ścisłych modeli zależności zapotrzebowania na
energię, ale warunkiem ich budowy powinna być dobra znajomość tych
czynników.
2. Podejście inżynierskie (końcowego zapotrzebowania), wykorzystująca
wysoko zdezagregowane informacje dotyczące zapotrzebowania na
energię przez różnego rodzaju odbiorniki, urządzenia i typy zastosowań.
Bazuje ono na szczegółowych informacjach dotyczących liczby urządzeń,
wykorzystujących każdy rodzaj nośnika energii w projektowanym
przedziale czasowym, przewidywanych wskaźnikach jednostkowego
zużycia dla każdego z typów urządzeń i liczby urządzeń danego typu
będącego aktualnie w użytkowani. Iloczyn aktualnej liczby urządzeń i ich
obliczeniowy współczynnik zużycia energii i wskaźnik jego rzeczywistego
wykorzystania daje prognozowane zapotrzebowanie na energię przez tę
kategorie urządzeń. Metoda ta ułatwia bezpośrednie określenie
racjonalnego wykorzystywania energii przez dany sprzęt oraz zmian
w zachowaniach odbiorców.
3. Podejście zintegrowane, wyznacza dwie metody integracji. W pierwszym –
podejście końcowego zapotrzebowania może być włączone do modelu
ekonometrycznego i spełniać funkcję pomocniczą w całościowym procesie
pełnego prognozowania. W drugim - parametry ekonometryczne mogą
być odzwierciedlone w kategoriach końcowego zużycia energii. Obie
kombinacje są praktyczne, ale w dużym stopniu zależą od danych
dotyczących przedsiębiorstw energetycznych oraz strategii przyjętych przy
19
prognozowaniu [2].
W „Polityce Energetycznej Polski do 2025 roku” prognozę zapotrzebowania na
paliwa i energię opracowano na podstawie scenariusza makroekonomicznego
rozwoju kraju. Prognozę tę sporządzono w czterech wariantach:
−
Wariant Traktatowy (w którym uwzględniono postanowienia Traktatu
Akcesyjnego),
−
Wariant Podstawowy Węglowy, różni się tym od poprzedniego, że wymóg
spełnienia postanowień w zakresie emisji z dużych obiektów spalania
został zastąpiony przez realizację Krajowego Planu Redukcji Emisji
(KPRE),
−
Wariat Podstawowy Gazowy, różni się od Podstawowego Węglowego tym,
że dostawy węgla do produkcji energii elektrycznej są utrzymywane na
obecnym poziomie, a paliwem dodatkowym w tym wariancie będzie przede
wszystkim gaz ziemny,
−
Wariant Efektywnościowy, spełnia takie same kryteria ekologiczne jak
warianty podstawowe (założono w nim uzyskanie dodatkowej poprawy
efektywności energetycznej w obszarach: wytwarzania, przesyłu,
dystrybucji).
W trzech pierwszych wariantach przewidywane zapotrzebowanie na energię
finalną (konsumowaną przez podmioty gospodarcze i gospodarstwa domowe),
wzrośnie do 2025 roku o koło 55%. W Wariancie Efektywnościowym
zapotrzebowanie na energię finalną wzrośnie do tego samego okresu o 48%,
a osiągnięte oszczędności poszczególnych nośników będą na poziomie 4 – 6%,
wzrośnie również zużycie energii ze źródeł odnawialnych.
Do opracowania prognozy zapotrzebowania na energię użyteczną do 2030
roku zastosowano model zużycia końcowego (end-use) o nazwie MAED (gdzie
tworzone są projekcje zapotrzebowania na energię użyteczną, dla każdego kierunku
użytkowania energii w ramach każdego sektora gospodarki).
Wyniki modelu MAED są wsadem do symulacyjnego modelu energetyczno –
ekologicznego BALANCE wyznaczającego zapotrzebowanie na energię finalną
z podziałem na poszczególne nośniki oraz krajowe bilanse energii i wielkości emisji
zanieczyszczeń, którego istotą jest podejście rynkowe. Wynikiem działania tego
modelu jest najbardziej prawdopodobna projekcja przyszłego stanu gospodarki
energetycznej przy przyjętych założeniach i warunkach brzegowych, dotyczących
cen paliw pierwotnych, polityki energetycznej państwa, postępu technologicznego
oraz ograniczeń w dostępnie do nośników energii, a także ograniczeń czasowych
w procesach inwestycyjnych.
Prognozę struktury systemowych źródeł energii elektrycznej o najmniejszych
zdyskontowanych kosztach wytwarzania wytworzono za pomocą modelu WASP4 [6].
GOSPODARCZE
ZNACZENIE
ELEKTROENERGETYCZNEGO
PLANOWANIA
ROZWOJU
SYSTEMU
Planowanie rozwoju systemu elektroenergetycznego stanowi jeden
z ważniejszych obszarów badań w gospodarce. Przedsiębiorstwa, w tym również
branży elektroenergetycznej, potrzebują zarówno planów jak i prognoz krótko
i długoterminowych. Znaczenie ich wzrasta wraz ze wzrostem konkurencji
i mechanizmów wolnorynkowych na rynku energii elektrycznej.
20
Rynek energii w Polsce pomimo wielu zastrzeżeń działa pozytywnie. Jego
zmiany są jednak niezbędne, gdyż odbiorca powinien otrzymywać konkurencyjną
ofertę sprzedaży nowego produktu lub usługi.
Gwarantem niedyskryminowania niezależnych dostawców wydaje się być
unbuilding właścicielski, gdyż przekłada się on na stopień faktycznej konkurencji na
rynku detalicznym.
Trafne plany rozwoju systemu elektroenergetycznego są bardzo ważne dla
rozwoju całej gospodarki, gdyż od tego zależy jej funkcjonowanie i rozwój.
Największe znaczenie dla sektora elektroenergetycznego w gospodarce ma
rynek przemysłowy, stanowi on bowiem najbardziej atrakcyjną grupę odbiorców
wykazujących ciągłe tendencje rozwojowe. Na tym rynku najważniejszymi klientami
są duże i średnie firmy. Niemałe znaczenie dla tego sektora posiada również rynek
handlowo – usługowy, którego głównymi segmentami są duże i średnie zakłady
handlowo – usługowe, szkoły, uczelnie, instytucje rządowe.
Polska gospodarka musi stawiać na energooszczędność i konieczną zmianę
struktury zużycia energii. Należy też tworzyć skuteczne programy działań
energooszczędnych.
Tabela 1. Efekty trafnego planowania systemu elektroenergetycznego
EKONOMICZNE:
REGULACYJNE:
- brak strat spowodowanych błędnymi
decyzjami,
brak
strat
spowodowanych
nieplanowanymi przestojami,
- efektywne funkcjonowanie rynków paliw
i energii,
- w miarę stabilne ceny paliw i energii
oraz ciepła sieciowego,
zysk
z
tytułu
nowoczesnego
wytwarzania i oszczędności energii
elektrycznej,
- synergia przepływu kapitału pomiędzy
różnymi podmiotami gospodarczymi,
- minimalizacja kosztów transakcyjnych,
- czytelne przepisy i korzystne regulacje
prawne,
- równoprawność wszystkich podmiotów
działających na rynku elektroenergetycznym,
- zapewnienie bezpieczeństwa dostaw paliw i
energii,
- wprowadzenie i respektowanie przepisów
dotyczących wykorzystywania odnawialnych
źródeł energii elektrycznej,
- dywersyfikacja struktury wytwarzania,
EKOLOGICZNE:
DLA SEKTORA
ELEKTROENERGETYCZNEGO:
- poprawa stanu środowiska naturalnego
w wyniku ograniczenia szkodliwego
oddziaływania energetyki,
- poprawa jakości życia,
- ciągłe zmniejszanie energochłonności,
- rozwój technologii uwzględniających
aspekty ekologiczne,
- większy udział odnawialnych źródeł
energii,
- termiczne przetwarzanie odpadów w
celu pozyskiwania energii,
- uprawa roślin energetycznych.
- dążenie do wzrostu gospodarczego,
- wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i
energii,
- modernizacje technicznej infrastruktury
elektroenergetycznej,
- większa elastyczność wytwarzania energii
elektrycznej,
- mała awaryjność systemów energetycznych,
budowa
i
modernizacja
urządzeń
pracujących dla energetyki,
- nowoczesne technologie wytwarzania
energii.
Źródło: opracowanie własne
21
Zapotrzebowanie na energię w sektorze przemysłowym jest funkcją zmian
w wielkości produkcji, strukturze produkcji i usług i zużycia energii na jednostkę
produkcji. Sektor ten charakteryzuje wielka ilość stosowanych procesów,
zużywanych materiałów, wyposażenia technicznego zakładów i dlatego jest
najbardziej czuły na zachodzące zmiany w gospodarce. Charakteryzuje się
najwyższą fluktuacją zapotrzebowania na energię [4].
Konsumpcja energii w skali kraju jest napędzana przez przemysł, dlatego
efektywny i dobrze zaplanowany system elektroenergetyczny wydaje się być nie
tylko motorem rozwoju gospodarczego, ale jego gwarantem, może i powinien
przynosić korzyści. wybrane z nich zestawiono w tabeli 1.
Podstawowym celem gospodarczym systemu elektroenergetycznego jest
konieczność ciągłego, bezawaryjnego zaopatrzenia odbiorców w energię
w optymalnej ilości. System ten jest ściśle powiązany z innymi nie energetycznymi
systemami tworząc system społeczno-gospodarczy.
Wśród tych zależności można wydzielić następujące grupy powiązań [7]:
−
powiązania wynikające z przepływów międzygałęziowych (gospodarka
energetyczna kraju z pozostałymi gałęziami gospodarki narodowej),
−
powiązania o charakterze ograniczeń dotyczących środków finansowych,
terenów i siły roboczej,
−
powiązania wynikające ze współzależności gospodarki energetycznej
i innych gałęzi w procesie postępu technicznego,
−
powiązania ekonomiczne gospodarki energetycznej z gospodarką
narodową i środowiskiem,
−
powiązania będące wynikiem wymiany międzynarodowej.
Obecnie szczególną uwagę zwraca się na powiązania systemu
energetycznego ze środowiskiem naturalnym i jego wpływem na wszystkie jego
elementy.
PODSUMOWANIE I WNIOSKI
Gospodarka narodowa stanowi nadrzędną kategorię w stosunku do
gospodarki energetycznej, której elementem jest system energetyczny, (wywierający
wpływ na gospodarkę). Dlatego rozpatrując plany rozwoju systemu energetycznego
nie sposób pominąć wzajemnej zależności gospodarki od energetyki i energetyki od
kierunków rozwoju gospodarczego.
Obecnie zaspokajanie potrzeb elektroenergetycznych jest podstawą komfortu
życia, a cena energii elektrycznej w znacznym stopniu wpływa na konkurencyjność
gospodarki i modernizację gospodarstw domowych. Wobec coraz szybszego tempa
zmian w gospodarce i coraz większej jej złożoności trafne prognozowanie
i planowanie funkcjonowania systemu elektroenergetycznego staje się coraz
trudniejsze i mniej prawdopodobne.
Nie bez znaczenie dla gospodarki są możliwości wykorzystania metod
matematycznych i ekonometrycznych w procesie modelowania i prognozowania
popytu i podaży, mocy, zapotrzebowania na energię elektryczną. Prognozy
długoterminowe
charakteryzuje
duży
stopień
niepewności,
wynikający
z różnorodności scenariuszy rozwoju techniki i technologii oraz cech strukturalnych
rozwoju gospodarczego. Wymagają one zatem korekt wraz z upływem czasu.
Nietrafne prognozy, obarczone nawet małym błędem, powodują wysokie koszty
finansowe w gospodarce.
22
Plany technologiczne rozwoju całej branży energetycznej powinny obejmować
kluczowe grupy technologii oraz kierunki niezbędnych działań w sferze badawczo –
rozwojowej, a także legislacyjnej i społeczno-politycznej. Końcowym wynikiem
opracowania trafnego planu zapotrzebowania na energię powinna być identyfikacja
rozwoju kluczowych technologii z zakresu energetyki oraz sporządzenie scenariuszy
ich rozwoju. Praktycy podkreślają, że wdrażając plany rozwoju sektora
elektroenergetycznego, można ograniczyć ryzyko finansowe, techniczne, ale trudno
w polskich realiach ocenić ryzyko społeczne i polityczne.
LITERATURA:
[1] Ackoff L. R., Magidson J., Addison J. H.: Projektowanie ideału, WSiP S.A.,
Warszawa 2007.
[2] Chochowski A., Krawiec F.: Zarządzanie w energetyce, Difin, Warszawa 2008.
[3] Kassenberg A.: Energetyka a zrównoważony rozwój, XI Międzynarodowa
Konferencja Energetyczna Europower, Warszawa, 1 -2 października 2008.
[4] Krawiec F.: Zarządzanie projektem innowacyjnym produktu i usługi, Difin,
Warszawa 2000.
[5] Krawiec F., Krawiec S.: Zarządzanie marketingiem w firmie energetycznej, Difin,
Warszawa 2001.
[6] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku, Załącznik 2 do
projektu „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, projekt z dnia 5.03.2009,
Warszawa, marzec 2009.
[7] Ziębik A., Szargut J.: Podstawy gospodarki energetycznej, Wydawnictwo
Politechniki Śląskiej, Gliwice 1997.
23
Rozdział 3
POLITYKA ENERGETYCZNA
Z POLSKIEJ PERSPEKTYWY
Piotr JEŻOWSKI
WSTĘP
Polityka energetyczna Unii Europejskiej stanowi zmieniający się obszerny
zespół regulacji dotyczących systemu prawa, systemów regulacyjnych, struktur
organizacyjnych, cen i taryf oraz mechanizmów ekonomiczno-finansowych. Polityka
energetyczna UE stawia sobie następujące główne cele:
•
zapewnienie krótko- i długookresowego bezpieczeństwa energetycznego,
•
zapewnienie konkurencyjności gospodarki poprzez minimalizację cen
energii w warunkach samofinansowania sektorów energetycznych,
•
ochronę środowiska poprzez minimalizację szkodliwości technologii
energetycznych dla środowiska i klimatu Ziemi,
•
poprawę efektywności energetycznej.
Założenia ekologiczne i klimatyczne powodują, że polityka energetyczna UE
jest w zasadzie częścią polityki ekologicznej UE, która uwzględnia zasady rozwoju
zrównoważonego, to jest uznania nadrzędności wymogów ekologicznych w procesie
rozwoju społeczno-gospodarczego, oraz wymagania dotyczące ochrony klimatu,
związane z realizacją porozumienia z Kioto a uznające katastroficzne opinie pewnej
części klimatologów. Polityki energetycznej i strategii rozwoju energetyki UE nie
można rozpatrywać w oderwaniu od unijnej strategii rozwoju zrównoważonego oraz
strategii ochrony klimatu.
Przyjmując ambitne cele, polityka energetyczna, UE stawia przed członkami
Wspólnoty wielkie wyzwania w zakresie osiągnięć ekologicznych i energetycznych,
a przede wszystkim kosztów przestawienia krajowych sektorów energetycznych na
nowe tory. Przy tym nie są to zadania i obciążenia równomiernie i sprawiedliwie
rozłożone między poszczególne państwa członkowskie. Ze względu na strukturę
bilansu energetycznego Polska, znajduje się tu w naprawdę trudnej sytuacji.
Celem opracowania jest przedstawienie na tle głównych kierunków polityki
energetycznej UE, próby syntetycznej oceny konsekwencji społeczno-gospodarczych
realizacji przez Polskę celów energetyczno-ekologicznych. Praca pomija dwa ważne
aspekty polityki energetycznej UE – bezpieczeństwo energetyczne i funkcjonowanie
rynków energetycznych.
24
NOWA POLITYKA ENERGETYCZNA UE
Podstawą wyjściową polityki energetycznej były i są takie akty prawne
i wytyczne ogólne o charakterze strategiczno-taktycznym jak: Traktat karty
energetycznej, Europejska karta energetyczna, czy białe i zielone księgi UE
i konkluzje prezydencji[1]. Jednak zasadnicze regulacje sektorów energetycznych w
UE stanowią dyrektywy. Do najważniejszych dyrektyw o charakterze energetycznoekologicznym zaliczają się:
•
Dyrektywa 96/61/WE (dyrektywa IPPC) w sprawie zintegrowanego
zapobiegania i ograniczenia zanieczyszczeń, wprowadzająca pozwolenia
zintegrowane (PZ) dla większych instalacji, które są oparte na najlepszej
dostępnej technice (BAT),
•
Dyrektywa 2001/80/WE (dyrektywa LPC) w sprawie ograniczenia
niektórych zanieczyszczeń powietrza atmosferycznego z dużych obiektów
energetycznego spalania paliw, wprowadzająca niskie limity emisji SO2,
NOx i pyłów dla instalacji energetycznych o mocy wyższej niż 50 MW,
•
Dyrektywa 2001/81/EC (dyrektywa NEC) w sprawie narodowych pułapów
emisji zanieczyszczeń, wprowadzająca łączne limity emisji SO 2 i NOx dla
poszczególnych państw UE,
•
Dyrektywa 2003/87/WE (dyrektywa ETS) dotyczącą zasad handlu
emisjami gazów cieplarnianych, zmieniona dyrektywą łącząca
2004/101/EC (linking directive) – wprowadzająca od 1 stycznia 2005 r.
handel CO2,
•
Dyrektywa 2001/77/WE (dyrektywa RES) w sprawie wspierania produkcji
na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł
odnawialnych,
•
Dyrektywa 2003/30/WE w sprawie wspierania użycia w transporcie
biopaliw lub innych paliw odnawialnych,
•
Dyrektywa 2004/8/WE (dyrektywa CHP) w sprawie wspierania kogeneracji
(gospodarki skojarzonej) w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe
na rynku wewnętrznym energii, zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG.
Ponadto obowiązuje kilka dyrektyw regulujących efektywność energetyczną.
Najważniejsze z nich to:
•
Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania
energii i usług energetycznych oraz uchylająca dyrektywę 93/76/EWG,
•
Dyrektywa 2005/32/WE ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów
dotyczących ekoprojektu dla produktów wykorzystujących energię,
•
Dyrektywa 2002/91/WE w sprawie charakterystyki energetycznej
budynków.
W ostatnich trzech latach Komisja i Parlament Europejski wypracowują nową
politykę energetyczną o większej spójności niż poprzednia. Najważniejszymi
dokumentami w tym zakresie są:
•
Zielona księga 2006 „Europejska strategia na rzecz zrównoważonej,
konkurencyjnej i bezpiecznej energii”. Jest to formalny dokument
początkujący nową politykę energetyczną, zakreślający i modyfikujący
główne cele dotychczasowej polityki energetycznej UE nakierowane
obecnie na wzrost konkurencyjności rynku energii, poprawę
bezpieczeństwa dostaw energii oraz rozwój energetyki odnawialnej
ograniczający wpływ na środowisko [2].
25
•
Pakiet energetyczny 2007 (Energy package 2007) przedstawiony do
konsultacji w styczniu 2007 r. Pakiet stanowi zestaw dokumentów
dotyczących propozycji działań legislacyjnych i innych w zakresie rynku
energii elektrycznej i rynku energii gazowej, energii jądrowej, technologii
energetycznych, w tym także mapy drogowej dla źródeł odnawialnych [2].
W istocie jest to skonkretyzowany zarys nowej europejskiej polityki
energetycznej, określający cele do 2020 r. oraz cele dalszej perspektywy
do 2050 r.1
W marcu 2007 r. na szczycie w Brukseli przyjęto trzy wiążące cele do 2020
roku, to jest: redukcję gazów cieplarnianych o 20%, wzrost udziału energii
odnawialnej do 20% oraz oszczędność zużycia energii pierwotnej – 20% (pakiet
3x20). W styczniu 2008 r. Komisja Europejska opublikowała wchodzący w skład
pakietu energetyczno-klimatycznego projekt ramowej dyrektywy dotyczącej promocji
źródeł odnawialnych (RES). Cele dyrektywy są ponowieniem i uszczegółowieniem
ustaleń szczytu marcowego 2007 r. Do 2020 r. zostały one sformułowane
następująco: redukcja emisji gazów cieplarnianych o 20%, wzrost udziału energii ze
źródeł odnawialnych do 20% całkowitego zużycia z 10-procentowym udziałem
biopaliw w transporcie oraz wzrost efektywności energetycznej o 20%. Do
ważniejszych zalecanych kierunków działań realizacji dyrektywy RES powinny być
czyste technologie węglowe i technologie wychwytywania i magazynowania CO2
(carbon capture and storage – CCS) [3].
Nowa polityka energetyczna UE obejmuje również zmiany innych
obowiązujących dyrektyw, a mianowicie: nowelizację dyrektywy IPPC modyfikującej
zapisy dyrektywy LPC, nowelizację dyrektywy NEC, przegląd i projekt nowej
dyrektywy ETS. Zmiany te uzupełnia nowa dyrektywa o wychwytywaniu
i składowaniu dwutlenku węgla (dyrektywa CCS). Zmiany dyrektyw idą w kierunku
wyraźnego zaostrzenia wymogów ekologiczno-energetycznych oraz poszerzenia
liczby instalacji podlegających regulacji. Przesądzony został kierunek zmian
w dyrektywie ETS i dyrektywie RES. Pierwsza zobowiązuje elektrownie do wykupu
pozwoleń emisyjnych CO2 od 2013 r., druga natomiast nakłada na poszczególne
kraje UE zróżnicowane cele wskaźnikowe w zakresie OZE, ustalając m. in. dla Polski
poziom 15% [4].
UE jako promotor rozwoju zrównoważonego, obrońca klimatu Ziemi i lider
OZE stawia sektorom energetycznym coraz wyższe wymagania ekologiczne
i efektywnościowe. Uznając słuszność założeń i kierunków polityki energetycznej UE
należy zauważyć jednak rosnące zaangażowanie Komisji i Parlamentu
Europejskiego w tym zakresie. Polityka energetyczna i ekologiczna UE mają
znamiona licytacji pokerowej. Jeszcze nie osiągnięto pierwotnych celów, a już
następne wyśrubowane zadania są formułowane nie tylko dla perspektywy 2020 r.,
lecz także do 2050 r. Często oznacza to zmianę reguł i zasad w trakcie ich realizacji.
Rosnące zaangażowanie nie zawsze jest dobrym doradcą w rozwiązywaniu
poważnych problemów, zwłaszcza gdy UE daleko jest do samowystarczalności
energetycznej, co więcej zależność energetyczna UE rośnie w perspektywie (z 50%
do 70%).
W Komisji Europejskiej nie ukrywa się, że zmiany tylko dyrektyw ETS i RES
mogą przyczynić się wzrostu cen energii. Jednak szacunki 30-procentowego wzrostu
wydają się skromne nie tylko dla krajów węglowych, lecz także całej Unii. Pakiet
3 x 20 ma również to do siebie, że zmusza kraje opierające energetykę na węglu do
1
Por. Europejska polityka energetyczna. Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu
Europejskiego. KOM(2007)1. Bruksela 10 stycznia 2007
26
znacznie większego wysiłku finansowego niż te, które mają korzystny bilans
energetyczny.
W ostatnich 2 latach zmieniły się ogólne parametry ekonomiczno-finansowe
gospodarki światowej, która przeżywa głęboki kryzys finansowy i gospodarczy.
Konsekwentna realizacja polityki ochrony klimatu (opartej na nieaktualnych
przesłankach i nie dość dobrze uzasadnionych podstawach merytorycznych) tylko
w ramach UE w oderwaniu od światowych rynków energii, z pominięciem ważnych
gospodarek globalnych może się okazać zagrożeniem dla rozwoju przemysłu
w Europie i utratą konkurencyjności względem reszty świata. Wprawdzie
oddziaływanie czynników wzrostu cen paliw kopalnych, zwłaszcza ropy naftowej,
niezależnych od polityki energetycznej UE, zostało czasowo przesunięte przez
spadek koniunktury, to jednak szukanie źródeł sukcesu w kryzysie gospodarczym
jest trudne do akceptacji.
Zamiana darmowego przydziału (grandfathering) pozwoleń na emisję CO2 dla
elektrowni na wymóg ich wykupu po 2012 r., to de facto wprowadzony tylnymi
drzwiami semi-podatek ekologiczny, zwiększający dochody budżetu państwa, ale
bezpośrednio podnoszący koszty produkcji konwencjonalnej energii elektrycznej.
Zasada wykupu jest też skutkiem benchmarkingu z I fazy ETS, gdy cały system
zbankrutował w 2007 r. Wykup jest zabezpieczeniem się przed ponownym
załamaniem ETS z powodu braku koniunktury czy korzystnych warunków
pogodowych. Głównym celem wykupu jest wzmocnienie zmian relatywnych cen
energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych i odnawialnych.
KONSEKWENCJE DLA POLSKI
Wpływ dotychczasowej polityki energetycznej UE na polską energetykę
i gospodarkę jest bez wątpienia bardzo silny. W pierwszym rzędzie konieczne było
dostosowania polskiego prawa ochrony środowiska i prawa gospodarczego do
wymogów dyrektyw UE. Polska musiała dokonać również zmian organizacyjnych
oraz wprowadzić monitoring ekologiczny. Do głównych przepisów prawa
zmienionych lub utworzonych pod wpływem wymogów UE należą ustawy – Prawo
ochrony środowiska (2000), Prawo energetyczne (1997) oraz ustawy o węższym
zakresie przedmiotowym jak np. ustawa o handlu uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych i innych substancji (2004) [10]. Ważne w tym zakresie są dokumenty
rządowe, będące skutkiem zmian prawa ekologicznego i energetycznego, m. in.
takie, jak: kolejne edycje polityki ekologicznej państwa, Strategia zrównoważonego
rozwoju Polski do 2025 roku, Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r.,
Polityka ekologiczna państwa na lata 2003-2006, Polityka energetyczna Polski do
roku 2025, Program dla elektroenergetyki, Polityka dla (sic!) przemysłu gazu
ziemnego oraz kolejne wersje programów realizacji polityki właścicielskiej sektorów
energetycznych. Obecnie w końcowej fazie rodzi się z bólem polityka energetyczna
Polski do 2030 r.
Ze względu na zmieniające się uwarunkowania i zmiany podejścia kolejnych
rządów, ale również i pośpiech legislacyjny i miałkość opracowań zarówno prawo, jak
i dokumenty rządowe szybko się dezaktualizowały, co wymagało częstych
nowelizacji czy też przygotowania nowych dokumentów. Kolejne rządy nie
interesowały się specjalnie problematyką energetyczną, dając podstawę do
pozorowanego zaskoczenia zmianami podejścia UE.
Kardynalnym błędem procesu negocjacji akcesyjnych i harmonizacji prawa
była zgoda na wygórowane żądania UE dziedzinie ochrony środowiska i energetyki
27
oraz brak rzetelnego i realistycznego rozpoznania niezbędnych nakładów na
realizację poszczególnych dyrektyw i zobowiązań. Stąd też realizacyjna faza
wymogów UE zarówno przed, jak i po akcesji Polski do UE stanowi podstawowy
problem polityki energetycznej. Wiele różnych przedsięwzięć inwestycyjnych
znajduje się w dalszym ciągu w fazie realizacji, często ze znacznym opóźnieniem
czasowym. Jeszcze większe wyzwania i niewiadome niesie nowa polityka
energetyczna UE. Problem bowiem tkwi w tym, iż zarówno obniżenie emisji
zanieczyszczeń, jak i promocja OZE czy też dywersyfikacja dostaw energii
nierozerwalnie wiążą się z wysokimi kosztami, przynajmniej w krótkiej i średniej
perspektywie [1]. Ochrona środowiska, bezpieczeństwo energetyczne, czy promocja
OZE kosztują i niewiele jest działań w tym zakresie, które dają się zrealizować tanio.
Kluczowymi problemami polskiej energetyki, a zwłaszcza elektroenergetyki, są:
•
jednostronne uzależnienie elektroenergetyki i ciepłownictwa od węgla
(95% w porównaniu z 27% w EU-15),
•
niedostosowanie technologiczne elektroenergetyki i ciepłownictwa pod
względem osiągnięć emisyjnych,
•
struktura przychodu gazu oparta w dużej mierze na dostawach
zagranicznych od jednego dostawcy,
•
niska efektywność energetyczna, wynikająca z przestarzałych źródeł i sieci
elektroenergetyki i ciepłownictwa,
•
ogólna nieefektywność sektorów energetycznych i nadmierne zatrudnienie
w porównaniu z koncernami energetycznymi Europy (kilka razy wyższe
w przeliczeniu na zainstalowaną moc i produkcję energii),
•
niewielki zakres wykorzystania OZE oraz brak energetyki jądrowej.
Tak więc poza bezpieczeństwem energetycznym związanym z gazem
ziemnym, polska energetyka wymaga ogromnych nakładów inwestycyjnych na
modernizację techniczno-ekologiczną majątku produkcyjnego
oraz
sieci
elektroenergetycznych i ciepłowniczych. Energetyka polska potrzebuje również
zrealizowania nowych kapitałochłonnych inwestycji w zakresie nowych bloków
elektroenergetycznych (w tym też jądrowych), rozbudowy transgranicznych połączeń
z systemami sąsiedzkimi, zdecentralizowanych inwestycji w biotechnologie
energetyczne i energetykę wiatrową oraz budowy nadrzędnej infrastruktury
gazowniczej (gazociągi międzynarodowe i terminal LNG).
Energetyka i przemysł w Polsce dokonały wielkiego wysiłku finansowotechnicznego w kierunku realizacji dyrektywy IPPC. Natomiast jeszcze
nierozwiązanym problemem jest realizacja wymagań dotyczących emisji SO2 i NOx
wynikających z dyrektywy LPC. Jest to zagadnienie szczególnie istotne
w powiązaniu z wymogami dyrektywy NEC, ponieważ jest związane nie tylko
z ogromnymi nakładami inwestycyjnymi, lecz także z szybko ubiegającymi terminami.
Ogólnie ocenia się, że energetyka znajduje się dopiero na półmetku i Polska nie jest
w stanie wywiązać się w terminach ze zobowiązań wynikających z dyrektyw LPC
i NEC. Opóźnienia modernizacji elektrowni w zakresie instalacji odsiarczania spalin
powodują, że niektóre bloki są już obecnie wyłączne z ruchu ze względu na
przekroczenia emisji SO2. Co więcej, na skutek nowych zaostrzonych wymogów
proponowanych w nowej polityce energetycznej UE, może okazać się, że wiele
dotychczasowych inwestycji ekologicznych w energetyce jest chybionych i nie
uchroni instalacji przed wyłączeniami.
Handel emisjami CO2 w II fazie ETS (2008-2012) okazał się dla Polski
niekorzystny z powodu znacznie niższego przydziału pozwoleń niż oczekiwano,
także niższego niż w I fazie 2005-2007. Na lata 2008–2012 Polska otrzymała
28
pozwolenia na 208,5 mln t CO2 wobec 239,1 mln t w I fazie oraz wobec żądanych
286 mln t. Początkowo oceniano, że polskiej gospodarce może zabraknąć ok. 30 mln
t rocznie uprawnień na emisję CO2. To powodowało problemy sprawiedliwego
rozdziału uprawnień między branżami a proces uzgodnień na lata 2008-2012 długo
pozostawał niezakończony i budzący emocje. Główne sprzeczności interesów tkwią
między energetyką zawodową (elektrownie i elektrociepłownie) a hutnictwem żelaza
i stali, przemysłem cementowym, wapienniczym, rafineryjnym i chemicznym oraz
ciepłownictwem komunalnym. Ostatecznie dopiero 1 lipca 2008 r. rząd podjął
rozstrzygające decyzje. Konieczne redukcje (11%) dotknęły elektrownie
i elektrociepłownie zawodowe, ponieważ z przyczyn bilansowych w pozostałych
branżach swoboda manewru jest ograniczona.
Druga faza ETS to nie tylko ograniczone możliwości produkcyjne i finansowe
polskiej gospodarki, lecz także zupełnie inna sytuacja na europejskich rynku handlem
uprawnieniami. Do tego dochodzi podwyżka kar na przekroczenia emisji CO2 z 40 do
100 euro/t. O ile w I fazie system ETS zbankrutował ze względu na
przewymiarowanie liczby pozwoleń, co spowodowało spadek cen na giełdach do
poziomu śladowego, o tyle w II fazie ceny pozwoleń są znaczące. Mimo kryzysu
rynek wtórny funkcjonuje. Obecny stan koniunktury gospodarczej łagodzi obciążenie
polskich przedsiębiorstw z tego tytułu.
Projektowane zmiany ETS dla III fazy (2013-2020) postanowiły przed Polską
bardzo poważny problem. Propozycja wykupu przez elektrownie 100% pozwoleń
emisyjnych, CO2 od 2013 r. mogła je kosztować 5 mld euro rocznie, jako dodatkowe
obciążenie energetyki zawodowej do już istniejących ciężarów wynikających
z dyrektyw IPPC i LPC oraz z dyrektywy ETS w II fazie. Konsekwencją zmian handlu
CO2 byłby wzrost cen energii elektrycznej o 50-70% [3]. Niektóre szacunki podają
wzrost tych cen po 2012 r. nawet w granicach 70-90%. Jeśli już obecne ceny energii
są relatywnie wysokie a URE ma problemy z ukierunkowaniem polityki cen energii
elektrycznej, to prognozy takiej skali podwyżek postawiały rząd Polski w bardzo
trudnej sytuacji. Problemu nie rozwiązują sugestie ad hoc komisarza ds. środowiska
S. Dimasa, że na wykupie pozwoleń zarobi budżet państwa, gromadząc w ten
sposób fundusze na rekompensaty dla najbiedniejszych odbiorców energii
elektrycznej. Tworzenie programów socjalnych dla szerokiego kręgu gospodarstw
domowych z tytułu cen energii jest niebezpieczne i na razie nikt nie wie jak to ma
funkcjonować. Ostatecznie Polsce udało się złagodzić warunki wykupu pozwoleń
przez elektroenergetykę. Niemniej jednak nie rozwiązuje to problemów ekonomicznofinansowych, tylko je oddala w czasie.
Natura CO2 nie pozwala na szybkie złagodzenie sytuacji przez postęp
techniczny. Technologie wychwytywania i składowania CO2 (CCS) znajdują się in
statu nascendi, w zasadzie w fazie badań jako słabo zaawansowane. Nie są one
jeszcze technicznie i ekonomicznie w pełni rozpoznane. Uruchomienia bloków
energetycznych z tymi rozwiązaniami dotyczą projektów małej skali, do tego bardzo
drogich w budowie (instalacja Vattenfall na bloku 30 MW w "Schwartze Pumpe"
okazała się 3 razy droższa od konwencjonalnej). UE dopiero chce uruchomić
instalacje demonstracyjne. Pokazowy charakter rozwiązań oznacza to ze autorzy
tych pomysłów nie do końca są przekonani o wykonalności technicznej
i ekonomicznej. Przyjmuje się, że dopiero po 2020 r. bezemisyjne technologie
węglowe będą miały komercyjny charakter. Ryzyko ekonomiczne realizacji
technologicznej redukcji CO2 jest nieokreślone. Spodziewany koszt wychwytywania
i składowania w wysokości 20 euro/t już obecnie poddawany jest w wątpliwość [5].
Deklarowany optymizm rządu polskiego w sprawie pozytywnego wpływu na badania
29
i rozwój nowej gałęzi przemysłu nie jest uzasadniony, przede wszystkim ze względu
na 3-ktotnie większą skalę naszego "nawęglenia" elektroenergetyki i ciepłownictwa.
Oznacza to, że wpływ technologii na obniżenie emisji CO2 może się okazać
znacznie mniejszy niż deklarowane oczekiwania, co ujawni nierealność 20procentowego celu nie tylko w Polsce, ale także w całej UE.
Problemy z prowadzeniem węglowych elektrowni systemowych w warunkach
wzrostu kosztów zarządzania uprawnieniami do emisji CO2 stały się powodem
poważnego zastanowienia się nad rozwojem energetyki jądrowej. Jest to tym
bardziej uzasadnione, gdyż obecnie widać w UE rosnące przyzwolenie na
wykorzystanie energii atomowej. Głównymi przeszkodami w rozwoju energetyki
jądrowej w Polsce jest jej wysoka czasochłonność kapitałochłonność inwestycji.
Opinia publiczna kraju natomiast wykazuje rosnącą społeczną akceptację elektrowni
jądrowych nowej generacji
Jeśli idzie o energię odnawialną (OZE) to obecnie główną rolę grają
elektrownie wodne, które w szczególności korzystają z faktu, że ich koszty są
niewielkie a certyfikaty mają cenę dwukrotnie wyższą niż średnie ceny energii
eklektycznej. Drugim producentem OZE są w Polsce instalacje (głównie energetyki
i przemysłu papierniczego) spalające biomasę. Jednak opłacalność instalacji na
biomasę jest coraz mniejsza ze względu na rosnące ceny biomasy leśnej, rolniczej
i uprawowej. W sytuacji, w której kończą się możliwości taniego spalania biomasy za
nowe kierunki produkcji energii odnawialnej uznaje się biogazownie i farmy wiatrowe
[6]. Pozytywnym czynnikiem w tym zakresie jest niewątpliwie duża liczba inwestorów
w dziedzinie energetyki wiatrowej oraz biotechnologii związanych z rolnictwem
energetycznym (produkcja paliwa płynnego i gazowego z roślin uprawnych).
Biomasa stanowi potencjalnie zasadniczy zasób energii odnawialnej w Polsce.
Niektórzy mówią tu o możliwościach zagospodarowania nawet 4 mln ha, co
dawałoby w przeliczeniu 20 mld m3 gazu a więc dużo więcej niż obecne zużycie
krajowe [7]. Wydaje się jednak, że są to szacunki nazbyt optymistyczne. Przy tej skali
przeszkodą rozwoju mógłby stać się tu konflikt zastosowań energetycznych biomasy
z produkcją żywności oraz nieznane jeszcze parametry ekonomiczne produkcji
biogazu. Obiecującym kierunkiem jest energetyczne wykorzystanie odpadów
komunalnych (spalarnie).
Należy jednak zdawać sobie sprawę z tego, że promocja energii odnawialnej
musi prowadzić do ogólnego wzrostu cen energii w kraju. Instalacje na źródła
i paliwa odnawialne (wiatr, biomasa, odpady) są bardzo drogie, stąd
elektroenergetyka i ciepłownictwo wykorzystujące OZE jak dotąd nie wykazują
wysokiej efektywności ekonomicznej. Czynnikiem wpływającym na gorsze wskaźniki
ekonomiczne źródeł OZE jest ich niewielka skala urządzeń OZE, uniemożliwiająca
uzyskanie ekonomii skali w produkcji.
W tym świetle dziwią polskie deklaracje na wyrost, co do osiągnięcia
wyższych wskaźników OZE niż wymaga tego UE. Wychodzenie przed szereg nie jest
tu niczym uzasadnione. Nawet intensywny rozwój OZE, w tym także dzięki pomocy
finansowej z funduszy unijnych, nie zapewni automatycznego osiągnięcia celu
wskaźnikowego OZE dla Polski (15%), ponieważ start energetyki odnawialnej
w Polsce zaczął się z bardzo niskiego poziomu. Brakuje także jasnych systemowych
rozwiązań wspierania OZE i zniesienia barier organizacyjno-technicznych
przyłączenia do sieci elektrycznej źródeł OZE [8].
Wydaje się, że osiągnięcie 20-procentowej oszczędności energii pierwotnej
jest tym celem, który najłatwiej będzie osiągnąć. Promocja efektywności
energetycznej jest także dobrą drogą uniknięcia części problemów związanych
30
z zarządzaniem emisjami SO2, NOx i CO2 oraz łagodzenia deficytu nośników energii
końcowej.
Generalnie ocenia się, że potencjał oszczędzania energii w kraju jest wysoki.
Przemawia za tym z jednej strony dotychczasowe rozrzutne gospodarowanie
nośnikami energii w przemyśle, transporcie i gospodarstwach domowych, z drugiej
strony fakt, że istotną rolę w poprawie efektywności energetycznej może odegrać
postęp techniczny i wymiana odbiorników energii oraz wdrażanie inteligentnej
aparatury kontrolno-pomiarowej. Ponieważ działania te dotyczą wielkiej liczby
różnych podmiotów, a więc mają wyraźnie zdecentralizowany charakter, to
niewątpliwym czynnikiem sprzyjającym może być edukacja ekologiczna, podnosząca
świadomość energetyczną i zmieniająca kulturę użytkowania energii poprzez wyższe
umiejętności oszczędzania oraz właściwe postawy i zachowania. Od strony
administracji ważne jest etykietowanie urządzeń, stanowienie standardów
minimalnego zużycia energii, ustalenie wymogów dotyczących budynków,
prooszczędnościowego opodatkowania czy też wspierania finansowego inwestycji
zwiększających efektywność energetyczną. W sektorze energetycznym działaniami
zwiększającymi efektywność energetyczną muszą być poprawa sprawności
energetycznej wytwarzania energii, ograniczenie strat sieciowych oraz promocja
gospodarki skojarzonej [9].
PODSUMOWANIE I WNIOSKI
Polityka energetyczna UE nie do końca realizuje postawionych celów, przede
wszystkim niskich cen energii, albowiem wymogi ekologiczne kosztują a ceny energii
w całej UE i w poszczególnych krajach w ostatnim okresie zdecydowanie rosną.
Konsekwentna realizacja nowej polityki energetycznej UE będzie podtrzymywać te
tendencje.
Nie ulega wątpliwości, że polityka energetyczna UE w kluczowych obszarach jest
obiektywnie sprzeczna z interesami i możliwościami polskiej gospodarki.
Dekarbonizacja energetyki nie służy dobrze polskiej gospodarce.
Kolejne rządy polskie źle negocjowały warunki przystąpienia do UE, nie dysponując
rzetelnym rozpoznaniem wszystkich kosztów akcesji w obszarze energetyki, i łatwo
zgodziły się na wygórowane, ale niewykonalne żądania UE. Nota bene podobna
sytuacja dotyczy dyrektyw regulujących gospodarkę wodną, gospodarkę ściekową
i gospodarkę odpadami. Co więcej, następnie niechętnie uczestniczyły
w podejmowaniu ważnych decyzji dotyczących polityki energetycznej i ekologicznej
UE. Z tego powodu protesty strony polskiej związane z faktem, że pakiet 3x20
okazał się dla Polski zdecydowanie niekorzystny, są spóźnione i słabe.
Dotychczasowa polityka energetyczna Polski jest niekonsekwentna, pasywna,
deklaratywna, mało konkretna, chaotyczna i w słabym stopniu skoordynowana.
Świadczą o tym m. in. częste nowelizacje prawa, lawina dokumentów strategicznych,
powtarzające się problemy z przydziałem uprawnień do emisji CO2, brak
zdecydowania w sprawie kierunków restrukturyzacji organizacyjno-prawnej,
niekonsekwencje w polityce uwolnienia cen energii, brak jasnych reguł działania na
rynkach OZE. Dokumenty polityki energetycznej kraju nie są zbieżne z okresami
planistycznym w UE.
Konsekwencją słabości polskiej polityki energetycznej jest przede wszystkim
to, że Polska nie jest w stanie wywiązać się ze wszystkich zobowiązań wobec UE
w zakresie SO2 i NOx. ze skutkami dla polskiej gospodarki trudnymi do przecenienia .
Nowy negatywny impuls przyniesie realizacja pakietu 3x20. Przede wszystkim chodzi
31
o jego wpływ na wzrost cen energii elektrycznej, niemożliwy do absorpcji przez dużą
część budżetów domowych. Wobec ogromu dotychczasowych i nadchodzących
zadań Polski nie stać na tzw. dobre prezentowanie się i podejmowanie zobowiązań
ponad to, co jest minimalnym wymogiem UE.
W
warunkach
zmian
parametrów
ekonomiczno-finansowych
i zaopatrzeniowych w gospodarce globalnej oraz drastycznych zmian reguł polityki
energetycznej i ekologicznej UE koniecznością jest skonkretyzowanie i urealnienie
polityki energetycznej kraju oraz sfinalizowanie opracowania nowej strategii
energetycznej kraju. Dotychczasowe wskaźniki wyjściowe całkowicie się
zdezaktualizowały, w związku z tym prowadzone prace nad strategią energetyczną
kraju do 2030 r. okazały się nieprzydatne dla projektowania zmian w wewnętrznej
polityce energetycznej. Nota bene faktycznie powinna to być strategia do 2020 r.
z perspektywą do 2050 r. Nie ulega bowiem wątpliwości, że dla polskiej energetyki
i jej segmentów lat 2008-2020 są krytyczne zarówno ze względu na zewnętrzne
wymogi (dyrektywy), jaki i uwarunkowania wewnętrzne (modernizacja i nowe
inwestycje).
Najważniejszymi celami polskiej polityki energetycznej w nadchodzącym
okresie do 2020 r. i w dalszej perspektywie powinny być przede wszystkim:
•
kontynuacja inwestycji w instalacje ochrony środowiska, pierwszym rzędzie
w instalacje odsiarczania, a następnie również w instalacje odazotowania
spalin,
•
wspieranie rozwoju OZE, przede wszystkim opartej na biomasie, przez
intensywny rozwój produkcji biomasy i energetyczne wykorzystanie
odpadów oraz promocję produkcji i użytkowania biopaliw przy
przejrzystych mechanizmach wspierania rozwoju energetyki odnawialnej,
oraz likwidacji techniczno-organizacyjnych barier wejścia nowych
operatorów na rynki energetyczne,
•
wykorzystanie potencjału oszczędzania energii, w tym również przez
wykorzystanie możliwości gospodarki skojarzonej oraz racjonalizacji
transportu towarowego i pasażerskiego przez wybór środków transportu,
•
rozwój energetyki jądrowej oraz technologii CCS.
Kształtowanie i realizacja polityki energetycznej wymaga także koordynacji
badań naukowych i użytkowych pod kątem wyzwań, jakie niesie pakiet
energetyczno-ekologiczny do 2020 r. i dalszej perspektywy.
LITERATURA
[1] Borgosz-Koczwara M., Herlender K.: Bezpieczeństwo energetyczne a rozwój
odnawialnych energii. Energetyka 2008 nr 3; Łakomiak A.: Polityka ekologiczna
Państw Unii Europejskiej. Rynek Energii 2005 nr 12; Malko J.: Energetyczna
Strategia Unii Europejskiej. Wokół Energetyki 2006 nr 6.
[2] Tokarski S., Janikowski J.: Tworzenie polityki energetycznej Unii Europejskiej.
„Koncern” – Gazeta PKE SA 2007 listopad
[3] Kowalska A.: Nowe dyrektywy Unii Europejskiej dla obszaru elektroenergetyki.
Energia Elektryczna 2008 nr 4
[4] Tokarski S., Janikowski J.: Projekt nowej dyrektywy o źródłach odnawialnych.
„Koncern” – Gazeta PKE SA 2008 nr 3
[5] Gąsiorowska E., Piekacz J.: Wychwytywanie i składowanie CO2 – doświadczenia
praktyczne. Czysta energia 2009 marzec
[6] Kozmana M.: Rosną kary za czystą energię. Rzeczpospolita 2008-05-16
32
[7] Popczyk J.: Działania na 2008 oraz strategia na okres przejściowy (do 2020)
uwzględniająca perspektywę 2050. Energetyka Cieplna i Zawodowa 2007 nr 6;
Żmijewski K.: Wymiary bezpieczeństwa energetycznego. Energetyka Cieplna
i Zawodowa 2007 nr 5.
[8] Kamieński Z.: Owocne negocjacje. Czysta Energia 2007 listopad
[9] Tokarski S., Janikowski J.: Plan działania w sprawie efektywności energetycznej.
„Koncern” – Gazeta PKE S.A. 2006 nr 11 i 12
[10] Ustawa z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych i innych substancji. Dz. U. 2004 nr 281, poz. 2784
33
Rozdział 4
KSZTAŁTOWANIE UWARUNKOWAŃ
FISKALNO-PRAWNYCH W ZAKRESIE
BIOPALIW TRANSPORTOWYCH
W POLSCE
Adam KUPCZYK, Piotr BOROWSKI
WPROWADZENIE
W świecie globalnym dynamika zmian warunków funkcjonowania niektórych
dziedzin nauki, czy sektorów gospodarki jest tak duża, że w krótkim okresie może
wywołać zamieszanie i wrażenie chaosu. Znacznie szybciej pod wpływem prac
i osiągnięć naukowych, w warunkach nieskrępowanego przepływu informacji
efektywność technologii wyczerpuje się i na rynek wchodzą technologie nowej
generacji, bardziej wydajne [1]. I tak właśnie stało się przypadku sektorów biopaliw
transportowych 1-szej generacji (bioetanolu, biodiesla wytwarzanych z roślin
jadalnych) po Szczycie Klimatycznym w Poznaniu, gdy powstały nowe wytyczne na
najbliższe kilkanaście lat przyznające priorytet biopaliwom produkowanym
z surowców odpadowych i biopaliwom 2-giej generacji. Badania nad biopaliwami
2. generacji, produkowanymi z roślin energetycznych i odpadów, w wielu krajach są
na tyle zaawansowane, że obecnie planowana jest ich produkcja w skali
przemysłowej. W krajach, gdzie uregulowania prawne, nakazujące zbieranie
tłuszczów odpadowych funkcjonują sprawnie (np. Austria), znaczną cześć
biokomponentów 1.generacji produkowana jest z surowców odpadowych.
W Polsce sektor bioetanolu, wytwarzanego z roślin jadalnych, funkcjonujący
od lat 90. ub. stulecia2, był w fazie wzrostu i przejścia z bardziej energochłonnej
produkcji dwufazowej (gorzelnia rolnicza-zakład odwadniający) na produkcje
1-fazową, energooszczędna (wytwarzanie bioetanolu w jednym miejscu), z zimną
metodą zacierania Zmodernizowano ok. 10% gorzelni rolniczych, zredukowano
liczbę małych i średnich gorzelni rolniczych o ok. 80%, powstało kilka dużych,
nowoczesnych obiektów przemysłowych (1-fazowych), zorganizowano logistykę
i dokonano znaczących inwestycji w produkcję etanolu 1. generacji [2]. Trend
rozwoju sektora bioetanolu 1. generacji zaobserwowano w całej UE a także w USA.
Duże inwestycje w UE, głownie w 1.generację bioetanolu zwiększające zdolności
produkcyjne o ok. 3 mld l/rok, do roku 2008 opisuje Podlaski [3]
2
W okresie powojennym do benzyn dolewano nawet 20% obj. etanolu.
34
Jeszcze większe niepokoje w związku z obserwowanymi zmianami prawnymi
mogą wystąpić u krajowych producentów biodiesla produkowanego głównie z oleju
rzepakowego. Sektor biodiesla jest nowym sektorem w fazie powstawania i rozwoju.
Pierwszy duży zakład biodiesla w Polsce - Rafineria Trzebinia należąca do Grupy
PKN Orlen- uruchomił produkcję na przełomie 2004 i 2005 r. Po nim powstały trzy
następne duże zakłady. Łączne zdolności produkcyjne estrów w naszym kraju
wynoszą ok. 480 tys. t/rok. Docelowo zdolności produkcyjne w tym sektorze miały
przekroczyć 1,5 mln t/rok, mimo że baza surowcowa nie zabezpieczała takich
możliwości [2]
Pewne negatywne zmiany w zakresie otoczenia prawnego sektorów biopaliw
transportowych 1.generacji sygnalizowano w zaprezentowanej propozycji do
Dyrektywy na początku 2008 roku [4]. Jednak sama Dyrektywa [22] po Szczycie
Klimatycznym w Poznaniu, w grudniu 2008 poszła niespodziewanie daleko
z niekorzystnymi rozwiązaniami dla 1.generacji, szczególnie w kontekście opisanych
w dalszej części publikacji propozycji organizacji ITRE3.
W niniejszej, drugiej części publikacji przedstawione zostaną aktualne
uwarunkowania prawne dotyczące biopaliw transportowych 1.generacji w Polsce i ich
modyfikacje związane z preferowaną w ustawodawstwie UE 2. generacją.
W tabeli 1, poniżej przedstawiono krótkie charakterystyki poszczególnych
generacji biopaliw transportowych, od 1 do 4. Należy podkreślić, że w Polsce
prowadzone są jeszcze prace naukowo-badawcze z zakresu biopaliw
transportowych 1. generacji, w tym z czystego oleju rzepakowego. Należy też
zauważyć ogromną rolę surowca lignino-celulozowego przy produkcji biopaliw
transportowych kolejnych generacji, które nastąpią po generacji pierwszej. Dużą
wagę należałoby przyłożyć do surowców odpadowych, których wytworzenie nie
wymaga dużych nakładów energetycznych czy środowiskowych. Natomiast
w zakresie samego surowca prowadzone są intensywne badania w rożnych
ośrodkach naukowo-badawczych krajowych i zagranicznych, odbywają się liczne
konferencje z udziałem naukowców i specjalistów.[5] 4
Tabela 1. Generacje biopaliw transportowych
Nazwa
Opis
generacji
1. generacja Bioetanol
(BioETOH),
produkowany z roślin jadalnych
- czyste oleje roślinne (PVO)
biodiesel
stanowiący
estry
metylowe (RME) albo etylowe oleju
rzepakowego
biodiesel
powstający
z
transestryfikacji
olejów
posmażalniczych
- biogaz oczyszczony, powstający z
zawilgoconego
gazu
wysypiskowego,
z
oczyszczalni
ścieków lub biogaz rolniczy
- bioETBE - powstający w wyniki
3
Uwagi/ Faza życia w Polsce i
innych krajach
Pierwsza faza biopaliw mająca
wiele wad.
W Polsce estry w fazie
rozwoju, bioetanol w fazie
dojrzałości.
Nadal
prowadzone
są
wieloletnie badania nad tą
generacją.
Przewidywana
była
silna
pozycja Polski w UE w tych
sektorach.
Modernizacja
(bioetanol)
wzrost
zdolności
produkcyjnych
(biodiesel,
Komisja Przemysłu Parlamentu Europejskiego
Przykład: Konferencja pt. „Energia odnawialna”, Wieś Jutra, 4-5 grudnia 2008 r., Poświętne,
cykliczna konferencja pt. „Dni ślazowca” w SGGW i UP Lublin, i wiele innych.
4
35
przeróbki chemicznej bioetanolu
(przelicznik bioetanolowy= 0,45)
2. generacja - bioetanol otrzymywany w wyniku
zaawansowanych
procesów
hydrolizy i fermentacji biomasy
lignocelulozowej
- syntetyczne biopaliwa stanowiące
produkty przetwarzania biomasy
odpadowej
i
lignocelulozowej
poprzez zgazowanie i odpowiednią
syntezę na ciekłe komponenty
paliwowe (BtL)
- biodiesel, otrzymywany w wyniku
wodorowych
procesów
hydroodtleniania i dekarboksylacji
olejów roślinnych i tłuszczów
zwierzęcych
biogaz
jako
syntetycznie
otrzymywany gaz ziemny (SNG)
- biowodór
3. generacja biowodór
i
biometanol,
otrzymywane w wyniku zgazowania
lignocelulozy i syntezy produktów
zgazowania lub w wyniku procesów
biochemicznych
(opracowanie
technologii
powszechnego
otrzymywania i wdrożenia biopaliw
3. generacji szacowane na 2030 r.)
4.generacja
bioetanol 1-fazowy).
Koncepcja
biopaliw
2.
generacji
opiera
się
na
założeniu, że surowcem do ich
wytwarzania
powinna być
zarówno biomasa
jak i
odpadowe oleje roślinne i
tłuszcze
zwierzęce
oraz
wszelkie odpadowe substancje
pochodzenia
organicznego,
nieprzydatne w przemyśle
spożywczym czy też leśnym.
Otrzymywane podobnie jak
biopaliwa 2. generacji ale z
odpowiednio modyfikowanego
surowca
na etapie uprawy
m.in.
przy
pomocy
molekularnych
technik
biologicznych (uprawy drzew o
niskiej
zawartości
ligniny,
rozwój upraw z wbudowanymi
enzymami
(biowodór,
biometanol, biobutanol).
- surowcami mogą być rośliny o Dłuższa w czasie perspektywa
zwiększonej, nawet genetycznie wdrożenia.
asymilacji C02 już w czasie uprawy,
a stosowane technologie muszą
uwzględniać wychwyt ditlenku węgla
w
odpowiednich
formacjach
geologicznych
poprzez
doprowadzenie
do
stadium
weglanowego lub składowanie w
wyrobiskach ropy naftowej i gazu.
- wydzielona nowa generacja ze
względu na konieczność zamknięcia
bilansu ditlenku węgla lub eliminacji
jego oddziaływania na środowisko.
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Kulczycki A., Dołęga A., Biopaliwa w Polsce. Konferencja
nt. Rynek paliw-Strategia rządowa, 24-25 listopada 2008, Infor-media, Hotel Marriott, Warszawa
36
KSZTAŁTOWANIE UWARUNKOWAŃ PRAWNYCH W POLSCE W ZAKRESIE
BIOPALIW TRANSPORTOWYCH
Wprawdzie w całym okresie powojennym w Polsce produkowano i stosowano
w ilościach przemysłowych etanol a od 1990 r. bioetanol jako dodatek do benzyn, to
praktycznie przez cały ten okres brak było jednoznacznych i stabilnych uwarunkowań
fiskalno-prawnych jego stosowania. W przypadku firm specjalizujących się
w produkcji biopaliw, jednym z ważniejszych składników makrootoczenia
oddziałującym na sektor jest otoczenie prawne.[6] Granice wytyczane przez zestawy
norm, oczekiwania rządów krajowych i władz lokalnych, polityka państwa,
oczekiwania społeczne wytyczają przestrzeń, w obrębie której przedsiębiorstwa
mogą prowadzić swoją działalność.[7]
Również uwarunkowania pierwszej ustawy biopaliwowej z 2003 r.[8] nigdy
w pełni nie zostały wprowadzone w życie. Z dużymi perturbacjami rozwijał się też
polski rynek estrów, bazujący na oleju rzepakowym, który na skalę przemysłową
zaistniał na przełomie 2004 i 2005 r., kiedy ich produkcję podjęto w Rafinerii
Trzebinia. Uruchomiona produkcja przeznaczana była początkowo na eksport,
w niewielkich ilościach na rynek krajowy jako paliwo B20 (z 20% udziałem estrów).
Natomiast rozporządzenie dotyczące jakości biokomponentów i biopaliw, zostało
ogłoszone dopiero w październiku 2006 r.[9], stanowiąc podstawę prawną do ich
krajowego wykorzystania.
W latach 2004-2006 obowiązywało dość korzystne rozporządzenie Ministra
Finansów5 w sprawie zwolnień z podatku akcyzowego, z jednej strony promujące
biopaliwa, z drugiej krytykowane przez producentów i inwestorów za okres
obowiązywania (możliwość zmiany przez rząd w każdym momencie). W tym czasie
obowiązywały progi zwolnień akcyzowych6 wynoszące:
ƒ
1,5 zł/l - za każdy litr biopaliwa zawierającego 2-5% biokomponentu,
ƒ
1,8 zł/l - za każdy litr biopaliwa zawierającego 5-10% biokomponentu,
ƒ
2,2 zł/l - za każdy litr biopaliwa zawierającego powyżej 10%
biokomponentu.
Ze względu na tak wysokie zwolnienia akcyzowe Rafineria Trzebinia (Grupa
PKN Orlen) produkowała z dużym powodzeniem rynkowym biopaliwo B20 (z 20%
udziałem estrów w ON), korzystając z najwyższego zwolnienia akcyzowego
wynoszącego 2,2 zł za każdy litr dodanego biokomponentu.
Po wejściu Polski do UE i stopniowym przyjmowaniu jej uwarunkowań
prawnych [10], zaczęły stopniowo ożywać nadzieje na biopaliwa jako źródło biznesu
wśród plantatorów, przetwórców i inwestorów-producentów biokomponentów.
Potencjalne zainteresowanie inwestycjami w biopaliwa przekładało się na planowane
inwestycje o zdolnościach produkcyjnych sięgających ok. 1,5 mln ton rocznie dla
estrów i ok. 0,5 mln ton dla bioetanolu.
Rozpoczęto też wzmożone prace początkowo nad nowelizacją ustawy
o biopaliwach ciekłych i biokomponentach z 2003 r., a potem nad nową ustawą.
Ostatecznie powstało szereg aktów prawnych, które znacznie przybliżyły Polskę do
uwarunkowań prawnych UE, w tym do wiodącej dyrektywy o promocji biopaliw
ciekłych 2003/30/EC.
W Polsce odnośnie biopaliw obowiązuje ustawa z 25 sierpnia 2006 roku oraz
Wieloletni Program Promocji Biopaliw Transportowych, bardzo
nowoczesny
5
Od 1 maja 2004 r. obowiązywało rozporządzenie Ministra Finansów z dnia 26 kwietnia 2004 r. w
sprawie zwolnień od podatku akcyzowego (Dz. U. z 2006 r., Nr 72, poz. 500 ze zm.)
6
Jedna z zachęt do produkcji biokomponentów
37
zakładający dodatkowo rozwój biopaliwa na potrzeby gospodarstwa rolnego, na
potrzeby flot komunikacyjnych (pow. 10 pojazdów), paliw specjalnych np. B-20, B100 czy E-85.[11] Uchwalone 25 sierpnia 2006 roku ustawy o biokomponentach i
biopaliwach ciekłych [12] oraz o systemie monitorowania i kontrolowania paliw [13]
miały na celu dostosowanie polskiego prawa do rozwiązań UE i umożliwienie
osiągnięcia 5,75 % udziału biokomponentów w rynku paliw transportowych
w docelowym 2010 roku7.
Przyjęta ustawa o biokomponentach i biopaliwach ciekłych zastąpiła wadliwy
pod względem prawnym dokument z 2 października 2003 r. o biokomponentach
stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych. Za organizację i kontrolę
jakości paliw ciekłych odpowiada jednocześnie uchwalona nowa ustawa o systemie
monitorowania i kontrolowania jakości paliw ciekłych i biopaliw ciekłych, która
zastępuje poprzednią ustawę z 23 stycznia 2004 r. Weszły one w życie od 1 stycznia
2007 roku.
Ustawa z 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych
określa zasady wykonywania działalności gospodarczej polegającej na wytwarzaniu
biokomponentów i biopaliw ciekłych. Znacznie rozszerzono zakres pojęcia
biokomponent, którym w myśl tej ustawy może być: bioetanol, biometanol, ester,
dimetyloeter, czysty olej roślinny, oraz węglowodory syntetyczne.
W szczególności ustawa umożliwia sprzedawanie na stacjach paliwa
wyprodukowanego w całości z olejów roślinnych, wprowadzanie do obrotu oleju
napędowego z 20. procentowym dodatkiem estrów oraz produkcję biodiesla na
własne potrzeby przez rolników.
Na przełomie lat 2007 i 2008 na rynku europejskim nie można było poza
Polską, Szwecją i Czechami sprzedawać paliwa zawierającego ponad 5 procent
biokomponentów8. Ustawodawca przyjął zasadę, Ze udział biokomponentów do 5
procent stanowi paliwo standardowe, które nie musi być oznakowane w sposób
specjalny, dopiero w przypadku zwiększenia ich udziału powyżej 5% musi być
sprzedawane w specjalnie oznakowanych dystrybutorach. Dystrybutory używane na
stacjach muszą być oznakowane w sposób umożliwiający identyfikację rodzaju
biopaliwa i procentowego udziału w nim biokomponentów.
Ustawa wprowadziła też pewne ograniczenia dotyczące wykorzystania
surowców do produkcji biopaliw. Wprowadzono ustawowy wymóg, aby surowce
rolnicze do produkcji biokomponentów były pozyskiwane z gospodarstw rolnych
położonych na obszarze co najmniej jednego państwa UE a surowce do produkcji
biokomponentów z innych źródeł mogą stanowić nie więcej niż 25 procent w skali
roku9.
Ustawa o systemie monitorowania i kontroli jakości paliw [13] daje możliwość
badania paliw stosowanych w pojazdach, ciągnikach rolniczych, maszynach nie
poruszających się po drogach, statkach, wybranych flotach oraz biodiesla
produkowanego przez rolników na własne potrzeby. Jakość paliw sprawdzana może
być w transporcie, magazynach handlowych oraz stacjach paliwowych.
Zanim jednak dość nowoczesne, dwie ustawy weszły w życie doszło do
opublikowania niekorzystnego dla producentów biopaliw rozporządzenia ministra
finansów z dnia 22 grudnia 2006 r.[14] zmieniającego rozporządzenie (z dnia 26
7
Obecnie już wiadomo, że udziału tego UE nie osiągnie; będzie to prawdopodobnie ok. 4%.
Każdorazowe wprowadzenie paliwa transportowego z zawartością pow. 5% biokomponentu wymaga
zgody KE.
9
Spór polskich gorzelni z PKN Orlen (2007 rok), że owe bazowe 75% powinno pochodzić z terenu
Polski został przez gorzelnie przegrany. Bazowa ilość może bowiem pochodzić z krajów UE.
8
38
kwietnia 2004 r.) w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego. Zgodnie
z rozporządzeniem zlikwidowano dotychczasowe progi zwolnień akcyzowych lecz
również ograniczono samą wysokość zwolnienia, do wysokości:
ƒ
dla benzyn zawierających powyżej 2 % biokomponentów - 1,5 zł na litr
biokomponentu,
ƒ
dla oleju napędowego zawierającego powyżej 2% biokomponentu - 1,0 zł
na litr biokomponentu.
Rozporządzenie to spowodowało niezadowolenie i lawinę protestów,
zawieszenie sprzedaży na rynku polskim estrów przez głównych producentów ze
względu na brak opłacalności, kierowanie produkcji na rynek innych krajów UE.
Spółki biopaliwowe (Skotan S.A. i Elstar Oils S.A.), notowane na warszawskiej
giełdzie straciły niemal natychmiast na wartości akcji, po ogłoszeniu grudniowego
rozporządzenia. Wydaje się że rozporządzenie w nieco mniejszym stopniu dotknęło
sektora bioetanolu, ale i tu nie brak było protestów. W poprzednich bowiem latach
(2004-2006) do benzyn dolewano nieco pow. 2% bioetanolu i paliwo takie miało 1,5
zł l zwolnienia akcyzowego na każdy litr dolanego biokomponentu. Sytuacja od
stycznia 2007 praktycznie utrwaliła tę praktykę.
Rozporządzenie akcyzowe z 22 grudnia 2006 r. miało zdecydowany wpływ na
„zamarcie” rynku biodiesla w Polsce w roku 2007 (rys.1b), w tym również inwestycji w
sektorze biodiesla. 2007 rok jest również rokiem niskiego eksportu biokomponentów
[15], znacznie niższego niż w 2006 r. Natomiast w 2007 r. wyeksportowaliśmy ok. 1
mln t rzepaku, surowca do produkcji estrów [16].
Na początku 2007 r. inwestorzy chętniej zaczęli wspominać o bioetanolu jako
biokomponencie bardziej interesującym do inwestycji. Jedną z konsekwencji
rozporządzenia akcyzowego z 22 grudnia 2006 r. był niski wskaźnik wykorzystania
biopaliw transportowych w Polsce, który w 2005 r. wyniósł 0,48%, w następnym przy korzystnych uwarunkowaniach prawnych i zapowiedzi zmiany ustawy
biopaliwowej - wzrósł do około 0,9%, by w 2007 r. prawdopodobnie ponownie
zmniejszyć się do ok. 0,68% [17].
Na rys. 1 i 2 pokazano miesięczne wykorzystanie biokomponentów w Polsce.
38
28
23
19 19
18
13
6
6
3,
06
4,
06
9
6
2,
06
8
8
7
9
11
12
8
10
12
9
9
11
13
11 10 10
12 11
13 12
13
14 14
16
19 18
17 18
Źródło: Dep. Podatku Akcyzowego, Ministerstwo Finansów
39
7,
08
8,
08
5,
08
6,
08
4,
08
2,
08
3,
08
1,
08
Rys. 1. Miesięczne wykorzystanie bioetanolu w Polsce
9,
08
10
,0
8
2006,2007,2008
12
,0
7
11
,0
7
8,
07
9,
07
10
,0
7
7,
07
5,
07
M onths
6,
07
4,
07
2,
07
3,
07
1,
07
12
,0
6
11
,0
6
9,
06
10
,0
6
7,
06
8,
06
6,
06
-2
5,
06
3
1,
06
U
tilization(m
lnliters)
33
20
54
46
50
41 41 44
40
34
25
30
38
28
17
20
11
10
2
0
3 3
3
4 4
4
5 4
4
4
0
1 0
1
1
3 2
1
2 2
2
2
1,
06
2,
06
3,
06
4,
06
5,
0
6, 6
06
7,
06
8,
0
9, 6
0
10 6
,0
11 6
,
12 06
,0
6
1,
07
2,
0
3, 7
07
4,
07
5,
0
6, 7
07
7,
07
8,
07
9,
0
10 7
,0
11 7
,
12 07
,0
7
1,
08
2,
0
3, 8
08
4,
08
5,
0
6, 8
08
7,
08
8,
0
9, 8
0
10 8
,0
8
[Utylization [mln liters]
60
Mont hs 2006,2007,2008
Rys. 2 Miesięczne wykorzystanie estrów w Polsce
Źródło: Dep. Podatku Akcyzowego, Ministerstwo Finansów
Pod wpływem nacisków społecznych, politycznych oraz środowiska
gospodarczego,
zainteresowanych produkcją biodiesla, w tym na własne potrzeby i tworzących
się flot w 2007 r. powstało szereg ważnych ustaw i rozporządzeń w zakresie biopaliw
transportowych a w tym:
ƒ
rozporządzenie ministra gospodarki z dnia 22 stycznia 2007 r. w sprawie
wymagań jakościowych dla biopaliw ciekłych stosowanych w wybranych
flotach oraz wytwarzanych przez rolników na własne potrzeby,
liberalizujące wymagania jakościowe dla tego typu biopaliw (Dz. U. Nr 24,
Poz.149),
ƒ
rozporządzenie ministra gospodarki z 28 lutego 2007 r. w sprawie metod
badania jakości biopaliw ciekłych (Dz. U. Nr 44, Poz. 280 i 281),
ƒ
ustawa z dnia 11 maja 2007 r.(Dz. U. nr 99, poz. 666), o zmianie ustawy
o podatku akcyzowym oraz o zmianie niektórych innych ustaw, podaje
wysokości stawek/zwolnień akcyzowych na biopaliwa, gwarantuje
ustawowo dopłaty do roślin energetycznych w wysokości 176 zł/ha.
Wysokość zwolnień akcyzowych, po pozytywnej notyfikacji Komisji
Europejskiej miały być następujące:
- 1,565 zł/l – od każdego litra biokomponentów dodanego do benzyn,
- 1,048 zł/l - od każdego litra biokomponentu dodanego do oleju napędowego.
Wysokość akcyzy dla biokomponentów stanowiących samoistne paliwo
ustalono na poziomie 10 zł/1000 litrów. Ustawa ta ponadto znacząco podnosi
wysokości kar za niestosowanie się do przepisów ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r.
o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U. Nr 169, poz. 1199).
ƒ
rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 15 czerwca 2007 w sprawie
Narodowych Celów Wskaźnikowych na lata 2008-20013 (Dz. U. Nr 110,
Poz. 757).
ƒ
ustawa z dnia 29 czerwca 2007 r. o zmianie ustawy o podatku
dochodowym od osób prawnych. Zgodnie z ustawą, producenci będą
mogli odliczyć kwotę stanowiącą 19 proc. nadwyżki kosztów wytworzenia
biokomponentów nad kosztami wytworzenia paliw tradycyjnych, o takiej
samej wartości opałowej.
ƒ
uchwała Nr 134/2007 Rady Ministrów z dnia 24 lipca 2007 r. w sprawie
Wieloletniego Programu Promocji Biopaliw lub Innych Paliw Odnawialnych
na lata 2008-2014 (M.P. rok 2007, nr 53, poz. 607). Wieloletni program
promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014
stanowi wykonanie art. 37 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r.
40
o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Jest on również niezbędny do
wypełnienia przez Polskę, wynikającego z dyrektywy 2003/30/WE z dnia 8
maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub
innych paliw odnawialnych, 5,75 % udziału biokomponentów w rynku paliw
transportowych w 2010 r. oraz 10 % udziału w 2020 r., zgodnie
z ustaleniami posiedzenia Rady Europejskiej w dniach 8 - 9 marca 2007 r.
Powyższe uwarunkowania prawne umożliwić miały ekonomicznie efektywną
produkcję biopaliw transportowych w Polsce i wznowienie ich produkcji.
Komisja Europejska jednak odrzuciła polski wniosek (zmiana ustaw
i rozporządzeń, opisanych powyżej) o zwiększenie zachęt do stosowania biopaliw.
Wg Krajowej Izby Biopaliw10 wprowadzenie wyższej ulgi na biopaliwa i innych zmian
prawnych będzie możliwe najwcześniej w pierwszym kwartale 2009 roku”
Zgodnie z ,,Wieloletnim programem promocji biopaliw lub innych paliw
odnawialnych’’[18], Ministerstwo Gospodarki proponuje narzędzia wsparcia,
w zakresie poprawy opłacalności produkcji biokomponentów takie m.in. jak:
•
zwolnienia z opłaty paliwowej (paliwa zawierające biokomponenty zostaną
zwolnione z opłaty proporcjonalnie do zawartości biokomponentu w tym
paliwie. Tym samym biopaliwa ciekłe stanowiące samoistne paliwa
zostaną całkowicie zwolnione z opłaty paliwowej),
•
wsparcie finansowe inwestycji w zakresie wytwarzania biokomponentów
i biopaliw ciekłych z funduszy UE oraz krajowych środków publicznych,
•
działania mające na celu zwiększenie popytu na biopaliwa ciekłe
(wydzielenie stref dla ekologicznego transportu publicznego, zwolnienia
z opłat za parkowanie i za korzystanie z autostrad dla pojazdów zasilanych
biopaliwami, zwolnienie z opłat za korzystanie ze środowiska, w ramach
zamówień publicznych - preferencje przy zakupie pojazdów i maszyn
przystosowanych do spalania biopaliw, obowiązek zakupu przez
administrację rządową pojazdów przystosowanych do spalania biopaliw
ciekłych),
•
wsparcie rozwoju technologii produkcji biopaliw drugiej generacji i wiele in.
W końcu 2007 r. pierwszy raz krajowi producenci paliw transportowych PKN
Orlen i LOTOS zorganizowali przetargi na dostawy biokomponentów do produkcji
swoich paliw (głównie z krajów UE) [19] co spowodowało import ok. 2/3
biokomponentów do Polski i znaczne niezadowolenie, protesty wśród producentów
bioetanolu jak i estrów.
W związku z tym w końcu 2008 r. i na początku 2009 r. mówi się
o konieczności nowelizacji ustawy o biopaliwach z 25 sierpnia 2006 r., szczególnie
pod kątem zapewnienia interesów polskich producentów biokomponentów.
Godne podkreślenia jest to, że na przełomie 2008 i 2009 roku w Polsce
uwarunkowania prawne w zakresie biopaliw transportowych- wysiłkiem wielu
urzędów, ministerstw i organizacji- są dostosowane do uwarunkowań prawnych UE;
w wielu obszarach polskie prawo jest bardziej nowoczesne.
10
Informacja bezpośrednia Tomasz Pańczyszyn- KIB, 2009
41
ZMIANY MIĘDZYNARODOWYCH UWARUNKOWAŃ PRAWNYCH W ZAKRESIE
BIOPALIW TRANSPORTOWYCH W OSTATNIM OKRESIE
Pod koniec 2007 r., w warunkach światowego wzrostu cen żywności zaczęto
w UE zastanawiać się nad redefinicją pojęcia „zrównoważoność” w produkcji
i wykorzystaniu biopaliw transportowych.
Wtedy też w większym stopniu niż dotychczas zaczęto zauważać wszelkiego
rodzaju odpady, które mogą stanowić substrat do produkcji biogazu11. Parlament
Europejski w rezolucji z dnia 12 marca 2008 r. w sprawie zrównoważonego rolnictwa
i biogazu zauważa potrzebę przeglądu prawodawstwa UE uwzględniając wszystkie
komunikaty KE dotyczące odnawialnych źródeł energii i doszedł m.in. do
następujących wniosków:
1. podkreśla, że produkcja biogazu z nawozu zwierzęcego, osadów oraz
odpadów miejskich, zwierzęcych i organicznych służy zróżnicowaniu
źródeł energii i może w ten sposób coraz bardziej przyczyniać się do
poprawy bezpieczeństwa, konkurencyjności i trwałości dostaw energii UE
oraz otwierać przed rolnikami nowe perspektywy uzyskania dochodów;
2. podkreśla, że w dłuższej perspektywie czasowej odnawialne źródła energii,
takie jak biogaz i biopaliwa, w połączeniu z energią słoneczną i energią
wiatrową i przy uwzględnieniu dalszych zintensyfikowanych wysiłków
badawczych mogą stać się jeszcze bardziej niezależne od kopalnych
i jądrowych źródeł energii;
3. zachęca zarówno UE, jak i państwa członkowskie do wykorzystywania
ogromnego potencjału biogazu poprzez tworzenie sprzyjających warunków
oraz utrzymywanie i rozwijanie systemów wsparcia w celu pobudzania
inwestycji w biogazownie i ich utrzymywanie;
4. podkreśla, że produkcja agropaliw z odpadów nie powinna stać się celem
samym w sobie; zaznacza, że zmniejszenie ilości odpadów powinno
pozostać priorytetem polityki UE i państw członkowskich w dziedzinie
środowiska;
5. wzywa do zwiększenia wysiłków w zakresie promocji oraz badań nad
nowymi technologiami dotyczącymi wykorzystania biogazu jako biopaliwa,
w szczególności służącymi do wykorzystania biomasy (biogaz drugiej
generacji) oraz zwiększenia rentowności biogazowni najbardziej
przyjaznych dla środowiska, ponieważ tylko w oparciu o innowacyjne
technologie, takie jak technologia uzdatniania gazu, można znacznie
zwiększyć efektywność energetyczną biogazowni.
Biogaz i biopaliwa odpadowe oraz biopaliwa 2.generacji (w tym bioetanol
lignino-celulozowy) znalazły też „deklaratywne” wsparcie sceny politycznej
w Polsce12 13, co może mieć niemałe znaczenie dla ich rozwoju.
W Polsce jest do zagospodarowania na cele biopaliwowe (biodiesel) ok. 160180 mln l/ rok tłuszczów posmażalniczych i odpadowych tłuszczów zwierzęcych; brak
jedynie odpowiednich uregulowań prawnych wspierających ich odbiór od
przedsiębiorstw [20].
11
Produkcja biogazu może się odbywać wg różnych technologii; jeden z podziałów technologii to wg.
temperatury: metoda niskotemperaturowa (np. biogaz rolniczy z odchodów zwierzęcych) lub
wysokotemperaturowa (zgazowywanie surowca drzewnego).
12
M. Sawicki, minister rolnictwa i rozwoju wsi, wypowiedź dla AgroTrendy, nr 5, 11 marzec 2008, str.9
13
W. Pawlak, premier RP, wyraził poparcie dla rozwoju sektora
energii atomowej,
niekonwencjonalnego i ekologicznego wykorzystania węgla oraz innych projektów innowacyjnych
42
Dalsze funkcjonowanie polskiego prawodawstwa wpierającego produkcję
i wykorzystanie biopaliw, zależeć będzie od ostatecznej wersji Pakietu
Klimatycznego i dyrektywy o promocji stosowania odnawialnych źródeł energii,
w szczególności w zakresie stosowania kryteriów zrównoważoności środowiskowej,
które ograniczyć mogą wsparcie dla estrów metylowych pozyskiwanych z oleju
rzepakowego i bioetanolu produkowanego ze zbóż.
Wg A. Fabera UE prawdopodobnie zaostrzy wymagania stawiane przed
uprawami roślin na cele energetyczne. Po raz pierwszy wymagać się będzie aby
uprawy te nie konkurowały z żywnością oraz nie zmniejszały bezpieczeństwa
żywnościowego. Po wtóre wymagać się będzie aby spełniały bardzo rygorystyczne
wymagania dotyczące zrównoważonej produkcji i energetycznego wykorzystania
biomasy, aż po obowiązek wykonania analiz LCA dla produkcji i przetwarzania
surowców rolnych na paliwa płynne. Jeżeli KE uwzględni postanowienia Komitetu
ITRE Parlamentu Europejskiego14 to z chwilą wejścia w życie dyrektywy w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych systematycznemu
ograniczeniu ulegać będą biopaliwa 1. generacji, w tym bioetanol produkowany
w Polsce i UE ze zbóż [21], 15.
Projekt Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w Sprawie Promowania
Stosowania Energii ze Źródeł Odnawialnych [22] zakłada m.in. :
- Oszczędność emisji GHG (wytwórcy) poprzez wykorzystywanie biopaliw
i innych biopłynów w stosunku do paliw kopalnych powinna wynieść minimum 35%.
Komisja ITRE proponowała podnieść ten limit do 45%, co wykluczyłoby z rynku od
razu polski bioetanol, produkowany jako 1. generacji16.
Dane odnośnie redukcji CO2 dla poszczególnych biokomponentów podają
dwie tabele, zamieszczone na stronie następnej. Tabela 2 dotyczy tradycyjnych
biokomponentów, spotykanych na rynku europejskim zaś tabela 3 biokomponentów,
których pojawienie się na rynku planowane jest w ciągu kilku lat [23]. W drugim
przypadku widać dużą rolę jaką się stwarza dla materiałów lignino-celulozowych,
w tym odpadowych.
- Od 1 stycznia 2015 r. (lub 2017) oszczędność emisji GHG w wyniku
stosowania biopaliw powinna wynieść minimum 50%. Komisja ITRE proponowała
podnieść ten limit do 60%, co oznaczałoby również wykluczenie z rynku polskich
estrów, drugiego biokomponentu obecnie produkowanego w Polsce.
Jak widać dużym zagrożeniem dla produkowanych w Polsce biokomponentów
są radykalne propozycje zmian uwarunkowań prawnych. W kontekście tych zmian
szanse stwarza modernizacja obiektów (surowcowa) w tym produkcja oparta na
surowcach odpadowych.
Pewnym wyjściem z trudnej sytuacji byłaby też oczywiście 2. generacja
biopaliw transportowych. Obiekty produkujące zaawansowane biopaliwa 2.generacji
działające jako RD&D (badania-rozwój- upowszechnienie) budowane są w UE czy
w USA (kilka obiektów)[42] 17. W Niemczech ma zacząć produkcję obiekt w bardzo
dużej skali, produkujący 200 tys. t/rok etanolu lignino-celulozowego.
14
Komisja Przemysłu Parlamentu Europejskiego- Committee on Industry, Research and Energy
Bioetanol, produkowany z roślin żywnościowych, uprawnych ma dodatkowo niską redukcję C02, ok.
35%. Dla porównania biodiesel – 45%.
16
Redukcja emisji CO2 dla obiektu zależy od wielu czynników, w tym od rodzaju paliwa i sposobu
jego wytwarzania u producenta, transportu i in. Szczegółowa metodyka obliczeń znajduje się w
propozycji dyrektywy. System 2-fazowy produkcji bioetanolu, który w Polsce nadal nie należy do
rzadkości charakteryzuje niska redukcja CO2.
17
W USA kilka zakładów produkuje etanol 2.generacji w małej skali: Abengoa (11,4 mln galonów
/rok), Alico (13,9) i Ethanol Bluefire (19,0).
15
43
PODSUMOWANIE
1. Jeżeli nowe uwarunkowania prawne, niekorzystne dla biopaliw 1. generacji
produkowanych w naszym kraju wejdą w życie Polska może mieć problemy
z osiągnięciem celu wskaźnikowego w 2020 r., kiedy to będzie prawdopodobnie
obowiązywał 10% udział biopaliw transportowych (w ujęciu energetycznym)
w dostawie paliw transportowych ogółem. Owe 10% może być obligatoryjne
w związku z tym grożą Polsce kary za niewykonanie celów wskaźnikowych.
2. Z drugiej strony jest jeszcze kilkanaście lat na stworzenie nowoczesnych sektorów
biopaliw transportowych; modernizacje obecnie istniejących sektorów 1.generacji,
oparcie się w większym stopniu na biogazie, odpadach, utworzenie od podstaw
obiektów 2. czy 3. generacji.
3. W przypadku wszystkich generacji biopaliw transportowych mamy potencjał
surowcowy znacznie lepszy niż większość krajów UE (12 % biomasy zlokalizowano
w Polsce) [23].
Tabela 2. Typowe i standardowe wartości dla biopaliw produkowanych bez emisji
netto dwutlenku węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów dla
wybranych ścieżek produkcji (Załącznik VII)
Standardowe
Ścieżka produkcji biopaliw
Typowe
ograniczenie
ograniczenie
emisji gazów
emisji gazów
cieplarnianych
cieplarnianych
etanol z buraka cukrowego
61%
52%
etanol z pszenicy (paliwo technologiczne
32%
32%
nieokreślone)
etanol z trzciny cukrowej
71%
71%
część ze źródeł odnawialnych ETBE (eter
Takie same wartości jak dla
etylowo-t-butylowy)
wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z ziaren rzepaku
45%
38%
biodiesel ze słonecznika
58 %
51 %
biodiesel ze zużytego oleju roślinnego lub
88%
83%
zwierzęcego
czysty olej roślinny z ziaren rzepaku
58%
57%
biogaz z organicznych odpadów komunalnych
80%
73%
jako sprężony gaz ziemny
biogaz z mokrego obornika jako sprężony gaz
84%
81%
ziemny
biogaz z suchego obornika jako sprężony gaz
86%
82%
ziemny
* Nie obejmuje oleju zwierzęcego wyprodukowanego z produktów ubocznych
pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 3 zgodnie z
rozporządzeniem (WE) 1774/2002 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 3
października 2002 r. ustanawiającym przepisy sanitarne dotyczące produktów
ubocznych pochodzenia zwierzęcego nieprzeznaczonych do spożycia przez ludzi
[25].
44
Tabela 3. Przewidywane typowe i standardowe wartości dla przyszłych biopaliw,
które nie występują lub występują w niewielkich ilościach na rynku w styczniu
2008 r., produkowanych bez emisji netto dwutlenku węgla w związku ze zmianą
sposobu użytkowania gruntów
Standardowe
Ścieżka produkcji biopaliw
Typowe
ograniczenie
ograniczenie
emisji gazów
emisji gazów
cieplarnianych
cieplarnianych
etanol ze słomy pszenicy
87 %
85 %
etanol z odpadów drzewnych
80 %
74 %
etanol z drewna uprawianego
76 %
70 %
olej napędowy Fischer-Tropsch z odpadów
95 %
95 %
drzewnych
olej napędowy Fischer-Tropsch z drewna
93 %
93 %
uprawianego
DME (eter dimetylowy) z odpadów drzewnych
95 %
95 %
DME (eter dimetylowy) z drewna uprawianego
92 %
92 %
metanol z odpadów drzewnych
94 %
94 %
metanol z drewna uprawianego
91 %
91 %
część ze źródeł odnawialnych MTBE (eter
Takie same wartości jak dla
metylowo-t-butylowy)
wybranej ścieżki produkcji
metanolu
LITERATURA
[1] Nestorowicz P.: Organizacja na krawędzi chaosu. WPSB, Kraków, 2002.
[2] Kupczyk A., Ruciński D.: Actual status and perspective of biofuels in Poland. IEO
ECBREC, Warszawa 2007.
[3] Podlaski S.: Burak cukrowy jako surowiec do produkcji etanolu, SGGW, 2007.
[4] Proposal for a DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLAMENT AND THE
COUNCIL on the promotion of the use of energy from renewable sources.
23.01.2008
[5] Borkowska H., Styk B.: Ślazowiec pensylwański, uprawa i wykorzystanie, AR
Lublin, 1997, ss. 51
[6] Borowski P.: Wpływ makrootoczenia na rozwój przedsiębiorstw funkcjonujących w
sektorze biopaliw w Polsce, [w:] VI Międzynarodowa konferencja naukowa,
Problemy techniki rolniczej i leśnej, SGGW 2007, s.201.
[7] Borowski P.: Elementy makrootoczenia oddziałujące na sektor biopaliw w Polsce,
[w:] Inżynieria Rolnicza, 1/2008, s.27.
[8] Ustawa z dnia 2 października 2003 r. o biokomponentach stosowanych w
paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych (Dz. U. Nr 199, poz. 1934 oraz z 2004 r.
Nr 34, poz. 293, Nr 109, poz. 1160 i Nr 173, poz. 1808)
[9] Rozporządzenie ministra gospodarki z dnia 8 września 2006 r. w sprawie
wymagań jakościowych dla biopaliw ciekłych (Dz. U. nr 166, poz. 1182 z dnia 18
września 2006 r.). Zał. 1 i 2 określa wymagania jakościowe dla estrów,
stanowiących paliwo samoistne w pojazdach, ciągnikach rolniczych a także
maszyn nie poruszających się po drogach oraz ON z zawartością do 20%
estrów.
[10] Dyrektywa 2003/30/EC Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003
roku w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw
odnawialnych.
45
[11] Kupczyk A., Borowski P.: Narzędzia wsparcia dla biopaliw transportowych w
Polsce na tle wybranych krajów UE, [w] Borowski P. Stawicka M, Nojszewska E.
(red) Kierunki zmian w gospodarce opartej na wiedzy, Warszawa 2009, s.136.
[12] Ustawa o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, z dnia 25 sierpnia 2006 r.
(Dz. U. Nr 169 poz. 1199 z dnia 25 września 2006).
[13] Ustawa o systemie monitorowania i kontrolowania jakości z 25 sierpnia 2006 r.
(Dz. U. Nr 169 poz. 1200 z dnia 25 września 2006).
[14] Rozporządzenie Ministra Finansów w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego
z dnia 22 grudnia 2006r. (Dz.U. Nr 243, poz. 1766 z dnia 27 grudnia 2006 r.).
[15] www.ure.gov.pl
[16] Rynek rzepaku. Stan i perspektywy. Nr 33, IERiGZ, ARR, MRiRW czerwiec 2008
[17] Raport za 2007 r. dla Komisji Europejskiej wynikający z art. 4(1) Dyrektywy
2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie
wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych, MG,
2008 r.
[18] Uchwała nr 134/2007 Rady Ministrów w sprawie „Wieloletniego programu
promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014’’, (M.P. z
2007r. nr 53, poz. 607).
[19] Kupczyk A.: Czy gorzelnicy wierzą w wyjście z impasu. Rynki Alkoholowe, 2008,
S.42-43
[20] Kupczyk A., Manteuffel W., Ruciński D., Wiśniewski G.: Analiza rynku paliw
płynnych pochodzenia roślinnego do celów energetycznych, IEO na zlecenie EC
Rzeszów, 2008 r.
[21] Faber. A.: Prognoza wykorzystania przestrzeni rolniczej dla produkcji roślin na
cele energetyczne oraz przyrodnicze skutki uprawy tych roślin. W: Energia
Odnawialna, pod redakcją P. Gradziuka, MODR, Płońsk, 2008
[22] Promotion of the use of energy from renewable sources.
[23] Kupczyk A., Londo M., Wiśniewski G.: Prezentacja nt. „Rola Polski w planie
działania UE dla biopaliw w 2020 r. Analiza wstępna wyników Projektu UE
REFUEL”.W ramach: Dni Holendersko-Polskich pt. ”Warsztaty Biomasa i
Biopaliwa w Polsce”. 19 czerwca 2007 r., Warszawa.
[24] The energy act of 2007: A New chapter for the US Biofuel Industry. World
[email protected] Report FO Licht, vol. 6, No 10, Jan. 29, 2008
[25] Dz.U. L 273 z 10.10.2002, s. 1.
46
Rozdział 5
REGULACJE PRAWNE JAKO
PODSTAWOWY ELEMENT STRATEGII
ROZWOJU RYNKU BIOPALIW
Ewa RADZIEMSKA, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER
WSTĘP
Postępujące zanieczyszczenie środowiska naturalnego, będące wynikiem
zużywania wyczerpujących się w szybkim tempie zasobów nieodnawialnych źródeł
energii, powoduje stały wzrost zainteresowania wykorzystaniem alternatywnych,
odnawialnych i przyjaznych ekologicznie metod wytwarzania energii. Jednocześnie,
sytuacja na światowych rynkach handlu energią oraz paliwami ropopochodnym staje
się z dnia na dzień coraz bardziej niestabilna. Znaczne wahania światowych cen ropy
naftowej czy gazu ziemnego wpływają negatywnie na poczucie bezpieczeństwa
energetycznego społeczeństwa.
Produkcja estrów metylowych kwasów tłuszczowych jest jedną
z najważniejszych metod pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych w Polsce.
Biopaliwo, produkowane w naszym kraju głównie z oleju rzepakowego,
wykorzystywane jest jako biokomponent dodawany do oleju napędowego.
Przedstawione poniżej podstawowe cechy, charakteryzujące biopaliwa,
świadczą o ich pozytywnym wpływie na środowisko i gospodarkę:
•
mniejsza w porównaniu z paliwami tradycyjnymi emisja CO, HC, PM,CO2
oraz zadymienie spalin,
•
nie zawierają siarki,
•
wykazują się niską toksycznością,,
•
mają niskie działanie drażniące na ludzki organizm i biodegradowalność,
•
mają niższą niż ON wartość opałową,
•
mają wyższą niż ON lepkość i gorsze właściwości niskotemperaturowe,
•
pozwalają zagospodarować tereny skażone przez przemysł lub
odłogowane,
•
1000 ton wytworzonych biokomponentów generuje 10 nowych miejsc
pracy oraz wywołuje efekt zwielokrotnienia zatrudnienia w innych
branżach.
Zważywszy na fakt obligowania krajów członkowskich organizacji
międzynarodowych takich jak UE do stałego zwiększania wykorzystania zasobów
odnawialnych w pokrywaniu całkowitego zapotrzebowania na energię, wysoce
47
prawdopodobne jest, ze aktualna sytuacja gospodarcza na świecie spowoduje nie
tylko wzrost ilości firm inwestujących w stosowanie biopaliw czy biokomponentów, co
już teraz jest widoczne w przemyśle rafineryjnym, ale spowoduje również
restrukturyzację produkcji energii ze wzrostem atrakcyjności indywidualnej produkcji
w warunkach domowych, w celu uniezależnienia się od zewnętrznych dostaw.
Szczególnie interesująca perspektywą dla indywidualnych producentów energii
w Polsce jest możliwość wytwarzania biodiesla – biopaliwa uzyskanego z oleju
rzepakowego, na własne potrzeby – produkcja taka cechuje się łatwym
w środowiskach rolniczych dostępem do głównego surowca, niższymi wymogami
jakościowymi stawianymi paliwu oraz zwolnieniem z opłaty akcyzowej. Istnieje
jednak wciąż kilka kwestii związanych z technologią produkcji, które stanowią
przeszkodę dla potencjalnego producenta – jest to m.in. wymóg posiadania
podstawowej wiedzy z zakresu technologii produkcji czy też spore ilości szkodliwego
odpadu w postaci fazy glicerynowej, której skup, ze względu na stały wzrost
zainteresowania biopaliwami, staje się coraz trudniejszy.
Założenia do rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce zostały określone
w dokumencie rządowym zatytułowanym: „Strategia rozwoju energetyki odnawialnej”
(przyjętej przez Sejm w dniu 23 sierpnia 2001 r.) oraz w dokumentach: „Polityka
energetyczna Polski do roku 2025” (przyjętym przez Radę Ministrów w dniu
4 stycznia 2005 r.) i w „Programie dla elektroenergetyki” (przyjętym przez Radę
Ministrów w dniu 28 marca 2006 r.). Celem strategicznym polityki państwa jest
zwiększanie wykorzystania zasobów energii odnawialnej, tak aby udział tej energii
w zużyciu energii pierwotnej osiągnął w 2010 roku 7,5%, a w 2020 roku 14% [1].
Jednym z najważniejszych czynników decydujących o tempie rozwoju
inwestycji związanych z biopaliwami w Polsce jest przychylność przepisów
kontrolujących wszystkie etapy technologii produkcji estrów oleju rzepakowego, m.in.
obrót surowcami czy wymogi jakościowe stawiane surowcom oraz produktom
procesu transestryfikacji.
Wziąwszy pod uwagę niestabilną sytuację ekonomiczną na światowych
rynkach, w najbliższym czasie można się spodziewać przynajmniej częściowej
restrukturyzacji trybu produkcji biopaliw ze strategicznym wzmocnieniem roli
produkcji indywidualnej, za pokrycie własnych potrzeb energetycznych.
Ważne jest zatem, aby szczególnie ten sektor rynku biopaliw zarządzany był
poprzez korzystne, łatwe do spełnienia oraz zachęcające rolników do indywidualnej
produkcji przepisy prawne.
W październiku 2008 roku produkcja samochodów osobowych i dostawczych
w Polsce wyniosła 85 tys. 56 sztuk [2]. Pomimo wzrostów cen oleju napędowego
powyżej cen benzyny rośnie udział w rejestracjach silników wysokoprężnych. Po
sześciu miesiącach bieżącego roku zbliżył się on do poziomu 42% (dla porównania
w roku 2003: 22,4%).
Dynamika wzrostu sprzedaży diesla przekracza poziom 26%, podczas gdy
sprzedaż samochodów napędzanych silnikami benzynowymi zwiększyła się
o niecałe 5%. Obserwowane wzrosty są w dużej mierze zasługą firm kupujących
auta. W ich przypadku czynnikiem decydującym jest ekonomia, a ta w przypadku
samochodu napędzanego silnikiem diesla wyraża się w mniejszym zużyciu paliwa.
Tak więc, nawet przy nieco wyższym poziomie cenowym oleju napędowego,
ostateczny koszt eksploatacji jest mniejszy.
48
PRODUKCJA PRZEMYSŁOWA BIODIESLA
Podstawy prawne regulacji rynku biopaliw we Wspólnocie Europejskiej
zawarte są przede wszystkim w Dyrektywie 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego
i Rady UE z dnia 8 maja 2003 roku w sprawie wspierania użycia w transporcie
biopaliw lub innych paliw odnawialnych oraz w Dyrektywie 2003/96/WE Rady UE
z dnia 27 października 2003 roku, w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych
przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych
i energii elektrycznej. Dyrektywa nakłada na państwa członkowskie obowiązek
podjęcia działań, mających na celu stopniowe zwiększenie udziału biopaliw
w sektorze transportu. Unia Europejska zakłada, że udział biopaliw i innych paliw
odnawialnych, w stosunku do wszystkich paliw silnikowych, osiągnie - począwszy od
2005 roku wartości procentowe, przedstawione w Tabeli 1.
Tabela 1. Udział procentowy biopaliw w ogólnej masie paliw w krajach UE
Rok 2005 2006 2007 2008 2009 2010
%
2,00
2,75
3,50
4,25
5,10
5,75
2020
20,00
Źródło: projekt Dyrektywy 2001/0625 (COD) w sprawie promocji użytkowania biopaliw w sektorze
transportu
Regulacje te mają jednak charakter ramowy, co oznacza, że pozostawiają
krajom członkowskim pewien zakres swobody w tworzeniu krajowych norm prawnych
w tej dziedzinie. Prawo unijne reguluje zaledwie kilka istotnych kwestii,
wymagających implementacji w prawie krajowym.
Do 2006 obserwowano wzrost produkcji estrów oleju rzepakowego w Polsce.
W Tabeli 2 przedstawiono dane Głównego Urzędu Statystycznego, dotyczące
produkcji oleju napędowego w Polsce , a w Tabeli 3 – dane odnośnie biodiesla [3].
Tabela 2. Produkcja oleju napędowego w Polsce w roku 2008
2008
WYROBY
Jednostka
X
I-X
X
I-X
wg Polskiej Klasyfikacji
miary
Wyrobów i Usług
Liczby
X
IX
I-X
(PKWiU) / PRODPOL
bezwzględne 2007=100 2008=100 2007=100
Oleje napędowe
tys. ton
875
7522
123,1
97,5
119,6
Źródło: Ilość produkcji wytworzonej wybranych wyrobów przemysłowych wg PKWiU, GUS 15.01.2008
Tabela 3. Bilans biodiesla w Polsce w latach 2005 – 2007
2005
2006
Wyszczególnienie
tony
TJ
tony
TJ
64 336 2 471 89 126 3 423
Pozyskanie
5
142
Import
48 599 1 866 51 528 1 979
Eksport
49
52 1 282
1 344
Zmiana zapasów
17 081 657 39 022 1 498
Zużycie krajowe ogółem:
- w tym do mieszania z olejem
14 652 563 32 516 1 249
napędowym
94 6 506 249
2 439
- końcowe w transporcie
Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2008
49
2007
tony
TJ
47 447 1 822
19 440 746
-4
-107
27 900 1 072
25 307
2 593
972
100
W 2006 r., w stosunku do roku 2005, produkcja biodiesla była większa
o 38,5%, a jego zużycie odpowiednio o 128,0%. Zużyty w kraju biodiesel był
w 83,4% dodawany do oleju napędowego. W roku 2007 zaobserwowano jednak
zahamowanie tempa rozwoju inwestycji związanych z produkcją biopaliw - wystąpił
spadek w produkcji, co znalazło również odzwierciedlenie w spadku eksportu.
Strukturę zużycia tego paliwa w latach 2005 – 2007 przedstawiono na rysunku 1.
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
0
2005 -do 2005 - 2006 - do 2006 - 2007 - do 2007 mieszania z końcowe mieszania z końcowe mieszania z końcowe
ON
zużycie w
ON
zużycie w
ON
zużycie w
transporcie
transporcie
transporcie
Rys. 1. Produkcja biodiesla w Polsce w latach 2005 - 2007
Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2008
Tabela 4 przedstawia dane, opublikowane przez Urząd Regulacji Energetyki,
dotyczące ilości biokomponentów wytworzonych, zakupionych oraz sprzedanych
w IV kwartale roku 2006.
Tabela 4. Biopaliwa – zestawienie za IV kwartał 2006
Wyszczególnienie
Jedn. miary
Bioetanol
Ilość biokomponentów
[ton]
230
wytworzonych w IV kwartale
2006 r.
[ton]
28578
Ilość biokomponentów
zakupionych w IV kwartale
2006 r., z tego:
- od podmiotów krajowych:
[ton]
23337
- od podmiotów
[ton]
5241
zagranicznych:
Wyszczególnienie
Jedn. miary Benzyna silnikowa
o zawartości
biokomponentu
powyżej 5%
[m³]-15º C
0
Ilość sprzedanych w IV
kwartale 2006 r. ciekłych, z
tego:
- podmiotom krajowym
[m³]-15º C
0
- podmiotom zagranicznym
[m³]-15º C
0
Źródło: Urząd Regulacji Energetyki
50
Ester
18472
10125
7223
2902
Olej napędowy
o zawartości
biokomponentu
powyżej 5%
62474
62474
0
Wysokie ceny rzepaku i zbóż oraz niskie światowe ceny ropy naftowej
sprawiają, że koszty produkcji ekologicznego paliwa do silników Diesla przewyższają
koszty zakupu konwencjonalnego oleju napędowego. Wprawdzie istniejące już
wytwórnie biopaliw w Polsce mogą zaspokoić nasze potrzeby na kilka najbliższych
lat, jednak istnieje uzasadniona konieczność zwiększania udziału biokomponentów
w sektorze paliwowym.
Polska ma podobne problemy z wykorzystaniem biopaliw, jak obserwowane
w innych krajach UE [4]:
1. Trudności w osiągnięciu 10% celu w roku 2020 na bazie własnej produkcji
biokomponentów stwarzają konieczność zwiększenia importu bioetanolu
z krajów trzecich, skąd pojawia się postulat liberalizacji rynku unijnego
i zniesienia unijnych stawek celnych (Szwecja, Holandia, Finlandia, Dania,
Francja, Litwa, Włochy, Wielka Brytania).
2. Dla krajów, które mają możliwość zwiększenia produkcji biomasy i biopaliw
na rynek własny (Polska, Rumunia, Węgry) istotne byłoby wprowadzenie
zasady bliskości – priorytetu dla samo-zaopatrzenia w ramach UE
(„Surowce energetyczne pochodzenia rolniczego powinny być
wykorzystywane lokalnie”), i zapewnienie wsparcia przez UE dla rozwoju
produkcji biomasy i biopaliw i generacji w kontekście reformy polityki rolnej
(dopłaty).
3. Zastępowanie importu ropopochodnych importem biomasy lub biopaliw nie
poprawia bezpieczeństwa energetycznego UE. Konieczne jest
zapewnienie równowagi między bezpieczeństwem żywnościowym
a bezpieczeństwem energetycznym i przeciwdziałanie wzrostowi cen na
produkty żywnościowe na skutek przeznaczania obszarów rolnych
i wykorzystania produkcji rolnej na cele nieżywnościowe.
4. Bardzo powoli następuje rozwój sektora produkcji biopaliw II generacji (na
bazie np. odpadowej celulozy i ligniny).
5. Decyzja, odnośnie zwiększenia importu biopaliw z krajów trzecich i w tym
celu redukcji taryf celnych lub autonomiczne zawieszenia ceł, powinna być
poprzedzona analizą zapotrzebowania i zdolności wytwórczych w krajach
członkowskich, a import do UE biopaliw powinien odbywać się
z zachowaniem wymagań zrównoważonego rozwoju – konieczne są
certyfikaty, gwarantujące zachowanie ekologicznych, społecznych
zdrowotnych wymagań w krajach trzecich.
W dniu 8 lutego 2006 r. Komisja Europejska przyjęła „Strategię na rzecz
biopaliw”. Dokument ten zakłada:
•
promocję biopaliw w UE i krajach rozwijających się oraz zagwarantowanie,
że produkcja i wykorzystywanie biopaliw ma globalnie pozytywne skutki dla
środowiska i że przyczyniają się one do realizacji celów strategii
lizbońskiej;
•
przygotowanie do stosowania biopaliw na szeroką skalę dzięki poprawie
ich konkurencyjności cenowej poprzez optymalizację wyspecjalizowanych
upraw energetycznych oraz wspieranie wprowadzenia biopaliw do obrotu
w drodze rozszerzenia zakresu projektów demonstracyjnych i usuwania
barier o nietechnicznym charakterze;
51
•
badanie możliwości otwierających się przed krajami rozwijającymi się,
w zakresie produkcji roślin energetycznych i biopaliw, szczególnie tymi,
które zostały poszkodowane w wyniku reformy systemu cukrowego UE.
INDYWIDUALNA PRODUKCJA BIODIESLA
Indywidualna produkcja biopaliwa (na pokrycie własnych potrzeb
energetycznych) stanowi tanią i łatwą do wdrożenia na wielką skalę, metodę
produkcji energii ze źródeł alternatywnych oraz stwarza możliwość częściowego
uniezależnienia się od zewnętrznych dostaw energii.
Zasady wytwarzania przez rolników biopaliw ciekłych na własny użytek
określa Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 o biokomponentach i biopaliwach ciekłych
[5], przy czym przez biopaliwa ciekłe – w myśl tej ustawy - rozumie się: benzyny
silnikowe zawierające powyżej 5,0% objętościowo biokomponentów lub powyżej
15,0% objętościowo eterów, olej napędowy zawierający powyżej 5,0% objętościowo
biokomponentów, ester, bioetanol, biometanol, dimetyloeter oraz czysty olej roślinny
–stanowiące samoistne paliwa, ale także: biogaz, biowodór i biopaliwa syntetyczne.
Ustawa o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz o systemie
monitorowania i kontrolowania jakości paliw weszła w życie z dniem 1 stycznia
2007 r. i uchyla Ustawę z dnia 2 października 2003 r. o biokomponentach
stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych. Jest ona zgodna z prawem
Unii Europejskiej oraz uwzględnia zalecenia zawarte w komunikacie Komisji
Europejskiej w sprawie „Planu działania w zakresie biomasy”. Nakłada ona na
ustawowo zdefiniowane podmioty z branży paliwowej obowiązek realizacji
Narodowego Celu Wskaźnikowego, czyli obowiązkowego procentowego udziału
biokomponentów w ogólnej puli paliw ciekłych i biopaliw ciekłych wprowadzonych
przez nie do obrotu,
Rolnicy mogą wytwarzać biopaliwa ciekłe na własny użytek, po uzyskaniu
wpisu do rejestru rolników wytwarzających biopaliwa ciekłe na własny użytek, który
prowadzi organ rejestrowy.
Wpis do rejestru musi określać:
•
miejsce i rodzaju wytwarzanych biopaliw ciekłych na własny użytek,
•
rodzaj i wydajność instalacji do wytwarzania biopaliw ciekłych na własny
użytek,
•
maksymalną dopuszczalną ilość biopaliw ciekłych, do wytwarzania których
rolnik jest uprawniony w okresie roku kalendarzowego,
•
powierzchnię użytków rolnych będących w posiadaniu rolnika.
Rolnik, wytwarzając biopaliwa ciekłe na własny użytek jest obowiązany spełniać
następujące warunki:
1) dysponować odpowiednimi urządzeniami technicznymi i obiektami
budowlanymi, spełniającymi wymagania określone w szczególności
w przepisach o ochronie przeciwpożarowej, sanitarnych i o ochronie
środowiska, umożliwiającymi prawidłowe wytwarzanie biopaliw ciekłych;
2) posiadać zezwolenie na prowadzenie składu podatkowego.
Rolnicy, wytwarzający biopaliwa ciekłe na własny użytek, są obowiązani do
przekazywania sprawozdań rocznych zawierających informacje, dotyczące ilości
i rodzajów: surowców użytych do wytworzenia biopaliw ciekłych oraz biopaliw
ciekłych wytworzonych i zużytych na własny użytek. Ustalono roczny limit dla estru
oraz czystego oleju roślinnego stanowiących samoistne paliwo w wysokości
100 litrów na hektar powierzchni użytków rolnych będących w posiadaniu rolnika.
52
Z praktycznego punktu widzenia istotne jest wymaganie niesprzedawania
i niezbywania w innej formie biopaliw ciekłych, przestrzegania wymagań
jakościowych, nieprzekraczania dopuszczalnego limitu ilości wytworzonych biopaliw
ciekłych, składania rocznych sprawozdań, a także przestrzegania innych wymagań
wynikających z ustawy.
Pomimo faktu, że normy jakości dla estrów metylowych oleju rzepakowego są
mniej restrykcyjne niż w przypadku wymagań w produkcji przemysłowej, wymóg, aby
wytwarzane przez rolników biopaliwa ciekłe na własny użytek spełniały standardy
jakościowe określone w przepisach o systemie monitorowania i kontrolowania jakości
paliw jest niezwykle trudny do spełnienia, jako że rolnik nie dysponuje możliwością
kontrolowania jakości zgodnej z obowiązującymi normami, określonymi
w odpowiednim rozporządzeniu [6, 7]. Ustawa określa także wysokość kar, jakie
grożą rolnikowi w przypadku nie zastosowania się do powyższych zapisów ustawy.
Pomimo dość restrykcyjnego charakteru ustawy wobec indywidualnych
producentów biopaliwa, ostatni artykuł ustawy zapowiada działania, mające na celu
wsparcie sektora biopaliw w postaci przyjęcia Wieloletniego Programu Promocji
Biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014, stanowiącego
mechanizm wsparcia oferujący m.in. szereg ulg akcyzowych oraz inne formy pomocy
publicznej. Dokument taki został przyjęty przez Radę Ministrów 24 lipca 2007 roku
[8]. Najważniejsze postanowienia Programu to:
1. Wieloletnie zwolnienia i obniżki stawek podatku akcyzowego dla
biokomponentów, biopaliw lub innych paliw odnawialnych;
2. Wsparcie finansowe, ze środków publicznych, w tym środków funduszy
Unii Europejs w ramach Narodowej Strategii Spójności, na wsparcie
finansowe inwestycji w zakresie wytwarzania biokomponentów, biopaliw
ciekłych lub innych paliw odnawialnych;
3. Wsparcie finansowe dla upraw roślin energetycznych wykorzystywanych
na produkcje biopaliw;
4. Działania mające na celu zwiększanie popytu na biopaliwa poprzez
wparcie dla transportu publicznego działającego w aglomeracjach
miejskich, w uzdrowiskach, na obszarach chroniących środowisko
naturalne, wykorzystującego biopaliwa ciekłe lub inne paliwa odnawialne;
5. Wsparcie badań związanych z opracowywaniem nowych rodzajów
biopaliw ciekłych lub innych paliw odnawialnych, związanych z tym nowych
rozwiązań konstrukcyjnych jak też wdrożeń eksploatacyjnych;
6. Wsparcie programów edukacyjnych promujących szerokie wykorzystanie
biopaliw ciekłych lub innych paliw odnawialnych.
Innym aktem prawnym, stwarzającym udogodnienia dla indywidualnych
producentów biopaliwa rzepakowego jest Rozporządzenie Ministra Środowiska
z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie szczegółowych warunków udzielania pomocy
publicznej na przedsięwzięcia, będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi
źródłami energii [9], które określa warunki udzielania pomocy publicznej
przeznaczonej na przedsięwzięcia, związane z odnawialnymi źródłami energii,
polegające między innymi na:
•
budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biopaliw ciekłych,
stałych lub gazowych;
•
budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biokomponentów
stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych.
53
Pomoc może być udzielana w postaci dotacji, pożyczek preferencyjnych lub
preferencyjnych kredytów bankowych, dopłat do oprocentowania kredytów oraz
częściowych umorzeń pożyczek lub kredytów.
Istnieją dodatkowo akty prawne, wspierające rozwój sektora biopaliw
w zakresie regulacji podatkowych [4]:
1. Ustawa z dnia 26 stycznia 2007 r. o płatnościach do gruntów rolnych
i płatności cukrowej, wraz z pakietem rozporządzeń wykonawczych,
umożliwiająca prowadzenie dopłat do upraw energetycznych;
2. Ustawa z dnia 11 maja 2007 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym
oraz
zmianie
niektórych
innych
ustaw
zmieniająca
zasady
z rozporządzenia MF na ustawowe określenie sposobu i wysokości
naliczanych ulg z tytułu stosowania biokomponentów. Ponadto
wprowadzono zwolnienie z opłaty paliwowej biopaliw stanowiących
samoistne paliwa oraz zagwarantowano dopłaty z budżetu krajowego w
wysokości 176 zł/ha uprawy rzepaku przeznaczanego na cele
energetyczne.
3. Ustawa z dnia 23 sierpnia 2007 r. o zmianie ustawy o podatku
dochodowym od osób prawnych.
WNIOSKI KOŃCOWE
Czynnikiem warunkującym dalszy wzrost tempa rozwoju indywidualnej
produkcji biopaliw w Polsce jest zmiana podejścia organów ustawodawczych do
kwestii restrykcyjności norm jakościowych oraz wymogów prawnych, stawianych
rolnikom
produkującym
biopaliwa
na
zaspokojenie
własnych
potrzeb
energetycznych. Działania takie jak: ograniczenie liczby procedur prawnych
związanych z uruchomieniem indywidualnej produkcji, upowszechnienie systemów
wspierania inwestycji, związanych z ochroną środowiska czy też zapewnienie
rolnikom dogodniejszych wymogów jakościowych na produkowane paliwo, mogą
przyczynić się zarówno do zwiększenia atrakcyjności ekonomicznej inwestycji
związanych z biopaliwami, jak i do dalszego wzrostu zainteresowania odnawialnymi
źródłami energii wśród społeczeństwa.
LITERATURA
[1] Polityka Energetyczna Polski do roku 2025, dokument przyjęty przez Radę
Ministrów 4 stycznia 2005 r.
[2] Produkcja samochodów w Polsce - samochody osobowe i dostawcze, Instytut
badań rynku motoryzacyjnego SAMAR, listopad 2008
[3] Energia ze źródeł odnawialnych w roku 2007, Główny Urząd Statystyczny,
Warszawa 2008
[4] Panek-Gondek K.: Ministerstwo Środowiska, Forum Czystej Energii, Targi
POLEKO Poznań 2007, Ekologiczne aspekty wykorzystania biopaliw
[5] Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, Dz.
U. Nr 169 z r. 2006, poz. 1199, Nr 35 z 2007 r., poz. 217, Nr 3 z 2009 r., poz.11
[6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla
biopaliw ciekłych, Dz. U. Nr 166 z dnia 18 września 2006 r., poz. 1182
[7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla
biopaliw ciekłych stosowanych w wybranych flotach oraz wytwarzanych przez
rolników na własny użytek Dz. U. Nr 169 z 2006 r., poz. 1200.
54
[8] Wieloletni Program Promocji Biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata
2008-2014, dokument przyjęty przez Radę Ministrów 24 lipca 2007 r.
[9] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie
szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia,
będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii, Dz. U. Nr 14,
poz. 89 z 29 stycznia 2008 r.
55
Rozdział 6
LEGISLACJA I REGULACJE W SEKTORZE
ENERGETYCZNYM
Piotr BOROWSKI
WSTĘP
Po wejściu Polski do Unii Europejskiej nasz rynek stał się częścią rynku
europejskiego, a przez to również połączył się z rynkiem światowym. Wejście na
rynek międzynarodowy spowodowało konieczność dostosowania się polskich
przedsiębiorstw do funkcjonowania w dużo bardziej skomplikowanym otoczeniu [1],
jak również dostosowania krajowej legislacji do przepisów Unii Europejskiej.18 W UE
fundamentem prawnym dla określenia celów polityki energetycznej, instytucji
i narzędzi regulacyjnych wobec energetyki są dyrektywy energetyczne, a ich
krajowymi odpowiednikami — specjalne ustawy stanowiące tzw. prawo
energetyczne. Przepisy z obszaru energii dotyczą przede wszystkim zasad dostępu
do unijnego rynku gazu i energii elektrycznej, przejrzystości cen, warunków tranzytu
gazu, współdziałania w zakresie rozwoju transeuropejskich sieci energetycznych,
utrzymywania obowiązkowych zapasów paliw płynnych, jak również zasad pomocy
publicznej i energetycznej efektywności urządzeń. Pierwsze dyrektywy, kierujące
państwa członkowskie na drogę liberalizacji rynków, stanowiące ich podwaliny,
przyniosły wiele korzystnych następstw, zarówno w sferze ładu instytucjonalnego, jak
i — co ważniejsze — realne skutki w naruszeniu monopolistycznych układów
rynkowych.
LIBERALIZACJA RYNKU ENERGII
Polska, jako kraj członkowski Unii Europejskiej, czynnie uczestniczy
w tworzeniu wspólnotowej polityki energetycznej, a także dokonuje implementacji jej
głównych celów w specyficznych warunkach krajowych, biorąc pod uwagę ochronę
interesów odbiorców, posiadane zasoby energetyczne oraz uwarunkowania
technologiczne wytwarzania i przesyłu energii. Rynek energii elektrycznej jest silnie
regulowany. W Polsce podstawową instytucją regulującą jest Urząd Regulacji
18
Ważne było skuteczne przeniesienie przepisów unijnych do ustawodawstwa krajowego, lecz jeszcze
ważniejszym zadaniem było ich właściwe wdrożenie w danej dziedzinie za pośrednictwem
odpowiednich struktur administracyjnych oraz sądowych istniejących w państwach członkowskich.
Postępowi w przenoszeniu do polskiego prawa ustawodawstwa Unii towarzyszyły konkretne środki
wprowadzania, szczególnie poprzez stworzenie skutecznych struktur administracyjnych.
56
Energetyki. Głównym zadaniem URE jest prowadzenie działań regulacyjnych
realizowanych poprzez: koncesjonowanie, uzgadnianie projektów planów rozwoju,
zatwierdzanie taryf dla energii elektrycznej, zatwierdzanie planów ograniczeń
w poborze energii elektrycznej, zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci,
wyznaczanie operatorów sieci dystrybucyjnej i przesyłowej. Regulacja działalności
podmiotów gospodarczych funkcjonujących na rynku polega na stymulowaniu,
nadzorowaniu i kontroli zachowań wspomnianych podmiotów gospodarczych
w ramach istniejących szczegółowych uregulowań prawnych i instytucjonalnych.
Regulacja jest formą ingerencji w swobodę gospodarczą w celu ograniczania praktyk
monopolistycznych, które mogą być stosowane przez przedsiębiorstwa
funkcjonujące w warunkach monopolu naturalnego. Energetyka jest tą dziedziną
gospodarki, która z natury rzeczy nie spełnia wszystkich warunków rynku
konkurencyjnego, jest bowiem obciążona cechami monopolu naturalnego. Ten splot
uwarunkowań niezwykle trwale zakorzenił się zarówno w strukturach energetyki, jej
zasadach funkcjonowania, jak i w zachowaniach przedsiębiorstw energetycznych.
Promotorem liberalizacji rynku energii mogą być jedynie władze publiczne, na
których ciąży niezbywalna odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne.
Dlatego aktywność państwa lub takich instytucji integracji międzynarodowej, jak np.
UE,
przybiera
wobec
energetyki
formę
wyspecjalizowanej
regulacji,
podporządkowanej celom polityki energetycznej. Na gruncie polskim tę funkcję pełni
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Działaniom tym często towarzyszy
wzmacnianie roli instytucji antymonopolowych i to zarówno w obszarze władzy
wykonawczej, jak i sądowniczej. Należy podkreślić, że tworzone w państwach
członkowskich UE instytucje regulatorów stanowią jedynie część ogólnego
mechanizmu kształtującego sektor energetyczny. Podstawowe znaczenie
w kształtowaniu systemu regulacji posiada parlament, który określa ramy prawne,
dotyczące m.in. uprawnień i obowiązków regulatora. Nie można pominąć innych
instytucji, których kompetencje leżą często na granicy zadań wykonywanych przez
organy regulacyjne, a dotyczące m.in. ochrony środowiska, zmian właścicielskich
przedsiębiorstw energetycznych, ochrony najbiedniejszych grup społecznych.
Wszystko to sprawia, że system regulacji jest bardzo złożony i wskazuje, że istnieje
wiele różnych rozwiązań. Niemniej efektem działania systemu w każdym przypadku
jest transformacja rynkowa energetyki.
Do głównych narzędzi realizacji polityki energetycznej wymienionych
w raporcie Ministerstwa Gospodarki należy zaliczyć:
•
Regulacje prawne określające zasady działania sektora paliwowoenergetycznego oraz ustanawiające standardy techniczne,
•
Efektywne wykorzystanie przez Skarb Państwa, w ramach posiadanych
kompetencji, nadzoru właścicielskiego do realizacji celów polityki
energetycznej,
•
Bieżące działania regulacyjne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki,
polegające na weryfikacji i zatwierdzaniu wysokości taryf oraz
zastosowanie analizy typu benchmarking w zakresie energetycznych
rynków regulowanych,
•
Systemowe mechanizmy wsparcia realizacji działań zmierzających do
osiągnięcia podstawowych celów polityki energetycznej, które w chwili
obecnej nie są komercyjnie opłacalne (np. rynek „certyfikatów”, ulgi
i zwolnienia podatkowe),
•
Bieżące monitorowanie sytuacji na rynkach paliw i energii przez Prezesa
Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i Prezesa Urzędu Regulacji
57
Energetyki oraz podejmowanie działań interwencyjnych zgodnie
z posiadanymi kompetencjami,
•
Działania na forum Unii Europejskiej, w szczególności prowadzące do
tworzenia polityki energetycznej UE oraz wspólnotowych wymogów
w zakresie ochrony środowiska, tak aby uwzględniały one uwarunkowania
polskiej energetyki i prowadziły do wzrostu bezpieczeństwa
energetycznego Polski,
•
Aktywne członkostwo Polski w organizacjach międzynarodowych, takich
jak Międzynarodowa Agencja Energetyczna,
•
Ustawowe działania jednostek samorządu terytorialnego, uwzględniające
priorytety polityki energetycznej państwa, w tym poprzez zastosowanie
partnerstwa publiczno – prywatnego (PPP),
•
Zhierarchizowane planowanie przestrzenne, zapewniające realizację
priorytetów polityki energetycznej, planów zaopatrzenia w energię
elektryczną, ciepło i paliwa gazowe gmin oraz planów rozwoju
przedsiębiorstw energetycznych,
•
Działania informacyjne, prowadzone poprzez organy rządowe
i współpracujące instytucje badawczo-rozwojowe,
•
Wsparcie ze środków publicznych, w tym funduszy europejskich, realizacji
istotnych dla kraju projektów w zakresie energetyki (np. projekty
inwestycyjne, prace badawczo-rozwojowe) [2].
Konkurencyjne rynki energetyczne przyczyniają się do zmniejszenia kosztów
produkcji, a zatem ograniczenia wzrostu cen paliw i energii. W tym obszarze
Ministerstwo Gospodarki zamierza: rozwiązać problem uzależnienia dostaw gazu
ziemnego i ropy naftowej z jednego kierunku, znieść bariery przy zmianie
sprzedawcy energii elektrycznej i gazu, przebudować model rynku energii
elektrycznej oraz wprowadzić rynkowe metody kształtowania cen ciepła.
MAKROOTOCZENIE PRZEDSIĘBIORSTW W SEKTORZE ENERGETYCZNYM
Nowa polityka Unii Europejskiej w zakresie energetyki miała zostać oparta na
trzech filarach: konkurencyjność, zrównoważony rozwój i bezpieczeństwo.
Pierwszym poważnym krokiem w tym kierunku było opublikowanie w marcu 2006 r.
Zielonej Księgi zawierającej europejską strategię na rzecz zrównoważonej,
konkurencyjnej i bezpiecznej energii. Najważniejszymi obszarami wymienianymi
w raporcie w ramach współpracy państw było przede wszystkim dokończenie
budowy europejskich rynków wewnętrznych energii elektrycznej i gazu, solidarność
państw członkowskich, bezpieczeństwo i konkurencyjność zaopatrzenia w energię,
zmiany klimatu, innowacje w zakresie technologii energetycznych i spójna
zewnętrzna polityka energetyczna. W styczniu 2007 r. Komisja ogłosiła kolejne
propozycje mające stanowić podwaliny pod wspólną politykę energetyczną Europy
a mianowicie stworzenie wewnętrznego rynku energii, zwiększenie efektywności
wykorzystania energii, podniesienie rangi energii odnawialnej, wypracowanie
wspólnego stanowiska w międzynarodowej polityce energetycznej. Według danych
zaprezentowanych w Zielonej Księdze Unii Europejskiej, globalne zużycie ropy
wzrosło o 20% i przewiduje się, że światowe zapotrzebowanie na ropę będzie
58
wzrastać o 1,6% rocznie.19 Skutkuje to jednocześnie niebezpiecznym ocieplaniem się
naszego klimatu.
Otoczenie prawne jest zestawem norm, uchwał, ustaw i rozporządzeń
regulujących zasady funkcjonowania w poszczególnych sektorach. Otoczenie
prawne uległo radykalnym zmianom. W 2007 r. zgłoszony został przez UE tzw.
Pakiet Energetyczny, w którym zostało zaproponowane:
20 % udział odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym UE,
20 % redukcję GHG,
10%
udział
(liczone
energetycznie)
biopaliw
transportowych
w wykorzystaniu paliw transportowych ogółem [3].
W Polsce problematyka biopaliw została ujęta w wielu dokumentach takich
jak: Strategia rozwoju energetyki odnawialnej (2001 r. Monitor Polski, nr 25, poz.365)
czy Polityka Energetyczna Polski do 2025 r. (z 4 stycznia 2005 r.). Kilka razy
próbowano opracować ustawę o organizacji rynku biopaliw płynnych
i biokomponentów. Obecnie obowiązują dość nowoczesne ustawy tj. ustawa
o biopaliwach i biokomponentach i innych odnawialnych źródłach energii oraz ustawa
o monitoringu biopaliw (obydwie ustawy z 25 sierpnia 2006 r).[4] Opracowany
również został przez Ministerstwo Gospodarki „Wieloletni program promocji biopaliw
lub innych paliw odnawialnych na lata 2008 – 2014”.20 W przypadku biopaliw
otoczenie prawne zawiera przepisy dotyczące ochrony środowiska poprzez
częściowe odejście od spalania kopalin a przejście na wykorzystywanie
odnawialnych
źródeł
energii. Otoczenie prawne to również
ustawa
o biokomponentach stosowanych w ciekłych biopaliwach z 25 sierpnia 2006. Ustawa
pozwala m.in. na produkcję biopaliw przez indywidualnych rolników na własne
potrzeby „Rolnik wytwarzając biopaliwa ciekłe na własny użytek jest obowiązany
spełniać następujące warunki: 1) dysponować odpowiednimi urządzeniami
technicznymi i obiektami budowlanymi, spełniającymi wymagania określone
w szczególności w przepisach o ochronie przeciwpożarowej, sanitarnych i o ochronie
środowiska, umożliwiającymi prawidłowe wytwarzanie biopaliw ciekłych; 2) posiadać
zezwolenie na prowadzenie składu podatkowego [Dz.U. 2006, Nr 196, poz.1199, Art.
14] oraz reguluje sposób wprowadzania biopaliw na stacjach benzynowych.
„Dystrybutory używane na stacjach paliwowych do biopaliw ciekłych, oznakowuje się
w sposób umożliwiający identyfikację rodzaju biopaliwa ciekłego i udziałów
objętościowych, wyrażonych w procentach, biokomponentów zawartych w tym
biopaliwie” [Dz.U 2006, Nr 196, poz.1199, Art.25]. Gospodarstwa rolne mogą
produkować biopaliwa jedynie na własny użytek, gdyż nie są w stanie spełnić
wymogów normy EN/14214. Produkcją i sprzedażą biopaliw mogą zajmować się
tylko najwięksi producenci, którzy potrafią sprostać wymaganiom wspomnianej
normy.
MAKROOTOCZENIE W UJĘCIU PSYCHOLOGICZNYM
19
Zużycie ropy w 2005 roku wyniosło 84 milionów baryłek dziennie. Globalne zużycie ropy w 2015
roku osiągnie 99 milionów baryłek dziennie i 116 mb/d w 2030.
20
Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 24.07.2007. Wieloletni program promocji biopaliw lub
innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014 stanowi wykonanie art. 37 ustawy z dnia 25 sierpnia
2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Jest on również niezbędny do wypełnienia przez
Polskę, 5,75 % udziału biokomponentów w rynku paliw transportowych w 2010 r. wynikającego z
dyrektywy 2003/30/WE z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub
innych paliw odnawialnych, oraz 10% udziału w 2020 r., zgodnie z ustaleniami posiedzenia Rady
Europejskiej w dniach 8 - 9 marca 2007 r.
59
Innym spojrzeniem na rolę otoczenia w rozwoju przedsiębiorstwa jest
spojrzenie psychologiczne, w którym uwypukla się przestrzeń życiową jednostki.
Według H. Simona każda jednostka posiada swoją przestrzeń życiową która jest
wypadkową nakładania się na siebie różnych otoczeń. Granice wytyczane przez
zestawy norm, oczekiwania pracowników, konkurentów, rządów krajowych
i lokalnych wytyczają przestrzeń w obrębie której przedsiębiorstwo może prowadzić
swoją działalność. Nakładając na siebie rozważania H. Simona oraz podejście
klasyczne
opisujące
makrootoczenie
otrzymujemy
przestrzeń
życiową
przedsiębiorstwa powstałą w wyniku ograniczeń wynikających z pojawienia się
poszczególnych otoczeń. Przykładem może być uchwała unijna dotycząca
ograniczeń w emisji dwutlenku węgla wpływa bezpośrednio na przemysł
motoryzacyjny. Przestrzeń życiowa fabryk produkujących samochody została
w pewien sposób ograniczona przez prawo. Unijna strategia ograniczania emisji
dwutlenku węgla przez samochody stanowi ważny element ogólnej unijnej polityki
w dziedzinie środowiska i transportu. Jej celem są zmiany technologiczne
w produkowanych samochodach, które ograniczą szkody środowiskowe
powodowane przez transport i poprawią jakość życia wszystkich ludzi na świecie.
W tym przypadku widać bezpośrednie przełożenie otoczenia politycznego
i prawnego na przemysł motoryzacyjny. Decyzje podjęte przez polityków były
dokonane z uwagi na środowisko i człowieka np. pod wpływem otoczenia
ekologicznego. Łańcuch wpływu poszczególnych otoczeń na ograniczenie
przestrzeni życiowej przedsiębiorstwa przedstawia rysunek 1.
Rys. 1. Przestrzeń życiowa utworzona pod wpływem makrootoczenia
Źródło: opracowanie własne na podst.: Demb A., Neubauer F., Rada nadzorcza, PWN,
Warszawa 2001, s.34.
Z rysunku 1 wynika, że przestrzeń życiowa przedsiębiorstwa powstaje
w wyniku ciągłego nakładania się na siebie składników makrootoczenia i nie jest
wielkością stałą. Ulega zmianom pod wpływem przesuwania się granic. Wymagania
stawiane przez otoczenie wymuszają na przedsiębiorstwie podejmowanie decyzji
dotyczących rozwoju i wzrostu. Bodźce powstające w poszczególnych otoczeniach
stają się wyzwaniem dla przedsiębiorstw. Przykładem oddziaływania otoczenia na
funkcjonowanie przedsiębiorstwa może być otoczenie ekologiczne. Otoczenie
ekologiczne pod koniec ubiegłego wieku i na początku wieku XXI zaczęło odgrywać
coraz większą rolę. Społeczeństwa i przedsiębiorstwa dostrzegły, że głoszone przez
ekonomię postulaty o ograniczoności zasobów rzeczywiście znajdują potwierdzenie
60
w otaczającym świecie. Ilość tych zasobów jest ograniczona i nie udaje się zaspokoić
wszystkich potrzeb zgłaszanych przez ludzkość a poza tym zasoby naturalne do
których zaliczamy ziemię, bogactwa naturalne, lasy, wodę, powietrze pomału się
wyczerpują. Zaczęto zastanawiać się nad racjonalnym, efektywnym ich
wykorzystywaniem. Zanieczyszczenia powstające w wyniku przetwarzania dóbr oraz
zanieczyszczenia poprodukcyjne wpływają na degradację środowiska. Środowisko,
atmosfera ziemska nie nadążają z samoregeneracją co wywołuje groźne skutki
uboczne. Emisje dwutlenku węgla z samochodów znacząco przyczyniają się do
zmian klimatycznych, szczególnie w krajach uprzemysłowionych. Produkcja
zanieczyszczeń i odpadów ma miejsce na prawie każdym etapie produkcji
i użytkowania samochodu: od wydobycia surowców i wytwarzania części
samochodowych, po jego złomowanie. Emisja dwutlenku węgla w skali gospodarki
światowej w roku 1990 wynosiła 5 mld. ton natomiast prognozy na rok 2010
zakładają podwojenie czyli do atmosfery będzie wydzielanych 10 mld. ton gazu.
Ponieważ tak duże ilości CO2 emitowane do atmosfery ziemskiej wpływają na
intensyfikację efektu cieplarnianego, zatem naukowcy szukają nowych metod
i rozwiązań związanych ze składowaniem dwutlenku węgla. W celu ograniczenia
emisji gazów wprowadzane są regulacje i coraz ostrzejsze normy. Średni poziom
emisji w nowo rejestrowanych samochodach osobowych w Unii Europejskiej w roku
1995 wynosił 186 g CO2/km natomiast w roku 2003 został ograniczony
i wynosił 164 g CO2/km. Wraz z rozwojem sektora motoryzacyjnego, wzrostem ilości
samochodów, wzrostem uprzemysłowienia globalna ilość CO2 emitowanego do
atmosfery nie spada, zatem nowa strategia ograniczania emisji w krajach unijnych na
lata 2008-2009 zakłada kolejne ograniczenie nakładane na producentów silników,
które wynosi 140 g CO2/km oraz na lata 2010/12 120 g CO2/km. Podporządkowanie
się wymogom unijnym przełoży się, w przedsiębiorstwach produkujących
samochody, na wdrożenie nowych rozwiązań konstrukcyjnych i technologicznych,
opracowania silników nowej generacji, bardziej ekonomicznych i przyjaznych
środowisku [5].
ŚWIATOWE ZAPOTRZEBOWANIE NA ENERGIĘ PIERWOTNĄ
Wraz z rozwojem gospodarczym systematycznie wzrasta globalne
zapotrzebowanie na energię. Popyt na energię w najbliższych latach będzie
systematycznie wzrastał. Według Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) gwałtowny
wzrost gospodarczy Chin i Indii oznacza, że jeśli w obu tych krajach nie nastąpią
zmiany polityki energetycznej, to do 2030 roku gospodarki tych krajów podwoją
zużycie energii, co spowoduje powstanie niedoborów surowców takich jak ropa
naftowa, węgiel oraz nastąpi znaczne zwiększenie emisji gazów cieplarnianych [6].
Zużycie energii może być na niższym poziomie jeśli stosowane będą zasady jej
efektywnego wykorzystywania m.in. w przemyśle oraz w codziennym życiu (np.
projekty energooszczędne, oświetlenie, klimatyzacja,) [7]. Niezależnie od
opracowywanych scenariuszy popyt na energię w najbliższych latach będzie
systematycznie wzrastał, natomiast może różnić się jego dynamika. Właściwe
funkcjonowanie każdej gospodarki uzależnione jest od szeroko pojętej energetyki,
dlatego dla państwa priorytetem jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.
Zapotrzebowanie na energię pierwotną w skali gospodarki światowej nieustannie
wzrasta co przedstawia rysunek 2.
61
Rys. 2. Prognoza światowego zapotrzebowanie na energię pierwotną do 2030 wg
scenariusza referencyjnego (Reference Scenerio)
Źródło: Word Energy Outlook 2005, s.81, (www.iea.org)
Według Reference Scenerio w ciągu najbliższych 25 lat zapotrzebowanie na
energię będzie systematycznie wzrastać. W stosunku do dzisiejszego
zapotrzebowania nastąpi ponad 50% przyrost popytu na energię ogółem, natomiast
zapotrzebowanie w niektórych grupach (np. ropa i gaz) wzrośnie nawet o 60%. Przed
rokiem 2030 świat będzie zużywał 16,3 btoe (billion tonnes of oil equivalent) czyli
o 5,5 btoe więcej niż obecnie a ponad 1/3 popytu będzie zgłaszana przez kraje
rozwijających się, gdzie odnotowywany jest najszybszy wzrost gospodarczy
i przyrost ludności. Na rynkach międzynarodowych sektor naftowo-gazowy jest
niezwykle konkurencyjny, zwłaszcza w zakresie działalności poszukiwawczej oraz
eksploatacji i rozwoju nowych złóż gazu ziemnego i ropy naftowej [6].
PODSUMOWANIE
Liberalizacja na rynku energii to główne działania w ramach polityki
energetycznej, dotyczące wprowadzania i poszerzania zakresu funkcjonowania
mechanizmów konkurencji, w odniesieniu do rynków paliw płynnych, gazu ziemnego
i węgla, są takie same jak działania mające na celu poprawę bezpieczeństwa
energetycznego. Pełna liberalizacja rynku energii elektrycznej - przed którą nie ma
w Polsce i w Europie odwrotu - kreuje potrzebę budowy rynkowych mechanizmów
wyznaczenia ceny energii.
LITERATURA
[1] Stawicka M.: Uwarunkowania konkurencyjności przedsiębiorstw transportu
samochodowego i kombinowanego po wejściu Polski do Unii Europejskiej, [w:]
Borowski P. (red.): Zmiany jakościowe w otoczeniu a konkurencyjność
przedsiębiorstw – ujęcie regionalne i sektorowo-branżowe, Szkoła Wyższa im.
Bogdana Jańskiego, Warszawa 2007, s.216.
[2] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, lipiec 2009,
s.5-6.
62
[3] Kupczyk A., Londo M., Wiśniewski G.: Rola Polski w planie działania UE dla
biopaliw do 2020 r. Analiza wstępnych wyników projektu UE REFUEL, Warsztaty
„Biomasa i Biopaliwa w Polsce”. Projekt PSO PPA, IPiEO, Ministerstwo
Środowiska, Warszawa 2007.
[4] Transportation Biofuels. Market Report, Institute for Renewable Energy, Warsaw,
2007.
[5] Borowski P.: Człowiek i otoczenie ekologiczne jako determinanty rozwoju
przedsiębiorstw, Zarządzanie i Edukacja nr 50, Warszawa 2007.
[6] Borowski P.: Pozyskanie i wykorzystanie energii w XXI wieku, [w:] Trocki M. (red.)
Innowacyjne systemy, procesy i metody zarządzania międzynarodowego, SGH,
Warszawa 2008, s.161.
[7] Ristinen R., Kraushaar J.: Energy and the Environment, John Wiley and Sons,
2005, s. 232.
63
Rozdział 7
PRZETARGI PUBLICZNE
NA ZAKUP ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Krzysztof GOLACHOWSKI
WSTĘP
Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej ożywiły rynek energii
elektrycznej. Analiza ogłoszonych i rozstrzygniętych postępowań pokazuje zmianę
podejścia do przetargów w przypadku energii elektrycznej oraz obrazuje korzyści,
jakie można osiągnąć organizując postępowanie w sposób umożliwiających
składanie konkurencyjnych ofert, dzięki prawu do swobodnego wyboru sprzedawcy
uzyskanego przez odbiorców dzięki liberalizacji rynku. Niniejszy artykuł dotyczy
zagadnienia przetargów publicznych. Analiza koncentruje się na 2008 r. Celem
autora jest opis i scharakteryzowanie problemu oraz analiza kluczowych zagadnień
organizacyjnych, prawnych i rynkowych.
Komunikat Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i Prezesa Urzędu Zamówień
Publicznych z 24 kwietnia 2008 r. najwyraźniej zmotywował instytucje zobowiązane
do stosowania przepisów ustawy Prawo zamówień publicznych [1] do ogłaszania
przetargów publicznych na zakup energii elektrycznej. Od maja 2008 r. zarówno
liczba ogłaszanych jak i rozstrzygniętych przetargów znacząco wzrosła.
Instytucje samorządowe i budżetowe są zobowiązane do jak najbardziej
efektywnego wydawania publicznych pieniędzy, w szczególności tych, które
przeznaczone są na zakup energii elektrycznej. Skutecznym narzędziem do realizacji
tego celu mogą się okazać przetargi publiczne na zakup energii. Warunkiem
koniecznym jest tu jednak takie sformułowanie zasad przetargu, aby umożliwiały one
składanie ofert przez wielu konkurujących ze sobą sprzedawców.
W Polsce niemal wszyscy odbiorcy energii elektrycznej kupują ją od lokalnych
sprzedawców (tj. od przedsiębiorstw obrotu powiązanych kapitałowo z lokalnymi
operatorami systemów dystrybucyjnych). Mimo formalnej liberalizacji rynku
konkurencja funkcjonuje na nim z wielkimi problemami. Według Urzędu Regulacji
Energetyki z prawa wyboru sprzedawcy energii do maja 2009 r. skorzystało zaledwie
1300 odbiorców (spośród ok. 15 mln). W 2008 r. na zmianę zdecydowały się 23
instytucje i firmy. W pierwszym kwartale 2009 r. było ich już 127, a w maju br. aż 90
[2].
64
KOMUNIKAT PREZESÓW URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI I URZĘDU
ZAMÓWIEŃ PUBLICZNYCH
W kwietniu 2008 r. Prezesi Urzędu Regulacji Energetyki i Urzędu Zamówień
Publicznych przypomnieli w specjalnym komunikacie o obowiązku organizowania
przetargów na zakup energii i pokazali skuteczny sposób ich przeprowadzenie.
Najwyraźniej apel poskutkował – widać to po liczbie ogłaszanych przetargów. Od
stycznia do kwietnia 2008 r. było to średnio 19 postępowań miesięcznie, podczas
gdy od maja do grudnia już 51. Z 4 do 9 wzrosła również średnia liczba
rozstrzyganych przetargów [Tabela 1].
Zanim Prezesi URE i UZP przypomnieli o obowiązku stosowania procedur
przetargowych w odniesieniu do energii elektrycznej z uwagi na ustanie przeszkody
technicznej o obiektywnym charakterze [3], tzn. braku możliwości zmiany
sprzedawcy, energia elektryczna w zamówieniach publicznych niemal nie
występowała. Co ciekawe przeszkoda o obiektywnym charakterze ustała już 1 lipca
2004 r. – wtedy to wszyscy odbiorcy instytucjonalni uzyskali prawo do zmiany
sprzedawcy energii. Jednak skorzystanie z niego było przez pierwsze lata
praktycznie niemożliwe.
Prezesi Urzędu Zamówień Publicznych i Urzędu Regulacji Energetyki
proponują dwa tryby [3] postępowania instytucjom zobowiązanym do stosowania
zapisów zawartych w ustawie Prawo Zamówień Publicznych w odniesieniu do
zakupów energii elektrycznej. W pierwszym zamawiający stosując tryby podstawowe
udzielania zamówień wybiera przedsiębiorstwo zajmujące się obrotem energią
elektryczną (tj. sprzedawcę), a następnie udziela zamówienia z wolnej ręki na usługę
dystrybucji (czyli wybiera jedynego możliwego operatora systemu dystrybucyjnego –
w tym zakresie odbiorcy mają do czynienia z monopolem technicznym). W efekcie
zamawiający będzie miał dwie umowy (ze sprzedawcą i operatorem systemu
dystrybucyjnego) oraz na koniec okresów rozliczeniowych będzie otrzymywał po
dwie faktury (od sprzedawcy i operatora systemu dystrybucyjnego).
Drugi sposób organizowania przetargu publicznego na zakup energii
elektrycznej polega na tym, że zamawiający w trybie określonym na podstawie art. 6
ust. 1 ustawy - Prawo zamówień publicznych udziela przedsiębiorstwu obrotu
zamówienia publicznego na usługę kompleksową w rozumieniu art. 3 ust. 30 ustawy
- Prawo energetyczne, realizowaną na podstawie umowy kompleksowej, o której
mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy. W takiej sytuacji zamawiający będzie miał jedna
umowę kompleksową zawartą ze sprzedawcą (będzie ona obejmować zarówno
sprzedaż energii jak i świadczenie usług dystrybucyjnych) oraz będzie otrzymywał
jedną fakturę od sprzedawcy (za zakup energii i usług dystrybucyjnych).
Jednak w obecnej sytuacji rynkowej tylko pierwszy sposób wyłaniania
sprzedawcy energii może skutkować pojawieniem się konkurencyjnych ofert od wielu
sprzedawców. Dzieje się tak dlatego, że usługi kompleksowe w praktyce mogą
świadczyć jedynie sprzedawcy energii powiązani kapitałowo z lokalnymi operatorami
systemów dystrybucyjnych. I tak w Warszawie jedynym sprzedawcą, który może
zaoferować usługę kompleksowa jest RWE Polska (spółka powiązana z RWE Stoen
Operator), na Górnym Śląsku jest to Vattenfall Sales Poland (Vattenfall Distribution
Poland), w Wielkopolsce – ENEA (ENEA Operator) itd.
Liczba sprzedawców, którzy mogą oferować energię na terenie działania
poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych (mają podpisane z nimi tzw.
generalne umowy dystrybucyjne) jest znacznie większa. Np. odbiorcy przyłączeni do
sieci ENEI Operator mogą liczyć na oferty 29 sprzedawców prądu, a klienci PGE
65
Dystrybucja Lublin mają do wyboru 18 firm zajmujących się obrotem energią
elektryczną [4].
BARIERY ROZWOJU RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Jedną z podstawowych barier utrudniających wszystkim odbiorcom zmianę
sprzedawcy jest kwestia rozwiązywania obecnych umów. Często znajdują się w nich
zapisy określające termin wypowiedzenia jako sześciomiesięczny ze skutkiem na
koniec roku kalendarzowego. W praktyce oznacza to, że na zmianę sprzedawcy
można czekać nawet 18 miesięcy. Dzieje się tak mimo istniejącego w Prawie
energetycznym zapisu mówiącego o rozwiązywaniu z mocy prawa dotychczasowych
umów w terminie miesięcznym. Przedsiębiorstwa energetyczne tego nie respektują.
Odbiorcom energii pozostaje skarga do regulatora i postępowanie sądowe – brakuje
możliwości automatycznego rozwiązania umowy. Co prawda procedury zmiany
sprzedawcy mówią o 30 dniach na cały proces, ale w praktyce te 30 dni odnosi się
wyłącznie do instytucji, które mają już rozdzielone umowy na zakup energii
elektrycznej i świadczenie usług dystrybucyjnych.
Procedura zmiany sprzedawcy odnosi się bowiem do operatora systemu
dystrybucyjnego. Zapisy znajdujące się w umowach kompleksowych wiążą
sprzedawców z odbiorcami. Potwierdza to Rzecznik Odbiorców Paliw i Energii:
"Terminy i procedury zmiany sprzedawcy są określone w Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Ten dokument jest obowiązujący dla
dystrybutora, a nie umowa kompleksowa jaką zawarł odbiorca z innym
przedsiębiorstwem" [5]. Z drugiej strony jeśli w umowie kompleksowej (ze
sprzedawcą energii) zawarty jest zapis mówiący o sześciomiesięcznym terminie
rozwiązania umowy, które jest skuteczne na koniec roku kalendarzowego (tj.
wypowiedzenie złożone np. w lipcu 2009 r. powoduje rozwiązanie umowy z dniem 31
grudnia 2010 r.) rzeczywiście powodują ograniczenie terminu rozwiązania tej umowy
[5].
Kolejną barierą jest nierozwiązany problem tzw. umów kompleksowych.
Według Prawa energetycznego usługa kompleksowa w odniesieniu do energii
elektrycznej jest usługą świadczoną na podstawie umowy zawierającej
postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej [6].
W przypadku przetargów publicznych na zakup energii elektrycznej określenie
w przedmiocie zamówienia właśnie usługi kompleksowej w praktyce eliminuje
konkurentów lokalnego sprzedawcy energii. Efektem przetargu jest podpisanie
umowy z dotychczasowym sprzedawcą, albo kontynuowanie współpracy na
dotychczasowych zasadach – bardzo często w takich przypadkach lokalni
sprzedawcy nie przystępują do przetargów.
Ciągle istotną kwestią jest dostosowanie układów pomiarowych do wymagań
operatorów systemów dystrybucyjnych w przypadku zmiany sprzedawcy energii
elektrycznej. Po pierwsze jest to kosztowne, a po drugie długotrwałe. Mówiąc o
barierach, warto wspomnieć również o braku doświadczenia w uczestnictwie w rynku
energii, niewielkiej licznie pozytywnych przykładów firm i instytucji, które dzięki
konkurencji skorzystały.
Wyboru sprzedawcy w ramach przetargu nie należy jednak utożsamiać z jego
zmianą. W przetargu mogą wziąć udział nie tylko potencjalni nowi sprzedawcy, ale
również dotychczasowy. Praktyka przetargowa to potwierdza. Nie dzieje się tak
jednak dlatego, że oferty lokalnych sprzedawców atrakcyjniejsze, ale dlatego, że nie
66
ma innych. To z kolei jest efekt formułowania przetargów w sposób, który
uniemożliwia uczestnictwo w nich innym firmom.
Sytuację na polskim rynku energii elektrycznej komplikuje również
utrzymywanie zatwierdzania taryf handlowych w odniesieniu do odbiorców z grup
taryfowych G (przede wszystkim odbiorców w gospodarstwach domowych). Do grup
G zaliczane są m.in. internaty i więzienia. Ponieważ ceny w taryfach zatwierdzanych
są utrzymywane na sztucznie zaniżonym poziomie, to zorganizowanie przetargu na
warunkach konkurencyjnych doprowadziłoby do podniesienia cen (sprzedawca
lokalny mógłby wykorzystać okazję, aby przestać dopłacać do takiego odbiorcy,
a sprzedawcy niezależni nie złożyliby ofert dla siebie niekorzystnych).
PRZETARGI PUBLICZNE NA ZAKUP ENERGII ELEKTRYCZNEJ W PRAKTYCE
Warto prześledzić, jak przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej
wyglądają w praktyce. Informacje na ten temat można znaleźć w Biuletynie Urzędu
Zamówień Publicznych [7]. I tak np. w Gdyni przeprowadzono dwa postępowania na
udzielenie zamówień związanych z energią elektryczną. Pierwsze z nich dotyczyło
dostawy energii elektrycznej i świadczenia usługi dystrybucyjnej do urządzeń
posiadanych przez Gminę Gdynia i zostało przeprowadzone w trybie zamówienia z
wolnej ręki w oparciu o art. 67 ust. 1 pkt 1 a ustawy Prawo zamówień publicznych.
Umowa została zawarta na czas nieokreślony od 2 stycznia 2008 r. (postępowanie
przeprowadzono w grudniu 2007 r.). Drugie postępowanie o udzielenie zamówienia
na wykonanie usługi oświetlenia ulic obejmującego konserwację i utrzymanie
urządzeń oświetleniowych oraz dostawę energii elektrycznej i świadczenie usługi
dystrybucji energii zostało przeprowadzone w trybie zamówienia z wolnej ręki w
oparciu o art. 67 ust. 1 pkt 1 a ustawy Prawo zamówień publicznych. Umowa została
zawarta na czas określony od 1 lipca 2008 r. do 31 grudnia 2011 r. (postępowanie
przeprowadzono w czerwcu 2008 r.). Obie umowy zostały zawarte z tym samym
wykonawcą, tj. ENERGĄ – Zakładem Oświetlenia Sp. z o. o.
W połowie sierpnia 2008 r. miał być rozstrzygnięty przetarg na “Dostawę
energii elektrycznej i świadczenie usług dystrybucji energii na potrzeby oświetlenia
ulic, sygnalizacji świetlnej i obiektów małej architektury w Rzeszowie”. Został jednak
unieważniony ponieważ Rzeszowski Zakład Energetyczny, który jako jedyny stanął
do przetargu, złożył dokumentację niezgodną ze specyfikacją. Nadal więc trwa
dotychczasowa umowa zawarta na czas nieokreślony z Rzeszowskim Zakładem
Energetycznym.
Urząd Miasta Szczecin posiada umowę na dostawę energii elektrycznej
zawartą na czas nieokreślony i nie organizował żadnego przetargu. W przypadku
jednostek organizacyjnych np. szkół udzielane są zamówienia publiczne na
podstawie art. 4 pkt 8 PZP (do 14 tys. euro). Urząd Miasta w Bydgoszczy nie
organizował przetargów na zakup energii elektrycznej. Jest na etapie
przygotowywania tego typu procedury.
Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej ogłaszają nie tylko
samorządy, ale również administracja rządowa, zakłady opieki zdrowotnej, ZUS,
jednostki badawczo-rozwojowe, areszty, szkoły, uczelnie czy sądy. Spośród 107
postępowań ogłoszonych w III kwartale 2008 r. 33 prowadziły miasta i gminy,
a 5 szkoły, uczelnia i spółka gminna. 19 przetargów dotyczyło oświetlenia ulic miast
bądź gmin. Pozostałe miały na celu zakup energii na potrzeby zasilania budynków
i innych obiektów.
67
Choć wiadomo, że chodzi o energię elektryczną to w różny sposób określany
bywa przedmiot zamówienia w takich przetargach. W lipcu br. w Biuletynie
Zamówień Publicznych zamieszczono 42 ogłoszenia o zamówieniach dotyczących
energii elektrycznej. Tylko w pięciu przypadkach zamawiający podali jawnie, że
szukają wykonawców zainteresowanych wyłącznie sprzedażą energii elektrycznej.
W trzech innych przedmiot zamówienia określono jako dostawę energii (również
rozumianą jako tylko sprzedaż, tj. bez usług dystrybucyjnych). Trzy przetargi były
podzielone na dwie części: jedna dotyczyła sprzedaży energii, a druga jej
dostarczania (dystrybucji) do zamawiającego – wykonawcy mogli składać oferty
częściowe. W pozostałych 31 przypadków przedmiot zamówienia określono jako
kompleksową dostawę energii elektrycznej, tj. sprzedaż i dostawę energii.
Czas trwania umów określany przez podmioty zamawiające w specyfikacjach
istotnych warunków zamówień wynosi średnio 23,4 miesiąca. Do wyliczenia tej
wielkości nie były jednak brane pod uwagę przypadki postępowań, w których umowy
miały być zawierane na czas nieokreślony. W III kwartale 2008 r. w przypadku
zamówień dotyczących energii elektrycznej czas trwania umowy najczęściej
określano na 12 miesięcy. Zdarzały się też krótsze okresy. Najbardziej
krótkoterminowa umowa miała obowiązywać zaledwie przez półtora miesiąca.
Najdłuższy oznaczony czas umowy to 109,5 miesiąca, co oznacza, że miałaby ona
wygasnąć dopiero 14 lutego 2017 r.
W trzecim kwartale 2008 r. na największą ilość energii opiewał przetarg
publiczny ogłoszony przez miasto Rzeszów, a ściślej przez Miejski Zarząd Dróg
i Zieleni w Rzeszowie. Umowa miała dotyczyć zakupu oraz dostaw ok. 10,6 GWh
energii elektrycznej w ciągu jednego roku. Wartość tej umowy w odniesieniu tylko do
sprzedaży energii to ok. 2,7 mln zł (netto). Przetarg na zakup najmniejszej ilości
energii elektrycznej został przygotowany i ogłoszony przez Gminę Korfantów.
1,08 MWh energii elektrycznej miało być kupione w ciągu jednego roku. Wartość
takiej transakcji nie powinna przekroczyć 500 zł (netto).
Warto również zwrócić uwagę na kilka konkretnych rozstrzygnięć. We
wrześniu 2008 r. Urząd Miasta Częstochowa ogłosił przetarg nieograniczony na
„zakup energii elektrycznej na potrzeby budynków i lokali biurowych, fontann oraz
syren alarmowych”. Dotyczył łącznie ok. 1120 MWh energii elektrycznej i 33 punktów
poboru [Tabela 2]. Oferty złożyły dwie firmy: PKP Energetyka oraz Electrabel
Połaniec Grupa Electrabel Polska (nie zgłosił się dotychczasowy, tj. ENION Energia,
powiązany z lokalnym operatorem systemu dystrybucyjnego). Jedynym kryterium
oceny ofert była cena energii. Rywalizację o zamówienie wygrała firma PKP
Energetyka. Średnia cena energii elektrycznej w czasie obowiązywania umowy, która
będzie obowiązywać do końca 2009 r., wyniesie 278 zł/MWh (netto). Roczne
oszczędności z tego tytuły wyniosą ok. 80 tys. zł [8].
W październiku 2009 r. Urząd Miejski w Choroszczy ogłosił przetarg publiczny
na dostawę w 2009 r. energii elektrycznej ma potrzeby oświetlenia ulicznego
i budynków należących do urzędu. Zamówienie dotyczyło 130 MWh energii
elektrycznej kupowanej w 115 punktach poboru. Do przetargu zgłosiły się cztery
firmy zajmujące się sprzedażą energii: Lumius Polska, PGE Zakład Energetyczny
Białystok (dotychczasowy sprzedawca), PKP Energetyka oraz Vattenfall Sales
Poland. Najatrakcyjniejszą ofertę przedstawił Lumius Polska – 264 zł/MWh (netto).
Najdrożej energię wyceniła PKP Energetyka – 380 zł/MWh (44 proc. więcej niż
zwycięzca przetargu). Ceny zaproponowane przez PGE Zakład Energetyczny
Białystok były o 10 proc. wyższe niż o ofercie firmy Lumius Polska. Urząd Miejski
68
w Choroszczy odrzucił z udziału w postępowaniu ofertę Vattenfall Sales Poland, bo
zawierała błędy w obliczaniu ceny.
W kwietniu 2009 r. w przetargu na zakup energii na potrzeby oświetlenia
ulicznego na terenie Gminy Olsztyn rywalizowali PKP Energetyka, ENION-Energia
oraz ENERGA-Obrót. Oferta ENION-u została odrzucona. W dwóch pozostałych
średnie ceny energii elektrycznej mieściły się w przedziale 275-281 PLN/MWh netto.
Przetarg wygrała firma ENERGA-Obrót.
WNIOSKI
Przetarg publiczny pozwala na wyłonienie najtańszego sprzedawcy energii na
okres określony w umowie. Jednak, aby było to możliwe, wymagania zawarte
w specyfikacji istotnych warunków zamówienia muszą uwzględniać specyfikę
funkcjonowania branży elektroenergetycznej oraz realia rynkowe.
Ze względu na obecne zasady współpracy sprzedawców i dostawców
(operatorów systemów dystrybucyjnych) energii elektrycznej wiele konkurencyjnych
ofert może pojawić się tylko wtedy, gdy postępowanie przetargowe dotyczy
wyłącznie sprzedaży energii elektrycznej. W takiej sytuacji wybór operatora systemu
dystrybucyjnego następuje w trybie „z wolnej ręki” – takie rozwiązanie rekomendują
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki i Prezes Urzędu Zamówień Publicznych.
Duży odsetek nierozstrzygniętych przetargów na zakup energii elektrycznej
świadczy o tym, że warunki określone w dokumentacji przetargowej uniemożliwiają
przedstawienie oferty przez sprzedawcę energii innego niż dotychczasowy. Właśnie
dlatego lokalni sprzedawcy w znacznej mierze ignorują przetargi na zakup energii, bo
bez względu na ich rezultat nadal będą sprzedawać energię zamawiającemu.
Jedną z najistotniejszych zalet kupowania energii elektrycznej w ramach
przetargów publicznych jest możliwość zagwarantowania stałych cen w czasie
obowiązywania umowy. Dzięki temu zamawiający może uniknąć ryzyka podwyżek
cen.
Tabela 1. Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej w 2008 r.
Miesiąc
Liczba ogłoszonych
Liczba rozstrzygniętych*
przetargów
przetargów
Styczeń
18
5
Luty
21
3
Marzec
18
2
Kwiecień
21
4
Maj
26
6
Czerwiec
29
3
Lipiec
42
5
Sierpień
24
7
Wrzesień
41
7
Październik
46
9
Listopad
85
8
Grudzień
119
27
Razem
490
86
* - w których wyłoniono wykonawcę.
Źródło: ENERGOinfo.PL na podstawie BZP
69
Tabela 2. Gmina Miasto Częstochowa – studium przypadku
Organizator
Gmina Miasto Częstochowa
Przedmiot
zakup energii elektrycznej na potrzeby budynków i lokali
biurowych, fontann oraz syren alarmowych
CPV
09.30.00.00-2
Data ogłoszenia
23 września 2008 r.
Termin składania ofert
14 października 2008 r.
Termin związania umową 30 dni
Czas trwania umowy
12 miesięcy (do 31 grudnia 2009 r.)
Ilość energii rocznie
1120 MWh
Moc umowna
Operator systemu
dystrybucyjnego
Wadium
Kryterium
Liczba ofert
Wybrany wykonawca
894 kW
ENION
Cena (brutto)
Uwagi
nie
najniższa cena
2
PKP Energetyka
379 859,20 zł
jawnie określono, że przetarg dotyczy wyłącznie zakupu
energii. Nie było mowy o usługach dystrybucyjnych.
Źródło: ENERGOinfo.PL na podstawie BZP i BIP Gminy Miasta Częstochowa
LITERATURA
[1] Ustawa z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo zamówień publicznych, z późniejszymi
zmianami
[2] Już od dwóch lat nie jesteśmy skazani na jednego sprzedawcę prądu.
www.ure.gov.pl, 1 lipca 2009 r.
[3] Komunikat Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz Prezesa Urzędu Zamówień
Publicznych w sprawie stosowania przepisów ustawy z dnia 29 stycznia 2004 r. –
Prawo zamówień publicznych (Dz. U. z 2007 r. Nr 223 poz. 1655) w zakresie
dostaw energii elektrycznej, Warszawa, 24 kwietnia 2008 r.
[4] Od kogo można kupić prąd. Energia365.pl, 16 czerwca 2009 r.
[5] Stanowisko Rzecznika Odbiorców Paliw i Energii. RO-0291-394(2)/2009/ 404/JB,
Warszawa, 10 lipca 2009 r.
[6] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, z późniejszymi zmianami,
art. 3 pkt. 30.
[7] www.uzp.gov.pl
[8] Miasto Częstochowa Laureatem Nagrody „Nowe Impulsy 2009".
www.czestochowa.pl, 3 czerwca 2009 r.
70
Rozdział 8
SECURITY ANALYSIS OF ENERGY
SYSTEMS CONTROL CENTERS
Henryka JORMAKKA, Pekka KOPONEN, Heimo PENTIKÄINEN, Hanna
BARTOSZEWICZ-BURCZY
INTRODUCTION
The interconnected electrical transmission and distribution networks are
geographically very distributed. Competitive energy markets, increase in distributed
generation and use of renewable energy sources, and growing dependence on
imported energy, increase the complexity of the operational level of the
infrastructures controlling all the necessary processes. The infrastructures are
operated from interconnected control centers via distributed Industrial Control
Systems (ICSs) with the help of other information technology (IT) systems. The
control systems have been for many years designed to be isolated from
administrative corporate networks due to heterogeneous proprietary networks and
security concerns. Now the situation has changed. Due to the increasing complexity
and integration as well as the necessity to improve effectiveness of business in a
highly competitive environment where fast communication and data exchange are
crucial factors, the use of communication networks, open technologies and protocols
in control systems for critical infrastructures is increasing.
The integration of the control network into the company business units and the
connection with business partners supports new IT capabilities, but at the same time
it opens the network to external threats typical for any information technology system.
While security solutions have been designed for security issues of traditional IT
systems, they have to be carefully adapted to the demands of an ICS environment. In
spite of many common features and similarities, ICS differs from typical Internetbased information processing systems, including different threats, vulnerabilities and
priorities. In IT systems data confidentiality and integrity is the main requirement. But
error, failure or interruption in the operation of an critical Industrial Control System
can compromise human safety, damage or destroy expensive components, harm the
environment, cause dependent customer processes to shut down, thus causing huge
physical and financial losses. So system availability and integrity are the core
priorities. ICS has also different performance and reliability requirements than IT
systems. Especially in emergency situations fast responses in the interaction
between the process, its automation and human operators are critical. Furthermore,
the goals of efficiency and availability have a tendency to conflict with security in the
71
design and operation of ICSs. For that reason, taking also into account that many old
proprietary control systems (still operating) do not support security, it is important to
re-evaluate ICS security architecture in order to mitigate the possibilities of electronic
attacks. Adding to the complexity of the situation, IT security and control system
expertise is usually not found within the same personnel. Therefore ICS and IT
security experts need to cooperate closely, the more that the SCADA systems are
high-profile targets for well trained attackers aiming at maximum damage with
minimum personal risk.
DISTRIBUTED INDUSTRIAL CONTROL SYSTEM - OVERVIEW
It is today possible to securely operate an insecure system encapsulated in a
security architecture that uses layers of additional electronic and procedural
measures to ensure that the probability of compromise of the system remains small.
Electronic access can be protected by levels of firewalls and intrusion detection
systems with data transfer architectures that exports externally relevant data to the
outside while blocking any incoming request. Communication protocols can be
secured using virtual private networks and associated authentication/authorization
mechanisms at the network endpoints. Non-existing access controls at the console of
the control system can be addressed e.g. by introduction of, potentially technically
supported, operational policies and procedures that ensure that only authorized
persons have physical access to the control system. However, the level of difficulty in
improving security of an ICS varies, depending on the vulnerability. In case of some
attacks, mitigation means mostly administrative decisions like defining correct access
control rules, or defining correct security policy. In other cases, like integrity checking
mechanisms, correct firewalls policy, network monitoring, segmentation and
increased redundancy, it means some investments in new software or hardware, or
constant staff education programs. Most challenging are the situations when one has
to trade between system availability/integrity, which are essential in case of ICSs,
and security (examples of such cases are provision of scalable access control
methods, or implementation and testing of updates) and therefore such situations
require most effort and should be carefully studied.
To support the design and maintenance of ICS, a number of different
initiatives dedicated to guidance on industrial automation systems security have been
going on world-wide. An example is IEC (www.iec.org) that in different working
groups addressed security issues for field buses or security profiles for secure
communication in industrial networks and edited sets of relevant standards including
IEC/TS 62351. Other examples are the National Institute of Standards and
Technology (NIST) with its Guide to Industrial Control Systems (ICS) Security and
similar documents, or Instrumentation, Systems, and Automation Society (ISA)
creating guidance documents and standards [1] on introducing IT security to existing
industrial control and automation systems. The control system architectures
proposed by the different for a provide compulsory segmentation between control
systems, company internal networks, and external connections. They promote
layered, defense-in-depth solutions against cyber attacks and bring new
opportunities for more secure modern, but also legacy systems adding an additional
protection layer.
An example of a modern, distributed industrial system controlling electricity
networks is presented in Figure 1., showing different sectors and communication
links to different partners of an ICS. It illustrates separation between the control
72
(SCADA LAN) and the administrative networks by the demilitarized zone (DMZ) a separate network segment with firewalls to prevent traffic from passing directly
between the two networks. The SCADA LAN houses among others the SCADA
server and master terminal units (MTU) that collect information from remote terminal
units (RTUs) and programmable logic controllers (PLCs) located in substations or
other field sites. For the communication between the RTUs, PLCs and MTU, SCADA
wide area networks (SCADA WANs) are used. Using these connections the control
center is polling field devices for data or watches for interrupts coming from the field
site alarm systems. Such centralized system enables operators to control and
monitor large areas enabling remote maintenance or troubleshooting operations and
management of distant sites. This is very crucial from the economic and service
continuity point of view. For communication with other control centers or business
partners private or public WANs are used.
The industrial control systems are moving into the direction of commercial offthe-shelf software and hardware products. These products are based on standard
protocols such as e.g. Internet Protocol for communication between control systems
and field devices, or commonly used operating systems like Microsoft Windows. The
usage of COTS products reduces the costs of the systems, but at the same time
increases the probability of electronic attacks through standardized interfaces and
unnecessary functionality and code. Tools for conducting such attacks are commonly
available on the Internet. While breaking into a remote IT system once required a lot
of knowledge and skills, nowadays it is enough to download attack tools from the
Internet and used them against interconnected servers. With time the tools are
becoming more commonplace and easier to use, which means that less expertise
and effort is required from an attacker. Except for tools made intentionally for
launching illegal attacks, there are many “legal” devices and information that can be
used for conducting attacks. This includes product manufactures’ technical
specifications, and network maintenance tools that are commonly used for data
collection to analyze traffic, for network troubleshooting, or for configuration
management.
Although much of the complexity in maintaining complicated systems can be
avoided by division into separate units, it has to be remembered that compromising
a computing resource that has access to a control system is the same as
compromising the whole control system itself. Therefore to reduce the risk of
malicious attacks, looking at the whole system as one unit, it is important to minimize
the vulnerabilities of inadequate security layering and zones, improperly configured
firewalls that divide the zones, lack of proper security monitoring, or inadequate
security policies. In the following subsections, different, geographically distributed
subsystems of the control system, as presented in Figure 1., will be investigated from
the security point of view.
73
Fig. 1. Overview of Distributed Industrial Control System
SCADA LAN
In the past when the SCADA systems were working in standalone pattern,
they were based on proprietary protocols, techniques and underlying control
systems. Although now the situation is different, often in terms of information security
the applied SCADA technology has not evolved enough to match this development.
IEC 61850 protocols are used increasingly in conjunction with IEC/TS 62351, but
insecure protocols are still commonly applied. Those application protocols used by
the servers and workstations are mostly run on Ethernet and the TCP/IP protocol
stack, or directly on TCP. To some extent they share the advantages, but also the
negative features of a typical LAN. The difference is that the servers and
workstations of a SCADA LAN are not used for general purpose computing, so they
are not affected by applications such as e-mails, or Internet web browsers.
Additionally, the hardware and software topology and configuration of a SCADA LAN
is relatively static, so the usage patterns are basically known at the configuration
time. However, there are hard restrictions imposed on the LAN. The communication
is time critical and the system should be fully operating 24 hours per day. This may
not be a problem, if redundancies are incorporated, but the hardware and software
updates, antiviral checking and other changes have to be carefully planned. Except
for the supervisory and control application software, some specialized protocols must
run to provide reliable operation and management of the SCADA LAN. Those
protocols, e.g. the Address Resolution Protocol, are the most frequent targets and
sources of attacks.
Some of the servers (e.g. the Historian) essential for control purposes have to
be used by both – the control system and the administrative units. Placing them in
the administrative network means that some insecure protocols (e.g. MODBUS,
DCOM) will be used for communication with the SCADA LAN. On the other hand,
placing those servers in the SCADA LAN means that such protocols like SQL, or
HTTP have to be permitted to access the SCADA LAN servers. Additional sources of
74
vulnerabilities are the connections to the administrative and substation networks
which in case of improperly configured firewalls or incorrectly protected access to
field devices may open the network for attacks.
As consequences of vulnerabilities of SCADA LAN can be mentioned such as
infection of control network servers by malware disabling a safety monitoring system
resulting in a lack of reaction to abnormal plant operation, making the system
unavailable to system operators, as well as improperly schedule updates that may
lock up the SCADA system and interfere with the service delivery to the customers.
To mitigate the results of attempted attacks the following precaution methods should
be applied.
Attack mitigation methods
Passwords that are well known sources of automated attacks and phishing,
should be not disclosed to third persons and not send via networks in clear text.
Securing devices with hard passwords slows down the attacker. The passwords
should contain at least six case sensitive alphanumeric characters, and not forming
any pronounceable name (to avoid dictionary attack). The number of failed access
attempts to enter a password should be limited. [2] presents interesting data
concerning comparison of time used for cracking password using brute-force and
dictionary attacks in case of 4, 6 and 8 characters. The measurements were made
for a typical substation Controller, but the ratio of the time required in the above
cases remains the same in case of any networked device.
Security policies should be developed and used. This refers to technical
issues, but also to personal policies such as strict access control rules, or personnel
training to increase safety and security awareness. The policies should be reviewed
periodically to include countermeasures for new arriving threats, taking into account
the system functionality and requirements. Because of the peculiarity of the SCADA
system, it is possible that some of the vulnerabilities cannot be completely removed,
as the resulting system would turn out to be inefficient, or even inoperable. In such
cases the administrator must be provided with the possibility for controlling access in
such a way that the vulnerability cannot be exploited. For that e.g. filters, specific
system configuration, or monitoring can be used.
New threats or system failures usually require software patching, updating, or
upgrading. Those activities should be carefully planned not to interrupt the system
operations. The optimal solution would be a parallel mirror system that could be
switched on for the time of updates, otherwise used for redundancy as replacement
of crashed hardware or software modules.
Placing in SCADA LAN servers that are shared with the administrative
network should be avoided. Also, whenever appropriate, servers that are normally
located in the business network and need to be used in the control network, need to
be replicated on the control system network in order to minimize the amount of “look
up” traffic that must pass from the control system through the electronic security
perimeter to the business network. In general, servers used in both of the networks
should be located outside of both of them. A better solution is to use the DMZ and
locate there all the servers shared by the two networks, instead of two-zone solution
(no DMZ, firewalls only). Using “hard coded” addresses on servers within the control
system network will further reduce the need for out-bound traffic.
Access to all the unnecessary resources and services should be blocked. This
is possible through use of perimeter devices (firewalls, proxies, filters) with access
control lists. Only the necessary services should be enabled and only on per device
rule. Network connections that bypass perimeter protection mechanisms should be
75
eliminated. All direct remote access to the control LAN should be blocked.
The network servers and workstations should be regularly or continuously
monitored for malicious activities. This may be based on monitoring of log files of the
LAN devices, including firewalls protecting the LAN, in order to detect successful or
attempted unauthorized access. Use of intrusion detection systems inside
automation systems is not a daily practice. Some argue that typical IDS does not
target automation specific protocols and for that reason will not detect attacks on that
levels, instead confusing the operator in case of plant malfunction by sending
additional alarms caused by the alarm messages of the control system. However,
most attacks use typical IT, not SCADA specific protocols. Additionally, there exist
some IDS that include rules for some automation protocols and the additional alarms
will not appear if signature based IDS are used. The signatures have to be updated
any time new signatures are developed following new discovered attacks. As IDS
provides passive (monitoring) form of security protection, it is important to analyze
the IDS log files frequently, to prevent an attacker from gaining access to the system
before the log file is reviewed. Using multiple IDSs of different vendors enhances the
system’s security. All the IDS software should be tested before deployment to
determine that it does not compromise, or make unavailable normal operation of the
ICS.
Use of any unauthorized CDs, DVDs, and USB memory sticks on any node
connected to SCADA LAN should not be permitted to prevent the insertion of
malware. In all other cases, they should be scanned against malware. If drives/ports
for the memory devices are not used for operational purposes, they may be disabled.
Components critical for the ICS operation should be identified. The system
should be built with a small number of redundant diverse critical components using
a fault-tolerant architecture, so that failures of individual components do not lead to
failure of the system functionality. Single points of failure should be identified and risk
assessment done.
SUBSTATIONS AND FIELD DEVICES
SCADA field site, where the field devices are locked in unmanned remote
cabinets, is one of the places from where an attack on a control system may be
started. Often the devices physical security level is low due to the cost of large
number of sites and the belief that a single device cannot cause a substantial
damage. However, well-known vector attack (see [3]) using the remote device’s
network showed that this belief is not based on facts. The devices such as sensors,
actuators, or valves as well as RTUs or PLCs located in substations and their
communication links are part of the internal trusted domain, and some of them
provide administrators with capabilities for remote maintenance access via laptops or
other handheld devices using dial in or dedicated means like private radio, or public
mobile cellular networks. For data collection and for communication they are using
application-specific and often proprietary protocols which often do not include any
security features. Even in the newest substations the IEC 61850-9-1/2 standard
providing interoperability between equipment from different manufactures does not
include security but refers to the IEC 62351-6 standard. For connection to the RTUs
or PLCs the field devices/sensors use wired or wireless connections. The wires are
vulnerable to physical destruction, reconnection of wires for message tampering and
man-in-the-middle attacks, and eavesdropping. The physical destruction is usually
detected fast by the existing fault-handling features of the systems, while intentional
76
reconnection of the wires is of limited scope and therefore of limited interest to the
attackers. In case of wireless communication the wired connections are replaced by
radio frequency transmission. Due to lower installation costs and decreasing prices of
communication, wireless connections continue to expand. In case of large number of
devices field buses are used to connect them to controllers for the time-critical
connections. Field bus protocols are optimized to provide fast access and many
forms of redundancy are introduced to provide fault tolerance against random errors
and equipment failures, but they do not offer security features against intentional
attacks.
As the devices are part of a trusted domain, access into them can provide an
attacker with an unauthorized access to the whole control system. Using control over
a compromised device, the attacker may execute various procedures such as
modifying data to be sent to the control station, changing the behavior of the field
devices causing fault alarms, or on the contrary, not passing the data that should
alarm the master station. Finally, he may scan the internal control network, what may
be relatively easy as most likely the connections are not monitored for malicious
traffic.
Attacks on substation may cause data interception and manipulation, DoS, or
malware being installed through infected laptop of the substation LANs maintenance
personnel. They can result in unnecessary disconnection of a power line without real
reason, failure to break circuit as should happen due to the protection system, or in
unauthorized changes to instructions for PLCs or RTUs. The latter may reduce
transmission and distribution capacity and operational margins, increase losses,
shutdowns or equipment damage due to under or over-voltages, etc. To minimize the
effects of an attack, precaution methods should be applied.
Attack mitigation methods
Whenever possible, the substation devices should be protected by hard
passwords, especially if wireless, or remote connections to the substation devices
are allowed for maintenance and administration purposes. In that case strong
authentication methods and access control should be used. In case of wireless
connection the authentication should be mutual. Also the access point (AP) should
be authenticated by the legitimate user in order to avoid false AP deployed by an
attacker that can later reused the information (password and ID) illegally obtained
from the user. As a support to provide security for the communication standards
developed for control systems, the IEC/TS 62351 set of standards has been
designed and should be used in future. It contains seven documents, out of which six
(IEC 62351-1 to IEC 62351-6) are standards, the seventh, IEC 62351-7 has been
issued as a Committee Draft and will eventually become a Technical Specification.
These standards address different security objectives including authentication of
entities through digital signatures, ensuring only authorized access, preventing
eavesdropping, playback and spoofing, as well as providing some degree of intrusion
detection. In some cases all of these objectives are important; in others, only some
are feasible given the computation constraints of certain field devices, the media
speed constraints, and the need to allow both secure and non-secured devices on
the same network.
Portable equipment like laptops, USB memory, CDs used for direct access to
the field devices should be scanned for malware before connecting to the device.
As in the case of the control equipment of SCADA LANs, the substation
devices should be prepared for installation of patches that fix known errors as well as
to replacement of crashed hardware modules. And, as in case of SCADA LAN, they
77
should be scanned for malware detection. Components critical for the operation
should be identified and the system should be built with a small number of redundant
diverse critical components. Single points of failure should be identified and risk
assessment done.
DMZ AND CONNECTION TO THE ADMINISTRATIVE NETWORK
The SCADA LAN has to be well protected not only from malicious external
and internal attacks, but also from unintentional damages caused by access from the
administrative domain. In minimizing security risks the best solution is a DMZ,
preventing direct traffic between the ICS and administrative networks, with separate
authentication mechanisms. The DMZ contains firewalls guarding all access to and
from the networks, and should include all the servers that contain the ICS data that
needs to be accessed from the administrative network such as e.g. the Historian, but
also a patch management server, an IDS, or other servers required for security of the
control network. The databases in the servers may be connected to web-enabled
databases located on the administrative network. Although the attacks on them are
used mainly for stealing the data, they can be also used for gaining access to other
devices through the server hosting the database. Alternative to DMZ, although not as
effective solution is a set of firewalls between the SCADA LAN and the external
networks.
The DMZ is also used for controlling remote client access, if such access to
SCADA information is required. While direct connection between the SCADA server
and remote client could be secured from data or identity interception by usage of
virtual private networks (VPN), the risk of a compromised client device still remains.
The control system administrator has no means for monitoring or enforcing security
on the remote client, especially if it is under different organization’s control. For such
cases DMZ may offer protection in the form of terminal server, the external client
connects to the terminal server located in the DMZ, which in turn uses another
connection to the device of the control center to which the client aims to connect. The
terminal server is under full control of the control network administrator. As it is not
used for automated control system applications, it does not have strict real-time
constrains and can be regularly patched, updated, or scanned for malicious software.
To main consequences of attacks on DMZ belong corruption of data critical for
operational decision what can result in power plant operation failure by the control
system not able to perform control and monitoring functions, corruption of data critical
for business, or unavailability of operational or business services due to DoS attack
caused by malware.
Attack mitigation methods
It is important to protect DMZs against vulnerabilities such as firewalls
improperly configured, or insufficient IDS and firewalls logs. The DMZs should be
customized according to the system functional and security requirements. Good
practice is to use multiple firewalls from different vendors.
With a few exceptions, external access to the devices inside the control
system should be allowed only via a DMZ and limited to necessary for the system
functionality. As a rule the direct traffic incoming to SCADA LAN should be blocked
and all traffic from either side – the control and administrative networks, could
terminate at the servers located in the DMZ. For example, IEC 61850 protocol, might
be used to communicate from the PLCs to the data historian, while HTTPS might be
used for communication between the historian and administrative clients, neither
78
crossing the two networks. In similar way any two other protocols could be used in
the control-to-administrative network communication. This reduces e.g. the chance of
injecting the control network with worms, since the worm would have to use two
different
exploits
over
two
different
protocols.
All
unnecessary
services/interfaces/ports should be blocked.
The direct traffic incoming to SCADA LAN should be monitored. Also the
outgoing traffic passing a firewall should be limited to necessity only and monitored.
All incoming and outgoing traffic should be source and destination-restricted on
service and port basis to prevent the control network from being a source of spoofed
communication. For each permitted direct incoming or outgoing data flow there
should be a documented justification with risk analysis and a person responsible for
the traffic monitoring.
If third party remote connections are permitted, the terminal server can be
used to offer connection to the client and to mirror the server of the control center.
As the DMZ is the gateway to the control network, it should be guarded by
always up to date antiviral software. If the IDS is signature based, the signatures
have to be updated any time when new signatures are developed following new
discovered attacks. All the IDS software should be tested before deployment to
determine that it does not compromise, or make unavailable normal operation of the
ICS. The antiviral system behavior should be also tested against critical situations, to
assure that it does not send additional alarms caused by the alarm messages of the
automation system.
In case if instead of DMZ there is only a firewall, or set of them, particular care
needs to be taken with the firewall rule design. The rules should restrict traffic
incoming to the SCADA LAN to a very small set of shared devices (e.g., the
Historian) on the control network from a controlled set of addresses on the corporate
network. Allowing any IP addresses of the administrative network to access servers
inside the control network is not recommended. In addition, the allowed ports should
be carefully restricted to relatively secure protocols such as Hypertext Transfer
Protocol Secure (HTTPS). Allowing HTTP, FTP, or other unsecure protocols to cross
the firewall, is a security risk due to the possibilities of traffic sniffing and modification.
The firewalls should enforce user authentication and authorization allowing access to
necessary nodes only and block the SCADA devices from access to the Internet.
COMMUNICATION NETWORKS AND REMOTE CONNECTIONS
Maintenance and supervision of transport and distribution energy networks
involves exchange of information between their different parts. The communication
between SCADA and other IT systems, as well as communication with business
partners, is done via wide area networks (WANs). In particular the networks are used
(see Figure 1.) for communication between control center and substations (SCADA
WAN), between different control centers of the same transmission or distribution
operators, between different control centers of the different transmission or
distribution operators and for communication with other business partners or remote
offices. The infrastructure and the protocols of different networks vary, depending on
the network coverage, age, usage pattern, or the energy transporting/distributing
company size, ranging from private networks to the Internet. Depending on the type
of the network, also the security threats may vary, however, most of them are
common to all of the networks.
As SCADA devices may not support strong authentication methods, therefore
79
direct remote support personnel connections to the SCADA LAN make the devices
vulnerable to malicious attacks. Also field sites are often equipped with a remote
access capability to allow field operators to perform remote diagnostics and repairs
usually over a separate dial up modem or WAN connection.
The main vulnerabilities of the communication networks are lack of
appropriate data encryption mechanisms, lack of redundancy for critical networks,
network device configuration not stored or backed-up, security features provided by
system vendors not implemented, updates not used.
The consequences of attacks can be corruption of data critical for operational
decision resulting in power plant operation failure, delaying or blocking information
flow which may make the network unavailable to control system operators, corruption
of data critical for business operations, or corruption of user passwords and IDs (due
to lack of encryption methods).
Attack mitigation methods
As most of the security attacks are caused via the communication links, to
mitigate the risks, strict rules enabling communication should be established and
followed. First of all, the SCADA environment should not be linked directly to the
Internet and should not use the Internet to transfer information, unless a separate risk
analysis will be conducted regarding DoS attacks and loss of the Internet
infrastructure. Remote connections and wireless access points should not be allowed
directly to the SCADA LAN, but through the DMZ and only with proper encryption and
strong authentication of the users. Any unessential links between SCADA LAN and
other networks should be blocked.
Although the main security measures may in many cases be authentication
and access control, to mitigate such attack as man-in-the-middle, or data
interception, insecure communication protocols can be secured by running them
inside a secure tunnel provided by a virtual private network which provides
confidentiality and integrity of the transmitted data. The latency introduced by
cryptographic methods must not degrade the operational performance of the control
system or impact personnel safety, therefore VPN devices avoiding latency
problems, as offered by various vendors, should be used. As the main objectives of
ICS are in order – system availability, data integrity and confidentiality, failure of a
cryptographic mechanism must not create a denial of service. Therefore the use of
cryptography should be determined and designed after careful consideration.
Additionally, it has to be remembered that VPN secures only the transport level
protocols, but not the application level. To provide the latest, there should be used
additional security measures such as the IEC 62351.
Network devices under the company control, particularly the networks
separation points like firewalls and routers, should be monitored on a regular basis.
Configuration of critical network elements that are under the company management
should be backed-up. Based on potential consequences, also the appropriate
restoration processes should be defined. A mixture of backup/restore approaches
and storage methods should be used to ensure that backups are rigorously
produced, securely stored, and appropriately accessible for restoration. Single points
of failure should be identified and risk assessment should be evaluated.
As a rule only preauthorized equipment scanned for malware should be
remotely connected to the SCADA network via DMZ. Otherwise, to decrease the risk,
the usage of two computers sharing applications in series as presented in the DMZ
section should be considered. Remote access should be enabled only when
required, approved, authenticated and monitored. To prevent identity interception
80
and data manipulation during communication, encryption should be used whenever
possible or required. Third parties equipment should not be allowed to remotely
access the devices of the SCADA LAN and WAN. If for operational reasons an
exception has to be made, not only the equipment should be scanned for malware,
but also the connection should be carried out under supervision and responsibility of
an employer of the SCADA network owner.
PHYSICAL THREATS TO ELECTRIC SYSTEM
Except for cyber attacks, the electric systems are exposed to physical threats
of different nature. The main elements of those threats are aging, exploited material
used in various processes, random accidents, malfunctioning of an automatic
protection system, natural events like storms, floods, fires, hurricanes or
earthquakes, or intentional terrorist attacks. One more important factor and at the
same time one of the biggest threats to the security of an industrial system is the
threat posed by inside personnel which may result from unawareness, negligence,
lack of competence, but also from a limited loyalty to an employer and sabotage.
Additionally, the personnel itself may be under heavy stress or violent threat e.g. from
different kind of criminals or even terrorist.
To mitigate consequences of the above mentioned threats, various
countermeasures can be applied. To minimize accidental damages, there should be
organized training courses for the personnel which should be sufficiently qualified
with regular control of its competence. The staff should also be familiar with
innovation processes and tools. It is especially important in a dispatcher work, for
operators and supervisors.
Security policies and operating standards and procedures that clearly define
rules and task for all employees and visitors should be strictly obeyed. Most of big
power plants use several security perimeters such as the fence, control house
building, alarm systems etc. Access to power plants is limited to employees,
contractors, and visitors with entity-issued identification badges. Access into and out
of critical assets is possible with controlled authorization procedures through
measures such as keying systems, access card systems, CCTV etc. Nuclear power
plants use more strict and complex security systems which require physical support
and specific security measures. Small renewable power plants are equipped with
security elements such as perimeter alarm system, security guard, monitoring etc.,
but some of them are unattended.
Substation that can be located in urban, rural, and industrial/commercial
areas, usually have several physical security perimeters such as a fence, a control
house building, security guard, alarm systems, a CCTV, motion detectors etc. Access
to these critical substations should be limited and monitored, including authorization
procedures. In case of overhead lines or underground cables transmitting electric
power there exist a variety of systems such as SCADA/EMS to protect them from
disruption and to limit losses.
The SCADA/EMS systems are also used for protection of control centers.
Some of the control centers are collocated, but the tendency is to locate them in
separate buildings of solid construction with and several access barriers such as an
electronic entry system, entry card systems, locked doors with keyed entry, alarming,
CCTV etc. and with controlled authorization procedures. A coordinated attack on
selected control centers could result in long-term outages. To minimise this risk
necessary are redundancies of physical equipment of control centers and
81
communication networks in different configurations, which provide greater reliability,
availability and quality to the highest possible level.
Redundancy is necessary not only in case of malicious attacks. Increased
complexity of electric systems used for power transmission or distribution could lead
to common failures, human errors during engineering, installation, modification, or
maintenance and testing, therefore redundancy in such developed protection system
gives additional possibility of reducing the consequences of failures. Also use of
simulation models, threat scenarios, and system models to deal with the multiplicity
of challenges helps to achieve expected level of preparation for potential physical
attack or system failure.
CONCLUSIONS
IT system controlling energy networks is, as any other IT system, as strong as
it weakest point. Therefore security mechanisms should be built into the whole
system from the very start of the system and should be monitored throughout the life
of it. In this case security means not only encryption, authentication and strict access
control, monitoring and audit of the infrastructure, prevention of denial of service, but
also relates to security policies that supplement and enforce the security
mechanisms.
While the security of energy control system is slowly improving, it has to be
remembered that IT security alone is not enough. The whole power system should be
designed fault tolerant and resilient. There is always probability of electronic attack to
succeed, or even unintentional error can crash some part of the IT system. It is
equally important to design the system in the way that restricts to local ones the
potential consequences of an attack and have strict mitigation and recovery plans.
Fortunately, even if security level of control system is still not sufficient enough, the
performance and reliability of energy control systems is quite strong. Even if
resilience and performance may be reduced, a well designed power system stays up
even, if some control centers are destroyed.
This paper is based on the work carried out in the EU project Octavio (Energy
System Control Centers Security, an EU Approach). The authors want to thank the
project members for feedback and fruitful discussions.
REFERENCES
[1] ISA SP99.: Integrating Electronic Security into the Manufacturing and control
Systems Environment, Instrumentation, Systems, and Automation Society, ISATR99.00.02-2004, April 2004
[2] Oman P., Schweitzer E., and Frincke D.: Concerns about intrusions into remotely
accessible substation controllers and SCADA systems, Schweitzer Eng. Labs,
http://www.selinc.com/techpprs/6111.pdf, 2000
[3] Holstein D., Tengdin J., Wack J., Butler R., Draelos T., Blomgren P.: Cyber
Security for Utility Operations, www.sandia.gov/scada/documents.htm, 2005
82
Rozdział 9
PHOTOVOLTAICS AT THE TIPPING POINT:
THE BEGINNING OF THE NEW ENERGY
REVOLUTION
Lawrence L. KAZMERSKI
A LOOK AT POLICIES AND PROGRESS
Just over 50 years ago, this solar-electricity technology marked a significant
modern tipping point [1] at Bell Telephone Laboratories when Daryl Chapin, Gerald
Pearson, and Calvin Fuller suddenly turned a research curiosity into a viable
electricity producer [2]. Their research innovation brought the performances of these
crystalline silicon devices from “laboratory interest” (conversion efficiencies hovering
at 1%) to efficiencies 5-8 times greater, earning their consideration as real electrical
power sources. Although this threesome worked to develop a practical power supply
for Bell’s remote telephone signal transmissions here on earth, they actually created
the technology that first blossomed to power our early satellites (including the 1st PVpowered satellite, Vanguard, which celebrates its golden anniversary on March 17,
2008)—leading to a revolution in wireless communications that was not yet
envisioned within their own forward-looking communications company. More
important, Bell Labs showed that technology could be transferred from the laboratory
bench to the consumer rapidly—something we have lost the ability to do effectively
and badly need today for our energy challenge. For renewable energy technologies,
a return to this model of accelerated development and deployment is mandatory,
especially with the overlying energy concerns for expanding business (especially in
the developing world), making our energy sources secure, and improving our
environment to prevent a possible “tipping point” in a critical global warming scenario.
PV as a technology and an industry surpassed annual production of 7 GW in
2008 and is expected to be more than a $40B business by the end of this year. For
more than a decade, production growths have exceeded 30% annually—highlighted
by a greater than 80% growth in 2008. PV is a real business now—and should
continue to exhibit such substantial annual increases for some time to come. Much of
this growth has been the result of government incentives, mainly in Japan and in
Germany [4]. Both these governments have shown that policies make a difference—
using quite different approaches. Certainly, the incentives have spurred markets—but
both countries have received more substantial economic benefits, namely industry
growth and substantial high-value job creation.
83
The successes of these policies sometimes overshadow an equally important
component—technology advancement. The 18-24 U.S. cents/kWh that has been
reached also required a progression of substantial and creative R&D improvement in
materials, devices, fabrication, characterization, and processing, leading better
device performance and reliability, and lowered systems costs that the “policies”
have leveraged. This electricity price breaches into some electricity markets. But it is
still too high for the next wave of grid-tied applications (consumer side of the meter
prices) and almost an order or magnitude too high for wholesale (central utility)
generation. To tip this technology to its next level—building first multi-GW markets
toward the terawatt levels, and manufacturing plants to 100s of MW then the first GW
annual capacities in 2009, PV technology requires even more innovation, science,
and engineering to meet the growing and diverse technical and consumer demands.
Neither policy nor technology advancement is sufficient separately to ensure a PV
future—both are essential elements for a sustainable pathway. This paper now looks
at current PV technology status, the reasons underlying recent improvements,
comparisons of approaches, with an emphasis on R&D needs and directions—and a
bit of a look forward what future generation PV might encompass. A depiction of
technology investments is illustrated in Fig. 1. The “now”-PV markets dominated by
evolutionary technologies (primarily crystalline Si), which need to be expanded and
accelerated to meet near-term (2010) expectations.
Fig. 1. Technical investment pathways for evolutionary, disruptive, and revolutionary
technologies
This evolutionary path has been experienced over the past 30 years, with a
classical 80% experience (or learning) characteristic (i.e., with the price of PV falling
20% for every doubling of manufacturing capacities, as shown in Fig. 4a). In fact,
84
over the recent period, this has been closer to a 90% experience curve because of
technology complications such as Si feedstock supply problems, capacity limitations
at a time of growing product demands, and increased margins—mandating attention
to accelerate the evolutionary approaches. These recent issues have led to the
realization that something more is needed—and that the major evolutionary paths are
not those to position us for the 2020 and beyond technology demands and targets.
This calls for disruptive technologies. The word “disruptive” is a very positive one in
this context—representing improvement and innovation that we have experienced in
our consumer lives many times. These transform us off current learning curves,
much like the introduction of the integrated circuit significantly redirected us from
discrete component electronics in the 1960s and like hard drives replaced our
computers’ floppy drives in the 1990s. Flat screen displays have almost made us
forget about CRTs in the 2000s—and the digital camera is the disruptive child of
almost every tourist. Disruptive technologies are accepted and sustained in a market
because they have advantages. They offer price and/or performance value, and
increases in manufacturing volume can either come from the demand and/or from the
ability to produce the product better. These disruptive are needed to meet the midterm targets (2015-2025). These include advanced thin films (as shown in Fig. 2b),
organics, concentrators—as well as crystalline Si approaches. Accelerating the
evolutionary and making the disruptive real were among the shorter-term focus for
the recently concluded Solar American Initiative [8]—and bringing the U.S.
competitive solar electricity by 2015. Beyond this, an important venture into
revolutionary technologies—those based on nanotechnology and “innovation at
the extreme”, leading to cost and performance territories well beyond the limits of
conventional approaches (these were largely unappreciated under the SAI program).
These have enormous payback, but inherently are wedded to immense risk. They
need longer time to incubate—because most exist only as concepts and may need
the discovery of technology and science that is not yet in our textbooks. These may
not prove themselves until 2030 or beyond—but they are the “PV” that can have
efficiencies 60% or more and/or prices and order of magnitude lower than now
(Fig. 2c), serving the next generations of consumers with extraordinary clean-energy
technology. These are the quantum dots, the intermediate band approaches, the
bioinspired, the nanophotonics, and the multi-multijunctions. The point of Fig. 1 is
that a balanced and reasonable investment into each of these areas is needed for a
sustained solar PV energy future for the world. We learn from where we have been,
and can take satisfaction from getting to where we are—but our future depends
taking us to where we know we should be.
85
Fig. 2. Learning curves for PV module prices (a) evolutionary; (b) disruptive; (c)
revolutionary
THE TECHNOLOGIES
Photovoltaic technology includes a number of significant component
performance “gaps” for various crystalline, polycrystalline, and amorphous; bulk, as
well as thin-film technologies. The first is the difference between the theoretical limits,
the attainable levels, and what has been demonstrated under the best conditions in
the laboratory (the headline or record cells). These range from ~90% for crystalline Si
to 50% for some thin films to less than 25% for organic cells. Underlying these
differences are losses that are inherent to the conversion process (theoretical to
86
attainable), and the ability to fabricate the cell with the ensemble of optimal,
interrelated properties and parameters. The “gap between what can been attained
and what has been reached” is a major focus for researchers—a process of
identifying, understanding, and minimizing losses—collecting every incident photon,
allowing these to create the maximum number of electron-hole pairs, and then
making these carriers live long enough to contribute to the current generation
process. The second is the difference between the laboratory efficiency of cells and
those produced in commercial lines. This has to do with scale up of the processing to
larger areas, variations of materials (starting wafers, substrates, coatings, etc.), less
controlled conditions, and higher required throughputs. The third gap is that between
the cell efficiencies and those of the modules. This depends upon the ability to
minimize the losses when wiring the cells into circuits, bringing the active area of the
module to be closer to the cell area, and maximizing the optical transmission of the
protective or support layers that are positioned between the cells and the incident
sunlight. These “gaps” are ones that can and have to be addressed and minimized—
and are active areas of R&D for all PV technologies [3, 4]. Best cell efficiencies are
over the past 30 years are presented in Fig. 3.
Fig. 3. Best research-cell efficiencies as a function of time for various technologies
(last cell record cell efficiencies have been adjusted to the new world AM1.5 standard
spectrum adopted in 2008
Evolutionary Technologies
Of the 2.5 GW of the PV commercial shipments in 2006, more than 90%
continues to be single-crystal, multicrystalline, ribbon, and sheet silicon. In fact, the
markets would have absorbed even more except that the supplies were limited due
to insufficient manufacturing capacities and supplies. Although these capacities are
expected to more than double in the next 3 years (beyond a 25% per year growth),
87
this over demand for the “semiconductor foundation” of the photovoltaics industry will
likely lag behind the marketplace—as long as the incentives in Europe grow, and
even more so, if those starting in the U.S. are even expanded by the change in
political climate and growing public preference.
Crystalline Si (the Base Case). We know more about Si than any other
material—with a new paper published every 4 minutes in the literature about this
leading electronic material! The relatively simple, conventional p-n junctions of the
early 1980s have evolved toward more intelligent designs and complicated
structures—all aimed at capturing every incident phonon, maximizing electron-hole
generation, and prolonging the lifetime of those carriers to be collected for
maximizing current generation. The evolution of these designs has included
metal/insulator/n-type/p-type (MINP), passivated-emitter solar cells (PESC), singlesided and doubled-sided buried contacts (SSBC and DSBC), point contact, and
bifacial cells. It would appear that the single-crystal research phase plateaued some
10 years ago (Fig. 3), leaving an impression that other technologies can only gain on
this frontrunner. This limited viewpoint has not clouded the research thinking and
strategies of some parts of the world, particularly in Europe and Japan, where it has
been recognized that there are significant improvements for both current commercial
approaches—and especially for a potential next-generation of Si solar technologies.
Accelerating Evolution (Si and First Thin Films. The Si industry has been trying
to regain the market trend by using less material (thinner wafers, lowering kerf
losses, adopting sheet and alternative thinner Si production, lowering processing
costs and improving manufacturing, improving performances, etc.). All this aimed at
accelerating this technology to meet cost and price targets. Commercial cells have
already been demonstrated at 23% or more on today’s manufacturing lines.
Additionally, the shortage of adequate Si feedstock has had another effect—by
bringing what have been termed “2nd generation” technologies to the market much
sooner. These have included the “veteran” a-Si:H thin films, as well as some CdTe
and Cu(In,Ga)Se2-based thin films. Although it can be argued that these are
advanced evolutionary technologies, they still represent a small marketshare. The
capabilities of these manufacturing operations have been expanding in response to
market opportunities (with several manufactures, or more than tripling their
production capacities, including the expansion to strategic locations around the
world). These continue to be extremely important (as indicated in the next sections).
Disruptive Technologies
For these considerations, the world “disruptive” is a very positive one—
representing improvement and innovation that we have experienced in our consumer
lives many times. It is used to describe the case in which a new technology starts to
take over because of its beneficial attributes compared to past approaches. In the
context of our “learning curve” discussions, it can be viewed as departing from the
evolutionary 80%-90% characteristic abruptly—with perhaps 40%-60% characteristic
for some period—giving the impression that the technology has “jumped” for a while
from the expected. This was the case, for example, in the 1960s with the introduction
of the integrated circuit in semiconductor electronics, or even earlier, with the
introduction of the transistor in the vacuum tube electronics environment. Disruptive
technologies are sustained in a market because they have advantages. They offer
88
price and/or performance value—and increase in manufacturing volume can either
come from the demand and/or from the ability to produce the product better. The
disruptive technologies here use thinner layers, other materials, and other
approaches than the traditional single-junction, 1-sun converter.
Disruptive Crystalline Si Approaches. Some have a misconception that there is
little left in crystalline Si research. After all, since the Si technology “tipping point” at
Bell Telephone Labs 50 years ago, cells have reached laboratory performances
converting nearly one-fourth of the incident photons into electrical power—reaching
about 90% of its reported “theoretical limit”. There are approaches now being
pursued to use even less material (thin and thinned wafers 100 µm or less),
extremely high efficiencies (targeted in the range 25%-29%), and innovative
processing and device engineering that can lower costs and increase
yields/throughputs considerably. Such improvements are disruptive and can recast
the thinking whether silicon can compete at the substantially sub-$1/watt system
price that other emerging technologies have taken as their exclusive real estate value
in the longer term.
Thin Films: Amorphous, Nano-, Micro-, and Poly-crystalline Si. Thin-film
photovoltaics is always looked at as the much younger sibling of the silicon
technology—poised to take over the energy production responsibilities of its mature
relative, but never quite fulfilling its expectations or potential. The introduction of a
new class of semiconductors in the mid-1970s seemed to have posed the ideal
photovoltaic candidate absorber. Having no long-range and perhaps only limited
short-range order, its physics was completely different than the crystalline Si model.
Because of the defects associated with the “dangling Si bonds”, the amorphous Si
was hydrogenated to reduce the bandgap states and to allow the development of
open-circuit voltages. Its bandgap could be varied over tenth of eVs by changing the
hydrogen content. Its light optical characteristics make it 100 times more effective in
absorbing the sun’s irradiance than crystalline Si. It also benefited technologically
because it leveraged the R&D interests from other electronic technologies
(transistors, flat-panel displays).
The universal adoption of this PV technology has been impaired primarily by
single, important issue—stability. The “cure” has not been found, but cells and
modules with less than 10% change in output characteristics are now attainable.
Research groups continue to give attention to this problem—with several recent new
paths toward understanding, depositing the material, and further stabilizing the
semiconductor. This includes combining or using nanocrystalline and/or
microcrystalline (or with crystalline Si in the “HIT” configuration) Si in the device
structure. From a manufacturing viewpoint, this technology has some barriers
including slow rates of deposition for the absorber. But there are also benefits (such
as better performance at higher temperature and ability to be configured into the built
environment).
In the mid-1990s, many research groups started to look at the first stages of
crystallization of their a-Si:H films into nanocrystalline (nc) and microcrystalline (µc)
regimes. The use of these longer-range order films “at the edge” of the ordering
process were deemed to provide the path toward more stable and higher
performance devices. Some tagged this as the evolution of the amorphous
technology toward thin-film crystalline silicon. The first progress was the introduction
of the “micromorph” solar cell. Initial cells with 7.7% efficiency were reported for this
89
arrangement—and a-SiH/µc-SiH tandem cell with 10% efficiency (both stabilized).
The micromorph cell was further improved with the introduction of a ZnO layer as an
intermediate reflector. A large research effort on the microcrystalline and
nanocrystalline films exists today. The micromorph concept has progressed to
commercial reality, with cells in the 13% range and a modules near 12% efficiencies.
From consideration of improving materials utilization, thin-film Si was always
the logical progression toward the ideal solar cell—it has remained the holy grail of
PV. Early work in this area was limited to cells having efficiencies in the 5% regime—
much below expectations. These were mainly grown on foreign substrates, such
glass and graphite, using vacuum deposition and chemical vapor deposition—but
always producing films with small grain sizes and high defect densities that limited
carrier lifetimes. For the purposes of learning more about the processes in thin-film
Si, there has been some progress in both thinned and in epitaxial layers of Si on Si.
In addition, there has been some progress in polycrystalline thin-film Si on foreign
substrates—including some recent commercial ventures.
Several demonstrations of thin Si cell performances have appeared in the
literature over the past 10 years, most with the purpose of demonstrating viability of
“thin-Si” technology from the performance and device engineering perspectives.
These have ranged from thin expitaxial Si films on Si substrates to Si on glass or
ceramics, the goal being able to utilize inexpensive support structures in the latter
case. A commercial entry that has attracted some attention and interest recently has
been the “crystalline silicon on glass” (CSG) technology. This approach had been
under development by Pacific Solar in Australia since the mid-1990s, growing out of
their analysis of the highest payoff paths to thin-film solar cell market penetration.
Prototype modules into the 8-9% efficiency regime have been reached, and the
expectation is to reach 10-12% levels in bringing this into a viable commercial
product. This concept has progressed rapidly from demonstration to prototyping and
certainly has advantages if the performance levels, manufacturing cost, energy
payback, and reliability parameters are realized in its first-time manufacturing phase.
Thin-Film Copper Indium Selenide, Its Alloys, and Related Chalcopyrites.
Interest in the Cu-ternary semi-conductors began in the early 1970s, first for for nonlinear optics then for PV. The bandgaps of several members (including CuInX2, with
X=S, Se, and Te) of this chalcopyrite family exhibited properties well suited for PV
consideration. The device evolved into a alloy cousin, “Cu(In,Ga)Se2 (or “CIGS”) and
“Cu(In,Ga)(Se,S)2, which have slightly higher bandgaps (to about 1.2 eV for usual
cell compositions compared to 1.04 eV for CIS) for better voltage output for this
“heterojunction” solar cell.
The best research cells have been validated at a remarkable 20.0% efficiency.
This device technology has also provided the first better than 20% efficiency for a
polycrystalline cell—at 21.1% under 14.3x concentration. Certainly, the positive and
perhaps unique factors that favor this thin-film technology are stability and large-area
production potential—with performance characteristics for smaller area cells similar
to the module performances. The best commercial modules have reached 13% with
4 ft2 areas, and manufacturers in the U.S. and Europe report 10%-11.5% average
efficiencies from their manufacturing lines. Research centers on the effects of
alloying (with materials like Ga and S), replacing the CdS window layers with Cd-free
layers (including ZnS and ZnO, with the best such cell ZnO/CIGS at 16.5%), and the
use of non-glass substrates. The most successful of the non-glass approaches has
90
been the use of flexible stainless steel, and commercial products for battery charging
for military and for recreational applications has efficiencies in the 8-10% range.
Recently, a commercial module of this technology was verified with 10.1% efficiency,
providing both lightweight and flexibility for the “power roofing” applications.
Work on other Cu-ternaries continues, with periodic reports of research
progress on CuGaSe2, CuGaS2, and CuInS2. These have some additional
importance for new polycrystalline device directions—as higher bandgap partners for
multijunction solar cells.
A current concern is that of the cost of the In itself used in these devices.. The
price has varied substantially in the past few years, and this issue that has caused
concern in the flat-panel industry which utilizes this element in its transparentconducting indium tin oxide. Indium supply itself is tracked as a bi-product of the zincrefining process Most of those working in the technology are convinced that indium
supply is sufficient, especially is the designs of the active layer reach the less than 1µm that they are targeting (or if this much thinner cell eventually is successfully used
in a tandem or multiple-junction arrangements with another suitable polycrystalline
device).
Cadmium Telluride. Since the 1960s, CdTe has been a candidate PV
material—first for space, then as the “next-in-line” among the polycrystalline thin
films, and now the leading terrestrial product (with sales expected to reach 100 MW
this year). Having a nearly ideal bandgap for a single-junction solar cell, efficient
CdTe cells have been fabricated by a variety of potentially scalable and low-cost
processes, including physical deposition, spraying, screen printing/sintering, and
electrodeposition. The best confirmed research-cell efficiency is 16.7%; the CdTe film
produced using close vapor-transport. The champion commercial module has
reached 11% efficiency; with off-the-shelf commercial products in the 7%-9% range.
Areas of concern for devices relate to contacting, contact stability, ability to control
the the CdTe conductivity with oxygen and other extrinsic dopants, chemical and
heat treatments, the transparent conducting oxides at the top surface of the cell, and
the packaging critical for long-term life of the module. In fact, this has initially caused
some concern for the product operating in outdoor conditions, but attention to new
packaging techniques and processes have been successful in overcoming most of
the problems.
The commercial segment is growing, with the major producer, First Solar,
expecting to reach production capacities of about 1.2 GW/yr by the end of this year.
Their current module costs reached $0.93/W late in 2008, significantly lower than any
other commercial technology (they are likely below $0.90 now). They are the largest
PV producer in the U.S., and 2nd largest in the world. This market growth is partially
due to the issues with Si feedstock supply and costs, but the success of this thin-film
technology has certainly grabbed the attention of investors and the major PV
companies. Thin films have continued to penetrate the growing PV market—
representing ~15-16% of production in 2008, compared to ~11% in 2007 and about
5% the year before.
Very-High Efficiency and Concentrator Devices. Higher-cost semiconductors,
such as GaAs, GaAlAs, GaInAsP, InSb, and InP have been receiving attention as PV
converters because they have exceptional performance demonstrations that have the
potential to convert more than a third of the sun’s terrestrial power into electricity.
Cost is the overriding consideration for terrestrial applications in conventional flat91
plate technologies. One means for improving both the PV efficiency, reducing the
high-value converter area, and significantly reducing the systems cost is the use of
concentrators—lenses, reflectors, or other optics that focus the sunlight onto the
collection area of the solar cell. Concentrators have been used successfully with
crystalline silicon technology, with concentrations up to 400x, efficiencies to 27%,
and larger-scale modules at 20% using 25% commercial cells. Single-junction GaAs
cells have been measured at 28% at 1000x concentration. The economics of these
approaches have been argued for decades—but it has been the leveraging of the
multiple-junction III-V cell technologies for space applications that have brought
renewed interest and investment into the terrestrial concentrator system. Many would
classify these as 3rd generation technologies—but the fact is that they are here, work,
have demonstrated the highest 1-sun and concentrator cell performances, and are
starting to be deployed around the world.
Fig. 4 . Multiple-junction solar cells, showing lattice-matched and metamorphic
designs
The best terrestrial triple-junction monolithic cells have been confirmed at
40.7% under 360x concentration (Spectrolab/Boeing metamorphic design, shown in
Fig.4). Recently, the highest efficiency attained to date for any solar-cell technology
was confirmed at 41.1% by the Frauhofer Institute in Germany (Fig. 5) [6]. An
promising, new inverted lattice-mismatched cell design (Fig. 10), grown on then
separated from a reusable GaAs substrate. The cell is ultrathin [7], and significantly,
this cell held an efficiency greater than 39% to the 800x concentration regime.
These concentrator technologies are primarily aimed at large, utility scale
applications (for high solar insolation regions such as the southwestern U.S.,
southern Europe, and north Africa). However, a number of organizations have been
92
pursuing “rooptop” potential systems—that can certainly be projected for commercial
buildings and perhaps for some residences as well in the future. In any case, the
“concentrator” has developed a new life—thanks to the investment in space
technology and to the persistence of this R&D community for terrestrial solar power
service. This technology that has always been dubbed the “application of the future”
may have made its first viable footprints in the nearer term markets with high
efficiency and high electricity value. “Roadmaps” predict significant markets for such
utility-scale PV in the 2020-2025 timeframe, and “CPV” is positioning to serve those
The best terrestrial triple-junction monolithic cells have been confirmed at
40.7% under 360x concentration (Spectrolab/Boeing metamorphic design, shown in
Fig.4). Recently, the highest efficiency attained to date for any solar-cell technology
was confirmed at 41.1% by the Frauhofer Institute in Germany (Fig. 5) [6]. An
promising, new inverted lattice-mismatched cell design (Fig. 5), grown on then
separated from a reusable GaAs substrate. The cell is ultrathin [7], and significantly,
this cell held an efficiency greater than 39% to the 800x concentration regime.
These concentrator technologies are primarily aimed at large, utility scale
applications (for high solar insolation regions such as the southwestern U.S.,
southern Europe, and north Africa). However, a number of organizations have been
pursuing “rooptop” potential systems—that can certainly be projected for commercial
buildings and perhaps for some residences as well in the future. In any case, the
“concentrator” has developed a new life—thanks to the investment in space
technology and to the persistence of this R&D community for terrestrial solar power
service. This technology that has always been dubbed the “application of the future”
may have made its first viable footprints in the nearer term markets with high
efficiency and high electricity value. “Roadmaps” predict significant markets for such
utility-scale PV in the 2020-2025 timeframe, and “CPV” is positioning to serve those.
Fig. 5. Inverted Metamorphic Multipjunction (IMM) Concentrator solar cell.
Revolutionary Photovoltaics: The Race Toward the Next Generations
Some of the possible contenders for the next PV generations have started
their journeys in the laboratory. Martin Green brought attention to this future when he
classified 1st generation PV as crystalline Si, 2nd generation as the thin films, and 3rd
generations as a host of evolving devices, upstarts, and wild ideas that have lined up
in the race to meet the performance and cost goals needed to deliver those 15-30
93
terawatts by mid-century. Whereas the “2nd generations” might be competing in the
analogue of the 100 meter dash to surpass Si in the now to near-term, the 3rd
generations are in marathon struggle that must not only bring them to
commercialization, but for most—even to demonstrate their abilities to generate
voltage and current for the very first time. This is the PV researchers’ field of dreams.
It is also the parking lot of nightmares for the near-term real business of
photovoltaics—delaying or inhibiting the adoption of real and working technologies
that will serve for the next 20-30 years in order to wait for one that might not have
even been demonstrated to generate electricity yet but in theoretically promise
performance beyond Olympic levels. (This is something many of us have
experienced awaiting the next, then the next, speed bump up in computer
microprocessors—and we may never purchase a computer!) There must be an
understanding and patience—knowing that the investment in these research areas is
important for both future technology ownership and for readying the next
generation(s) of solar electricity for many generations of consumers to come. These
include:
Fooling Mother Nature. dye-sensitized cells (Grätzel cells)—11% in laboratory;
15% tandem with inorganic cell; new commercial ventures and R&D investments,
primarily from the Asian and Pacific Rim communities.
Just One Word—Plastics. Organic photovoltaics also operate through
excitonic processes, with small molecule (<104 molecular weight) to polymer or large
molecule (>106 molecular weight) approaches under development. Best confirmed
cell is at 6.4% (Konarka), but many others (including tandem approaches have been
reported with exceptional, but yet unconfirmed efficiencies. Recently, a large-area
cell (almost 2 cm2) was confirmed at 5.9% (produced by OSOL in Dresden,
Germany).
Using more of the sun, minimizing expensive real estate. Multiple junctions
cells have been developed, but those with “multi-multijunctions”—4-6 such devices
are in the research stage. This includes the resent split-spectrum reported under the
U.S. DARPA program (42.8%). There are also several metamorphic designs under
investigation. Polycrystalline tandems are also in this category—with the first
reported using CIGS and CdTe thin films. This area is of immense technical
interest—high-risk, but potentially high payoff with the dual promise of high
performance and low cost.
Hot flashes. Thermophotovoltaics (TPV) and thermo-photonics both
incorporate the infrared in their conversion schemes. The latter uses a has two
thermally isolated diodes operating at the radiative limit that are optically coupled.
The efficiency can approach the Carnot limit for conversion between the
temperatures of the warmer and cooler device. This has been modeled but not yet
confirmed. The TPV device has—using very low bandgap semiconductors. However,
the terrestrial use has been confined to niche applications.
The far side. PV science and technology have always included higher risk
approaches in its R&D portfolio; alternatives to the conventional nearing or at the
outer fringes of science and engineering that might provide breakthroughs, significant
progress leaps, or even new technologies. These center on nanotechnology and hot
94
carrier approaches resulting in multiple exciton generation from a single photon,
including quantum dot solar cells, intermediate band solar cells. The multiple exciton
generation has been demonstrated in several materials, including Si quantum dots.
However, no solar cell has yet been confirmed. Of course, the payoff for these
technologies is a conversion efficiency that, at least on paper, can exceed 60%-perhaps approaching 80%. They are the cells for our next-next generations of
consumers—and need the investment now to establish the R&D for realizing these
very high-value technologies. These are at the most radical fringe in the PV
technology revolution.
SUMMARY AND FUTURE
Currently, photovoltaics as a technology and a business is composed a
complex network of co-dependent and intimately related tipping points [1]. First, it is a
real business that has reached $20B levels: it is clearly the fastest growing electricity
source over the past year and past five years. But, solar PV needs attention to
government policy and consumer awareness and acceptance to take it to its next
levels—those pushes that will make it “spread like wildfire” in markets around the
world, growing the bonfires that have been lit in Japan and Germany. These have
shown technology worth, as well as economic and employment value. Policy is
important, but the wildfire needs additional and new fuels to make it endure. Second,
solar PV has to tip to its next stages of technology development—this the need for
R&D to improve now and near technologies in crystalline Si and thin films—and to
develop the next generations that will fuel the wildfire of business and deployment.
This investment in R&D is essential to bringing down costs, as well as to ensuring
our next generations of consumers have technologies ready to meet the mounting
demands for energy in this 21st century. Photovoltaics has advanced incredibly from
its Bell Laboratories beginnings in 1954—the next decade will likely produce 50 times
more technically than that first half century. It has the potential to grow as an energy
resource 50 times more. However, this is one of true “intelligent design”. We have to
provide the technical expertise, the resources, the creativity and innovation, and the
belief—and solar photovoltaics will be significant in our clean energy future.
Acknowledgements. The author expresses sincere gratitude and
appreciation to colleagues with the National Center for Photovoltaics at the National
Renewable Energy Laboratory, who help in reviewing this material. Special thanks
goes to Keith Emery of NREL for his counsel and sharing his warehouse of
knowledge on PV performance and characterization. This paper represents primarily
the thoughts, insights, and observations of the author, based upon his some 40 years
in PV R&D. This paper was prepared partially through the support of the U.S.
Department of Energy under contract No. DE-AC36-98-GO10337.
REFERENCES
[1] Gladwell M.: The Tipping Point (Little, Brown and Company, Inc, New York;
2000).
[2] Chapin D.M., Fuller C.S., and Pearson G.L., Appl J.. Phys. 25, 676 (1954).
[3] Kazmerski L.L.: Renewable and Sustainable Energy Reviews, 1, 71 (1997); and
J. Electron Spectroscopy 150, 105 (2004).
[4] See the Proceedings of the IEEE PVSC (US), the European PVSEC (EU), and
the Pacific Rim PVSEC (Asia and Australia).
95
[5] The U.S. PV Industry Roadmap Through 2030 and Beyond: www.seia.org ; See,
Proceedings of the IEEE Photovoltaic Specialists Conferences (IEEE, New York)
1960-present;
EPIA
Roadmap:
www.epia.org/05Publications/EPIAPublications.htm ; See, Proceedings of the
European Photovoltaic Solar Energy Conferences (D. Reidel Publ., Kluwer Publ.,
James and James Ltd., and WIP) 1977-present; PV Roadmap 2030: and
Beyond: www.seia.org; See, Proceedings of the IEEE Photovoltaic Specialists
Conferences (IEEE, New York) 1960-present;
EPIA Roadmap:
www.epia.org/05Publications/EPIAPublications.htm; See, Proceedings of the
European Photovoltaic Solar Energy Conferences (D. Reidel Publ., Kluwer Publ.,
James and James Ltd., and WIP) 1977-present; PV Roadmap 2030:
www.nedo.go.jp/englishy/archives/161027.html;
See, Proceedings of the
Photovoltaic Solar Energy Conferences, 1984-present.
[6] Bett A., Proc. 34th IEEE PVSC, Philadelphia (IEEE, New York, 2009) (in press)
www.34pvsc.org.
[7] Wanlass M., Proc. 32nd IEEE Photovoltaic Spec. Conf. (IEEE, New York: 2006);
Appl. Phys. Lett. (2008).
[8] With the change in administrations in the U.S., the
“Solar America Initiative” begun under the Bush Administration had been concluded.
(see, http://www1.eere.energy.gov/solar/solar_america). Largely an attempt to get
the U.S. manufacturing competitive in the short term (a program that was more
oriented in short vision, non-R&D investments), the U.S. PV program is currently
being re-evaluated to make it more in line with the current goals of job creation,
innovation, and economic recovery for the United States.
96
CZĘŚĆ 2
ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII
97
Rozdział 1
STRATEGIA WYKORZYSTANIA ZASOBÓW
ENERGETYCZNYCH W POLSCE
ZE SZCZEGÓLNYM UWZGLĘDNIENIEM
ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH
Ewa RADZIEMSKA, Piotr OSTROWSKI, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER
WSTĘP
Tworzenie strategii optymalnego wykorzystania zasobów naturalnych jest
bardzo ważnym elementem racjonalnego gospodarowania dostępnym potencjałem
w postaci nieodnawialnych i odnawialnych zasobów energetycznych kraju. Dostęp do
odpowiedniego poziomu, ilości i taniej energii elektrycznej jest koniecznym
warunkiem rozwoju strategicznych gałęzi przemysłu, transportu, rolnictwa czy usług,
a także jest gwarancją utrzymania bądź poprawy standardu i jakości życia. Wraz
z rozwojem gospodarki rośnie zapotrzebowanie na surowce energetyczne, często
również temu procesowi towarzyszy zmiana charakteru źródeł, z których energia jest
pozyskiwana. Polityka energetyczna Unii Europejskiej kładzie nacisk na konieczność
pokrycia potrzeb energetycznych w znacznym stopniu z odnawialnych źródeł energii.
Podejście UE w odniesieniu do kwestii energetycznych wymaga tworzenia w krajach
członkowskich odpowiednich uwarunkowań legislacyjnych w zakresie rozwoju,
wspierania oraz wykorzystywania odnawialnych źródeł energii. Polsce potrzebny jest
system energetyczny oparty na różnych nośnikach energii. Udział odnawialnych
źródeł energii w zaspokajaniu rosnących potrzeb energetycznych z roku na rok
będzie wzrastał tworzenie strategii energetycznych musi uwzględniać te tendencje.
ODNAWIALNE I NIEODNAWIALNE ZASOBY ENERGETYCZNE POLSKI
Zasoby paliw nieodnawialnych
Polska dysponuje zasobami bilansowymi węgla kamiennego w ilości 43 mld
ton, w tym zasobami zagospodarowanymi na poziomie 15 mld ton (rys. 1).
Biorąc pod uwagę średnie wydobycie węgla w latach 1999-2007 wynoszące
99 mln ton rocznie (rys. 2) zasobów zagospodarowanych wystarczy na około 151 lat.
98
[mld ton]
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
zagospodarowane
ogółem
bilansowe
przemysłowe
Rys. 1. Zasoby węgla kamiennego w Polsce
Źródło: Państwowy Instytut Geologiczny [1]
Rys. 2. Zasoby węgla kamiennego w Polsce
Źródło: Instytut GSMiE PAN [2]
Geologiczne zasoby bilansowe węgla brunatnego Polsce w 2007 r. wynosiły
13,6 mld ton, a wydobycie brutto w 2007 r. wyniosło 57 mln. ton [1]. Znacząco inna
sytuacja występuje w sektorze paliw płynnych i gazowych, w przypadku których
stosunkowo niewielkie zasoby własne powodują konieczność opierania się
w znacznym stopniu na ich imporcie. Zasoby ropy naftowej ogółem wynoszą 23 mln
ton [1], co przy zużyciu rocznym na poziomie około 21 mln ton [3] rocznie nie stanowi
istotnego wkładu w bilansie paliwowym. W przypadku gazu ziemnego wielkość
krajowych zasobów kształtuje się znacznie korzystniej. Polska posiada zasoby
wydobywania gazu ziemnego na poziomie 139 mld m3, wydobycie w roku 2007
wyniosło około 5,2 mld m3. Naturalnym podejściem jest więc dalsze wykorzystywanie
znacznej ilości paliw organicznych głównie węgla do celów energetycznych.
Dodatkowym argumentem jest dobrze rozwinięta infrastruktura wydobycia
i transportu paliwa oraz wytwarzania oraz dystrybucji energii. Na rys. 3
przedstawiono rozmieszczenie elektrowni węglowych oraz strukturę sieci
elektroenergetycznej.
99
Rys. 3. Rozmieszczenie elektrowni węglowych w Polsce oraz struktura sieci
elektroenergetycznej na terenie Polski
Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne
Niemniej zużycie węgla w bilansie produkcji energii elektrycznej wynoszące
obecnie 95% powinno zostać zredukowane do poziomu 60÷65 % i ustąpić na rzecz
OZE. Zintensyfikować należy również działania zmierzające do szerokiego
zastosowania technologii zgazowania węgla oraz przetworzenia go w paliwo płynne.
Zasoby odnawialne
Biomasa
Biomasa jest zakumulowaną energią słoneczną, pierwotnym źródłem energii
zgromadzonej w biomasie są węglowodany. Na rys. 4 przedstawiono zasoby
biomasy na terenie kraju oraz cykl CO2.
CO2
Konwersja
Energia
Rys. 4. Zasoby oraz cykl CO2 przy wykorzystaniu biomasy do celów energetycznych
Źródło: Energia z biomasy - BuildDesk Polska Sp. z o.o
Biomasa obejmuje substancje pochodzenia roślinnego i zwierzęcego
ulegające biodegradacji. Zagospodarowanie energetyczne biomasy możliwe jest
poprzez jej spalanie/współspalanie, a także przez wytwarzanie z niej biogazu.
Umożliwia to wykorzystanie również odpadów komunalnych do celów
100
energetycznych. Całkowity potencjał możliwej do zagospodarowania biomasy (bez
uwzględniania wykorzystania odpadów komunalnych) wynosi około 407 PJ [4].
Jednym z ważnych kierunków wykorzystania biomasy jest produkcja biopaliw.
W przypadku naszego kraju zauważalny udział w produkcji paliw płynnych ma
zarówno wytwarzanie bioetanolu, jak i biodiesla. Znaczne obszary rolne oraz bogate
doświadczenia w uprawie roślin oleistych, zwłaszcza rzepaku powodują, iż Polska
jest w czołówce producentów rzepaku w Europie. Dostępność surowców do produkcji
bioetanolu zwiększona przez znaczną ilość odpadów rolniczych umożliwia
stosunkowo tanią produkcję tego paliwa.
Zasoby geotermalne
Energia geotermalna jest wewnętrznym ciepłem Ziemi nagromadzonym
w skałach oraz w wodach wypełniających pory i szczeliny skalne. W Polsce regiony
o optymalnych warunkach geotermalnych w dużym stopniu pokrywają się z
obszarami o dużym zagęszczeniu aglomeracji miejskich i wiejskich, obszarami silnie
uprzemysłowionymi oraz rejonami intensywnych upraw rolniczych i warzywniczych
rys. 5.
Możliwość wykorzystania energii wnętrza ziemi istnieje na ponad 60%
powierzchni kraju. Całkowita wartość potencjału energetycznego zasobów
geotermalnych Polski szacowana jest na około 700 EJ [4]. Ten ogromny potencjał
może zostać wykorzystany do pozyskania przede wszystkim energii cieplnej oraz,
w przypadku wód o temperaturze przekraczającej 120ºC, do wytwarzania energii
elektrycznej.
Rys. 5. Zasobów w okręgach i prowincjach geotermalnych Polski
101
Nazwa
regionu/okręgu
Obszar Obj. wód
[km2]
geot.
Grudziądzko Warszawski
Szczecińsko - Łódzki
Sudecko Świętokrzyski
Przedkarpacki
Przybałtycki
Karpacki
Pomorski
Lubelski
Podlaski
Energia
cieplna
[Mt p.u.]
Obj. wód
geot.
[m3/km2]
Energia
cieplna
[t p.u./km2]
70000
6200
23902
44134400
168000
67000
5708
37624
42266600
246000
39000
155
955
3900000
26000
16000
15000
13000
12000
12000
7000
362
38
100
21
30
17
1555
241
714
162
193
113
22600000
2500000
7700000
1600000
2500000
2500000
97000
16000
55000
13000
16000
16000
Źródło: Polska Geotermalna Asocjacja [5]
Wykorzystanie energii kinetycznej wiatru
Zasoby energii wiatrowej na terytorium kraju są dobrze rozpoznane, a od kilku
lat pracujące aeroelektrownie są źródłem „przyjaznej energii”. Infrastruktury
techniczna powinna być ciągle rozbudowywana tak by możliwe było instalowanie
kolejnych jednostek energetycznych.
Rys. 6. Mapa zasobów energii wiatru oraz rozmieszczenie wybranych elektrowni
pracujących na terenie kraju.
Źródło: Europejski Atlas Wiatrowy (Riso National Laboratory, Dania 1989)
Powierzchnia prawie 2/3 terytorium Polski występują korzystne warunki dla
rozwoju energetyki wiatrowej - szczególnie na Wybrzeżu i Suwalszczyźnie,
Wielkopolsce i Mazowszu. Budowa nowych jednostek wytwórczych nie powinna
ograniczać się jedynie do lokalizacji lądowych ale także morskich. Należy także
podjąć działania stymulujące rozwój produkcji elektrowni wiatrowych o mocach 600
kW – 2 MW.
102
Promieniowanie słoneczne
Polska leży w obszarze charakteryzującym się dobrymi warunkami
nasłonecznienia rys. 6. Zasoby helioenergetyczne Polski umożliwiają wykorzystanie
urządzeń do produkcji energii cieplnej (kolektory słoneczne) jak i energii elektrycznej
(moduły fotowoltaiczne - PV). W porze letniej natężenie promieniowania słonecznego
osiąga wartości chwilowe 1000÷1200 W/m2. Sprawność współczesnych kolektorów
słonecznych w zależności od technologii waha się w granicach 60 – 80%, a modułów
PV od 14÷24% dla zastosowań komercyjnych. Zatem z 1 m2 powierzchni modułu PV
przy sprawności 14% możliwe jest uzyskanie 140 ÷ 168 W - energii elektrycznej lub
800÷.960 W mocy cieplnej. W Polsce kolektory słoneczne są chętnie stosowanie
przez mieszkańców, głównie w instalacjach przygotowania cieplej wody użytkowej.
Moduły PV wykorzystywane są sporadycznie głównie do zasilania znaków
ostrzegawczych, drogowych, sygnalizacyjnych, stacji pomiarowych, boi morskich czy
reklam. Z punktu technologicznego możliwe jest także tworzenie układów
hybrydowych PV/T – produkujących jednocześnie energię cieplną i elektryczną.
Rys. 6. Zasoby helioenergetyczne Polski
Źródło: European Commision – Joint Research Centre
Zasoby energetyczne wód na terenie Polski
Zasoby hydroenergetyczne Polski (rys. 7) można podzielić na trzy regiony:
tereny Pobrzeża, Pojezierza Mazurskiego i Pojezierza Pomorskiego;
region pogórski i górski;
region centralny z Niziną mazowiecką i częścią Wielkopolski.
Teoretyczne zasoby hydroenergetyczne Polski szacuje się na około 23 TWh
rocznie, natomiast możliwe do wykorzystania i ekonomicznie uzasadnione jest
uzyskanie 8TWh rocznie. Obecnie w Polsce produkuje się około 3 TWh rocznie
energii [6].
•
•
•
103
Rys. 7. Zasoby hydroenergetyczne Polski
Źródło: Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej
FUNKCJONOWANIE SEKTORA ENERGETYCZNEGO PRZEDSTAWIANE W
DOKUMENTACH KRAJOWYCH I EUROPEJSKICH
W polskim prawodawstwie funkcjonuje szereg dokumentów dotyczących
funkcjonowania sektora paliwowo-energetycznego. Obecnie jednym z ważniejszych
aktów prawnych jest Polityka Energetyczna Polski do roku 2030 (dokument ten różni
się od wcześniej przygotowanej Polityki Energetycznej Polski do 2025 r.). Głównymi
celami tam zapisanymi są:
•
poprawa efektywności energetycznej;
•
wzrost bezpieczeństwa energetycznego;
•
rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw;
•
rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii;
•
ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Wprowadzony ustawą Prawo energetyczne obowiązek zakupu przez
przedsiębiorstwa obrotu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, spowodował
wzrost popytu na energią elektryczną z tych źródeł, co stanowiło jeden z czynników
wzrostu produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W 2004 roku
znowelizowano ustawę – Prawo energetyczne, m.in. rozszerzając obowiązek zakupu
energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na wytwórców energii, co powinno
zaktywizować działania inwestycyjne tych przedsiębiorstw energetycznych [7].
W celu zwiększenia wpływu badań naukowych i prac badawczych, dotyczących
energii, na stan polskiego sektora paliwowo-energetycznego oraz gospodarki
narodowej a także na politykę energetyczną Unii Europejskiej wymagane są
działania w następujących kierunkach:
•
Zapewnienie wkładu nauki polskiej do globalnego rozwoju technologii
i ekonomii energetycznej dzięki koncentracji środków na priorytetowe
kierunki badań
•
Sprawne
wdrażanie
nowoczesnych
rozwiązań
technologicznych
i menedżerskich
•
Upowszechnianie w społeczeństwie wiedzy o problemach energetyki.
104
Projekt Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku [8] wskazuje na
podstawowe kierunki tej polityki, wśród których wymieniono: poprawę efektywności
energetycznej, prowadzącą do ograniczenia wzrostu zapotrzebowania na paliwa
i energię, wzrost bezpieczeństwa energetycznego, m.in. przez zapewnienie
utrzymania rezerw mocy na poziomie 15% maksymalnego zapotrzebowania, rozwój
wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw (a także wprowadzenie
energetyki jądrowej poprzez realizację kolejnych zadań: określenie pożądanego
udziału energetyki jądrowej w 2030 roku, kampanię informacyjną, analizy
lokalizacyjne, program kształcenia kadr), rozwój konkurencyjnych rynków paliw
i energii, ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Do realizacji tych kierunków wskazano niezbędne narzędzia, a w tym:
regulacje prawne, także określające standardy techniczne, mechanizmy wsparcia
(rynek certyfikatów, także dla kogeneracji ze źródeł o mocy poniżej 1 MW) oraz
wsparcie ze środków publicznych, w tym funduszy europejskich, realizacji istotnych
dla kraju projektów w zakresie energetyki (np. projekty inwestycyjne, prace
badawczo-rozwojowe). Stwierdzono jednak, że ze względu na to, że działania te
będą realizowane w dużej mierze przez firmy komercyjne, państwo będzie
interweniowało w sektorze energetycznym w ograniczonym zakresie.
Jednym z głównych celów jest osiągnięcie wymaganego w ramach polityki
unijnej 20%-ego poziomu zmniejszenia zużycia energii – efektywność energetyczna
jest w Polsce obecnie dwukrotnie niższa niż średnia w krajach UE. Ma to być
zrealizowane poprzez osiągnięcie rozwoju gospodarczego bez wzrostu
zapotrzebowania na energię pierwotną oraz osiągnięcie poziomu energochłonności
polskiej gospodarki w roku 2030 na poziomie EU-15 z roku 2005 [7].
Obecnie energia elektryczna w polskim systemie energetycznym wytwarzana jest
w blisko 95% (rys. 8) z w procesie spalania węgla kamiennego i brunatnego.
Rys. 8. Produkcja energii elektrycznej w Polsce
Źródło: Ministerstwo Gospodarki
W zapisach dokumentu [8] wyraźnie wskazano, że polityka energetyczna
Polski ma być oparta na węglu jako głównym paliwie dla elektroenergetyki (w celu
zagwarantowania bezpieczeństwa energetycznego).
Korzystny jest zapis o rozbudowie sieci dystrybucyjnej, co pozwoli na rozwój
energetyki rozproszonej z wykorzystaniem lokalnych źródeł energii (w tym
elektrownie zasilane metanem i OZE) oraz rozwój mini i mikrokogeneracji,
pozwalający na dostarczanie z tych źródeł do roku 2020 co najmniej 10% energii
elektrycznej. Zapowiedziano system zachęt dla tego rodzaju inwestycji.
105
W zakresie rozwoju wykorzystania OZE jako cel postawiono 15% udział
energii finalnej z tych źródeł w roku 2020 i 20% w roku 2030, a także osiągnięcie
w roku 2020 10% udziału biopaliw w rynku paliw transportowych. Poniżej, na rys 9,
przedstawiono porównanie celów Polityki Energetycznej Polski do 2025 z zapisami
Polityki Energetycznej Polski do 2030 dotyczących OZE oraz biopaliw.
Główny cel OZE Polityki
energetycznej Polski do 2025
Główny cel OZE Polityki
energetycznej Polski do 2030
Rys. 9. Cele w zakresie wykorzystania OZE
Źródło: Opracowanie własne na podstawie założeń Polityki Energetycznej Polski do roku 2025 i 2030
Istotną zmianą jest fakt, iż Polityka energetyczna Polski do 2025 zakłada 7,5
% udział energii z OZE w roku 2010 w bilansie energii pierwotnej, natomiast
Polityka energetyczna Polski do 2030 zakłada wykorzystanie odnawialnych źródeł
energii na poziomie 15% w roku 2020 i 20% w 2030 w bilansie energii finalnej. W
zapisach Polityka energetyczna Polski do 2030 uwzględniono udział biopaliw na
poziomie 10% w rynku paliw transportowych do roku 2020 oraz utrzymanie tego
poziomu w latach następnych, co daje szanse na ich większy rozwój
i rozpowszechnienie. Jest to tym istotniejsze iż krajowe technologie produkcji
biopaliw zostały mocno rozwinięte w stopniu wystarczającym by wdrażać je do
zastosowań komercyjnych. Wskazana jest konieczność utrzymania zasady
zwolnienia z akcyzy energii pochodzącej z OZE.
W sposób bezpośredni zobowiązano się do stworzenia następującej
infrastruktury:
•
Budowa terminala do odbioru gazu skroplonego LPG;
•
Budowa infrastruktury umożliwiającej transport ropy naftowej z Rejonu
Morza Kaspijskiego.
•
Budowa nowych mocy wytwórczych
•
Budowa szczytowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej;
•
Budowa biogazowi - wdrożenie programu budowy biogazowi rolniczych
przy założeniu powstania do 2020 co najmniej jednej biogazowi w każdej
gminie.
•
Budowa instalacji CCS (ang. Carbon Capture and Storage) jest to
technologia wychwytu, transportu i geologicznego magazynowania
dwutlenku węgla - (przewiduje się, ze) co najmniej dwie instalacje
demonstracyjne CCS zostaną zlokalizowane w Polsce,
106
Wskazano także kilka bardzo ogólnikowo określonych działań,
a w szczególności: utrzymanie funkcjonowania zielonych certyfikatów, wieloletni
program (2008-2014) promocji biopaliw i innych paliw odnawialnych w transporcie,
wprowadzenia dodatkowych instrumentów wsparcia o charakterze podatkowym;
wskazano tu na niektóre z priorytetowych źródeł: źródła geotermalne (zastosowanie
pomp ciepła) i energia słoneczna (ze wskazaniem na kolektory słoneczne).
Ma to być realizowane poprzez bezpośrednie wsparcie budowy nowych jednostek
OZE
i
sieci
elektroenergetycznych,
umożliwiających
ich
przyłączenie
z wykorzystaniem funduszy europejskich oraz środków funduszy ochrony
środowiska, stymulowanie rozwoju przemysłu produkującego urządzenia dla
energetyki odnawialnej, w tym przy wykorzystaniu funduszy europejskich, realizację
inwestycji w hydroenergetyce.
Działania te będą miały niewątpliwie pozytywny wpływ na ograniczenie
oddziaływania energetyki na środowisko (ograniczenie emisji CO2, SO2, NOx).
Przewiduje się wprowadzenie dopuszczalnych wskaźników w zakresie
dopuszczalnych emisji, a także – co stanowi istotny, nowy element - udział w
realizacji inicjatywy Komisji Europejskiej dotyczącej budowy obiektów
demonstracyjnych dużej skali, dotyczących technologii sekwestracji dwutlenku
węgla, wsparcie działań dla rozwoju technologii produkcji energii elektrycznej
o zmniejszonym oddziaływaniu na środowisko, w tym technologii zgazowania węgla.
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie
szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia, będące
inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii [9] określa warunki
udzielania pomocy publicznej przeznaczonej na przedsięwzięcia, związane
z odnawialnymi źródłami energii, polegające na:
•
budowie lub przebudowie elektrowni wodnych, z wyjątkiem obiektów
piętrzących dla elektrowni wodnych o mocy elektrycznej powyżej 10 MW;
•
budowie elektrowni wiatrowych;
•
budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania energii elektrycznej lub
ciepła z wykorzystaniem biomasy;
•
budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania energii elektrycznej lub
ciepła z wykorzystaniem biogazu uzyskiwanego w procesie fermentacji
metanowej osadów ściekowych, odpadów komunalnych, poprodukcyjnych
odpadów pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, w tym odchodów
zwierzęcych;
•
budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biopaliw ciekłych,
stałych lub gazowych;
•
budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biokomponentów
stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych;
•
budowie lub przebudowie infrastruktury przyłączeniowej, niezbędnej do
odbioru i przesyłu energii elektrycznej lub ciepła z odnawialnych źródeł
energii oraz urządzeń związanych z automatyką tych systemów;
•
budowie lub przebudowie instalacji pozyskiwania energii wód termalnych;
•
budowie kolektorów słonecznych lub ogniw fotowoltaicznych;
•
budowie nowych lub przystosowaniu istniejących instalacji energetycznych
do wykorzystywania metanu pochodzącego z odmetanowania kopalń
węgla kamiennego i szybów wydobywczych ropy naftowej;
•
zastosowaniu pomp ciepła wykorzystujących ciepło ziemi lub ciepło
z otoczenia.
107
Pomoc może być udzielana w postaci dotacji, pożyczek preferencyjnych lub
preferencyjnych kredytów bankowych, dopłat do oprocentowania kredytów oraz
częściowych umorzeń pożyczek lub kredytów, jeśli stanowi ona uzupełnienie
środków własnych. Wysokość pomocy jest ograniczona, ale w szczególnych
przypadkach może stanowić 100% kosztów.
Strategiczne wykorzystanie dostępnych w Polsce surowców energetyki
odnawialnej nie jest jednak jedyną metodą usprawnienia ogólnego bilansu
energetycznego kraju. Opracowano Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności
energetycznej, będący realizacja art. 14 ustawy 2 Dyrektywy 2006/32/WE
Parlamentu europejskiego i Rady z 5 kwietnia 2005 r. w sprawie efektywności
końcowego wykorzystania energii oraz usług energetycznych [10]. Dokument ten
określa indykatywny cel 9% w zakresie oszczędności energii, który ma zostać
osiągnięty w ciągu dziewięciu lat, począwszy od 2008 roku. Określono również tzw.
pośredni cel 2% w zakresie oszczędności energii, do osiągnięcia w 2010 r. Przy
opracowaniu planu działań założono m.in., że realizacja celów będzie następowała
metodą najmniejszych kosztów, tj. maksymalnego wykorzystania istniejących
mechanizmów oraz infrastruktury organizacyjnej oraz że w realizacji planu będą
uczestniczyły wszystkie podmioty, w celu maksymalizacji wykorzystania krajowego
potencjału energetycznego. Dla każdego z podmiotów przygotowano szereg
priorytetów do osiągnięcia oraz metody kontroli postępów realizacji badań.
Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej zakłada
następujące wytyczne dla poniższych podmiotów:
1. Sektor mieszkalnictwa:
•
wprowadzenie systemu oceny energetycznej budynków,
•
poprawa efektywności energetycznej nowych oraz istniejących już
budynków, uruchomienie funduszu termomodernizacji nowych oraz
istniejących budynków,
•
promowanie racjonalnego wykorzystania energii w gospodarstwach
domowych, m.in. poprzez ogólnokrajowe kampanie informacyjne,
•
zwiększenie świadomości w zakresie możliwości kontrolowania oraz
optymalizacji zużycia energii w tych gospodarstwach.
2. Sektor usług:
•
Zwiększenie udziały produktów energooszczędnych w rynku – określenie
minimalnych wymagań w zakresie energooszczędności dla produktów
nowo wprowadzanych do obrotu.
•
Program oszczędnego gospodarowania energią w sektorze usług
•
Promocja usług energetycznych wykonywanych przez firmy usług
energetycznych (ESCO)
•
Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko na lata 2007-2013 oraz
regionalne programy operacyjne – wspieranie działalności mającej na celu
obniżenia energochłonności sektora usług.
•
Projekt Efektywności Energetycznej w ramach grantu z Globalnego
Funduszu Ochrony Środowiska, zakładający wsparcie finansowe
przedsięwzięć z zakresu termomodernizacji budynków, miejskich
systemów grzewczych oraz sieci cieplnych.
3. Sektor przemysłu (z wyłączeniem instalacji objętych wspólnotowymi
systemami handlu emisjami)
•
Promocja wysokosprawnej kogeneracji (CHP) poprzez obowiązek
nałożony na sprzedawców energii elektrycznej oraz mechanizm wsparcia
108
•
System dobrowolnych zobowiązań w przemyśle do realizacji działań
mających
na
celu
usprawnienie
efektywności
energetycznej
zobowiązanych przedsiębiorstw.
•
Rozwijanie systemów zarządzania energia i audytowania w przemyśle –
działania mające na celu podniesienie kwalifikacji i umiejętności
pracowników zarządzających energią, urządzeniami oraz personelem.
•
Wsparcie finansowe działań dotyczących wysokosprawnej kogeneracji
oraz zmniejszania strat w dystrybucji i transporcie energii.
•
Wsparcie dla przedsiębiorstw w zakresie stosowania najlepszych
dostępnych technik (BAT)
4. Sektor transportu (z wyłączeniem lotnictwa i żeglugi)
•
Wprowadzenie systemów zarządzania ruchem i infrastrukturą transportową
– polepszenie planowania i koordynacji zarządzania ruchem.
•
Promowanie systemów transportu zrównoważonego oraz efektywnego
wykorzystania paliw w transporcie – działania promujące wprowadzanie
energooszczędnych środków transportu oraz ekologicznego sposobu jazdy
[10].
W krajowym planie działań zaproponowano również zagadnienia horyzontalne
służące poprawie efektywności energetycznej:
•
Wprowadzenie mechanizmu wsparcia w postaci tzw. białych certyfikatów
stymulujących działania energooszczędne wraz z obowiązkiem nałożonym
na sprzedawców energii elektrycznej, ciepła lub paliw gazowych.
•
Prowadzenie kampanii informacyjnych oraz szkoleń w zakresie
zwiększania efektywności energetycznych.
WNIOSKI KOŃCOWE
Konwencjonalne źródła energii zarówno obecnie, jak i w perspektywie
najbliższych dziesięcioleci odgrywać będą w Polsce priorytetową rolę. Osiągnięcie
jednocześnie oczekiwanego poziomu rozwoju OZE możliwe jest jedynie poprzez ich
ciągłą stymulację polegającą na wdrażaniu programów wsparcia podobnych, jak
w krajach sąsiadujących. Analizując krajowy potencjał geotermalny, wiatrowy, czy
słoneczny na tle naszych zachodnich sąsiadów można wyraźnie dostrzec, iż mimo
faktu, że wartości tych zasobów są porównywalne, obecne wykorzystanie tego
potencjału jest w Polsce znacznie mniejsze. Wskazane jest zatem, by w najbliższych
latach sytuacja ta ulegała systematycznej poprawie. W Polsce obserwowany jest już
od dłuższego czasu korzystny trend zastosowania rozproszonych źródeł energii.
Zwiększanie lokalnego wykorzystania odnawialnych zasobów energetycznych,
uwzględniające specyfikę regionu, korzystnie wpływa na wzrost wskaźników
bezpieczeństwa energetycznego i jest korzystne z punktu widzenia ekologicznego.
Trudniejsza sytuacja w krajowym sektorze paliwowym, wynikająca
z uzależnienia od dostaw z zewnątrz powoduje konieczność pilnych zmian. Sytuacja
jest tym trudniejsza, iż w ostatnim czasie występują duże fluktuacje cen ropy
naftowej na rynku światowym. Wskazane jest przede wszystkim rozwijanie produkcji
i zastosowania biodiesla i bioetanolu.
Poprawę bilansu produkcji paliw w Polsce osiągnąć można również poprzez
wdrożenie technologii wytwarzania paliwa syntetycznego z własnych zasobów węgla.
Niezależnie od tych działań w skali krótkoterminowej konieczna jest
dywersyfikacja źródeł dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego.
109
LITERATURA
[1] Państwowy Instytut Geologiczny: Surowce mineralne Polski, 2008
[2] Grudziński Z.: Węgiel – energetyka w Polsce, Instytut GSMiE PAN Kraków,
2007
[3] Buńczyk A., Daniluk A., Masri S.: Ropa naftowa, Urząd Regulacji Energetyki,
2005
[4] Lewandowski W.M.: Proekologiczne odnawialne źródła energii, WNT 2006
[5] Polska Geotermalna Asocjacja, www.pga.org.pl
[6] Gajda I.: Czy zasoby hydroenergetyczne Polski są w stanie zapewnić
bezpieczeństwo energetyczne?, Przegląd Geologiczny 2006
[7] Polityka Energetyczna Polski do 2025 roku, Ministerstwo Gospodarki i Pracy,
Zespół do Spraw Polityki Energetycznej, Dokument przyjęty przez Radę
Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 Roku
[8] Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku, Projekt z dnia 04-09-2008,
Ministerstwo Gospodarki
[9] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie
szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia,
będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii, Dz. U. Nr 14,
poz. 89 z 29 stycznia 2008 r.
[10] Krajowy Plan Działań Energetyki dotyczący efektywności energetycznej (EEAP),
Warszawa, 2007 r.
110
Rozdział 2
KONCEPCJA TWORZENIA KLASTRÓW
REGIONALNYCH
A INTENSYFIKACJA WYKORZYSTANIA
ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII
W POLSCE
Alicja SOSNOWSKA
WPROWADZENIE
Postulat zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji energii
elektrycznej jest od wielu lat przedstawiany w kolejnych programach rozwoju sektora
energetycznego w skali globalnej. Jego realizacja wynika z pilnej potrzeby
zmniejszenia zagrożeń dla środowiska naturalnego, związanych z emisją gazów
cieplarnianych oraz innych zanieczyszczeń powstających w trakcie eksploatacji
tradycyjnych zasobów energetycznych. Zwracają na to uwagę autorzy publikacji
przygotowanej w 2008 r. w Katedrze Organizacji i Inżynierii Produkcji SGGW [1].
Wykorzystanie źródeł odnawialnych do celów energetycznych ma szczególne
znaczenie w przypadku odbiorców rozproszonych, oddalonych od wielkich
dostawców należących do tzw. sieci lokalnych. Jednakże pomimo przedstawionych
przez różne gremia argumentów na korzyść energii odnawialnej wśród producentów
i dostawców energii elektrycznej nie znajdują one wystarczającego poparcia przede
wszystkim ze względów ekonomicznych. We współczesnym społeczeństwie czynniki
ekologiczne znajdują coraz większe uznanie i wobec tego energetyka stara się je
uwzględniać w swoich programach rozwojowych. Przewiduje to również polityka
energetyczna Unii Europejskiej, która narzuca krajom członkowskim określone
obowiązki w zakresie energetyki odnawialnej[2]. Jednocześnie jednak wiadomo, że w
skali mikroekonomicznej trudno wprowadzić przedsięwzięcia, nawet najbardziej
słuszne społecznie, jeżeli nie przynoszą określonych zysków przedsiębiorstwom.
Dlatego poszukuje się rozwiązań, które mogą przyczynić się do zwiększenia
opłacalności produkcji energii ze źródeł odnawialnych z jednoczesnym zachowaniem
zasad ochrony środowiska naturalnego. Wykorzystanie tworzenia klastrów
regionalnych ukierunkowanych na lokalne zagospodarowanie źródeł energii
odnawialnej może być jednym z takich rozwiązań. Stanowi to myśl przewodnią
niniejszego opracowania.
111
PRZESŁANKI
POWSTAWANIA
WSPÓŁCZESNEJ GOSPODARCE
STRUKTUR
KLASTROWYCH
WE
Klastry, które M. Porter, jeden z głównych ich propagatorów w skali światowej,
definiuje jako „znajdujące się w geograficznym sąsiedztwie grupy przedsiębiorstw
i powiązanych z nimi instytucji zajmujących się określoną dziedziną, połączone
podobieństwami i wzajemnie się uzupełniającymi”[3] stały się w początkach lat 2000ych przedmiotem zainteresowania zarówno teorii ekonomii i zarządzania jak i
praktycznych działań gospodarczych. W dobie globalizacji uznano je za ważną formę
działalności gospodarczej pozwalającą na wykorzystanie możliwości kooperacji
przedsiębiorstw realizujących wspólne cele produkcyjne i gospodarcze na danym
terenie bez naruszania ich ekonomicznej samodzielności i zdolności do
konkurowania. Swoją popularność teoria klastrów zawdzięcza zarówno autorytetowi
prof. M. Portera oraz wynikom jego badań jak i zainteresowaniu władz Unii
Europejskiej, które uznały ją za przydatną w kreowaniu wspólnej polityki
gospodarczej w krajach wspólnoty [4].
Polityka ta zdefiniowana w Strategii Lizbońskiej i kolejnych dokumentach
Komisji Europejskiej, zakłada wzrost konkurencyjności przemysłu europejskiego
połączony z wyrównywaniem różnic w poziomie rozwoju poszczególnych krajów, co
wymaga podniesienia ich innowacyjności oraz zwiększenia współpracy wewnątrz
kraju i współpracy międzyregionalnej.
Rolę klastrów określają założenia europejskiej polityki opartej o klastry
(Cluster Based Policy CBP), która zawiera działania i instrumenty wykorzystywane
przez władze różnych szczebli dla wspierania istniejących i rozwoju nowych struktur
klastrowych [5]. W ramach polityki wspierania klastrów organizacje międzynarodowe
prowadzą działania informacyjne, organizują konferencje naukowe, inicjują programy
badawcze zmierzające do popularyzacji idei klasteringu oraz wspierania nowych
struktur klastrowych również w formie finansowania projektów tworzenia klastrów w
skali regionalnej [6].
W wielu krajach Unii Europejskiej podjęto starania nad zawiązywaniem tzw.
inicjatyw klastrowych, które znajdują poparcie władz politycznych i organizacji
społecznych zainteresowanych aktywizacją regionów o mniejszej aktywności
gospodarczej. Jak uzasadniają M. Gorynia i B. Jankowska uczestnictwo w klastrze
wpływa na konkurencyjność przedsiębiorstw, a także może wzmacniać ich ekspansję
regionalną dzięki wzrostowi konkurencyjności. Wymienieni autorzy opierają te
stwierdzenia zarówno na wnikliwej analizie teoretycznej, jak i badaniach klastrów
istniejących na terenie Polski [7]. Z kolei E. Skawińska i R.I. Zalewski zwracają
uwagę na wkład klastrów w realizację zasad zrównoważonego rozwoju regionu przez
lepsze wykorzystanie lokalnych zasobów, tworzenie nowych miejsc pracy, wpływ na
zachowanie zasad ochrony środowiska [8].
W wielu opracowaniach podkreśla się możliwość wykorzystania struktur
klastrowych dla wzrostu innowacyjności małych i średnich przedsiębiorstw
należących do klastra między innymi dzięki współpracy z organizacjami sfery B+R,
a także włączania firm innowacyjnych do klastra.
UWARUNKOWANIA TWORZENIA KLASTRÓW W POLSCE
Zainteresowanie praktyki gospodarczej tworzeniem struktur klastrowych
w Polsce zwiększyło się po wstąpieniu do Unii Europejskiej i rozpoczęciu realizacji
programów związanych z wykorzystaniem funduszy europejskich, które przewidują
112
realizację projektów związanych z tworzeniem tzw. inicjatyw klastrowych. Nie
oznacza to, że rok 2004 stanowi początek tworzenia klastrów, gdyż już wcześniej
rozpoznano naturalne skupiska firm działających w określonym regionie
odpowiadające klasycznej definicji Portera jak np. zbiorowość firm meblarskich
w okolicach Swarzędza, czy firm odzieżowych w regionie łódzkim. W roku 2000
zapoczątkowano też tworzenie organizacji klastrowych z inicjatywy władz
regionalnych, np. klaster Plastikowa Dolina w Tarnowie. Jednak wejście Polski do
Unii Europejskiej znacznie wzmocniło działania na rzecz tworzenia klastrów.
Wpłynęły na to:
− informacje o rozwoju klastrów w krajach UE,
− dobre doświadczenia z zagranicy przekazywane na konferencjach,
w publikacjach oraz w internecie,
− zachęty materialne dla organizacji podejmujących inicjatywy klastrowe,
− prowadzona polityka Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Rozwoju
Regionalnego oraz działalność PARP,
− pozytywne przykłady zrealizowanych projektów regionalnych,
− wzrost zainteresowania przedsiębiorców [9].
Obserwacje tworzonych w Polsce klastrów są prowadzone przez co najmniej kilka
ośrodków akademickich, organizacje regionalne, władze samorządowe oraz
administrację państwową i współpracujące z nią agencje (Polską Agencję Rozwoju
Przedsiębiorczości, Agencję Rozwoju Przemysłu, Agencje Rozwoju Regionalnego).
Powstające klastry są rejestrowane w internecie tworząc sieć informacyjną, która
pozwala na wzajemne kontakty [10]. Projekty ukierunkowane na tworzenie i rozwój
inicjatyw klastrowych, szkolenia dla animatorów klastrów oraz działaczy
samorządowych są inicjowane i realizowane w sposób ciągły. Według najnowszych
danych na liście zarejestrowanych w Polsce klastrów znajdują się 52 pozycje [10].
Nie omawiając szczegółowo opublikowanych wyników badań warto zwrócić
uwagę na powtarzające się w nich opinie.
Po pierwsze – obserwuje się dynamiczny wzrost liczby inicjatyw klastrowych
w Polsce, szczególnie w regionach, które należą do względnie słabiej rozwiniętych
[11].
Po drugie większość istniejących klastrów regionalnych składa się z firm
należących do branż tradycyjnych (meblarska, spożywcza, chemiczna).
Po trzecie od 2006 roku w ramach realizacji projektów unijnych rejestruje się
inicjatywy klastrowe w dziedzinach wysokiej technologii odpowiadające definicji
klastra sieciowego o wysokim stopniu innowacyjności [12].
Po czwarte znaczna część klastrów notowanych na liście znajduje się w stanie
początkowym nie osiągając stanu dojrzałości o czym świadczą również zmiany na
liście w kolejnych latach. Jest to dobry prognostyk na przyszłość pod warunkiem, że
ta forma wzajemnej współpracy przyniesie korzyści ekonomiczne przedsiębiorstwom
oraz pozostanie przedmiotem troski władz i społeczeństwa regionalnego. Włączenie
klasteringu, jak określa się proces rozwoju inicjatyw klastrowych, do przedsięwzięć
związanych z realizacją postulatów zrównoważonego rozwoju kraju może stać się
szansą na rozszerzenie i umocnienie się tej strategii [13].
Projekty rozwoju klastrów są objęte priorytetami Programów realizowanych
przy wykorzystaniu środków Unii Europejskiej przede wszystkim PO Innowacyjna
Gospodarka, Regionalne Programy Operacyjne na lata 2007–2013, Program
Operacyjny Infrastruktura i Środowisko oraz Program Operacyjny Rozwój Polski
Wschodniej [14].
113
MOŻLIWOŚCI
WYKORZYSTANIA
STRUKTUR
KLASTROWYCH
W
ZAGOSPODAROWANIU
ODNAWIALNYCH
ŹRÓDEŁ
ENERGII
(OZE)
(w szczególności biomasy i biogazu)
Po wejściu Polski do Unii Europejskiej przed energetyką, którą charakteryzuje
wysoki udział węgla kamiennego i brunatnego jako źródła energii ze wszystkimi tego
konsekwencjami, postawiono zadanie zwiększenia wykorzystania OZE. Mieści się
ono we wszystkich wersjach przygotowywanych prognoz i programów rozwoju
energetyki w Polsce do 2025 roku i powinno być realizowane aby sprostać
Dyrektywom UE oraz zasadom zrównoważonego rozwoju. Przedstawione
w cytowanych źródłach liczby wskazują, że OZE nabierają znaczenia, w
szczególności jako lokalne źródła uzupełniające produkcję energii z dużych
elektrowni systemowych. Dowodzą tego dotychczasowe przykłady przemysłowego
zastosowania biomasy w regionalnych elektrociepłowniach, czy wykorzystanie
biogazu pochodzącego ze składowisk odpadów do ogrzewania pomieszczeń
u odbiorców komunalnych. Jak wynika z analizy tych przykładów w przypadku
wykorzystania OZE mamy zazwyczaj do czynienia zarówno z rozproszonymi
lokalnymi dostawcami paliw jak i z rozproszonymi lokalnymi odbiorcami energii, co
jest przyczyną relatywnie wysokich kosztów energii pochodzącej z OZE. Stanowi to
przeszkodę w upowszechnieniu wykorzystania tych źródeł mimo korzyści
ekologicznych oraz ustawowego obowiązku nakładanego na przedsiębiorstwa
energetyczne określającego udział OZE w produkcji energii elektrycznej i ciepła.
Otwarcie możliwości zgłaszania projektów tworzenia klastrów w regionach
stało się dla organizacji naukowych, władz administracyjnych i samorządowych,
a także przedsiębiorstw, ważnym impulsem pobudzającym rozszerzenie badań nad
wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii. Do najbardziej znanych inicjatyw w tym
zakresie należą:
1. Bałtycki Klaster Ekoenergetyczny [15]
Hasłem przewodnim organizatorów klastra jest tworzenie zielonej alternatywy
dla strategii województwa pomorskiego i warmińsko-mazurskiego. Podstawy trzon
badawczy projektu stanowią Instytut Maszyn Przepływowych PAN z Gdańska oraz
Uniwersytet Warmińsko-Mazurski wraz z kilkunastoma innymi placówkami
badawczymi.
W skład klastra wchodzą także przedsiębiorstwa zarówno duże np. koncern
Energa jak przedsiębiorstwa małe i średnie oraz przedstawiciele władz wojewódzkich
i samorządów lokalnych. Klaster podzielono na pion Agro, który obejmuje
technologie upraw roślin energetycznych i ścieków oraz pion Techno, który ma
zajmować się projektowaniem urządzeń wykorzystywanych do zagospodarowania
OZE.
Wymienione w projekcie klastra główne obszary działalności mieszczą
podstawowe problemy techniczne i biologiczne związane z wykorzystaniem zielonej
energetyki. Zarząd klastra wystąpił o dofinansowanie kilku projektów wdrożeniowych
m.in. organizowanie kompleksów agroenergetycznych w gminach, czy pilotażowe
biogazownie. Zorganizowano szereg konferencji oraz prowadzone są szkolenia,
studia podyplomowe itp.
2. Małopolski klaster czystych technologii [16]
Jest to, istniejąca od 2006 roku, struktura w 2009 roku skupiająca 12 uczelni
i instytutów badawczych, 25 przedsiębiorstw i 2 jednostek samorządowych. Klaster
114
podejmuje działania badawcze i szkoleniowe prowadząc 26 projektów badawczych.
W pracach klastra, które koordynuje Instytut Paliw i Energii Odnawialnej uczestniczą
duże firmy energetyczne, jak Energetyka Dwory, Elektrociepłownia Kraków i PGNiG.
Klaster podejmuje działania pomocowe na rzecz energetyki odnawialnej, organizuje
studia podyplomowe oraz szkolenia. Dotychczas zgłoszono 26 projektów
badawczych, które będą realizowane we współpracy z władzami samorządowymi.
3. Klaster Green Stream [17]
Utworzony w 2007 r. jako wspólny projekt 16 uczestników konsorcjum, na
które składają się Instytut Elektroniki, Stowarzyszenie Elektryków Polskich, Mielecka
Agencja Rozwoju Regionalnego i pozostałych 13 partnerów (w tym kilka
przedsiębiorstw), dla realizacji ekologicznych projektów produkcji pojazdów
o napędzie elektrycznym wykorzystujących jednocześnie OZE, które mają zastąpić
paliwa ropopochodne. Organizacja klastrowa ma ułatwić porozumienie ośrodków
badawczych i przedsiębiorstw dla stworzenia rynku pojazdów elektrycznych
z infrastrukturą ładowania tych pojazdów. W projektach są plany przerobienia
pojazdów o silnikach benzynowych na elektryczne. Projekt klastra ma charakter
ogólnopolski z udziałem partnerów zagranicznych. Inicjatorzy otrzymali dotację
z P.O.I.G. Działanie 5.1. Poza wymienionymi problematyka wykorzystania OZE
znalazła się w programach innych klastrów działających w dziedzinach związanych z
ochroną środowiska np. klaster zielonych technologii i sieć naukowo-gospodarcza
Energia.
Z prowadzonych rozmów i wywiadów można się dowiedzieć, że inicjatorzy
klastrów byli motywowani informacjami o konkursach projektów ogłaszanych przez
PARP i Agencje Regionalne przekazywanymi przez internet oraz na konferencjach
i w publikacjach a także działaniami lokalnej i krajowej administracji, która otrzymała
zadania realizacji programów unijnych. Stąd wzrost zainteresowania klasteringiem po
wejściu Polski do Unii Europejskiej. Agendy europejskie również przyczyniły się do
jego popularyzacji przez aktywny udział w akcjach informacyjnych i promocyjnych.
Przedstawione wyżej przykłady klastrów związanych tematycznie
i organizacyjnie z energetyką nie są w pełni lokalnymi skupiskami regionalnymi, które
grupują firmy sąsiadujące z sobą terytorialnie. Zresztą udział przedsiębiorstw jest w
nich stosunkowo niewielki, przeważają placówki badawcze oraz organizacje
samorządowe i społeczne. Jest to w Polsce typowe w przypadku klastrów „in statu
nascendi”. Problematyka OZE może jednak skłaniać do tworzenia struktur
klastrowych na wzór organizacji powstających w innych dziedzinach np. produkcji
zdrowej żywności, czy innych produktów regionalnych np. mebli. Tej idei odpowiada
część Agro Bałtyckiego Klastra Ekoenergetycznego.
Podstawowym celem regionalnego klastra ekoenergetycznego może być
zatem organizowanie współpracy lokalnych producentów surowców (np. wierzby
energetycznej czy innych upraw) z odbiorcami hurtowymi tych surowców oraz
z lokalnymi producentami energii elektrycznej i cieplnej i firmami dystrybucyjnymi.
Można też tworzyć klastry, nastawione na produkcję energii w postaci biogazu
z biomasy pochodzącej z odpadów komunalnych, czy przemysłowych, kojarzące
firmy zbierające odpady z odbiorcami gazu i dystrybutorami ciepła, czy energii
elektrycznej. Oczywiście udział placówek badawczych oraz organizacji
samorządowych jest celowy i bardzo potrzebny, jednak zgodnie z ideą klastrów
głównym źródłem zysków powinni być producenci, bądź dystrybutorzy.
W omawianej propozycji najważniejszymi udziałowcami klastra powinny być
przedsiębiorstwa wspomagane przez placówki badawcze, czy organizacje
115
samorządowe. Nota bene przedsiębiorstwa opowiadają się za aktywnym ich
udziałem w powstawaniu klastra i uczestnictwem w zarządzaniu nim21.
PROCES POWSTAWANIA I ROZWOJU KLASTRA REGIONALNEGO
W literaturze przedmiotu, a także praktyce gospodarczej dopracowano się
pewnych modeli strategicznych tworzenia klastrów22. W Polsce w wyniku
realizowania unijnej polityki opartej o klastry wykształcił się schemat postępowania
dostosowany do warunków jakie narzuca procedura zgłaszania wniosków
o dofinansowanie projektów tworzenia klastrów ze środków publicznych
pochodzących z tzw. programów pomocowych. Projekt utworzenia klastra jest
traktowany jako innowacja organizacyjna, która ma sprzyjać wzrostowi
przedsiębiorczości firm i organizacji działających w danym regionie. Wybór celów
szczegółowych pozostawia się animatorom klastra, przy założeniu, że przedstawią
projekt, który będzie spełniał ustalone przez zarządzającego programem kryteria23.
Przebieg prac nad stworzeniem projektu utworzenia klastra przedstawia
rysunek 1.
Jest to pewien ramowy plan działania prowadzący, po akceptacji projektu
przez komisję konkursową, do uzyskania środków i rozpoczęcie działalności przez
klaster. Przewiduje on aktywny udział przedsiębiorców w procesie projektowania
i budowy struktury klastrowej. Bardzo istotne jest utrzymanie zasady dobrowolności
oraz niezależności ekonomicznej firmy należącej do klastra natomiast korzyści, które
ona osiąga z przynależności do struktury wynikają z efektów przenikania wiedzy,
możliwości korzystania z infrastruktury informacyjnej i technologicznej, wymiany
doświadczeń oraz wspólnej promocji.
Większość nowopowstałych klastrów działa w strukturach sieciowych
uwzględniających wzajemne połączenia informacyjne pomiędzy podmiotami klastra.
Istnieje także ogólnopolska sieć informacyjna, która dostarcza wiedzy
o powstających inicjatywach klastrowych, gospodarowaniu środkami publicznymi na
cele klasteringu, programach szkoleniowych, konferencjach itp. [10]. Polska
wymienia także informacje z europejską siecią doskonałości [18].
Proces powstawania i rozwoju klastra może przebiegać w wyniku realizacji nie
jednego a wielu kolejnych projektów, dzięki którym przedsiębiorstwa utrzymują
warunki dla realizacji wspólnej strategii. Istotną rolę w utrzymaniu jedności i ciągłości
działania organizacji klastrowej odgrywa lider oraz grupa zarządzająca klastrem,
która musi zdobyć poparcie członków struktury oraz utrzymywać stałe kontakty
z władzami i lokalną społecznością regionu. Duże znaczenie mają wiedza
i kwalifikacje oraz kreatywność i inicjatywność lidera wsparte umiejętnościami
kierowania zespołem ludzkim.
Najważniejszym czynnikiem pomyślnej realizacji projektów rozwoju struktur
klastrowych jest akceptacja ich przez przedsiębiorstwa.
21
Wskazują na to wyniki badań ankietowych: A. Sosnowska, S. Łobejko, op.cit.
Przedstawiają je w swojej pracy M. Gorynia i B. Jankowska, op.cit.
23
Szczegółowy tryb przygotowania projektu przedstawiają: L. Palmen, M. Baron, Przewodnik dla
animatorów inicjatyw klastrowych w Polsce, PARP, Warszawa 2008 oraz Europejska sieć
doskonałości na rzecz zarządzania współpracy i promocji klastrów, PARP, Warszawa 2008.
22
116
1. Pomysł utworzenia klastra jako inicjatywa grupy
przedsiębiorców poparta przez władze lokalne
2. Wybór lidera, któremu grupa inicjatywna
powierza przygotowanie projektu
3. Opracowanie projektu z udziałem ekspertów
4. Dyskusja, doskonalenie projektu,
zapotrzebowanie na środki finansowe
5. Merytoryczna i społeczna ocena projektu
6. Wystąpienie z wnioskiem o dofinansowanie ze
środków Unii Europejskiej
7. Utworzenie organizacji odpowiedzialnej za
działalność klastra
8. Przyjęcie statutu, wybór władz
9. Opracowanie i przyjęcie strategii rozwoju klastra
10. Początek działalności
Rys. 1. Schemat procesu tworzenia klastra
Źródło: Opracowanie własne, a także L. Palmen, M. Baron, op.cit.
117
POTENCJALNE
EFEKTY
EKOENERGETYCZNYCH
TWORZENIA
REGIONALNYCH
KLASTRÓW
Efekty tworzenia struktury klastrowej w regionie mogą wystąpić już w czasie
podejmowania prac nad projektem. Należy do nich napływ i upowszechnienie
określonego zasobu wiedzy o przedmiocie działalności klastra, gremiów zarządczych
i społeczeństwa regionu oraz wyłonienie się grupy aktywnych przedsiębiorców
i ekspertów pracujących nad projektem. W ten sposób tworzy się grupa
opiniotwórcza w sprawach dotyczących realizacji postulatów zrównoważonego
rozwoju w regionie. Inicjatywa klastrowa może też przyczynić się do zdobycia
środków finansowych na organizację klastra co wiąże się z rozwojem infrastruktury
i tworzeniem nowych miejsc pracy. Koncentracja firm działających w danej dziedzinie
występująca w klastrach przyczynia się do powstawania korzyści w zakresie
wspólnej infrastruktury transportowej, informatycznej, a także społecznej.
Wykorzystanie lokalnych źródeł energii do ogrzewania może wpłynąć na obniżkę
kosztów, a zagospodarowanie odpadów podnieść stan środowiska naturalnego.
Organizatorzy klastrów muszą jednak wykazać się wytrwałością
i cierpliwością. Efekty ekonomiczne utworzenia klastra nie są natychmiastowe,
proces jego inkubacji trwa co najmniej kilka lat, a napływ środków zależy od
aktywności jego kierownictwa.
Czynnik czasu ma zresztą znaczenie we wszystkich działaniach nastawionych
na wykorzystanie OZE. Można zatem postawić pytanie, czy ich zagospodarowanie
w organizacjach klastrowych będzie bardziej efektywne. Na dziś, sądząc po
doświadczeniach istniejących klastrów odpowiedź na to pytanie brzmi: tak.
LITERATURA
[1] Zarządzanie w energetyce, red. A. Chochowski, F. Krawiec, Difin, Warszawa
2008, cz. II.
[2] Cichy P.: Alternatywne źródła energetyki w Energii w czasach kryzysu, w: Energia
w czasach kryzysu, red. K. Kuciński, Difin, Warszawa 2007, s. 148–149.
[3] Porter M.: Porter o konkurencji, PWE, Warszawa 2001, s. 248.
[4] Sölvell O., Lindqvist G., Ketels Ch.: Zielona księga inicjatyw klastrowych.
Inicjatywy klastrowe w gospodarkach rozwijających się i w fazie transformacji,
PARP, Warszawa 2008.
[5] Ketels Ch., Sölvell O.: Clusters in the EU-10 new member countries, Europe
Innova, 2007, s. 15–18.
[6] Sosnowska A., Łobejko S., Klastry a zrównoważony rozwój, w: Strategie
przedsiębiorstw wobec wymogów zrównoważonego rozwoju, red. K. Kuciński,
SGH, Warszawa 2009, s. 299–322.
[7] Gorynia M., Jankowska B.: Klastry a międzynarodowa konkurencyjność
i internacjonalizacja przedsiębiorstwa, Difin, Warszawa 2008.
[8] Skawińska E., Zalewski R.I.: Klastry biznesowe w rozwoju konkurencyjności
i innowacyjności regionów, PWE, Warszawa 2009, s. 29–33.
[9] Sosnowska A., Łobejko S.: Efektywny model funkcjonowania klastrów w skali
kraju i regionu, w: Ekspertyzy i analizy dotyczące zagadnień transformacji wiedzy,
konkurencyjności i innowacyjności gospodarki, PARP, Warszawa 2009.
[10] www.pi.gov.pl/klastry;1 www.pi.gov.pl/klastry według stanu z 12.06.2009
[11] Bochniarz Z., Sieńko B.: Globalization, Clustering and Innovation. Some
Regional Aspects, w: Przedsiębiorstwo wobec wyzwań globalnych, red. A.
Herman, K. Poznańska, SGH, Warszawa 2008, t. II, s. 208.
118
[12] Palmen L., Baron M.: Przewodnik dla animatorów inicjatyw klastrowych
w Polsce, PARP, Warszawa 2008, s. 83.
[13] Kuciński K.: Strategie przedsiębiorstw wobec wymogów zrównoważonego
rozwoju, s. 20–21, 361–362.
[14] www.mrr.gov.pl
[15] www.bkee.pl
[16] www.klaster.agh.edu.pl
[17] www.greenstream.org oraz informacje W. Sadowskiego na Forum MSP, PARP,
Warszawa 2009, dnia 9.06.2009.
[18] www.clusterforum.org/links.php
119
Rozdział 3
KOSZTY BUDOWY FARMY WIATROWEJ
Z WYKORZYSTANIEM URZĄDZEŃ
Z DEMONTAŻU – STUDIUM PRZYPADKU
Dariusz CZEKALSKI
WPROWADZENIE
Produkcja energii elektrycznej w Polsce z wykorzystaniem siły wiatru jest
źródłem stosunkowo wysokich i stabilnych przychodów. Jest to wynikiem regulacji
obrotu energią elektryczną pochodzącą z odnawialnych źródeł, wprowadzoną
nowelizacją Prawa energetycznego w maju 2005 roku. Mechanizm opracowany
wówczas to kombinacja systemu ilościowego z systemem stałej ceny.
O skuteczności tego rozwiązania świadczy między innymi dynamiczny wzrost mocy
zainstalowanej w kolejnych farmach wiatrowych. Wielkie farmy wiatrowe o mocach
kilkudziesięciu megawatów budują inwestorzy tak znani w branży energetycznej jak
Ibedrola, Siemens czy PGE. Są to przedsięwzięcia z budżetem setek milionów PLN.
Wysokie koszty obejmujące wszystkie etapy budowy farm wiatrowych, wynoszące
1,1 ÷ 1,5 mln E w przeliczeniu na 1 MW mocy, są barierą dla inwestorów
o mniejszym kapitale. W tych okolicznościach do budowy przez indywidualnych
przedsiębiorców farm wiatrowych i pojedynczych elektrowni wykorzystywane są
pochodzące z demontażu turbozespoły i wieże. Kupowane są one, a następnie
sprowadzane z Danii, Niemiec czy też Holandii. Są to urządzenia sprawne
o wysokości wieży do 50 m, a ich wycofanie wynika z instalowania na ich miejsce
obiektów o wysokości wież rzędu 100 m i średnicy wirnika 80 m, a więc
o wielokrotnie większej mocy i produktywności. W ten sposób na Kujawach oraz
w Wielkopolsce powstało w latach 2004 ÷ 2005 kilkadziesiąt elektrowni wiatrowych
o mocach od 100 do 400 kW. Koszty budowy farm wiatrowych z wykorzystaniem
urządzeń z demontażu są ciekawym zagadnieniem w kontekście późniejszych analiz
trwałości takich obiektów i ich wydajności.
CHARAKTERYSTYKA WYBRANEJ FARMY WIATROWEJ
Niewielką farmę wiatrową z wykorzystaniem urządzeń z demontażu
zrealizowano w województwie świętokrzyskim w roku 2007 [1]. Przy budowie farmy
wykorzystano turbiny wiatrowe z generatorem asynchronicznym o mocy 250 kW
(rys. 1). Były to urządzenia używane zakupione w Niemczech, zdemontowane
z tamtejszej lokalizacji i przetransportowane do Polski. Turbiny te wyprodukowane
120
zostały w latach 90. Farma zajmująca powierzchnię 16 ha obejmuje 10 turbin
o łącznej mocy 2,5 MW (rys. 2). Podstawą elektrowni jest wieża (rys. 3) zbudowana
z rur połączonych w segmenty z systemem drabin, umożliwiających prowadzenie
wszelkich czynności obsługi i konserwacji od środka wieży. Wysokość wieży do osi
obrotu wirnika wynosi 28 m. Łopaty wirnika (rys. 2) zbudowane są z tworzywa
sztucznego wzmocnionego włóknem szklanym. Średnica wirnika wynosi 25 m.
Energia uzyskiwania z wiatru przez łopaty jest przenoszona na piastę poprzez
kołnierze wykonane ze staliwa. W turbinie zastosowano system regulacji mocy
poprzez tzw. przeciąganie (Stall Regulation). System ten zapewnia moc wyjściową
250 kW przy wietrze o prędkości z zakresu 13 ÷ 23 m/s (prędkość startowa 4 m/s).
Automatyczna regulacja położenia gondoli w zależności od kierunku wiatru odbywa
się poprzez przekładnię ślimakową. W turbozespole zastosowano standardowy
3-fazowy indukcyjny generator asynchroniczny o mocy wyjściowej 80 albo 250 kW
w zależności od ilości podłączonych par biegunów. Okablowanie oraz maszynownia
znajdują się wewnątrz wieży, aby zapewnić ochronę przed korozją i niekorzystnymi
warunkami atmosferycznymi.
Rys. 1. Gondole turbin HSW 250
Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery
Rys. 2. Widok farmy wiatrowej oraz łopaty instalowanych turbin
Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery
121
KOSZTY BUDOWY FARMY
Budowa farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń z demontażu wiąże się
z obniżonym, w porównaniu do zastosowania nowych turbin wiatrowych, kosztem
zakupu urządzeń. Pozostałe koszty związane chociażby z szeregiem kroków
formalnych, samym montażem turbin, podłączaniem do sieci są już typowe dla takich
inwestycji.
Wykorzystane w analizowanym przypadku urządzenia zostały zakupione
w Niemczech po około 300 000 PLN za sztukę. Inwestor zakupił jednorazowo 10
elektrowni na które składają się wieże, skrzydła wirnika oraz gondole z pełnym
wyposażeniem. Kolejnym kosztem był transport zakupionych turbin z północy
Niemiec do miejsca budowy. Wykorzystano do tego celu 15 samochodów - 10
większych przewoziło po jednej wieży (rys. 3) i dwie łopaty wirnika, a 5 mniejszych
po dwie gondole i dwie łopaty wirnika. Koszt przejazdu większego samochodu
wyniósł 20 000 PLN, a mniejszego 6 000 PLN. Na przewóz urządzeń wydano zatem
ok. 230 000 PLN. Zgodnie z harmonogramem przebiegu inwestycji przed montażem
turbin należało wykonać wiele czynności poprzedzających. Koszty z nimi związane
przedstawiono w tabeli 1. W obliczu silnie akcentowanych kwestii oddziaływania farm
wiatrowych na środowisko, zwłaszcza przez ornitologów, aktualnie oceny tego typu
są zapewne droższe niż w badany przypadku.
Rys. 3. Wieża elektrowni HSW 250
Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery
Kolejna grupa kosztów to wydatki związane z wykonaniem dróg dojazdowych,
fundamentów pod turbiny oraz montażem samych elektrowni. Przy budowie
opisywanej farmy wiatrowej koszty budowy dróg dojazdowych zostały uniknięte.
Badania geotechniczne podłoża wykazały, że wjazd ciężkim sprzętem potrzebnym
do montażu elektrowni tej wielkości może odbyć się bez konieczności budowy dróg.
Na fundamenty pod jedną turbinę wykorzystano 75 m³ betonu (koszt 20 000 PLN)
oraz 8 ton stali (koszt 24 000 PLN). Robocizna, zbrojenie i szalunki kosztowały 25
000 PLN dla pojedynczego obiektu, a więc łączny koszt budowy fundamentów dla
dziesięciu elektrowni wyniósł ok. 700 000 PLN.
122
Tabela 1. Koszty raportów, badań i projektów
Dokument
Raport oceny oddziaływania inwestycji na środowisko
Badania geotechniczne podłoża
Projekt konstrukcyjny fundamentów i montażu turbin wiatrowych
Projekt przyłączenia elektrowni do sieci
Ekspertyza wpływu na sieć
Projekt zagospodarowania terenu
Koszt, PLN
5000
9000
7000
15000
15000
8000
Do
montażu
turbin
wynajęto
profesjonalną
z
województwa
zachodniopomorskiego. Koszt instalacji turbin wyniósł 10 000 PLN od sztuki. Do
montażu (rys. 4) wykorzystano również dwa dźwigi o nośności 120 t oraz 65 t,
których wynajęcie kosztowało odpowiednio 400 i 280 PLN za godzinę, a dojazd do
placu budowy 30 oraz 20 PLN za km. Koszt wynajęcia dźwigów wraz z dojazdem
wyniósł ostatecznie ok. 70 000 PLN. Zatem całkowity koszt montażu farmy zamknął
się kwotą 170 000 PLN.
Rys. 4. Montaż turbin wiatrowych z użyciem dźwigów
Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery
Ostatnia grupa kosztów związana jest z przyłączeniem farmy wiatrowej do
sieci elektroenergetycznej. Przy budowie opisywanego obiektu wykorzystano dwa
transformatory z rozdzielniami. Dwie stacje transformatorowe o mocy po 1 MW
kosztowały 700 000 PLN, natomiast stacja o mocy 630 kW - 250 000 PLN.
Połączenie turbin liniami elektroenergetycznymi ze stacjami transformatorowymi
kosztowało ok. 120 000 PLN. Konieczne było również zbudowanie linii
wyprowadzenia mocy, których koszt był rzędu 150 000 PLN. Inwestor poniósł jednak
tylko 50% tych kosztów, pozostałe 50% sfinansował zakład energetyczny pod
warunkiem zrzeczenia się na jego rzecz własności linii. Robocizna związana
z przyłączeniem do sieci i skonfigurowaniem generatorów z siecią wykonana przez
uprawnioną firmę wymagała nakładu ok. 200 000 PLN. Do kosztów związanych
z przyłączeniem do sieci można również zaliczyć wymienioną już wcześniej w tabeli
1 Ekspertyzę Wpływu na Sieć.
123
PODSUMOWANIE
Budowa farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń pochodzących
z demontażu w prezentowanym przypadku (łączna moc 2,5 MW) zamknęła się
kosztem jednostkowym 2,2 mln PLN w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej.
Koszty budowy farmy budowanej z urządzeń najnowszej generacji o mocy rzędu
kilkudziesięciu MW są znacznie wyższe i przekraczają 6 mln PLN/MW [2]. Do
demontażu elektrowni wiatrowych dochodzi gdy są zastępowane obiektami nowej
generacji – znacznie większymi. Stąd farmy wiatrowe budowane z urządzeń
używanych mają stosunkowo małą moc znamionową, co wynika z ograniczonej
wysokości wieży i średnicy wirnika. Jednoznaczny trend wzrostu wielkości elektrowni
wiatrowych z wysokością wież dochodzącą do 100 m jest powodowany przyrostem
zasobów energii wiatru wraz z wysokością nad poziomem gruntu. W konsekwencji
szacując roczną produktywność danej farmy powstałej z urządzeń używanych na
1200 MWh w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej, produktywność farmy
nowej generacji trzeba przyjąć na poziomie 2000 MWh [3]. Wówczas koszt
inwestycyjny w odniesieniu do 10 – letniej produkcji energii elektrycznej dla
analizowanej farmy wyniósłby jednostkowo 180 PLN/MWh, a dla farmy z nowymi
urządzeniami ok. 320 PLN/MWh. Budowa farm wiatrowych z wykorzystaniem
urządzeń z demontażu jest zatem rozwiązaniem atrakcyjnym dla inwestorów, którzy
nie dysponują wielkim kapitałem, o ile urządzenia te są w stanie technicznym
zapewniającym wieloletnią bezawaryjną eksploatację.
Tabela 2 ilustruje strukturę kosztów poniesionych w trakcie powstawania
farmy wiatrowej budowanej z wykorzystaniem urządzeń pochodzących z demontażu
dokonanego w Niemczech w konfrontacji typową strukturą kosztów dużych farm
nowej generacji. Zgodnie z oczekiwaniem obniża się udział kosztu zakupu,
transportu i montażu elektrowni w całej inwestycji. Natomiast wzrasta udział
wykonania fundamentów i przyłączenia farmy do sieci.
Tabela 2. Porównanie struktury kosztów budowy farm wiatrowych
Udział w koszcie całkowitym, %
Rodzaj rzeczowy kosztu
farma
farma
z demontażu
nowa
10 x 250 kW
15 x 2 MW
Prace przygotowawcze, projekty i raporty
3
1
Roboty drogowe, ziemne i fundamenty
8 ÷ 12
13
Zakup, transport i montaż urządzeń
70 ÷ 80
60
Przyłączenie farmy do sieci
10 ÷ 20
24
LITERATURA
[1] Stąporek P.: Koszty budowy farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń
regenerowanych. Praca inżynierska, SGGW Warszawa 2009
[2] Pesta R.: Budowa farmy wiatrowej w aktualnych realiach. Czysta energia, ABRYS
Poznań, nr 2, 2009, str. 32 -33
[3] Czekalski D., Korpysz K., Roszkowski H., Świerczyński D., Korupczyński R.,
Obstawski P., Rozbicki T.: Ekspertyza: perspektywy produkcji energii elektrycznej
ze źródeł odnawialnych w Rolniczych Zakładach Doświadczalnych SGGW,
SGGW Warszawa 2007
124
Rozdział 4
WIND POWER IN THE UNITED STATES:
GROWTH AND CHALLENGES
Stella KRAWIEC
INTRODUCTION
The primary objectives of this paper are to analyze very dynamic
developments and challenges in wind power production in the United States (US)
and other leading countries. Although interest in wind energy is increasing, wind
energy conversion systems (WECS) have yet to achieve widespread
commercialization, and significant technical development in all interconnected
industries. The factors supporting the dynamic developments in wind power
production are presented below. The federal government's role and existing or future
tax incentives, state renewable portfolio standards (RPS), concerns about energy
supply, continued uncertainty about the future cost and liabilities of natural gas, coal
facilities, supply of crude oil, and concerns about global climate change have all
assisted with triggering this intensified growth.
A soaring demand for wind turbine generators dictates very responsive
developments in the manufacturing sector. The trend of consolidating the wind
industry is also addressed. The manufacturing of wind turbines and components in
the US remains limited. A growing number of foreign turbine and component
manufacturers have begun to localize operations in the US. The globalization of the
wind sector and the need for capital to manage wind turbine supply constrains is
more obvious.
In order to implement federal tax incentives, a variety of innovative financing
structures are under development. For example, the US Department of Energy will
work with six leading wind turbine manufacturers over the next two years towards
achieving 20% of the wind power share in the US by 2030.
Changes in ownership will continue to emerge. Private independent power
producers (IPPs) continue to dominate the wind industry, owning above 80% of all
new capacity. Un-regulated companies have greater opportunities for international
growth and differentiation through technological and environmental leadership. The
interest in ownership by private electric utilities is increasing. Investor-owned utilities
continue to be the dominant purchasers and resellers (55% of total capacity) of wind
power.
The competitive position of wind power in power markets is evaluated by
applying a comparative analysis of wind power current and future prices. System
125
performance and capital costs are major drivers of wind power prices. The increasing
performance of wind power supply systems will mitigate the rising cost of capital
investments. More studies continue to find that integrating wind into power systems is
manageable but more appropriate and challenging solutions are needed. Solutions to
transmission barriers are emerging, but constraints are critical.
The paper concludes with several important observations regarding the
shaping of the future growth of wind power.24
WIND POWER IN THE UNITED STATES
Increasing energy prices, energy supply uncertainties, and environmental
concerns are driving the US to strategize its energy mix and develop diverse sources
of clean, renewable energy. The nation is working toward generating more from
domestic energy resources that can be cost-effective, and replaced without
contributing to climate change or major adverse environmental impacts.
The US wind industry, which experienced strong growth in the mid-1980s, hit
a plateau during the electricity restructuring period in the 1990s and then regained
momentum in 1999. Industry growth has since responded positively to policy
incentives. Today, the US wind industry is growing rapidly, driven by the national
energy policy, production tax incentives, Investment Tax Credits (ITC), Renewable
Portfolio Standards (RPS), and goals set up by the majority of individual states.
After a decade of following Germany and Spain, the US re-established itself
as the world leader in new wind energy in 2006. This resurgence is attributed to
increasingly supportive government polices, improving economics, growing interest in
wind energy and other renewable energy systems, and continued improvements in
technology and technical performance.
The US' wind power capacity has more than doubled in the past three years.
At the end of 2008, wind power in the US reached 25,370 megawatts (MW) of
installed capacity, pushing the US above Germany (23,900) MW and Spain at close
third place. In 2008, US capacity accounted for almost 30% of world capacity
(120,790 MW).
The US wind industry experienced unprecedented growth in 2007 and 2008.
The US' wind power capacity surged by 46% in 2007, with 5,329 MW added and $9
billion dollars invested. About 8,500 MW of new wind power capacity was brought on
line in 2008. New wind projects completed in 2008 account for about 42% of the
entire new power-producing capacity added in the US during the year. According to
the American Wind Energy Association (AWEA), the wind projects in 2008 generated
52 million megawatt-hours (MWh), representing 1.26% of the nation’s electricity, or
enough electricity to power 7 million households.
The state of Texas, with 7,116 MW of capacity, has the most wind power
capacity, followed by Iowa with 2,790 MW. Wind turbine installations in 2007 were
not only the largest in the US, but were approximately twice the previous US record
set in 2006. No country in any single year, has added the volume of wind capacity
that was added to the US electrical grid in 2007. The US remains as the leader of
wind development since 2006 and, because of its very large wind resources, is likely
to remain a major force in the highly competitive wind markets of the future.
24
In writing this paper many sources of information were used (databases, government reports, and
publications) which are listed under Sources of Information.
126
Growth in 2008 positions wind power as one of the leading sources of new
power generation in the country. As a result, this addition will avoid nearly 44 million
tons of carbon emissions – the equivalent of taking over 7 million cars off the road.
According to estimates by the American Wind Energy Association, the US
wind power industry will add more than 2800 MW of new generating capacity in the
first quarter of 2009, but an estimated total installed capacity for 2009 would be
below the 2008 level.
The yearly boom-and-bust cycle characterizing the US wind market from 1999
to 2009 is depicted in Table 1.
Table 1. Cumulative US Wind, 1999 - 2009
Cumulative U.S. Wind Capacity (MW)
Year
Installed Capacity
1999
2,500
2000
2,566
2001
4,261
2002
4,685
2003
6,374
2004
6,740
2005
9,149
2006
11,575
2007
16,904
2008
25,370
2009
31,570
Added capacity
930
66
1,695
424
1,689
366
2,409
2,426
5,329
8,466
6.200
Source: 20% Wind Energy by 2030. U.S. Department of Energy, Energy Efficiency and Renewable
Energy, May, 2008.
Independent Power Producers (unregulated business) dominate the market
accounting for over 80% of the total wind power capacity. Ownership interests by
electric utilities are increasing. Un-regulated companies have greater opportunities
for international growth and differentiation through technological and environmental
leadership. GE Energy was the largest wind turbine manufacturer, but a growing
number of other manufacturers are gaining market share. Clipper Windpower, based
in US, has joined GE as a major domestic player in the production of utility – scale
wind turbines. Two companies together accounted for 50% of the 2008 domestic
turbine market. Currently over 100 companies are producing components for wind
turbines like: towers, composite blades, bearings, gears, and electrical systems.
In its Annual Energy Outlook 2008, the US Energy Information Agency
estimates that US electricity demand will grow by about 40% by 2030, reaching 5.8
billion MWh. Wind power installations with capacities exceeding 3000 GW would be
needed to achieve 20% wind share by 2030.
COST OF WIND ENERGY
The cost of electricity generated by wind turbine generators consists of:
Capital costs (turbine, construction of an electric generation plant, and
connecting it to the grid,
•
Variable, running costs (such as fuel and operation and maintenance,
•
The cost of financing,
•
127
Approximately 75% of the total cost of electric energy generated by wind
turbines relates to upfront cost as the cost of turbine, foundation, installation,
electrical equipment, grid connection. Obviously, fluctuating fuel cost has no impact
on power generation costs. Thus, wind turbine is capital-intensive compared to
conventional fossil fuel fired technologies such as a natural gas power plant, where
as much as 40-70% of costs are related to fuel and O&M.
Many factors, such as wind speed, the price of wind turbines, the financial
perspective of those that commission the projects, e.g. rate of return on the capital
and timing are contributing to wind projects.
Under technical factors, the wind speed at the site is very critical. The power
available from the wind is a function of the cube of the wind speed. In practice,
turbines at a site where the wind speed averages 8 meters per second will produce
around 80% more electricity than those where the average wind speed is 6 meters
per second. The capability of a wind turbine to operate when wind is available
contributes directly to its performance. The way how turbines are designed, arranged
and configured into wind farms and grid systems are adding to the cost and technical
performance.
The economics of grid connected wind power also depend on many financial
factors which influence the cost of capital like rate of return, borrowing terms and
capital availability. Although the cost and price of wind energy varies tremendously
by country and installation sites, the trend is the same – wind energy is getting
cheaper. The cost is coming down for various reasons. The turbines generators are
expensive and prices are increasing, but produced electricity is getting cheaper as
technology improves and the components are made more economically. Technical
performance is improving, so more electricity is produced from cost-effective
turbines. The trend towards larger machines helps reduce infrastructure costs as
fewer turbines are needed for the same output.
The cost of financing is improving as lenders gain confidence in the
technology, providing more capital. The risk of investment in wind turbine generators
is declining as demand for equipment is growing and limited supply cannot meet
market demand or expectations. US manufacturers are struggling to keep pace with
rising demands.
Consequently, the economics of wind energy are improving and its
competitive position is stronger as the cost of energy produced by conventional
systems is rising.
Obviously, fluctuating fuel costs have no impact on wind power generation
costs. Wind technology is very capital intensive but operating costs are lower
compared to conventional fossil fuel fired technologies such as natural gas power
plants, where as much as 40% - 60% of costs are related to fuel and O&M.
Table 2 presents the cost structure of wind turbine generator.
128
Table 2. The Cost Structure of a Typical 2 MW Wind Turbine Installed in Europe in
2006
Parts
Investment (English pound/MW Share of total cost (%)
Turbine
928
75.6
Grid connection
109
8.9
Foundation
80
6.5
Land rent
48
3.9
Electric installation
18
1.5
Consultancy
15
1.2
Financial costs
15
1.2
Road construction
11
0.9
Control systems
4
0.3
Total
1,227
100.0
Source: The Economics of Wind Energy, the European Wind Energy Association, March 2009.
Installed Project Cost
Despite declining wind project costs over last the five to six years, wind project
installation costs are on the rise. Berkley National Laboratory has compiled a sizable
database of the installed cost of wind projects in the US, including data on 36
projects completed in 2007 totaling 4,080 MW, or 77% of the wind power capacity
installed in that year. In aggregate, the data includes 227 completed wind projects in
the continental US. Because data sources are diverse and are not of equal credibility,
emphasis should be placed on overall trends, rather than on individual project-level
estimates. Barkley National Laboratory concludes that wind projects installed costs
declined dramatically from 1999 to 2006. More recently, however, costs have
increased. Among the sample of projects build in 2007, reported installed cost
ranged from $1,240/KW to 2,500/KW, with the average cost being 1,710/KW. The
average cost in 2007 was up about $140/KW (9%) from the average cost of installed
projects in 2006 and 27% higher than the average cost of projects installed from
2001 through 2003.
It is important to recognize that wind projects are not alone in experiencing
upward pressure on project costs. The construction cost of natural gas and coal
power plants have experienced similar increases in the installed cost.
Wind project cost increases are very much a function of wind turbine prices.
Wind Turbine Generators
The average size of turbine generators and wind farms is growing. In 2006
alone, the average turbine size increased by more than 11% over the 2005 level to
an average size of 1.6 MW. Increasing new project costs are a function of increasing
turbine prices, but improving performance helps to control pressure on wind power
prices.
General Electric remains the dominant turbine manufacturer, but a growing
number of other manufacturers are capturing market share. General Electric
continues to dominate the US market, with approximately 44% of domestic turbine
installations in 2007 (down from 60% share in 2005 and 47% in 2006). GE Wind
serves both the US and global markets. Other manufacturer’s shares are lower but
are increasing.
129
Table 3. Producers of Wind Turbine Generators and System Components
Manufacturer
2005
2007
MW
%
MW
GE Wind
1,433
60
2,342
Vestas, CO
700
29
948
Siemens, WI
-0
863
Gamesa, PA
50
2
574
Mitsubishi
190
8
356
Suzlon
25
1
197
Clipper
2.5
-47.5
Others
1.5
-1.5
Total
2,402
100
5,329
%
44
18
16
11
7
4
1
-100
Source: AWEA Project database. Annual Report on U.S. Wind Power Installation, Cost, and
Performance Trends, 2007.
As Table 3 indicates, most companies have experienced significant growth
over the last three years.
The manufacturing of wind turbines and components in the US is not keeping
up with domestic demand. As domestic demand for wind turbines continues to grow,
a number of foreign manufacturers have begun to locate operations in the US.
The manufacturers of wind turbines have to adjust constantly to the market
needs and government energy policy. The market expectations are growing rapidly,
including the size of blades, technical performance, and the size of installations. The
average size of wind turbines increased roughly to 1.6 MW, about 130% since 1999.
GE 1.5 MW turbine remains the nation’s most popular turbine with over 1500
installed by 2008.
The larger turbine orders become standard practice driven by consolidation
among wind project developers. The benefits coming from the economy of scale of
wind projects is a very strong driver of wind energy growth and helps with penetrating
into the electric market. Projects installed in 2007 and 2008 averaged about 120 MW,
roughly double that seen in the 2004 and 2005 period and nearly quadruple that seen
in 1999.
The trend towards larger project size led to several larger-scale projects in
2007 and new projects announced in 2008. In Texas, Shell Wind Energy and
Luminant are jointly building the project of up to 4,000 MW. Another 1,500 MW wind
project will be developed by Allco and Oak Creek Energy Systems. Many more new
developments are under way. Turbine prices were roughly $700/kw in the 2000-2002
periods. According to Berkley National Laboratory database, turbine prices in 20062007 range from $1,125/KW to 1,240KW. Installed project costs continued to rise in
2007, after a long period of decline. Project cost increases are a function of turbine
prices. It is difficult to provide an adequate explanation as to why prices are rising.
Recent increases in turbine prices have likely been caused by several factors: the
declining value of the US dollar relative to the Euro, increased materials and energy
input prices (especially prices of crude oil), a general move by manufacturers to
improve their profitability, shortage in certain turbine components, an up-scale of
turbine size and hub height, and improved design including grid interactions. The
shortage of turbines has also led to a secondary market in turbines and has caused a
stronger entrance of new producers. These phenomena may have weaker effects in
the future as more producers will deliver more turbines (supply – demand law).
130
Wind Integration into Electric Grid System
Increasing amount of wind energy integrated into the electric power system
will require a special consideration and overall cost will grow. The main factors
determining wind energy integration costs are: balancing needs and grid
infrastructure. It is important to acknowledge that these costs also apply to other
generating technologies, but not necessarily at the same level. The additional
balancing costs in a wind power system arises from the inherently variable nature of
wind power, requiring changes in the configuration, scheduling and operation of other
generators to deal with unpredicted deviations between supply and demand. The
technical characteristics of the wind projects, energy trade flow, and increasing wind
penetration level require that the electric networks be adapted to improve voltage
management.
During the past several years, there has been a considerable study of the
potential impact of wind energy on power systems. Such concerns always existed in
the past, but the sophistication of impact studies has increased in recent years.
Major question is, how much of wind power can be accommodated by the electric
grid and at what cost. The focus is on how higher levels of wind penetration can be
integrated with the existing electric grid and how to mitigate integration concerns.
Selective studies done by individual electric utilities completed from 2003
through 2007 conclude that wind integration costs are approximately $9/MWh. This
cost could be lower for higher scale wind penetration levels. The integration cost can
be reduced to $5/MWh for wind capacity penetration of as much as 30% of the peak
load of the system in which the wind power is delivered. Larger electric power
markets in which wind power is integrated reduces the integration cost
Moreover, such studies also concluded that larger power balancing areas
controlled by Regional Transmission Organizations, Independent System Operators
and local utilities, make it possible to integrate wind more successfully and at a lower
cost than in small electric power balancing areas. The future expectations are very
promising. Additional studies focusing on wind integration will bring more accurate
results. The National Renewable Energy Laboratory (NREL) in collaboration with
General Electric and the Western Wind, West Connect and local utilities is in the
process of examining higher levels of wind penetration in larger electrical power
balancing areas. The Western Wind Integration Study will analyze wind penetration
levels of up to 30% on energy systems in US western states (Wyoming, Colorado,
New Mexico, Arizona, and Nevada). The Eastern Wind Integration Study will be
conducted in collaboration with the Joint Coordinated System Plan (many
participants). This effort is strong and growing because the US' goal is to increase
wind energy’s contribution to US electricity supply to 20% by 2030. However, many
issues have to be addressed. Reaching 20% of wind energy will require enhanced
transmission infrastructure to access the nations best resources, improved reliability
and operability of existing systems and wind systems, and increase US wind
manufacturing capacity. There is a great expectation that integrating 20% wind
energy into the grid can be done reliably for about 0.5 cents per KWh.
Transmission Lines & Infrastructure
Lack of transmission availability remains a primary barrier for wind
development. New transmission systems are particularly important for wind power
because wind projects are constrained to areas with adequate wind speeds, which
131
are often located at a distance from load centers. At present, it is not a significant
problem because wind resources are close to the existing lines. In the future, higher
penetration of wind systems will require accessibility to more remote, new wind
resource sites.
The allocation of new transmission lines and costs for new transmission
investments is very critical for wind development. Issues such as the transmission
rate when power needs to be wheeled across multiply utility systems, charges
imposed for inaccurate scheduling of wind operations, and interconnection queuing
procedures are becoming more complicated.
The US government's integration and regulations are very high. A number of
federal, state, and regional changes occurred in 2007 and 2008 and more are on the
way. At the Federal level, the US Department of Energy issued its National Electric
Transmission Congestion Report, which designates two constrained corridors. These
two major electric transmission corridors are: The Southwest Area National Interest
Electric Transmission Corridor and the Mid-Atlantic Area National Interest Electric
Transmission Corridor.
Under the Energy Policy Act of 2005, the Federal Energy Regulatory
Commission (FERC) can approve proposed new transmission facility in these
corridors if states fail to do so within one year. Also at the federal level, in February
2007, FERC issued Order 890, which includes several provisions of importance to
wind energy. More recently, FERC has begun to investigate ways to ease many
barriers imposed on the transmission system in previous procedures. State and grid
operators are also increasingly taking more proactive steps to encourage
transmission investment to accommodate growing renewable energy demands.
These initiatives are the strongest in the following states: Texas, Colorado, California,
and New Mexico.
O&M COST
Operating and maintenance costs are affected mostly by the age and size of
the wind projects and many other factors. Fuel is free with wind energy, and other
renewable technologies. Therefore once the project has been paid for, the only costs
are operation and maintenance and fixed costs, related to rental land.
Berkley National Laboratory has compiled O&M cost data for 95 installed wind
plants in the US. The data, representing over 4000 MW capacity, with commercial
operation dates of 1982 through 2007, exhibits a considerable spread. It
demonstrates that O&M are far from uniform across projects and not very reliable.
The study suggests that projects more recently have incurred much lower O&M
costs. Lower costs may be due to a combination of at least two factors: O&M costs
generally increase as turbines age, failures are more common and manufacturer’s
warranties expire. Secondly, projects installed more recently, with larger turbines and
more sophisticated designs, have experienced lower O&M costs per KWh.
PERFORMANCE
Though recent turbine prices and installed cost increases had driven wind
power prices higher, improvements in the performance of wind projects have
mitigated these impacts to some degree. In particular, capacity factors have
increased for projects installed in recent years, driven by a combination of higher hub
heights, improved selections for sites, and mostly by technological advances. It is
132
difficult to measure technical performance for wind turbine generators; however, the
comparison of capacity factors for products installed in different years support the
statement that technical performance of wind projects is improving. Further analysis
would be needed to determine the relative importance of the variables influencing
performance improvements. In many studies, the extrapolation of results is applied.
The database managed by Barkley National Laboratory shows that capacityweighted average capacity factor for selected wind projects operated in 2007
increased from 22% for wind projects installed in 1999 to approximately 30-32% for
projects installed from 1999-2003, and to roughly 33%-35% for projects installed in
2004-2006. Although the overall trend is towards higher capacity factors, the
individual project-level spread is huge, with capacity ranging from 18% to 48%
among projects build in 2006. Currently, in the best wind resource areas, capacity
factors in excess of 40% are increasingly common.
As the global industry continued to grow into 1990s, technological advances
led to significant increases in turbine power and productivity. Turbines installed in
1998 had an average capacity 7 to 10 times greater than that of the 1980s turbines,
and the price of wind energy dropped by nearly 80 %.
The largest wind farms are in Texas, the Great Plains, and California. The
largest operational farm is the 736 MW Horse Hollow Wind Energy Center in Texas.
A proposed 4,000 MW facility called, The Pampa Wind Project is to be located near
Pampa, Texas, with the first 1,000 MW to come on line by 2011.
THE PRICE VS. COST OF WIND ENERGY
The price of wind energy is different from the cost of wind energy. The price
depends very much on the institutional setting in which wind energy is delivered.
There is not a single price for wind-generated electricity. Rather, the price will be
based on the costs the producer has to meet in order to make his delivery, and the
risks he has to carry in order to fulfill his contract like balancing needs and grid
infrastructure.
The costs per KWh of wind generated power, calculated as a function of the
wind regime at the chosen sites ranges from 6-9 c/KWh at sites with low average
wind speeds, to approximately 5-6 c/KWh at windy sites, with an average of
approximately 7c/KWh at wind site with average wind speed.
In its 2008 edition of World Energy Outlook, the IEA revised prices on both
fuel prices and power plant construction cost. Revised assumptions on future
generating cost for new coal, gas and wind energy in the European Union in 2015
and 2030 concluded that wind power will be cheaper than coal and gas.
Table 4 presents the weighted average price in 2007 dollars and
demonstrates a significant price range from $36/MWh to $74/MWh. Berkley National
Laboratory prepared the calculation based on sampled products build from 1999 to
2007.
The underlying variability in the price sample is caused in part by regional or
site specific factors like: wind resources, development and installation costs, existing
infrastructure, transportation, transmission costs, resources adequacy, and
regulatory factors. Site specific examples support the high variability of cost for wind
energy: in 2007, one project in Texas cost only $34/MWh, two projects in California
cost $57/MWh and three projects in the New England region cost approximately $6570/MWh. Those examples also demonstrate that overall trend for wind power prices
133
is declining and wind energy is becoming competitive with prices of electricity
generated by conventional power plants.
Although the wind industry appears to be on solid footing, the government’s
energy policy can make a big difference in future growth. The policy efforts continue
to affect the amount and location of wind development.
Table 4
Year
Weighted Average Price of Wind Energy, (1999-2007)
# of products Cumulative capacity
Weighted Avg.
Of sample (MW)
Price (2007$/MWh)
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
7
10
20
36
53
66
87
107
128
450
562
701
1,582
2,466
3,267
4,396
5,801
8,303
74
65
51
48
42
38
36
38
40
Source: Barkley National Laboratory Database.
POLICY EFFORTS
The US government's involvement through regulatory polices, availability of
funds and tax incentives is growing. The US department of Energy will work with six
leading wind turbine manufacturers over the next few years towards achieving 20%
wind power share in the US by 2030.
A variety of policy drivers have been important to the last three years of
expansion of the wind power markets in the US. Most obviously, the continued
availability of the federal production tax credit (PTC) has sustained industry growth.
First established by the Energy Policy Act of 1992, the PTC provides a 10-year credit
at a level equaled to 2 cents/KWh in 2007 dollars. The expiration of this credit may
have negative impact, starting in 2009.
A number of other federal polices also support the wind industry. For example,
wind power property can be depreciated for tax purposes over an accelerated, 5-year
period for projects completed in 2008. The Clean Renewable Energy Bond (CREB)
program offers interest-free debt for eligible renewable energy projects. The US
government continues to provide free grants to certain renewable energy
applications.
State policies also continue to play substantial role in directing the location
and amount of wind developments. From 1999 through recent years, more than 55%
of wind power capacity build in the US was located in states with strong renewable
portfolio certificates and standards. State renewable energy funds, state tax
incentives, utility resource planning requirements, and green power markets all
contribute to wind energy growth.
BENEFITS
Generating electricity from the wind makes economical as well as
environmental sense. The wind is free, clean and renewable fuel will not run out and
134
is sustainable. The wind energy industry – designing and producing turbines, erecting
and running them – is growing rapidly and expanding globally. Wind turbines are
becoming more powerful, with the larger blade length and higher technical
performance. Commercialization, expanding scale of production, broader
applications and technical improvements are bringing performance up and the cost of
electricity down.
The most important but difficult to measure, economic benefits of wind power
is that it reduces the exposure of our economy to fuel price volatility. In a situation
where the industrialized world is becoming even more dependent on importing fuel
from politically unstable areas at unpredictable and higher prices, wind energy may
be a great contributor to the stabilization of the energy market.
Secondly, the conventional power producing technologies contribute to the
cost to society. Traditional power companies dump their waste in the form of fly
ashes, CO2, nitrous oxides, sulphur oxides and methane for free. This creates costs
to society in the form of lung disease as well as damages from acid rain and global
warming. Such societal costs are difficult to quantify and are not taken into
consideration in comparative cost analyses.
A totally free market – where all methods of generating electricity compete on
the same level – does not exist anywhere. It is difficult to compare the cost of making
electricity from different energy sources because many of the benefits of renewable
energy – such as pollution or never ending fuel supply – do not have a universally
accepted price or values. In every country the price of electricity depends not only on
the cost of generating it, but also on many different factors that affect the market,
such as energy subsidies and taxes. Globally, different countries or even different
states in the US have various energy polices. Nevertheless, even if those crucial
benefits are ignored, the production cost of wind energy is competitive with new coal
fired plants, and cheaper than new nuclear power.
Wind projects developments have a positive and direct impact on the whole
economy. A very simple chain of values connects wind resources with wind turbine
production, manufacturing of materials, infrastructure developments, expansion of
transmission and integration, commercialization of wind energy markets, and
environmental effects. This industry will revitalize many economic sectors. The rural
communities and remote areas will benefit from development of wind farms. The
environmental benefits are very broad and are expanding. The wind energy industry
employed approximately 85,000 people in 2008 and created many opportunities for
other manufacturing plants.
CONSOLIDATION OF WIND ENERGY INDUSTRY
The strong trend that began in 2005 of the consolidation on the development
end of the wind business continues. This trend has been motivated by the increased
globalization of the wind sector and the need for capital (it is a very capital intensive
industry) to manage wind turbine supply constraints. The list of acquisitions and new
investment activities among US wind developers is already long and is continuing to
grow. A number of large companies have entered the US wind development
business, some through acquisitions, some through their own investments, or
through joint development agreements. Particularly noticeable has been the entrance
of large European energy companies into the US market. Two of the largest
developer acquisitions in 2007, for example, were the purchase of Horizon Wind by
135
Energias de Portugal and the acquisition of Airtricity North America by Germany
E.ON AG.
The consolidation trend impacts also Independent Power Producers and
Investor – owned utilities. Independent Power Producers project ownership is strong,
but private utilities interest in ownership continues to grow. IPP so far has dominated
the wind industry, owning 84% of all new capacity in 2008. Investor-owned utilities
continue to be the dominant purchaser of wind power, with 48% of the new 2007
capacity and 55% of the cumulative capacity. The role of power marketers and
resellers has increased dramatically since 2000, when such entities first entered the
wind sector. In 2008, power marketers purchased over 20% of the output of new
wind power capacity.
Another interesting development, starting in 2007, was the initiation of crossborder sales of wind electricity into the US, despite the fact that those facilities are
not eligible for US tax incentives. A portion of the West Cape (New Brunswick) began
exporting power and renewable energy certificates to New England. Hydro-Quebec
received permission to sell into New England from two Canadian facilities. San Diego
Gas and Electric announced a 20-yr contract with 250 MW La Rumorosa wind project
in Mexico.
CONCLUSIONS
The economics of wind energy are already strong despite the relative youth of
the industry. The downward trend in costs is predicted to continue as many
contributing factors are improving and have a positive impact on the total wind
energy cost. The development of electricity production efficiency measured as the
annual energy production per square meter of swept rotor area (kwh/m2) at a specific
reference site, has improved by about 30% over the last 30 years. Taking into
account such factors like improved equipment efficiency, improved turbine sitting and
installation and higher hub towers, overall production efficiency has increased by 3%
annually over the last 20 years.
The developing wind energy industry will have a very positive impact on other
manufacturing industries and generate many job opportunities in different economic
sectors.
A 20 % wind energy scenario in the US by 2030 is a challenging goal, and will
require tremendous development in many areas. It will require improved turbine
technology, significant changes in transmission systems to deliver it through the
electric grid, and large expanded markets to purchase and use it. In turn, these
essential changes in the wind power generation and delivery process will involve
supporting changes and capabilities in manufacturing, policy development and
environmental regulation.
Intensifying and broadening environmental legislation, industrial globalization
and emerging economies are adding to the growth of renewable energy. Global
investment in renewable energy is growing rapidly. Renewable energy has yet to
make material inroads into global electricity supply. However, global investment is
growing quickly and the sharing of power generation coming from renewable energy
will continue to advance. Currently cost of many new renewable technologies
continues to not be competitive with conventional sources of power generation. The
cost of wind energy is the most competitive with conventional systems and
commercially ready.
136
The US' abundant wind resources (on land and offshore) provide a great basis
for strong future growth. The Department of Energy examines the feasibility
increasing the US wind capacity to more than 300,000 MW to produce 20% of the
nation’s electric demand by 2030. The Department of Energy report concludes that
although 20% wind energy by 2030 is technically achievable, it will require more
research and development efforts to increase systems reliability and operability,
improve manufacturing processes, address transmission capabilities and grid
integration issues, mitigate setting and environmental issues, and expand the wind
energy applications and markets.
Reaching 20% wind energy share in total electric supply will require enhancing
transmission infrastructure, streamlining the location of sites and permitting regimes,
improving reliability and operability of wind systems, and increasing US wind
manufacturing capacity.
Achieving 20% wind energy will require the number of turbine installations to
increase from approximately 2000/year in 2007 to almost 7,000 starting in 2017, and
probably more after 2017.
Integrating 20% of wind energy into the grid can be done reliably and cost of
electricity will be approximately 5 cents per KWh.
Achieving 20% wind energy is not limited by natural resources and by the
availability of raw materials.
Addressing transmission challenges such as the location sites and cost
allocation of new transmission lines to access the best nation’s resources will be very
critical. The requirements for better integration of power generation systems and
higher acceptance of technology in integrated and dispersed application will grow.
REFERENCES
[1] Data on wind power growth came from American Wind Energy Association
(AWEA, Annual Report on U.S. Wind power Installation, Cost, and Performance
Trends: 2007
[2] The listing of wind projects, production by specific sites, and serving specific
region or electric utilities comes from AWEA’s 2008 Annual Ranking Report
American Wind Energy Association (AWEA), 2009, Annual Wind Energy Report,
Year ending 2008
[3] AWEA Wind Project Database
[4] Lawrence Barkley National Laboratory, 1998-2007 Database
[5] The Department of Trade and Industry in UK, England, white paper, 2009.
[6] BWEA – The Economics of Wind Energy, UK Wind Energy Database, 2008
[7] National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado
[8] U.S. Department of Energy, Office of Energy Efficiency and Renewable Energy
Energy Information Administration
[9] Federal Energy Regulatory Commission Investor-Owned Utility
137
Rozdział 5
TORYFIKACJA – PROCES BLISKIEJ
PRZYSZŁOŚCI
Jan Wiesław DUBAS
WSTĘP
Szacuje się, że około 60% energii elektrycznej pochodzącej z Odnawialnych
Źródeł Energii (OZE) będzie pochodziło z biomasy. Wszelkie rodzaje biomasy należy
dostarczyć do elektrowni lub elektrociepłowni. Tworzy to wiele problemów zarówno
ze strony producentów biomasy jak i jej odbiorców. Ważnym jest także pozorna
sprzeczność, którą można sprowadzić do hasła: „Ekosystem rolniczy wymaga
bioróżnorodności a energetyczne systemy spalania jednorodności paliwa”.
Różnorodną biomasę można poddać procesom przetwórczym tak, aby otrzymać
paliwo prawie jednorodne. Jednym z nich jest proces toryfikacji. W efekcie
otrzymujemy pelet BO2, który posiada znacznie lepsze parametry niż pelet
dotychczas produkowany.
Zarówno biomasa odpadowa, jak i pozyskiwana z upraw roślin
wysokoenergetycznych w formie nieprzetworzonej może być paliwem tylko
regionalnym, dostarczanym do kotłów z nieodległych miejsc. Decydują o tym cechy
biomasy, z których najważniejszymi są:
ƒ
mała wartość opałowa w jednostce masy
ƒ
duża wilgotność
ƒ
różnorodność biomasy
ƒ
duża zmienność wartości opałowej w poszczególnych przedziałach
czasowych
ƒ
trudność z magazynowaniem
ƒ
duża wrażliwość na czynniki biotyczne i abiotyczne
Ponadto tak, jak wspomniano we wstępie, duża różnorodność biomasy
uniemożliwia prowadzenie ciągłego, sprawnego procesu technologicznego produkcji
energii elektrycznej i ciepła.
Te wszystkie problemy można ograniczyć przerabiając wszelką biomasę do
postaci peletu BO2, który w odróżnieniu od peletów dotychczas produkowanych, jest
produktem znacznie lepszym. Pelet BO2 otrzymuje się w procesie toryfikacji.
Toryfikacja (ang. torrefaction) jest to proces polegający na termicznej obróbce
biomasy w temperaturze od 250 do 290ºC, pod ciśnieniem bliskim ciśnieniu
atmosferycznemu, bez dostępu tlenu. W efekcie otrzymuje się proszek w kolorze
138
ciemnobrązowym, który ze względu na kilka właściwości opisanych poniżej można
łatwo peletyzować lub brykietować.
Według obecnego stanu wiedzy, pierwszy reaktor do produkcji BO2 powstał
w Holandii w Energy research Centre of the Netherlands. Twórcami są panowie:
Fred Verhoeff i J.H.A. Kiel. Zaprojektowali oni reaktor o wydajności rocznej około
70 000 ton speletyzowanych BO2, który obecnie jest instalowany na północy
Holandii. Firma Energy research Centre of the Netherlands podpisała umowę
z: Econcern, Kanaalweg 16-G, P.O. Box 8408, 3503 RK Utrecht the Netherlands,
która odpowiada za całość procesu wdrożeniowego toryfikacji. Wdrożenia wraz ze
sprzedażą pierwszych reaktorów mogą nastąpić po 2010 roku, wówczas, gdy cały
proces technologiczny zostanie sprawdzony w praktyce.
Twórcy reaktora pracownicy Energy research Center of the Netherlands
określili ten produkt jako BO2. Inni autorzy (2) określili ten produkt jako „Top pelet”.
Jedna i druga nazwa dotyczy produktu wytworzonego w tym samym procesie.
Do wytworzenia BO2 może być użyty każdy rodzaj biomasy, który składa się
z ligniny, celulozy i hemicelulozy. W wyniku poddania biomasy krótkoterminowemu
działaniu temperatury w podanym powyżej zakresie następuje rozkład hemicelulozy,
natomiast lignina i celuloza powstają niezmienione. Jednak tworzące je łańcuchy
polimeryzacyjne ulegają znacznemu skróceniu. W efekcie otrzymujemy masę, którą
oznacza się dużą kruchością. Biologiczna forma biomasy ulega mineralizacji.
Jest to bardzo istotna właściwość z tego względu, że z jednej strony kruchy materiał
łatwo jest speletować lub zbrykietować, a z drugiej jest hydrofobowy. Może być przez
to przechowywany bez opakowań w warunkach takich samych lub zbliżonych do
przechowywania węgla kamiennego. Ta właściwość jest bardzo istotnym elementem
całego procesu toryfikacji, ponieważ znacząco wpływa na ekonomikę dalszego
wykorzystania biomasy. Produkt zmineralizowany nie poddaje się wpływom
patogenów, przez co nie ma obawy o rozwój grzybów lub bakterii. Kolor brązowy jest
wynikiem karmelizowania cukrów zawartych w podstawowych składnikach biomasy.
Proces toryfikacji według Energy research Center of the Netherlands
paliwo
0.3
0.1
biomasa
1
1
TORYFIKACJA
Współczynnik zagęszczenia energii (E/kg)
toryfikowana biomasa
0.7
masa
0.9
energia
1
0.9
0.7
=
1.3
Rys. 1. Proces taryfikacji
Według Instytutu Badawczo-Wdrożeniowego Maszyn w Olsztynie
k. Częstochowy co podaję za ich autorami (5), całą technologię można sprowadzić
do schematu przedstawionego na rysunku 2.
139
Rys. 2. Schemat procesu toryfikacji
140
141
toryfikacja
rozdrabnianie
Rys. 3. Technologia wytworzenia BO2
właściwości wsadu
- spoisty i włóknisty
- wartość energetyczna
10-17 MJ/kg (atro)
- wrażliwość na rozkład
biologiczny (grzyby,
bakterie)
- skażony fito
patogenami
- różnorodny
różnorodna biomasa
- zrębki drzewne
- rozdrobnione odpady
organiczne
- pozostałości z
przemysłu rolnospożywczego
proszek paliwowy
właściwości BO2
- kruchy, sypki, mniej
włóknisty
- wartość energetyczna
19-22 MJ/kg (atro)
- hydrofobowy
- trwały
- zredukowany poziom
zanieczyszczeń
biologicznych
- jednolity
141
pelet BO2
właściwości peletu
- gęstość nasypowa 750-850 kg/m3
- gęstość nasypowa energii 15-20 GJ/ m3
peletowanie
- paliwo
wystandaryzowane
- ułatwione podawanie
paliwa
- łatwiejsze zgazowanie
- ułatwianie i mniej
kosztowne mielenie
- łatwiejsza ładowność
- możliwość transportu
na większe odległości
Szczególne
właściwości paliwa
Cały proces technologiczny sprowadza się do trzech etapów.
Etap pierwszy; suszenie.
Do reaktora powinna trafiać biomasa o wilgotności poniżej 20%. Ponieważ
większość biomasy wymaga suszenia, powinna być zatem zainstalowana suszarnia.
Suszenie biomasy to proces znany i nie wymagający dalszego wyjaśniania. Istotną
charakterystyką biomasy jest jej wielkość. Biomasa przeznaczona do toryfikacji
powinna być nie grubsza niż 15 mm. Długość powinna zawierać się w przedziale od
5 do 40 mm. W przypadku wierzby są to typowe zrębki, a w przypadku słomy sieczka. W procesie suszenia można wykorzystać nadmiar ciepła wytworzonego
z toryfikacji. Jest to ważny argument ze względów ekonomicznych.
Etap drugi; toryfikacja.
Wysuszona biomasa trafia do reaktora. Urządzenie to jest objęte ochroną
patentową stąd nie uzyskano szczegółów technicznych, a jedynie ogólny opis, który
podaję za (4)
Celem zastosowanej technologii jest osiągnięcie przy niskich kosztach
wysokiej efektywności energetycznej. Jej centralnym elementem jest bezpośrednio
ogrzewany reaktor toryfikacji z ruchomym złożem, w którym biomasa ogrzewa się
zawracanym do procesu gazem toryfikacyjnym (tzw. Tor gazem). Obieg ten składa
się z fazy ponownego wzrostu ciśnienia tor gazu (celem jest wyrównanie spadku
ciśnienia na powrocie) oraz z fazy ogrzewania zawracanego gazu (dostarczeniem
pożądanej ilości ciepła do komory toryfikacyjnej).
W przypadku biomasy o zawartości wilgoci większej niż 15-20% konieczne
jest zainstalowanie zewnętrznej suszarki. Obniża to zapotrzebowanie na ciepło
w procesie toryfikacji, zmniejsza prędkość przepływu na powrocie oraz pozwala na
spalanie tor gazu, który w przeciwnym wypadku byłby zbyt wilgotny. Ciepło
uzyskiwane w wyniku spalania tor gazu wykorzystywane jest zarówno w toryfikacji,
jak i suszeniu biomasy. To dodatkowe paliwo pozwala zamknąć bilans ciepła całego
procesu, umożliwia kontrolowanie procesu spalania oraz jego stabilność.
Do instalacji toryfikacji wybrano reaktor z ruchomym złożem ze względu na
jego niską cenę, wysoką wydajność cieplną oraz szybkość zasilania. W rezultacie
otrzymano niewielkie rozmiary reaktora, w którym dodatkowo zastosowano kilka
innowacyjnych rozwiązań, umożliwiających wykorzystanie różnego rodzaju materiału
wsadowego, dobrą kontrolę temperatury oraz zintegrowanie procesu. Ponadto
konstrukcja reaktora pozwala na zastosowanie rozpoznanej technologii do innych
działań, co minimalizuje koszty inwestycyjne i ryzyko technologiczne.
Tak jak podano wcześniej w procesie toryfikacji następnie rozkład
hemicelulozy i skracanie łańcuchów polimeryzacyjnych ligniny i celulozy. Im zatem
więcej znajdującej się hemicelulozy w biomasie tym mniejsza ilość wytworzonego
BO2. Obrazuje to rysunek.
Etap trzeci; peletowanie lub brykietowanie.
Wykonanie peletów lub brykietów nie nastręcza problemów. Wynika to ze
specyficznych właściwości BO2. Badania laboratoryjne zostały wykonane w
Laboratorium Wydziału Kontroli Chemicznej firmy ELBIS Sp. z o.o..
142
Rys.4. Zależność uzysku produktu toryfikacji od rodzaju materiału wsadowego
i temperatury
143
Rys.5. Instalacja pilotażowa
suszenie
toryfikacja
czas
144
czas reakcji
szczyt temperatury
Przykład instalacji pilotażowej do taryfikacji przedstawia rysunek 5.
Tabela. 1. Sprawozdanie z badań nr UK. 44-2/33.2/5.3/09
Właściwości BO2 wyróżniają je w stosunku do peletów wykonanych z drewna
i w stosunku do nieprzetwarzanych zrębków drzewnych.
145
Tabela 2. Porównanie właściwości niektórych produktów biomasy
Zrębki
Pelety
Wyszczególnienie Jednostki
drewniane
drewniane
Wilgotność
%
35
10 (7-10)
Gęstość
3
kg/m
475
500-650
nasypowa
kJ/kg
17,7
17,7
Ciepło spalania
atro
Wartość opałowa
kJ/kg
10,5
15,6
Gęstość
3
GJ/m
5,0
10,1
nasypowa energii
Właściwości
higroskopowe higroskopowe
higroskopowe
Degradacja
możliwa
możliwa
biologiczna
Zmienność
wysoka
średnia
sezonowa paliwa
Pelety B02
6,3-7,9
750-850
21,5-23,1
18,8-19,8
~15-20
hydrofobowe
niemożliwa
niska
Koszty produkcji BO2 nie są wysokie i ich wielkość zależy od wielu czynników
między innymi:
ƒ
wilgotność wsadu
ƒ
rozdrobnienie
ƒ
rodzaj biomasy
Według informacji podanych przez Panów J.H.A. Kiel i Fred Verhoeff najbardziej
ogólnie można przyjąć następujący poziom kosztów.
ƒ
zakup surowca
~ 50 Euro /tonę
ƒ
suszenie
~ 20 Euro /tonę
ƒ
toryfikacja (wraz z peletowaniem)
~ 30 Euro /tonę
ƒ
pozostałe koszty – w tym koszty stałe
~ 12%
Łączny przypuszczalny koszt wytworzenia 1 tony BO2 to około 112 Euro.
Biorąc pod uwagę to, że BO2 charakteryzuje się znacznie lepszymi
parametrami (wyższa wartość opałowa, mniejsze koszty transportu i właściwości
hydrofobowe) koszty produkcji w stosunku do możliwej do uzyskania ceny sprzedaży
wydają się być bardzo atrakcyjne.
Zalety produktu BO2 wytworzonego w procesie toryfikacji można określić
następującymi cechami:
ƒ
możliwość wytworzenia jednorodnego peletu z różnych rodzajów biomasy,
które zawierają celulozę, hemicelulozę i ligninę,
ƒ
wysoka wartość opałowa,
ƒ
właściwości hydrofobowe,
ƒ
duży ciężar nasypowy, możliwość transportu na duże odległości,
ƒ
wysoka podatność przemiałowa,
ƒ
brak wrażliwości na działanie czynników biologicznych,
ƒ
możliwość współspalania z węglem kamiennym lub brunatnym.
146
proces toryfikacji
Rys. 6. Koszty wytwarzania BO2
TCI
(MEuro)
Przykładowe koszty procesu toryfikacji.
147
konwencjonalne peletowanie
kapitał obrotowy
bezpośrednie koszty
magazynowanie
peletyzacja
redukcja rozmiaru i
toryfikacja
suszenie
surowiec:
zrębki drzewne 180 kt/ rok
w= 50%
Przeprowadzone badania wstępne w Instytucie Badawczo- Wdrożeniowym Maszyn
w Olsztynie koło Częstochowy dają podstawę do stwierdzenia, że proces toryfikacji
ze względu na swoją uniwersalność jest w stanie rozwiązać wiele problemów
związanych z obecną sytuacją biomasy na rynku. Może być kluczowy
w wykorzystaniu biomasy dla celów dużej energetyki. Rozwiązuje problem pozornej
sprzeczności „bioróżnorodności siedlisk rolniczych i jednorodności wsadu
kotłowego”. Według wyliczeń autorów (5), jeden zestaw reaktorów do produkcji
końcowej 7-7,5 tyś. ton BO2 rocznie wygeneruje ok. 15-20 nowych miejsc pracy.
Umożliwi zagospodarowanie wszelkiej biomasy, przez co zwiększy jej udział
w odnawialnych źródłach energii.
Pelety BO2 zasługują na uwagę ze względu na swoje właściwości. Toryfikacja
wydaje się być technologią bardziej opłacalną niż gazyfikacja biomasy w procesie
fermentacji beztlenowej. Uwaga ta dotyczy przede wszystkim sytuacji, w której nie
mamy biomasy odpadowej, którą możemy zakupić po bardzo niskiej cenie.
Uniwersalność procesu toryfikacji umożliwia produkcję peletu BO2 w każdej gminie.
LITERATURA
[1] Kiel J.H.A., F. Verhoeff, H. Gerhauser, B. Meuleman: BO2 – technology for
biomass upgrading into solid fuel- pilot-scale testing and market implementation.
Presented at 16th European Biomass Conference & Exhibition, 2-6 June 2008,
Valencia, Spain
[2] Wach E., Grecka K.: Toryfikacja. Pelety nowej generacji. Pelletexpo Bydgoszcz
24 czerwiec 2008
[3] Nowa Generacja Pelet w Holandii - toryfikacja. 2-gi Biuletyn Informacyjny Projektu
[email protected] styczeń 2008. Europejskie Centrum Pelet
[4] Lechwacka M.: Toryfikacja biomasy – holenderskie doświadczenia, Czysta
Energia, 11 listopad 2008, 58-60.
[5] Dubas J.W. , Borecki R. – Pelety drugiej generacji – BO2. Czysta energia nr
6/2009.
148
Rozdział 6
CZYNNIKI ROZWOJU PRODUKCI ENERGII
ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH
Eugeniusz MICHALSKI
PARADYGMAT POTRZEB NA ENERGIĘ ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH
Energia ze źródeł odnawialnych uzyskiwana jest podczas naturalnych,
powtarzających się procesów przyrodniczych. W szczególności polega to na
wykorzystaniu energii wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalnej, fal, prądów
i pływów morskich, spadku rzek oraz energii pozyskiwanej z biomasy, biogazu z
wysypisk oraz z procesów odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu
szczątek roślin i zwierząt. Odnawialne źródła energii (OZE) stanowią, więc korzystną
alternatywę dla tradycyjnych sposobów produkcji energii. Energia otrzymywana jest,
bowiem w naturalnych procesach i praktycznie rzecz biorąc źródła tej energii są
nieograniczone.
Wyróżnić możemy dwie podstawowe determinanty rozwoju produkcji energii
odnawialnej:
1. wyczerpywanie się tradycyjnych pokładów paliw kopalnianych, a przede
wszystkim węgla, ropy naftowej i gazu ziemnego;
2. towarzyszący ich użyciu zanieczyszczenie środowiska naturalnego [2].
Koncepcje wzrostu potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych można ująć
w paradygmat, czyli model identyfikujący wpływ charakterystycznych cech na sposób
podejścia do prognozowania rozwoju produkcji i popytu. Paradygmat potrzeb na
energię ze źródeł odnawialnych został przedstawiony w tab. 1. Paradygmat jak każdy
model zawiera z natury rzeczy pewne uproszczenia [6] w stosunku do rzeczywistej
sytuacji funkcjonowania sektora energetycznego w kraju i powiązań zakładów
energetycznych z systemem gospodarki narodowej i środowiskiem naturalnym.
Punktem wyjścia do opracowania koncepcji rozwoju produkcji energii
odnawialnej jest posiadanie stosownej wiedzy, know-how i zasobu informacji.
Podejmując przedsięwzięcia inwestycyjne w dziedzinie energii odnawialnej należy
posiadać odpowiedni kapitał, przewidzieć ryzyko przezwyciężenia wielu przeszkód
i mieć, co najmniej w perspektywie nadzieje na osiągniecie zysku. Skala zysku
zależy m. in. od economy of scale, czyli relacji pomiędzy kosztami a wielkością
produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Większa skala wytwarzania energii
i ułatwienie dystrybucji umożliwiają obniżkę cen energii [8]. Zakład energetyczny
dostrzega nie tylko szanse wprowadzenia na rynek nowego produktu, ale także
149
bezpieczeństwo przetrwania i rozwoju poparte rachunkiem ekonomicznym [4].
Wzrost produkcji energii odnawialnej uzależniony jest od przełamania wielu barier
takich jak: niska rentowność i wysoka kapitałochłonność inwestycji energetycznych,
niedobór wiedzy i informacji o długofalowych efektach zastosowania technologii
energooszczędnych oraz brak precyzji i długofalowej stabilności aktów prawnych.
Rynek energii nie może działać dobrze w Polsce, jeżeli w ciągu ostatnich 12 lat
prawo energetyczne było nowelizowane 35 razy [9].
Postęp technologiczny przejawia się m. in. w stosowaniu alternatywnych lub
komplementarnych technologii konwersji odnawialnych zasobów energetycznych.
Technologie mikroprocesorowe umożliwiły dokładniejsze pomiary i rejestracje
parametrów stanu pracy systemów elektroenergetyczny niezbędnych do sterowania
produkcją i przepływem energii elektrycznej. Rozwój i powszechne stosowanie
Internetu stworzyły nowe możliwości przekazu informacji oraz dokładniejszy opis
przepływów energii dla celów rozliczeniowych między sprzedającymi a kupującymi.
Konsekwentnie wprowadzane do szerszego użytku nowe wysokosprawne moduły
systemów wytwórczych (np. ogniwa fotowoltaiczne, turbiny zasilane energią wiatru,
ogniwa paliwowe) umożliwiły decentralizację wytwarzania energii elektrycznej.
Tabela 1. Paradygmat potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych
Dominanty potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych
Cechy
Dominanty
Wiedza
Wiadomości nabyte podczas badań i zbierania informacji o
energetyce, które ułatwiają wybór przesłanek zdrowego osądu
sytuacji i racjonalne działanie na rzecz energii ze źródeł
odnawialnych
Know-how
Umiejętności wykorzystania posiadanej wiedzy, doświadczenia,
posługiwanie się nowoczesnymi metodami i technikami wytwarzania,
przesyłu i dystrybucji energii ze źródeł odnawialnych
Motywacja
Uruchamianie bodźców, które pozytywnie wpływają na innowacje
i inicjatywy wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych w skali kraju
i lokalnie. Opracowanie krajowych programów energetycznych,
uwzględniających forsowanie energii ze źródeł odnawialnych
Warunki
Stwarzanie klimatu do realizacji przedsięwzięć energetycznych,
zabezpieczenie finansowe, usuwanie barier utrudniających produkcję
i racjonalne gospodarowanie energią ze źródeł odnawialnych.
Odpowiedzialność Ponoszenie odpowiedzialności wobec społeczeństwa za jego
dobrobyt, przestrzeganie regulacji prawnych, kultury i etyki w
zakresie ochrony środowiska naturalnego
Źródło: opracowanie własne
Korzystne warunki do inwestowania w rozwój energii ze źródeł odnawialnych
mogą zapewnić tanie kredyty, ulgi podatkowe i lokalne wsparcie administracyjne
władz samorządowych. Należy także zachęcać do prowadzenia prac naukowobadawczych, ekspertyz oraz doskonalenia technicznych i zarządczych umiejętności
pracowników. Uwarunkowania środowiskowe są ważnym aspektem w ocenie
perspektywy rozwoju energii ze źródeł odnawialnych. Zarządy zakładów
energetycznych muszą posiąść stworzyć własną bazę danych lub mieć łatwy dostęp
do informacji o przemianach społeczno-ekonomicznych, regulacjach prawnych,
obostrzeniach ekologicznych i nowych technologiach. Występuje ograniczona
elastyczność produkcji energii. Powrót dużych źródeł cieplnych po wyłączeniu
150
z eksploatacji, (np. w przypadku wyjścia z tzw. stanu zimnego) może trwać do
kilkunastu godzin.
Na kierunki rozwoju energii ze źródeł odnawialnych duży wpływ ma polityka
rządu, samorządów regionalnych i lokalnych, bliskość wyższych uczelni i stosunek
społeczeństwa do energii ze źródeł odnawialnych. Dużą rolę mogą odgrywać
inkubatory przedsiębiorczości – organizacje, których celem jest wspomaganie
nowych przedsięwzięć w ich początkowym etapie przez zapewnienie doradztwa,
pobudzanie do innowacji, popieranie i świadczenie usług podstawowych, często po
obniżonej opłacie. Ideą przewodnią inkubatora jest pomoc w podjęciu i wdrażaniu
nowych przedsięwzięć podczas pierwszych 2 lub 3 lat, zanim nie okrzepną po
‘wykluciu’ i aby zakłady mogły normalnie funkcjonować w konkurencyjnym świecie
biznesu.
Ograniczona jeszcze dostępność energii z odnawialnych źródeł wynika nie
tylko z wysokiej ceny tej energii. Obniżenie kosztów przyłączenia, pierwszeństwo
w świadczeniu usług przesyłowych, zwolnienie z wnoszenia corocznych opłat
koncesyjnych (związanych z przychodami) mogą uzdrowić tę sytuację [11].
WPŁYW
ENERGII
NATURALNEGO
ODNAWIALNEJ
NA
OCHRONĘ
ŚRODOWISKA
Ponieważ energia ze źródeł odnawialnych wywiera duży wpływ na
zachowanie pierwotnego stanu natury jej znaczenie w zrównoważonym rozwoju
społeczno-gospodarczym kraju nieustannie wzrasta. Ekologowie alarmują, bowiem
o szybko postępującej degradacji środowiska naturalnego na świecie nie tylko
z powodu ekstensywnej eksploatacji paliw kopalnianych. Wyróżnić możemy
negatywne oddziaływanie na naturę takich procesów jak:
¾ procesów koncentracji ludności w coraz większych konglomeracjach
miejskich, które nie są dostosowane do wchłonięcia ludności napływającej
z obszarów wiejskich,
¾ uprzemysławiania coraz to nowych regionów świata,
¾ postępu technologicznego, nie zawsze sprzyjającego ochronie środowiska
naturalnego,
¾ braku przepisów bądź środków przeznaczonych na ochronę środowiska
w krajach rozwijających się gospodarczo,
¾ wzrostu dobrobytu społeczeństwa powiązanego z masowymi zakupami
dóbr materialnych [5].
Zanieczyszczenia powietrza, wody i ziemi zagrażają środowisku naturalnemu
i zdrowiu ludności. Według statystyki ONZ ponad 200 milionów ton różnego rodzaju
odpadów jest emitowanych rocznie w powietrze, z tego 50% zanieczyszczenia
pochodzi ze spalin samochodów i innych pojazdów mechanicznych. Blisko 23%
zanieczyszczenia pochodzi ze spalania paliwa dla celów ogrzewczych, a około 15%
zanieczyszczeń
jest
emitowanych
podczas
procesu
produkcyjnego.
Zanieczyszczenia powietrza wpływają na zaburzenia dróg oddechowych i choroby
serca wśród ludności.
Źródła zanieczyszczenia wody można doszukać się nieomal w każdej
działalności produkcyjnej przemysłu i rolnictwa oraz w funkcjonowaniu miast.
Zanieczyszczenia są szczególnie groźne dla wód podziemnych (np.
zanieczyszczanych w następstwie rozpowszechnionego użycia nawozów z wysoką
koncentracją azotanu). Raz zanieczyszczona woda podziemna jest praktycznie
niemożliwa do oczyszczenia. Zanieczyszczenia odpadami produktów wiążą się
151
z wyrzucaniem opakowań i produktów, które nie nadają się do użytku (np. puszki,
butelki, słoiki, tworzywa sztuczne, opakowania plastikowe oraz stare radia, telewizory
i samochody). Wiele odpadów chemicznych i nuklearnych składowanych jest bez
należytego zabezpieczenia i ostrożności. Wzrasta do niebezpiecznego stanu poziom
rtęci w oceanach oraz ilość DDT w glebie i żywności.
Odpady surowców chemicznych tworzą dziurę w powłoce ozonowej okalającą
ziemię, powodującą m. in. choroby skóry, a emisja dwutlenku węgla wywołuje efekt
cieplarniany. Postęp techniczny prowadzi do udoskonalania technik spalania,
utylizacji (wykorzystania jako surowców) i pozyskiwania energii z odpadów.
Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych jest, więc w porównaniu do
źródeł kopalnych bardziej przyjazne dla środowiska naturalnego. Ograniczeniu ulega,
bowiem emisja szkodliwych materii, a w szczególności gazów cieplarnianych.
Ponadto obserwujemy niedobór wielu zasobów natury, które uznawane były za
nieograniczone, takich chociażby, jak czyste powietrze i czysta woda. Zagrożeniem
dla surowców o ograniczonej reprodukcji (np. lasów, zwierzyny leśnej i ryb) jest
gwałtowna urbanizacja i industrializacja. Próbuje się znaleźć substytuty dla
minerałów, których zasoby są praktycznie nieodnawialne, takie jak: ropa naftowa,
węgiel, platyna, cynk i srebro.
Organizacje na rzecz ochrony środowiska zwracają coraz większą uwagę
ludności na produkty przyjazne dla środowiska naturalnego. Wagi nabiera produkcja
energii ze źródeł odnawialnych. Akcje propagandowe i szkoleniowe stały się
immanentną cechą działalności tych organizacji. Prowadzi to do ograniczenia użycia
niektórych paliw kopalnianych i rozwój utylizacji szkodliwych odpadów produkcyjnych.
Utylizacja, czyli zamiana odpadów w użyteczną energie i materiały, redukuje
zaśmiecanie środowiska, oszczędza wydatki pieniężne na surowce wtórne i chroni
naturalne zasoby. Duże znaczenie ma stała kontrola poziomu zanieczyszczeń,
udoskonalanie metod utylizacji odpadów i rekultywacja terenów degradowanych.
Rozwiązywanie sytuacji kryzysowych w zakresie ochrony środowiska wymaga
przede wszystkim:
¾ nadania priorytetu programom długookresowym ochrony środowiska
naturalnego kosztem rezygnacji z krótkookresowych obniżek kosztów lub
osiągania dodatkowych korzyści związanych z degradacją środowiska,
¾ podjęcia natychmiastowego działania w przypadku sytuacji zagrażającej
życiu lub zdrowiu nabywców produktu i pracowników uczestniczących
w jego wytwarzaniu,
Chociaż produkcja energii jest tylko jednym z przejawów działalności
gospodarczej, to jednak powinniśmy być świadomi jej uczestnictwa
w zanieczyszczaniu środowiska i brać pod uwagę możliwości podejmowania
wszelkich przedsięwzięć zmierzających do ochrony przyrody.
DYNAMIKA I STRUKTURA PRODUKCJI ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH
Znaczenie energii ze źródeł odnawialnych dostrzeżone zostało przez Unię
Europejską (UE). UE nakłada, bowiem na kraje członkowskie obowiązek osiągania
normatywnych wskaźników energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu finalnym
energi. Zużycie finalne składa się z trzech składników: (1) energii dostarczanej do
przemysłu przetwórczego, sektora transportowego, gospodarstw domowych, sektora
usług, rolnictwa, leśnictwa i rybołówstwa; (2) energii elektrycznej zużywanej przez
sektor energetyczny na produkcję energii elektrycznej i ciepła; (3) strat w sieciach
elektrycznych i ciepłowniczych.
152
Zalecenia zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w bilansach
energetycznych krajów UE zawarte są m. in. w opracowaniu Komisji Europejskiej pt.
„Mapa Drogowa Energii Odnawialnej. Odnawialne energie 21 wieku: budowanie
bardziej zrównoważonej przyszłości” pochodzącego z 2007 roku. Komisja
Europejska nakłada obowiązek zwiększenia dostaw energii ze źródeł odnawialnych
w krajowym zużyciu energii brutto w 2020 roku, co najmniej o 20%. W odniesieniu do
Polski wskaźnik ten ustalony został na poziomie 15%. W tym samym roku należy
osiągnąć udział biopaliw w zużyciu paliw w transporcie do poziomu 10% [3]. W
projekcie pakietu klimatyczno-energetycznego zawarto dyrektywę promowania
energii ze źródeł odnawialnych. Polityka UE zmierza, do więc nie tylko do
perspektywicznego obniżenia cen energii przy zapewnieniu rentowności sektora
energetycznego
i
zapewnienia
bezpieczeństwa
energetycznego
krajom
członkowskim, ale także ograniczenie negatywnego oddziaływania produkcji energii
na środowisko naturalne.
Zużycie energii w Polsce w ujęciu strukturalnym odbiega znacznie od
wskaźników zaobserwowanych w innych krajach UE. Największe udziały przypadają
na energie pochodzącą z przetworzenia paliw kopalnianych takich jak węgiel
kamienny (61%), ropa naftowa (22%) i gaz ziemny (12%). W programie rządowym
„Polityka energetyczna Polski do 2025 roku” i w „Programie dla energetyki” ustalono
strategie zwiększenia wskaźnika udziału energii odnawialnej w zużyciu energii
elektrycznej na poziomie 7, 5% w 2010 roku i 14% w 2020 roku (Energia pierwotna
jest to energia zawarta w pierwotnych nośnikach energii pozyskiwanych
bezpośrednio z zasobów naturalnych odnawialnych i nieodnawialnych.) Przy tym
obniżanie wskaźników użycia węgla, jako paliwa energetycznego utrzymuje się na
tym samym poziomie w wielu krajach na świecie, a nawet w USA wzrasta. Zgodnie z
założeniami udział energii elektrycznej wytworzonej z OZE w ogólnej ilości energii
sprzedanej powinien w 2009 roku charakteryzować się wskaźnikami 8,7%, w 2012
roku 10,4% a w 2017 roku 12,9%. Strategiczne dla kraju znaczenie ma bezawaryjne
działanie systemu elektroenergetycznego, powszechność wykorzystywania energii
elektrycznej, brak możliwości zastąpienia jej przez inne nośniki energii. Nałożono
obowiązek zakupu energii z odnawialnych źródeł energii w 2009 na poziomie 8,7%,
a w 2014 – 10,4% w stosunku do dostaw na rynek energii ogółem [1]. Udział energii
ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu energii ogółem wynosił 4, 7% w 2007
roku. Poniżej dokonamy ogólnej charakterystyki struktury źródeł surowcowych energii
odnawialnej [12].
W Polsce dominuje energia pozyskiwana z biomasy stałej (91, 4% w 2007
roku). Biomasa jest to organiczny surowiec pochodzenia roślinnego, który służyć
może, jako paliwo do produkcji ciepła lub wytwarzania energii elektrycznej.
Podstawowym surowcem jest drewno opałowe (polany, okrąglaki, zrębki, brykiety,
palety), odpady z leśnictwa (gałęzie, żerdzie, przecinki, krzewy, chrust, karp) oraz
odpady z przemysłu drzewnego (wióry, trociny) i papierniczego (ług czarny).
Specjalną grupę stanowią paliwa z plantacji przeznaczonych na cele energetyczne
(drzewa szybko rosnące, byliny dwuliścienne, trawy wieloletnie, i zboża uprawiane w
celach energetycznych) oraz pozostałości organiczne z rolnictwa i ogrodnictwa (np.
odpady z produkcji ogrodniczej, odchody zwierzęce oraz brykiety i palety np. ze
słomy). Do paliw z biomasy zaliczany jest także węgiel drzewny.
Z biomasy wytwarzane są również paliwa ciekłe (biopaliwa – 2,2%). Jako
paliwa mogą być też wykorzystywane naturalne oleje roślinne. Biokomponenty
dodawane są do paliw silnikowych wytwarzanych z ropy naftowej. Najczęściej
153
stosowanymi dodatkami są: bioetanol (dodatek do benzyn silnikowych) i biodiesel
(dodatek do olejów napędowych).
Drugą pod względem skali wykorzystania jest energia pochodząca z wody
(4,15%). Do energii odnawialnej zalicza się jedynie produkcję energii elektrycznej
w elektrowniach wodnych na dopływie naturalnym (przepływowych).
Znikomy jak dotychczas jest udział energii promieniowania słonecznego,
wiatru, biogazu oraz odpadów przemysłowych i komunalnych w wytwarzaniu energii
ogółem.
Energia promieniowania słonecznego wykorzystywana jest bardzo słabo
(0,007%). Może być przetworzona na ciepło lub na energię elektryczną. Wytwarzana
jest przez zastosowanie kolektorów słonecznych (płaskich, tubowo-próżniowych,
cieczowych lub powietrznych) do podgrzewania ciepłej wody użytkowej, wody
w basenach kąpielowych, ogrzewania pomieszczeń, w procesach suszarniczych,
w procesach chemicznych. Ogniwa fotowoltaiczne służą do bezpośredniego
wytwarzania energii elektrycznej. Elektrownie słoneczne pozwalają wytworzyć
energie elektryczną na duża skalę. Ponadto energia słoneczna wykorzystywana
w systemach biernego ogrzewania (przez okna, szklarnie) oraz chłodzenia
i oświetlenia pomieszczeń.
Energia wiatru wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej w turbinach
wiatrowych (0,9%). Energia ze źródeł geotermalnych określana jest przez ciepło
uzyskiwane z wnętrza ziemi w postaci gorącej wody lub pary wodnej (0,3%). Energia
ta może być użytkowana bezpośrednio lub przy zastosowaniu pomp ciepła, jako
ciepło grzewcze dla potrzeb komunalnych oraz w procesach produkcyjnych
w rolnictwie, a także do wytwarzania energii elektrycznej. Możliwości wytwarzania
energii elektrycznej ze źródeł geotermalnych są ograniczone ze względu na
stosunkowo niską temperaturę zasobów wód.
Biogaz jest to gaz składający się głównie z metanu i dwutlenku węgla,
uzyskiwany w procesie beztlenowej fermentacji biomasy (1,3%). Możemy wyróżnić
gaz z fermentacji odpadów na składowiskach, z osadów ściekowych w wyniku
beztlenowej fermentacji szlamu kanalizacyjnego oraz biogaz otrzymywany w wyniku
beztlenowej fermentacji odchodów zwierzęcych, odpadów w rzeźniach, browarach
i w przetwórstwie rolno-spożywczym.
Niewielkie ilości energii pozyskiwanych jest z paliwa odpadowego (0,02%)
pochodzącego głównie z palnych odpadów przemysłowych i komunalnych (guma,
tworzywa sztuczne, odpady olejów). Do paliw odnawialnych wykorzystywanych do
wytwarzania energii elektrycznej i ciepła zaliczane są odnawialne stałe odpady
komunalne spalane w odpowiednio przystosowanych instalacjach (odpady
z gospodarstw domowych, szpitali i sektora usług zawierające frakcje organiczne
ulegające biodegradacji).
Podsumowując można wnioskować, że należy nie tylko dążyć do zdynamizowania
rozwoju energii ze źródeł odnawialnych, ale także zmienić jej strukturę. Postulować
można zwiększenie udziału przede wszystkim energii z wiatru, promieniowania
słonecznego, geotermii i rzek w wytwarzaniu energii ze źródeł odnawialnych.
Produkcję energii z biomasy stałej można utrzymać na tym samym poziomie a nawet
próbować ograniczyć, kiedy nabierze odpowiedniego rozmachu produkcja energii ze
źródeł substytucyjnych. Należy z uwagą analizować tendencje rozwojowe popytu na
energię odnawialną, dostępności energii na rynku, koszt jej wytworzenia i drogi jej
racjonalnego wykorzystania.
154
LITERATURA
[1] Chochowski A., Krawiec F. (red.): Zarządzanie w energetyce, Difin, Warszawa
2008
[2] Energia ze źródeł odnawialnych w 2007 roku, GUS, Warszawa 2008
[3] Lorek E.: Ocena wdrażania zrównoważonego rozwoju w sektorze
elektroenergetycznym w świetle zapisów europejskiej polityki, (w) Ekonomia
i Finanse. III Forum, Akademia Ekonomiczna, Katowice 2008
[4] Łojewski S.: Ekonomia zasobów i środowiska, KPSW, Bydgoszcz 2007
[5] Michalski E.: Marketing, WN PWN, Warszawa 2009
[6] Michalski E.: Zarządzanie, Wydawnictwo Politechniki Koszalińskiej, Koszalin 2008
[7] Michalski M.: A Knowledge Based Strategy in the Energy Sector (w) I. K. Hejduk,
J. Korczak (red.) Gospodarka oparta na wiedzy, Wydawnictwo Uczelniane
Politechniki Koszalińskiej, Koszalin 2006
[8] Pyka J.(red.): Szanse i zagrożenia rynku energetycznego w Europie i w Polsce,
Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej, Katowice 2007
[9] Wywiad z J. Popczykiem: O rynku energii, czyli antyreforma, Energetyka Cieplna
i Zawodowa, nr 3/2009
[10] www.stat.gov.pl, Energia ze źródeł odnawialnych w 2007 roku, GUS, Warszawa
2008
[11] Szerzej M. Michalski E.: A Knowledge Based Strategy in the Energy Sector (w)
I.K. Hejduk, J. Korczak (red.) Gospodarka oparta na wiedzy, Wydawnictwo
Uczelniane Politechniki Koszalińskiej, Koszalin 2006, s.154
[12] www.stat.gov.pl, Energia ze źródeł odnawialnych w 2007 roku, GUS, Warszawa
2008
155
Rozdział 7
OPŁACALNOŚĆ PRODUKCJI
BIOKOMPONENTÓW I BIOPALIW
W POLSCE
Dorota NIEDZIÓŁKA
WSTĘP
Biokomponenty i biopaliwa są nie tylko alternatywą dla paliw tradycyjnych, są
także pomysłem na rozwój produkcji rolnej, wzrost jej towarowości i efektywności,
stwarzają nowe miejsca pracy i przyczyniają się do rozwoju nauki. Biopaliwa
pozwalają na uniezależnienie gospodarek od zmiennych cen ropy naftowej na rynku
światowym. Dają szansę na zmianę wykorzystania gruntów ornych i nieużytków.
Zwiększają efektywność ekonomiczną regionów. Wymagają jednak ponoszenia dość
znacznych nakładów kapitałowych na rozwój infrastruktury (stacje paliw), promocję
(opinia kierowców) i organizację procesów produkcyjnych.
W 2006 roku światowe zużycie biopaliw wyniosło 37,7 mln ton25. Szacuje się,
że wartość światowego rynku biopaliw będzie rosła w tempie ponad 12,3% rocznie
w okresie od 2007 do 2017 roku.
Wzrost produkcji i zużycia biopaliw w najbliższych latach będzie stymulowany przede
wszystkim przez takie czynniki jak: kurczenie się rezerw ropy naftowej, wzrost
zużycia energii oraz troska o środowisko naturalne.
Przyszłość rynku biopaliw wygląda, więc obiecująco, warto w tym miejscu
zastanowić się, dlaczego w Polsce produkcja biokomponentów i ich udział w rynku
jest tak niski? Jakie są ograniczenia w produkcji? Jakie czynniki przesądzają
o opłacalności produkcji biokomponentów i biopaliw? Opłacalności postrzeganej nie
tylko jako efektywności ekonomicznej ocenianej przez pryzmat zysku, ale także
korzyści, jakie można osiągnąć pośrednio produkując i sprzedając biopaliwa
i biokomponenty26.
25
Freedonia Group http://www.freedoniagroup.com/Industry.aspx?IndustryId=ENRG
Odpowiedzi na postawione pytania zostały przygotowane w oparciu o publikacje wiodących
instytutów, artykuły prasowe, akty prawne oraz wyniki przeprowadzonych badań empirycznych.
Badaniem objętych zostało 50 podmiotów gospodarczych wytwarzających biokomponenty lub
biopaliwa. Niestety na ankietę odpowiedziały trzy podmioty. Tak niska próba badania nie pozwoliła na
sformułowanie definitywnych wniosków, ale jest jednym z dowodów na nie podjęcie przez
przedsiębiorstwa aktywności, mimo zakupu instalacji i zgłoszenia gotowości do produkcji.
26
156
CHARAKTERYSTYKA BIOPALIW I BIOKOMPONENTÓW
Historia rynku biopaliw sięga początku XX wieku. Wraz z rozwojem
motoryzacji pojawiły się pierwsze próby wykorzystania paliw pochodzenia roślinnego,
jako źródła napędu27. Mimo zaawansowania prac w procesie upowszechniania
biopaliw, ropa naftowa na kilka dziesięcioleci zdominowała światowy rynek paliw.
Swój prymat w świecie jako źródła napędu zawdzięczając głównie niskim kosztom
wydobycia, przetwórstwa i powszechnej dostępności. Zmiany w strukturze popytu na
paliwa przyniosły dopiero lata 90, gdy powrócono do idei produkcji i propagowania
biopaliw. Wytwarzanie tych alternatywnych paliw, choć uzasadnione wieloma
czynnikami nie doczekało się istotnego udziału w światowym rynku paliw. Choć
prognozy zdają się obiecywać wzrost znaczenia biopaliw, w wielu krajach nadal
wielkość produkcji paliw alternatywnych jest niska. Najczęściej jako ograniczenia dla
zwiększenia skali produkcji podawane są: niska opłacalność ekonomiczna produkcji,
ograniczenia techniczne dla silników pojazdów mechanicznych, bądź negatywne
skutki mogące zaistnieć w rolnictwie. I choć większość krajów dostrzega konieczność
rozwoju tego segmentu rynku paliw, stopień zaangażowania i wielkość produkcji jest
bardzo zróżnicowany.
Obecnie jednym z największych producentów biopaliw jest Unia Europejska,
w której w 2007 r. wyprodukowano 6 mln t biopaliw, a w perspektywie najbliższych
trzynastu lat wielkość jej produkcji ma zwiększyć się do 25-30 mln ton. Według
prognoz w 2010 r. europejski rynek biopaliw osiągnie wartość około 8 bilionów EUR.
Poza Europą kolejnymi dużymi rynkami produkcji biopaliw są Stany Zjednoczone
Ameryki, Brazylia i Chiny, które zapowiadają w najbliższych latach dalszy wzrost
produkcji i zużycia paliw alternatywnych.
Biopaliwa definiowane są najczęściej jako płynne paliwa silnikowe
produkowane z domieszką specjalnych składników. Tymi składnikami, dodatkami są
biokomponenty, otrzymywane z biomasy lub innych surowców pochodzących ze
źródeł odnawialnych. Surowcem do produkcji biokomponentów mogą być substancje
pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji. Stanowią one
produkty uboczne produkcji rolnej lub przemysłowej, jak również produkty rolne
wytwarzane specjalnie na potrzeby produkcji biopaliw.
Biopaliwa należą, więc do grupy paliw pochodzenia organicznego, pozyskiwanych
z odnawialnych źródeł energii, stanowiących alternatywę dla powszechnie
używanych paliw kopalnych. Biopaliwa mogą stanowić bezpośredni substytut paliw
kopalnych. Obecnie znane są biopaliwa pierwszej, drugiej i trzeciej generacji28.
27
W 1900 r. R. Diesel wykorzystywał do prototypów swoich silników olej z orzeszków ziemnych, a w
1920 r. alkohol etylowy jako paliwo do silników samochodowych zastosował H. Ford. W Polsce
pierwszą produkcję mieszanki (30% alkoholu i 70% benzyny) rozpoczęto w 1929 r.
28
Biopaliwa pierwszej generacji produkowane są głównie z takich roślin jak: zboża, ziemniaki,
buraki cukrowe, rośliny oleiste. Zasadniczą ich cechą jest niewielki udział procentowy
biokomponentów w paliwach oferowanych na rynku a wykorzystywanych w obecnie pracujących
silnikach lub z niewielką modyfikacją ich systemu zasilania. Ta niewielka zmiana składu chemicznego
paliw pozwala na wykorzystanie w procesie dystrybucji i przesyłu istniejącej infrastruktury.
Biopaliw drugiej generacji produkowane są z materiałów lignocelulozowych – „drzewnych” lub
poprzez nowe technologie zamiany biomasy w postać płynną. Dla przykładu jednym z procesów jest
piroliza, technologia zakładającej wytworzenie paliwa przy pomocy reaktora z drewna i innych
substancji pochodzenia organicznego.
Biopaliwa trzeciej generacji to przede wszystkim ogniwa paliwowe wykorzystujące wodór, jako
podstawowy nośnik energetyczny.
Obecnie paliwa drugiej, jak i trzeciej generacji pozostają w sferze intensywnych badań naukowych i
tworzą w perspektywie alternatywę dla biopaliw pierwszej generacji. Wiązane są z nimi duże nadzieje
157
Biopaliwa ciekłe stanowią niezwykle liczną grupę paliw, które zawierają
domieszki biokomponentów. Polski ustawodawca niezwykle skrupulatnie
identyfikuje wszystkie rodzaje biopaliw i biokomponentów29.
Występująca różnorodność biopaliw i biokomponentów pozwala na wybór rodzaju
paliwa, metodę jego pozyskania i surowiec odpowiadający optymalnym
możliwościom przyrodniczym, technologicznym, infrastrukturalnym i finansowym
państwa.
W Polsce produkuje się przede wszystkim: bioetanol i biodiesel.
Bioetanol jest alkoholem etylowym (wzór chemiczny C2H5OH) powstającym w
wyniku fermentacji alkoholowej cukrów (zboża, ziemniaki, kukurydza), a następnie
procesów destylacji i ratyfikacji. Poza etanolem otrzymanym z produktów roślinnych
można go otrzymać syntetycznie z etylenu30.
Polska jest jednym z najważniejszych europejskich producentów bioetanolu,
a produkcję alkoholu etylowego prowadzi w kraju około 220 gorzelni.
szczególnie w krajach, których warunki przyrodnicze ograniczają możliwości pozyskiwania roślin do
produkcji biopaliw pierwszej generacji.
29
Biokomponenty są to dodatki służące do produkcji biopaliw bądź samoistne źródła napędu. Według
art. 2 pkt 1 Ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach (Dz. U. Nr 169, poz.
1199 z dnia 26.09.06.) biokomponentami są: bioetanol, biometanol, ester, dimetyloeter, czysty olej
roślinny oraz węglowodory syntetyczne. Za biopaliwa ciekłe uznaje między innymi: Benzyny
silnikowe, zawierające powyżej 5% objętościowo biokomponentów lub powyżej 15% objętościowo
estrów. Olej napędowy zawierający powyżej 5% objętościowo biokomponentów. Ester (ester
metylowy lub ester etylowy kwasów tłuszczowych wytwarzany z biomasy), bioetanol (alkohol etylowy
wytwarzany z biomasy, w tym bioetanol zawarty w eterze etylo-tert-butylowym lub eterze etylo-tertamylowym), biometanol (alkohol metylowy wytwarzany z biomasy, w tym biometanol zawarty w
eterze metylo-tert-butylowym lub eterze metylo-tert-amylowym), dimetyloeter (dimetyloetr
wytwarzany z biomasy) oraz czysty olej roślinny (olej roślinny wytwarzany z roślin oleistych przez
tłoczenie, ekstrakcję lub za pomocą porównywalnych metod. Wyróżnia się czysty lub rafinowany,
niemodyfikowany chemicznie)- stanowiące samoistne paliwo, Biogaz, Biowodór i Biopaliwa
syntetyczne.
30
Według badania World Watch "Biofuels for Transportation" z 2006 roku, etanol stanowi obecnie ok.
90% produkcji biopaliw na świecie.
Bioetanol jako dodatek stosowany jest w następujących paliwach:
• E10 - jest biopaliwem zawierającym 10% objętości bioetanolu i 90% objętości benzyny. Paliwo to
oferowane jest m.in. w USA jako alternatywa dla konwencjonalnej benzyny. Może być stosowane
zarówno w amerykańskich FFV (z ang. Flexible Fuel Vehicles) oraz w standardowych pojazdach
wyposażonych w silniki benzynowe, które uzyskały dopuszczenie producenta do stosowania takiego
paliwa.
• E20 -biopaliwo składające się z 20% objętość bioetanolu i 80% objętość benzyny oferowane jest
głównie w Brazylii do silników niskoprężnych.
• E85 - jest biopaliwem do silników benzynowych składającym się z bioetanolu z 15-30% domieszką
benzyny. Na świecie popularność paliwa E85 ciągle wzrasta. Stosowane jest na szeroką skalę m.in.
w Brazylii oraz w USA. W Europie trwają prace nad jego większym upowszechnieniem, w czym
duży udział ma Szwecja. E85 może być używane tylko w specjalnie przystosowanych do tego
paliwa pojazdach tzw. FFV (z ang. Flexible Fuel Vehicles). W Brazylii około 80% wszystkich
sprzedawanych samochodów to właśnie pojazdy typu FFV. W Europie tylko nieliczne firmy
samochodowe oferują modele przystosowane do zasilania biopaliwem E85.
• E95 - jest to biopaliwo do silników z zapłonem samoczynnym, zawierające 95% bioetanolu oraz 5%
benzyny przeznaczone dla silników z zapłonem samoczynnym. Ze względu na szczególnie niski
poziom emisji spalin winno być stosowane w transporcie miejskim oraz w strefach szczególnie
chronionych. Paliwo to jest produktem oferowanym na małą skalę. W Europie E95 stosowane jest w
Szwecji.
• E100 - oferowane jest wyłącznie w Brazylii i Argentynie. Paliwo to składa się z samego bioetanolu o
czystości 96% objętość bez domieszki benzyny. Pozostałą ilość 4% objętość stanowi woda, której
całkowite wydzielenie w procesie destylacji nie jest możliwe.
158
W Polsce największy udział w produkcji etanolu mają ziemianki i zboża
przetwarzane w gorzelniach rolniczych. W ostatnich latach udział ziemniaków
zmniejsza się na rzecz buraków cukrowych, pszenżyta i kukurydzy. Decyzja
o wyborze surowca rolniczego do produkcji bioetanolu oraz wielkość areału upraw
jest podyktowana względami ekonomicznymi31.
Poza wyborem surowca do produkcji biopaliw znaczenie ma także sposób
produkcji. Obecnie stosowany w Polsce jest system dwufazowy produkcji bioetanolu.
Pierwszą fazę stanowi produkcja destylatu rolniczego w gorzelni rolniczej
z surowców rolnych, a drugą odwadnianie destylatu rolniczego w zakładzie
odwadniającym do zawartości 99,8% spirytusu. Taki systemem charakteryzuje się
wysokimi nakładami i kosztami produkcji. W związku z tym podejmuje się inicjatywy
w zakresie budowy nowych inwestycji jednoetapowego procesu produkcji bioetanolu.
W rezultacie dotychczasowych działań mających na celu rozwój rynku
biokomponentów i biopaliw ciekłych w Polsce istniej formalna możliwość dodawania
do 5% bioetanolu do benzyn silnikowych oraz do 5% estrów metylowych kwasów
tłuszczowych do oleju napędowego. Możliwe jest także wprowadzenie do obrotu
dwóch rodzajów biopaliw ciekłych: estrów metylowych kwasów tłuszczowych
stanowiących samoistne paliwo oraz oleju napędowego zawierającego 20% wyżej
wymienionych estrów. W najbliższym czasie do powszechnego obrotu ma być
dopuszczone biopaliwo składające się w 85 proc. z bioetanolu i 15 proc. z benzyny
(tzw. mieszanka E85).
Głównymi odbiorcami bioetanolu w Polsce są dwa koncerny paliwowe PKN Orlen
S.A. i Lotos S.A. Orlen dodaje bioetanol do benzyn w postaci ETBE, a Lotos dodaje
bioetanol w czystej postaci do części wytwarzanych benzyn.
Drugim rodzajem paliwa alternatywnego produkowanego w Polsce jest
biopaliwo rzepakowe (biodiesel). Jest to paliwo wytworzone z oleju rzepakowego
i metanolu. Najczęściej ten rodzaj paliwa, w zależności od zastosowanej technologii
produkcji, przyjmuje nazwę (biodiesel, RME, raps-diesel, diester, biopól, Azora, epal,
ekol itp). Biopaliwo rzepakowe jest mieszaniną estrów metylowych wyższych kwasów
tłuszczowych oleju rzepakowego. Istnieje wiele technologii uzyskiwania estrów
metylowych, ale w Polsce najpopularniejsza jest produkcja ich z rzepaku.
Produkowany jest bezpośrednio z oleju roślinnego poprzez dodanie metanolu
i wodorotlenku sodu albo potasu. Reakcja estryfikacji jest stosunkowo prosta i nie
wymaga skomplikowanych rozwiązań technologicznych. W porównaniu do etanolu,
proces produkcji biodiesla wymaga względnie mało energii (pomijając energię
potrzebną do wyprodukowania metanolu)32.
Największymi producentami biodiesla w Polsce są: Rafineria Trzebinia S.A., Elstar
Oils S.A., Solvent Dwory Sp. z o.o., J&SS.A., Biopól Sp. z o.o., Lotos Czechowice
Dziedzice S.A., Brasco S.A.
31
Okazuje się, że najbardziej efektywna jest produkcja bioetanolu z kukurydzy i buraków cukrowych. Z
jednej tony kukurydzy można, bowiem wytworzyć 420 l bioetanolu, tj. o 310 l więcej niż z 1 tony
ziemniaka i o 40 l więcej niż z 1 tony pszenicy. Wyższą wydajnością produkcji charakteryzuje się także
przetwórstwo buraków cukrowych, gdzie z 1 ha tych roślin uzyskuje się aż 4280 litrów bioetanolu,
podczas gdy z takiego samego areału zasiewów żyta zaledwie 854 litrów. Szerzej na ten temat A.
Grzybek Biomasa w energetyce w: Zarządzane w energetyce pod red A. Chodowski i F. Krawiec,
Difin, Warszawa 2008, s. 349.
32 Wydajność procesu estryfikacji kształtuje się na poziomie 88-98%, co oznacza, że z 1 kg oleju
uzyskuje się 0,88-0,98 kg biopaliwa rzepakowego. Paliwo rzepakowe miesza się w dowolnych
proporcjach z paliwami z ropy naftowej. Do zasilania silników wysokoprężnych stosowane może być
zarówno samo paliwo, jak i jego mieszaniny z olejami ropopochodnymi.
159
W Polsce obserwuje się liczne, roczne wahania wielkości produkcji bioetanolu
i estrów. Taka sytuacja jest reakcją przedsiębiorstw na brak stabilnej
i długookresowej polityki państwa w zakresie paliw. Istniejący wolny, otwarty rynek
stwarza możliwości zakupu biopaliw na rynku europejskim. Co prowadzi do zmian
warunków opłacalności produkcji. Niedostateczna wielkość produkcji krajowej wynika
z lęku producentów o wysokość zysków i wielkość popytu zgłaszanego przez
odbiorców krajowych. Mając świadomość konkurencji producentów z innych państw
polscy producenci biokomponentów obawiają się uruchomić, jak i zwiększyć wielkość
produkcji.
OPŁACALNOŚĆ PRODUKCJI BIOPALIW
Opłacalność produkcji biopaliw można rozpatrywać w różny sposób jako
opłacalność stricte ekonomiczno-finansową, a także jako opłacalność pojmowaną
w aspekcie społecznym, środowiskowym czy naukowym.
Produkcja biopaliw jest obecnie na granicy opłacalności ekonomicznej. Ogólnie
można stwierdzić, że biopaliwa (biodiesel lub bioetanol) są ewidentnie droższe od
paliwa otrzymywanego z ropy naftowej.
Rys. 1. Średnie ceny brutto benzyny bezołowiowej 95 oraz oleju napędowego na
stacjach benzynowych
Źródło: Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych
statystycznych Eurostatu
W drugim półroczu 2006 r. średnia cena benzyny bezołowiowej 95 (patrz rys.
1) oraz średnia cena oleju napędowego kształtowały się w Polsce na bardzo
wysokim poziomie odpowiednio 4,31 PLN i 4,01 PLN. Jeszcze w pierwszej połowie
2006 r. ceny nie przekraczały 4 PLN i wynosiły odpowiednio dla benzyny
bezołowiowej 3,70 PLN, a oleju napędowego 3,69PLN.
Poziom cen nie odbiegał znacząco od cen, jakie osiągnęły na swoich rynkach
wewnętrznych państwa Unii Europejskiej, a struktura opodatkowania tych paliw była
przybliżona do struktury występującej w innych państwach unijnych.
160
Rys. 2 Średnie ceny benzyny bezołowiowej 95 w UE, druga połowa 2006 r
[EUR/litr]33
Źródło: Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych
statystycznych Eurostatu
Rys. 3 Średnie ceny oleju napędowego w UE, druga połowa 2006 r. [EUR/litr]
Źródło: Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych
statystycznych Eurostatu
Tymczasem z szacunków wykonanych dla Polski wynika, że koszt
wytworzenia biopaliwa rzepakowego wynosi około 2,0 zł/litr, przy pominięciu
wszystkich obciążeń fiskalnych, natomiast po zastosowaniu takiej samej akcyzy
i podatku jak na olej napędowy z ropy naftowej, cena biodiesla wynosiłaby około 3,5
zł/litr. Podobnie przedstawia się rachunek ekonomiczny dla produkcji bioetanolu34.
Porównanie kosztów produkcji etanolu w krajach Unii Europejskiej wskazuje na
niewielkie różnice, jakie kraje osiągają (patrz wykres nr 6). Najniższe koszty produkcji
etanolu z buraka cukrowego w 2006 r. miały Hiszpania, i Estonia, 0,47 EUR/litr,
a najwyższe Francja 0,72 EUR/litr. Polska w produkcji etanolu z buraków cukrowych
33
Przyjęto kurs 3.96 PLN/EUR, zgodnie z tabelą kursów walutowych dnia 2 październik 2006 r.
Przedsiębiorstwa biorące udział w badaniu określiły koszt produkcji estrów na poziomie 3,60-3,70
PLN za 1 litr. Autorka artykułu dokonała badania własnego na grupie 50 producentów
biokomponentów w Polsce.
34
161
osiągnęła poziom 0,53 UER/litr. Produkcja etanolu ze zbóż była bardziej kosztowna.
Najtańszym producentem okazały się Niemcy 0,47 EUR/litr, a najdroższym Finlandia
1,18 EUR/litr. Polska w 2006 r. produkował etanole zbóż po cenie 0,62 EUR/litr.
Koszt produkcji etanolu w wybranych państwach Unii
Europejskiej w 2006 r.
0,76
0,57
0,47
0,63
0,77
0,61
0,66
0,47
0,87
0,72
0,71
0,68
0,54
0,87
0,57
0,65
0,61
0,75
0,49
0,61
0,5
0,7
0,61
0,87
0,57
0,61
0,53
0,59
0,55
0,47
0,6
0,54
0,6
0,56
0,61
1
0,8
0,88
1,2
0,6
0,75
0,53
0,62
0,62
0,79
0,58
0,66
0,62
0,84
1,18
1,4
0,4
0,2
W
ęg
C ry
ze
H ch
is
zp y
a
Sł nia
ow
en
Sł
ow ia
a
Sz cja
w
Po ecj
rtu a
ga
li
Po a
ls
ka
Au
s
H tria
o
Lu lan
ks di
em a
bu
rg
Li
tw
a
Ło
tw
W a
ło
ch
W
ie Irla y
lk
a nd
Br ia
yt
an
ia
G
re
cj
Fr a
an
Fi cja
nl
an
d
E s ia
to
n
N ia
ie
m
cy
D
an
ia
Be
lg
ia
euro/litr
0
Burak cukrowy
Zboża
Rys. 4. Koszt produkcji etanolu w wybranych państwach Unii Europejskiej w 2006 r.
Źródło: opracowanie własne na podstawie W. Kotowski Coraz lepsze technologie, Agroenergtyka nr 1
(19) z 2007 r. za: T. Zakrzewski Biopaliwa szansa czy konieczność? Krajowa Izba Biopaliw
Pewne różnice w kosztach produkcji obserwuje się także w produkcji
biodiesla. Dla porównania najwyższe koszty produkcji ma Finlandia 1,37 UER/litr, a
najniższe Czechy i Słowenia, 0,53 EUR/litr. Polska w produkcji biodiesla plasuje się
za liderami rynku z kosztami na poziomie 0,54 EUR/litr.
0,67
0,69
0,63
0,6
0,69
0,72
0,7
0,72
0,71
0,58
0,67
0,56
0,81
0,56
0,54
0,79
0,79
0,55
0,53
0,79
0,53
0,58
W
ęg
C ry
ze
H ch
is
zp y
a
Sł nia
ow
en
Sł
i
ow a
ac
Sz ja
w
Po ecj
rtu a
ga
li
Po a
ls
k
Au a
st
r
i
H
o a
Lu lan
ks di
em a
bu
rg
Li
tw
a
Ło
tw
W a
ło
ch
W
y
ie Irla
lk
a ndi
Br
a
yt
an
ia
G
re
cj
Fr a
an
Fi cja
nl
an
d
Es ia
to
n
Ni ia
em
cy
D
an
ia
Be
lg
ia
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
1,37
Koszt produkcji biodiesla w wybranych krajach Unii Europejskiej w
2005r.
euro/litr
Rys. 5. Koszy produkcji biodiesla w wybranych krajach Unii Europejskiej w 2005 r.
Źródło: opracowanie własne na podstawie W. Kotowski Coraz lepsze technologie, Agroenergtyka nr 1
(19) z 2007 r. za: T. Zakrzewski Biopaliwa szansa czy konieczność? Krajowa Izba Biopaliw
162
Warto zwrócić uwagę na poszczególne składowe kosztów wytwarzania
biopaliw w Polsce (patrz tabela nr 4). Dzięki tej analizie można dostrzec możliwości
redukcji kosztów dzięki sprzedaży produktów ubocznych lub ograniczeniu kosztów
transportu. Te elementy przesądzają o korzyściach z podejmowanych obecnie
licznych decyzji o uruchomieniu produkcji biopaliw na mniejszą skalę przez
gospodarstwa rolne. W analizie kosztów wytwarzania biopaliw uwagę zwracają
wysoki udział opłat fiskalnych.
Tabela 1 Szacunkowe koszty produkcji biopaliw w Polsce
Bioetanol 35
(przy produkcji 100
hl)
26 720 zł
Suma kosztów produkcji
w tym:
Surowiec:
• olej rzepakowy rafinowany
w tym:
- koszt zakupu nasion rzepaku
-przychód ze sprzedaży makuchu
11 160 zł
• żyto
14 560 zł
Koszty kapitałowe i przetwarzania
1000 zł
Koszty transportu
0 zł
Sprzedaż produktow ubocznych
Margines zysku
1 340 zł
Suma netto
28 150 zł
2 815 zł/1000 l
4 115 zł/1000 l
Koszt całkowity biokomponentu,
bez VAT, opłaty paliwowej i podatku
akcyzowego, z uwzględnieniem
współczynnika
dodatkowego
zużycia
Koszt jednego litra biokomponentu
4,1 zł/1 litr
Cena paliwa ciekłego
Różnica między kosztami
całkowitymi
biokomponentów i cenami
paliw ciekłych
Estry metylowe36
(przy produkcji
50000t)
165 320 000 zł
131 470 000 zł
143 606 000 zł
38 470 809 zł
32 000 000 zł
3 500 000 zł
1 650 000 zł37
8 270 000 zł
173 590 000 zł
2 055 zł/1000 l
3 324 zł/1000 l
3,3 zł/l
Benzyna
1 601 zł/l000 l
Olej napędowy
1 781 zł/1000 l
2 514 zł/1000 l
1 543 zł/1000 l
Źródło: Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014,
dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 24 lipca 2007 r.
35
Wytworzenie 100 hl bioetanolu wymaga zużycia 30 t żyta, gdzie średnia cena 1 t w kraju wyniosła w
2006 r. 371,95 zł.
36
Wytworzenie 50 000 t estru wymaga zużycia 50 750 t oleju rzepakowego rafinowanego lub 157 000
t nasion rzepaku. Przetworzenie takiej wielkości oleju rzepakowego skutkuje wytworzeniem 102 050 t
makuchu. Przyjęta średnia cena sprzedaży oleju rzepakowego w kraju wyniosła w 2006 r. 2590,62 zł/t.
Tymczasem średnia cena skupu nasion rzepaku wyniosła w kraju 914,69 zł/t. Średnia cena sprzedaży
makuchu rzepakowego w 2006 r. wyniosła 376,98 zł/t.
37
Produkcja 50 000 estru skutkuje wytworzeniem 5 000 t gliceryny o wartości 1 650 tys. zł.
163
Uwzględnienie różnic w kosztach całkowitych produkcji biokomponentów
i paliw ciekłych pozwala na pomoc publiczną dla produkcji 1000 l bioetanolu do kwoty
w wysokości 2 514 zł, a dla estrów metylowych do kwoty 1543 zł. Pomoc publiczna w
tym przypadku ma polegać na znalezieniu i zastosowaniu takich rozwiązań, które
pozwolą stworzyć warunki konkurencyjności tych paliw na krajowym rynku. Dlatego
też we wszystkich krajach UE wprowadzeniu biopaliw płynnych towarzyszy pakiet
rozwiązań prawno-finansowych umożliwiający zwolnienie ich produkcji z podatku
akcyzowego lub obniżenie tego podatku na paliwa ropopochodne zawierające
dodatek biopaliw. Okazuje się, bowiem, że jedynie metodą dopłat do podatku lub
zasadzie obligatoryjnego stosowania, biopaliwa mogą wejść na rynek i być na nim
konkurencyjne.
Obecnie w Polsce akcyza wynosi 20 groszy za litr. Zwolnienie z akcyzy
przysługuje tylko producentom biopaliw. A więc na zwolnienie mogą liczyć
przedsiębiorstwa zajmujące się mieszaniem paliw tradycyjnych z biokomponentami
np. ORLEN. Nowa ustawa, z dnia 11 maja 2007 o zmianie ustawy o podatku
akcyzowym oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz.U. NR 99 poz. 666), czeka
na notyfikację UE. Daje ona szansę na większe korzyści finansowe dla producentów
biokomponentów. Podstawę wyliczenia akcyzy stanowi bazowa kwota podatku
akcyzowego dla danego rodzaju paliwa. Zgodnie z ustawą stawka podatku
akcyzowego dla:
• olejów napędowych o kodzie CN 2710 19 41, wynosi 1048 PLN/1000l
• natomiast dla wyrobów powstałych ze zmieszania olejów napędowych
z biokomponentami zawierającymi powyżej 2% biokomponentów stawka akcyzy
obniżona jest o 1,048 od każdego litra biokomponentów dodanych do tych olejów
napędowych (kwota należnej akcyzy nie może być niższa niż 10,00 PLN/ 1000l)
• biokomponentów stanowiących samoistne paliwo, spełniające określone
wymagania jakościowe - 10,00 PLN/ 1000l
Według ustawy, za każdy litr biokomponentu w benzynie, polscy podatnicy
mieliby zapłacić 6 groszy akcyzy mniej. W przypadku oleju napędowego byłoby to
niecałe 5 groszy. Ta sama ustawa obniża także z 20 – stu groszy do 1-go, stawkę
akcyzy na tak zwane paliwa samoistne.
Wszyscy producenci biopaliw i biokomponentów są zgodni, iż tylko zerowa stawka
akcyzy stwarza im możliwości rozpoczęcia opłacalnej produkcji paliw alternatywnych.
W przeciwnym wypadku albo tej działalności nie rozpoczną, albo prowadzić ją będą
w warunkach skrajnej konkurencyjności.
Kolejną przyczyną niskiej opłacalności produkcji biopaliw w Polsce jest niska
skala produkcji, niedająca możliwości konkurowania z zachodnioeuropejskimi,
brazylijskimi czy północnoamerykańskimi zakładami wytwórczymi.
Produkcja biopaliw jest ponad to kapitałochłonna zarówno, jeżeli chodzi
wybudowanie instalacji do produkcji bioetanolu, jak i estrów oraz instalacji do
produkcji oleju rzepakowego. Jednocześnie wysokich nakładów kapitału wymaga
zakup skumulowanego surowca (rzepaku, kukurydzy), które skupowane są
praktycznie w trakcie zbiorów raz w roku na potrzeby całorocznej produkcji. Pojawia
się, więc dodatkowy element spekulacyjny, bo rokrocznie rośnie zainteresowanie
produkcją biopaliw podsycane także przez opinię publiczną i politykę kolejnych
rządów zachęcającą do produkcji biopaliw i biokomponentów. Uwagę zwraca także
w tym przypadku analiza opłacalności produkcji biodiesla i gliceryny z rzepaku
metodą chałupniczą. Nie jest to konkurencja dla największych polskich producentów
164
estrów, ale pewien nowy segment rynku biopaliw, który ma szanse rozwoju i może
wpływać na ceny surowców rolnych38.
Jest jeszcze jeden charakterystyczny element rynku biopaliw w Polsce, który
utrudnia osiąganie zysku, a związany jest z rynkiem zakupu surowców. Na rynku
biopaliw producenci biokomponentów podejmują decyzje kierując się ideą
maksymalizacji zysków i minimalizacją kosztów. A to oznacza, że poszukują na rynku
światowym surowców do produkcji o najniższej cenie. Uwarunkowania globalizacji
pozwalają także polskim producentom śledzić notowania np. na giełdzie
w Rotterdamie i kupować surowce z uwzględnieniem rachunku ekonomicznego a nie
interesu krajowego. Taki mechanizm wpływa destabilizująco na rolników
uprawiających rzepak, żyto, pszenicę, czy kukurydzę. Nie daje im, bowiem gwarancji
zbytu na plony. Zwiększone ryzyko produkcji rolnej będzie skutkowało zmniejszeniem
areału zasiewów, a w efekcie wzrostem cen.
Okazuje się, że produkcja biopaliw poza bardzo niską opłacalnością
ekonomiczną niesie ze sobą korzyści społeczne. Są to między innymi dodatkowe
miejsca pracy w rolnictwie i jego otoczeniu. Szacunki przeprowadzone w różnych
krajach UE wskazują, że wyprodukowanie 1000 ton biopaliw płynnych wymaga
zatrudnienia około 12-14 osób. Na wzrost zatrudnienia można liczyć nie tylko przy
uprawie rzepaku, ale także budowie zakładów produkcyjnych, transporcie
i dystrybucji biopaliw. Dla przykładu w Czechach w efekcie rozpoczęcia produkcji
150-170 tys. ton EMR zatrudnienie znalazło 12 tys. osób. Tymczasem możliwości
Polski są znacznie większe. W naszych warunkach, z uwagi na mniejsze plony
i niższy stopień zmechanizowania prac, ilość ta będzie znacznie większa.
W uzasadnieniu do ustawy oszacowano, że wyprodukowanie estru rzepakowego
w ilości 10%, w stosunku do krajowego zużycia oleju napędowego i opałowego,
stworzyłoby około 70 tys. nowych miejsc pracy. A to w sposób pośredni przyczynia
się do poprawy sytuacji ekonomicznej regionu. Powoduje wielofunkcyjny rozwój
obszarów wiejskich, dzięki nowym miejscom pracy w rolnictwie i jego otoczeniu.
Kolejnymi pozytywnymi skutkami, jakie można zaobserwować w efekcie
uruchomienia produkcji biopaliw są efekty środowiskowe, których dokładna wycena
jest bardzo trudna, gdyż powinna uwzględniać emisję z produkcji nawozów
mineralnych, chemicznych środków ochrony roślin itp. Generalnie można jednak
stwierdzić, że stosowanie biopaliw ograniczona emisję dwutlenku węgla.
W dłuższej perspektywie rozwój rynku biopaliw może spowodować pewne
uniezależnieni się od importu paliw kopalnych39.
38
Według prognoz Przemysłowego Instytutu Maszyn Rolniczych w Poznaniu opłacalna jest produkcja
z zastosowaniem instalacji W-400 wytwarzająca 400 l biodiesla dobowo. Tego typu małe instalacja
najlepiej, gdy są zlokalizowane w pobliżu rzemieślniczych tłoczni oleju rzepakowego wytwarzających
podstawowy surowiec do produkcji paliwa EMR. Konkurencyjność cenową biodiesla można osiągnąć
tylko tam, gdzie produkty uboczne będą wykorzystywane na terenie produkcji biopaliwa np.
gospodarstwa rolnego (pasza, słoma), wtedy zostaną zminimalizowane koszty transportu. Koszt
potrzebnych urządzeń do produkcji biodiesla wynosi około 35 tys. zł. Nakłady inwestycyjne szacowane
są na około 105 tys zł. Wpływ nakładów inwestycyjnych i amortyzacji na cenę paliwa (przyjmując
okres amortyzacji 10 lat) wyliczono następująco 105 000/(10 lat *84500 l/rok)=0,13 zł/l.
W. Kotowski Rozwój biopaliw-efektywniejsze rolnictwo, Gigawat energia nr 4/2008
39
Według Prezesa Krajowej Izby Biopaliw dodanie około 2,5 mln ton biokomponentów do paliw
spowoduje zmniejszenie importu ropy naftowej przez Polskę około 5 mln t. szacuje się, że przy
dzisiejszych cenach Polska może zmniejszyć wydatki na import paliw o około 12-13 mld zł. Z tej kwoty
około 40% trafi do rolników, Pozostała kwota do pozostałych dziedzin gospodarki.
165
PODSUMOWANIE
Wydaje się, że w przypadku produkcji biopaliw i biokomponentów rynek nie
jest w pełni wolny. Ograniczenia stawia między innymi Unia Europejska, która
zobligowała państwa członkowskie do konkretnego (3,45% w 2008 r.) udziału
biopaliw w bilansie paliwowym kraju i stworzyła producentom biopaliw
i biokomponentów warunki zbytu dla ich produktów. Jeśli bowiem importerzy paliw
lub producenci biopaliw nie wypełnią warunków zapłacą dotkliwe kary. Taka forma
oddziaływania jest rzadka w przypadku innych towarów na wolnym rynku.
Z drugiej strony producenci biopaliw muszą wytwarzać biokomponenty
uwzględniając istniejącą swobodę wejścia na rynek zarówno małych lokalnych
wytwórni rolnych, jak i wielkich producentów zagranicznych. Polscy producenci
muszą liczyć się z teoretyczną możliwością zarówno zakupu przez rafinerie
biokomponentów od małych lokalnych wytwórni, jak i na giełdach światowych. Ich
produkcja musi, więc uwzględniać bardzo wyraźnie element opłacalności
ekonomicznej.
Kolejnym czynnikiem oddziałującym na kształt rynku biopaliw jest
ustawodawstwo krajowe. Państwo nie stwarza stabilnych, pewnych i optymalnych
warunków fiskalnych. Polska wciąż czeka na notyfikację Unii Europejskiej zmian
w ustawie o podatku dochodowym od osób prawnych oraz podatku akcyzowym.
Powoduje to wiele napięć i przyczynia się do wahań w wielkości produkcji. To z kolei
oddziałuje na ceny biopaliw. Obniża się ich konkurencyjność nie tylko na rynku
wewnętrznym, ale także światowym rynku biopaliw. Tymczasem rynek biopaliw
czeka na zmiany, aby rozpocząć produkcję. Oczekiwanie oznacza straty dotychczas
przedsiębiorcy zainwestowali ponad 0,5 miliarda złotych w produkcję biopaliw. Warte
zauważenia jest, że właśnie ustawodawstwo producenci biopaliw wskazali na
pierwszym miejscu obok kosztów produkcji jako najważniejsze uwarunkowanie,
przesłankę dla podjęcia aktywności na rynku paliw alternatywnych.
Trzeba też pamiętać o niepokojach społecznych, jakie powoduje wzrost cen
żywności. Za taki stan wini się wzrost wielkości produkcji biopaliw realizowany
kosztem produkcji zbóż alimentacyjnych. Zdaniem specjalistów, aby nie zaostrzać
sytuacji między producentami żywności a producentami biokomponentów należy
wykorzystywać przede wszystkim odłogi, marginalne grunty i inne źródła biomasy.
Potrzebna jest także szersza informacja na temat korzyści, jakie pojawiają się
w efekcie rozwoju rynku biopaliw. Opinia publiczna musi poznać całe spektrum
korzyści wynikających z produkcji i zastosowania biopaliw i biokomponentów, bo to
z jej grona wywodzą się konsumenci paliw.
Niewątpliwie polski rynek biopaliw potrzebuje jeszcze kilku lat na rozwój
ilościowy i wypracowanie właściwych mechanizmów funkcjonowania. Rzeczywistość
wskazuje, bowiem wyraźnie, że przepisy prawa tworzą pewne ramy działania, ale to
rachunek ekonomiczny nadaje mu sens.
LITERATURA
[1] Biedrzycka A.: Rynek biopaliw przyspiesza. Estrowy boom, Gigawat energia
nr7/2006
[2] Biokomponenty z LOTOSU, Gigawat energia nr10/2007
[3] Biopaliwa pod red. P. Grandziuka, Wydawnictwo Wieś Jutra, Warszawa 2003
[4] Freedonia Group http://www.freedoniagroup.com/Industry.aspx?IndustryId=ENRG
[5] Kosa M.: Prezydenckie veto już nie do odrzucenia. Biopaliwa do lamusa? Gigawat
energia nr 3/2003
166
[6] Kosa M.: W marcu Trybunał Konstytucyjny orzeknie nt. ustawy o biopaliwach.
Biopoczątki, Gigawat energia nr1/2004
[7] Kotowski W.: Coraz lepsze technologie, Agroenergtyka nr 1 (19) z 2007
[8] Kotowski W.: Rozwój biopaliw-efektywniejsze rolnictwo, Gigawat energia nr
4/2008
[9] Legutko Ł.: Polska zaczyna późno, Gigawat energia nr 10/2002
[10] Narodowy Cel Wskaźnikowy, Ministerstwo Gospodarki
[11] Propagowanie biopaliw jako skutecznej alternatywy dla ropy w sektorze
transportu, MEMO/07/5, Bruksela, 10 stycznia 2007 r.
[12] Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany
z wykorzystaniem danych statystycznych Eurostatu
[13] Rośliny energetyczne pod red. B. Kościka, Wydawnictwo Akademii Rolniczej
w Lublinie, Lublin 2003
[14] Sprzedaż biodiesla w górę, Gazeta prawna 28.10.2008
[15] Ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach (Dz. U. Nr
169, poz. 1199 z dnia 26.09.06.)
[16] Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata
2008-2014, dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 24 lipca 2007 r.
[17] Zakrzewski T.: Biopaliwa - Szansa czy konieczność?' Analiza sytuacji w Polsce
i na świecie, Krajowa Izba Biopaliw
[18] Zarządzane w energetyce pod red A. Chodowski i F. Krawiec, Difin, Warszawa
2008
[19] Wyniki badań własnych przeprowadzonych przez autorkę w 2008 r. wśród 50
polskich producentów biopaliw i biokomponentów
167
Rozdział 8
PRODUKCJA BIOPALIW A ZAGROŻENIE
STABILNOŚCI ŁAŃCUCHA
ŻYWNOŚCIOWEGO W EUROPIE
Piotr MĘDRZYCKI, Marek GAWORSKI
WSTĘP
Ostatnia dekada przyniosła bardzo duże zmiany w sposobie patrzenia na
środowisko naturalne, granice rozwoju ludzkości i cywilizacji oraz kurczące się
zasoby naturalne Ziemi. Rosnące obawy dotyczące zmian klimatycznych,
bezpieczeństwa energetycznego oraz niezawodności dostaw energii z zewnątrz,
a także stale rosnące zapotrzebowanie na ropę naftową doprowadziły do wzrostu
zainteresowania alternatywnymi źródłami energii, przede wszystkim biopaliwami.
Człowiek zaczął dostrzegać ogromny potencjał, jaki kryją w sobie paliwa
produkowane z biomasy.
Równie ważnym czynnikiem, jaki przyniosły ostatnie lata jest wzrost cen ropy
naftowej oraz innych surowców energetycznych do nienotowanych jeszcze w historii
poziomów. W szczególnie niekorzystnej sytuacji znalazła się Unia Europejska, gdzie
prawie cała energia zużywana w transporcie pochodzi właśnie z ropy naftowej.
Dlatego też rozwój rynku biopaliw oraz dążenie do wzrostu udziału biokomponentów
w paliwach transportowych są istotnym elementem unijnej polityki mającej na celu
poprawę bezpieczeństwa energetycznego przy zmniejszeniu zależności od importu
ropy naftowej z zewnątrz. Istotnym czynnikiem promowanej polityki jest także
spodziewany pozytywny wpływ na stan środowiska naturalnego – przede wszystkim
ograniczenie zanieczyszczenia powietrza atmosferycznego oraz redukcję emisji
dwutlenku węgla.
Rosnące
zapotrzebowanie
na
biopaliwa
sugeruje
konieczność
zagospodarowania coraz większych powierzchni użytków rolnych na cele produkcji
roślin energetycznych. Wobec równocześnie rosnącego zapotrzebowania na
surowce pochodzenia roślinnego dla coraz liczniejszej populacji ludności na świecie
pojawia się tym samym szereg dylematów dotyczących kierunków wykorzystania
powierzchni użytków rolnych. Skonfrontowanie oczekiwań w zakresie produkcji
biopaliw i surowców roślinnych przeznaczonych do przetwarzania na żywność
skłania do podejmowania dyskusji dotyczących transformacji zasobów ziemi
i wskazywania zagrożeń dla stabilności łańcucha żywnościowego, inspirowanych
zagadnieniami etyki w podejściu do rozwoju poszczególnych sektorów gospodarki
danych krajów [1], [2].
168
ZALEŻNOŚĆ ENERGETYCZNA UNII EUROPEJSKIEJ OD KRAJÓW TRZECICH
Bardzo niekorzystnym faktem, na który trzeba zwrócić uwagę, przy
rozważaniach dotyczących rozwoju i dalszych perspektyw dla rynku biopaliw jest
stale rosnąca zależność energetyczna Unii Europejskiej od krajów trzecich. Właśnie
biopaliwa często są postrzegane jako swoiste panaceum mające w pewnym stopniu
pomóc w uniezależnieniu się od importu surowców energetycznych z innych
regionów świata. Komisja Europejska coraz wyraźniej zaczyna traktować
alternatywne źródła energii, także te oparte na biomasie, jako istotne narzędzia
służące kształtowaniu polityki bezpieczeństwa energetycznego, co coraz częściej
znajduje potwierdzenie w ustawodawstwie unijnym.
Na rysunku 1 przedstawiono zależność wszystkich krajów członkowskich Unii
Europejskiej od energii importowanej spoza Wspólnoty w latach 1996-2006. Innymi
słowy, można powiedzieć, że wykres ten przedstawia, jaki procent energii zużywanej
w danym kraju pochodzi z zewnątrz. Niestety z zaprezentowanych danych można
wyczytać postępujący w ciągu ostatniej dekady wzrost uzależnienia energetycznego
całej Unii Europejskiej. W 2006 r. aż 53,8% skonsumowanej energii pochodziło
z importu zewnętrznego, dziesięć lat wcześniej wskaźnik ten wynosił 44,1%. W ciągu
badanego okresu, aż piętnaście krajów zwiększyło swój import energii. Wymienić
należy przede wszystkim Wielką Brytanię, która w 1996 r. była eksporterem energii
(wskaźnik wynosił -14,5%), a po dziesięciu latach stała się importerem (21,3%).
Tylko w latach 2004-2006 zależność energetyczna Wielkiej Brytanii wzrosła aż 4,5krotnie.
Rys. 1. Wzrost zależności energetycznej Unii Europejskiej od importu energii
z krajów trzecich
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [3] [4]
Znaczące zmiany zanotowała w ciągu dziesięciolecia także Polska. Przez
dekadę import zewnętrzny energii wzrósł 3,7-krotnie. Mimo to, Polska pozostaje
jednym z najlepiej ocenianych pod tym względem krajów, a zależność energetyczna
kraju pozostaje na poziomie jednym z najniższych w całej Unii Europejskiej (19,9%),
co może być pewnym zaskoczeniem. Jednak mimo wszystko, bardzo negatywnie na
169
całość wpływa fakt, że polska polityka dywersyfikacji dostaw energii cały czas
pozostaje w fazie dalekosiężnych projektów, a kraj pozostaje uzależniony
energetycznie właściwie od jednego dostawcy – Rosji, która w kwestii polityki
energetycznej, potrafi być dosyć nieprzewidywalnym partnerem.
Z drugiej strony należy zwrócić uwagę na kraje będące na przeciwnym
biegunie, czyli te, które zanotowały spadek uzależnienia energetycznego od
zewnętrznych dostawców. Wymienione zjawisko można zaobserwować wśród 11
państw należących do Unii Europejskiej. Na czele tej chlubnej stawki trzeba
wymienić Danię, która jeszcze w 1996 r. była importerem energii (22,8%), a po
dziesięciu latach przesunęła się na pozycję eksportera netto (przede wszystkim ropy
naftowej) z ujemnym wskaźnikiem zależności energetycznej (-36,8%). Dla
porównania warto zwrócić uwagę na kraj nie należący do Wspólnoty Europejskiej,
mianowicie na Norwegię. Jest to jedyny kraj w Europie, który posiada wskaźnik
zależności energetycznej na poziomie -773,8%, co wynika z faktu bycia producentem
gazu i ropy naftowej z dodatkową, znaczącą aktywnością w sferze eksportu
międzynarodowego.
Warto również zwrócić uwagę na produkcję energii w Unii Europejskiej ze
względu na źródło jej pozyskania. Następny wykres przedstawia strukturę energii
pierwotnej w postaci porównania stanu z 1996 r. (pierścień wewnętrzny) ze stanem
z 2006 r. (pierścień zewnętrzny). Wśród źródeł energii pierwotnej wyodrębniono
paliwa kopalne, czyli ropę naftową, gaz, węgiel kamienny i brunatny. Kolejną grupą
są odnawialne źródła energii, do których zaliczono energię słoneczną, wiatrową,
wodną, geotermalną a także energię wyprodukowaną z szeroko rozumianej biomasy.
Rys. 2. Struktura produkcji energii pierwotnej w Unii Europejskiej
(objaśnienia w tekście)
Źródło: tłumaczenie własne na podstawie danych [3] [4]
Analizując strukturę energii pierwotnej wyprodukowanej w Unii Europejskiej
warto zauważyć, że w stosunku do 1996 r. produkcja energii spadła z 971 Mtoe do
871 Mtoe, co daje mniej więcej różnicę wynoszącą 10%. Patrząc na dziesięcioletnią
perspektywę nie sposób nie zwrócić uwagi na fakt, że Europa w sposób wyraźny
zaczyna stawiać na rozwój energii jądrowej. W 2006 r. właśnie energia jądrowa
170
stanowiła główne źródło energii (29%) i jej udział wzrósł przez dekadę o 5%.
Powyższa uwaga w sposób szczególny dotyczy Francji, gdzie energia jądrowa
stanowi aż 86% ogólnej produkcji energii pierwotnej w skali całego kraju.
Równie ważnym paliwem jest gaz ziemny. Stanowi on 20% ogólnej struktury
energii pierwotnej w Unii Europejskiej, mimo że przez dekadę zanotowano spadek
produkcji tego surowca w wysokości ok. -15%. Spadek produkcji dotyczy również
ropy naftowej (-30%), węgla kamiennego (-44%) oraz brunatnego (-7%).
Z najbardziej znaczącym wzrostem mamy do czynienia przy porównywaniu stanu
produkcji energii opartej na odnawialnych źródłach (+44%). Dzięki tak znacznemu
wzrostowi produkcji odnawialne źródła energii są trzecim co do wielkości produkcji
źródłem energii pierwotnej.
Rys. 3. Struktura produkcji energii pierwotnej wśród pięciu największych
producentów UE
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [3] [4]
Największym producentem energii w Unii Europejskiej jest Wielka Brytania
(183 946 ktoe), z czego największą część stanowi produkcja z ropy naftowej (42%)
i gazu ziemnego (39%). Z drugiej jednak strony Wielka Brytania charakteryzuje się
także największą redukcją produkcji w badanym okresie, wynoszącą aż 30%. Fakt
ten znajduje swoje potwierdzenie w przytoczonym wcześniej problemie wzrostu
zależności energetycznej, czyli wzrostu importu energii z zewnątrz przez Wielką
Brytanię. Drugim producentem energii są Niemcy (136 850 ktoe), które 39% swojej
produkcji opierają na paliwach stałych, czyli węglu kamiennym i brunatnym. Kolejną
pozycję w Unii Europejskiej zajmuje Francja (135 567 ktoe), która większość swojej
produkcji energii pierwotnej opiera, jak już wspomniano, na energetyce jądrowej.
Wśród największych producentów energii znalazła się także Polska (76 848 ktoe),
gdzie aż 71% wyprodukowanej energii pochodzi z węgla kamiennego. Warto także
wspomnieć, że przez dekadę redukcja produkcji energii opartej na węglu kamiennym
sięgnęła 21%, co można uznać za spory sukces i krok naprzód w kierunku
modernizacji polskiej energetyki.
171
Dla zobrazowania podanych wielkości produkcji energii pierwotnej, warto
spojrzeć na wykres charakteryzujący strukturę konsumpcji energii w Unii Europejskiej
w latach 1996-2006 według rodzaju paliwa (struktura wykresu tak jak wcześniej).
Poprzez konsumpcję energii należy rozumieć produkcję własną plus import, plus
zmiany zapasów, oraz wszystko pomniejszone o eksport. Słowem komentarza warto
dodać, że łączna konsumpcja energii w 2006 r. wyniosła 1,83 mln toe, co oznacza
wzrost w stosunku do 1996 r. wynoszący ok. 6%. W 1997 r. obranym celem dla Unii
Europejskiej było osiągnięcie przez OZE poziomu 12% w ogólnej konsumpcji energii
do 2010 r. Obecnie cel ten został zrewidowany i zakłada osiągnięcie 20% przed
2020 r.
Rys. 4. Struktura konsumpcji energii pierwotnej w Unii Europejskiej
Źródło: [3] [4]
Mając już podstawową wiedzę można powiedzieć, że analiza wskaźników
produkcji i konsumpcji energii w Unii Europejskiej jest dość niepokojąca, gdyż
udowadnia w sposób dobitny nieskuteczność europejskiej polityki bezpieczeństwa
energetycznego. Europa coraz bardziej zaczyna być zdana na import energii
pierwotnej z zewnątrz, szczególnie ze strony rosyjskiej, która również poprzez swoją
postawę na arenie międzynarodowej stara się wpływać zniechęcająco na zmianę
tego trendu przez europejskich decydentów. Wiadomo, że postęp, jaki nieustannie
ma miejsce wśród społeczeństw zachodu, automatycznie wiąże się ze zwiększoną
konsumpcją energii – to jest również jedna z cech szczególnych i wyznaczników
nowoczesnego społeczeństwa. Tymczasem, niestety obserwuje się niepokojący
trend polegający na stopniowym spadku wytwarzania własnej energii przez kraje Unii
Europejskiej i coraz głębsze uzależnianie się od nie zawsze godnych zaufania
partnerów zewnętrznych.
Dlatego też wokół odnawialnych źródeł energii w tym biopaliw unosi się swego
rodzaju aura przyjazności, gdyż są one dodatkowym, bardzo znaczącym strumieniem
służącym bilansowaniu się rosnących potrzeb energetycznych nowoczesnych
społeczeństw.
172
BIOPALIWA W UNII EUROPEJSKIEJ
Wspieranie produkcji biopaliw ma na celu rozwiązywanie problemów
związanych z: redukcją emisji gazów cieplarnianych, dekarbonizacją paliw
transportowych, dywersyfikacją oraz zabezpieczeniem źródeł zaopatrzenia w paliwa,
a także jest okazją na stworzenie nowych szans rozwoju obszarów wiejskich
i opracowanie trwałych substytutów dla wyczerpujących się paliw kopalnych. Główną
siłą sprawczą, popychającą państwa Unii Europejskiej, a przede wszystkim ich rządy
do działania wydaje się być kwestia ochrony środowiska i wypełniania postanowień
zawartych w Protokole z Kioto. Protokół ten, podpisany w 1997 r., obliguje większość
sygnatariuszy do ograniczenia do 2012 r. własnych emisji gazów cieplarnianych
o wynegocjowane wartości, stanowiące co najmniej 5% poziomu emisji z 1990 r.
Równie ważny okazał się także fakt, że 21% emisji wszystkich gazów cieplarnianych
pochodzi z sektora transportowego, tak więc redukcja tej wartości jest jedną
z prostszych dróg prowadzących do realizacji zawartych postanowień [5].
Ropa naftowa jest źródłem ogromnych wpływów do budżetów państw. Kraje
europejskie otrzymują dodatkowo aż 75% jej wartości poprzez system
opodatkowania ropy i produktów powstałych z jej przerobu [6]. Bezpieczeństwo
energetyczne, czyli stan oznaczający brak zagrożenia przerwania dostaw paliw
i energii, jest kluczowym czynnikiem decydującym o suwerenności i musi być
kreowane przez solidarną politykę państw członkowskich. Większa produkcja
biopaliw może być jednym z narzędzi, dzięki któremu Wspólnota może zmniejszyć
swoje uzależnienie od zewnętrznych dostawców surowców energetycznych, przede
wszystkim ropy naftowej, której cena ulega w ostatnich miesiącach dużym wahaniom
i jest obarczona sporymi niepewnościami.
Biopaliwa pierwszej generacji (czyli te pochodzące z roślin jadalnych np. zbóż
lub oleistych) mogą być stosowane obecnie jako niskoprocentowe domieszki do
tradycyjnych paliw pochodzących z przerobu ropy naftowej. Dolewanie do benzyny
bądź oleju napędowego, określonej ilości biopaliw jest zatem najprostszą metodą,
która przyczynia się do realizowania postanowień o redukcji emisji gazów
cieplarnianych. Dodatkową zaletą tego rozwiązania jest to, że dotyczy ono całej floty
samochodowej. Należy jednak zwrócić uwagę na to, że dla Unii Europejskiej, kwestia
znalezienia odpowiedniego substytutu dla diesla jest niezwykle ważna, ponieważ
obecnie Wspólnota jest importerem netto oleju napędowego (problem nie dotyczy
benzyny, gdyż UE jest eksporterem tego paliwa). Niestety nawet przy zastosowaniu
najnowocześniejszych obecnie technologii, biopaliwa pochodzące z Unii Europejskiej
nie będą w stanie konkurować z paliwami kopalnymi. Szacuje się, że europejski
biodiesel osiąga swój próg rentowności wówczas, gdy cena baryłki ropy naftowej na
światowych rynkach wynosiłaby ok. 60 euro za baryłkę, natomiast dla bioetanolu
próg opłacalności wynosi 80-90 euro [5].
ZAGROŻENIA DLA SEKTORA ŻYWNOŚCIOWEGO ZWIĄZANE Z EKSPANSJĄ
BIOPALIW
Z rosnącą popularnością biopaliw w Unii Europejskiej związany jest nie tylko
aspekt polityczny czy też ekologiczny. Wzrost cen paliw kopalnych, w szczególności
tych pochodzących z przerobu ropy naftowej sprawił, że niektóre produkty rolne
zaczęły być postrzegane jako atrakcyjne substytuty dla tradycyjnych nośników
energii. Rezultatem tego jest generowanie przez sektor energetyczny dodatkowego
popytu na niektóre produkty roślinne, który jest w stanie wpływać na ceny tych
173
produktów. Szczególnie groźna wydaje się być konkurencja, jaka pojawiła się na
poziomie alokacji zasobów, czyli problem wykorzystania na cele energetyczne
artykułów rolnych, które potencjalnie mogłyby być przeznaczone na cele
konsumpcyjne.
W gospodarce żywnościowej bardzo często używa się pojęcia
bezpieczeństwa żywnościowego. Organizacja Narodów Zjednoczonych ds.
Wyżywienia i Rolnictwa (FAO) definiuje stan bezpieczeństwa żywnościowego jako
sytuację, która występuje, gdy każdy człowiek w każdej chwili ma fizyczny
i ekonomiczny dostęp do żywności, która spełnia jego wymagania dietetyczne,
niezbędne do prowadzenia aktywnego i zdrowego stylu życia. \
1. Fizyczna dostępność żywności – czyli niezbędny wolumen żywności
wytworzonej w kraju, który jest wystarczający do zaspokojenia
minimalnego, najbardziej podstawowego zapotrzebowania biologicznego
organizmu. Warunek ten jest spełniony w wyniku prowadzenia
odpowiedniej polityki przez państwo oraz osiąganie strategicznych celów
dla polityki żywnościowej kraju. Polityka ta powinna zmierzać do
uzyskiwania najbardziej pożądanych stanów fizycznej dostępności
żywności.
2. Ekonomiczna dostępność żywności – to stan, który jest niezwykle
pożądany i występuje wtedy, gdy wszystkie grupy społeczne, przede
wszystkim te najbiedniejsze są w stanie zaspokoić swoje podstawowe
potrzeby żywnościowe. Ten warunek jest mierzalny przy pomocy takich
wskaźników jak: siła nabywcza ludności, udział wydatków na żywność
w wydatkach ogółem oraz poprzez badanie zasięgu sfery ubóstwa.
3. Dzienna racja żywnościowa jest optymalna, a dostępna żywność jest
odpowiednia pod względem zdrowotnym – każdy produkt dopuszczony
do bezpośredniego spożycia musi być obowiązkowo wolny od skażeń
zarówno biologicznych jak i chemicznych oraz radiologicznych. Racja
żywnościowa musi być tak dobrana, aby dostarczyć niezbędnych
składników odżywczych w zależności od wieku, rodzaju wykonywanej
pracy, a także płci.
Nie ulega wątpliwościom, że zasadniczą rolę będzie odgrywało spełnienie
dwóch pierwszych warunków, gdyż trudno przypuszczać, by produkcja biopaliw
wpływała w jakiś sposób na wartość odżywczą żywności.
W pierwszym rzędzie warto przeanalizować ewentualny wpływ biopaliw na
fizyczną dostępność żywności. W tym celu należy zwrócić uwagę na trzy zasadnicze
kwestie: strukturę użytkowania gruntów oraz istniejące tendencje do spadku
powierzchni gruntów ornych w strukturze użytków rolnych, problem zwiększania
areałów upraw roślin energetycznych kosztem roślin konsumpcyjnych, a także na
wielkość wykorzystania poszczególnych rodzajów roślin na cele biopaliwowe.
Fizyczna dostępność żywności
W chwili obecnej nie ulega żadnym wątpliwościom, że w Unii Europejskiej
mamy do czynienia ze zjawiskiem spadku udziału gruntów ornych w powierzchni
ogólnej państw należących do Wspólnoty. Na pewno czynników zaistniałego stanu
rzeczy jest wiele, ale przede wszystkim głównym powodem jest rozwój gospodarczy,
jaki dokonał się przez minione 15 lat szczególnie wśród państw, które przystąpiły do
UE po 2004 r. Szczególnym przypadkiem jest Litwa, gdzie w 1995 r. grunty orne
stanowiły niemal połowę powierzchni całkowitej, a po dwunastu latach udział ten
174
spadł do 28,1%. Tego typu sytuacja, może w mniej drastycznej formie jest
charakterystyczna praktycznie dla każdego kraju, który dołączył do starej piętnastki.
Wyjątkiem nie jest również Polska, gdzie udział gruntów ornych w powierzchni
całkowitej skurczył się o ponad 8% i co ważniejsze ten trend wydaje się być
podtrzymywany w dalszym ciągu, szczególnie w kontekście konieczności dalszej
rozbudowy i modernizacji infrastruktury kraju, a także znowelizowanej ustawy
o ochronie gruntów rolnych i leśnych, która w swym nowym brzmieniu przewiduje
odrolnienie gruntów rolnych położonych na terenie miast oraz wyłącza spod działania
ustawy grunty niższych klas w obrębie obszarów wiejskich.
Taka sytuacja z pewnością nie pozostaje bez wpływu na wielkość produkcji
rolnej krajów Unii Europejskiej. Według Eurostatu w okresie 2003-2007 mieliśmy do
czynienia z trendem spadkowym w produkcji zbóż, a maksimum produkcji przypadało
na 2004 r., kiedy to łączna produkcja Unii Europejskiej wyniosła 324,8 mln ton zbóż,
z czego ok. 42% stanowiła pszenica zwyczajna. Trend ten nie dotyczy rzepaku, otóż
w analogicznym okresie jego produkcja wzrosła o ok. 75% do 18 mln ton, przez co
w chwili obecnej jest czwartą co do wielkości produkcji rośliną w UE.
W 2008 r. sytuacja uległa pewnej zmianie, spowodowanej gwałtownym
wzrostem cen zbóż, jaki miał miejsce w 2007 r., który dodatkowo pociągnął za sobą
rosnące obawy związane z zachwianiem równowagi między popytem i podażą
artykułów żywnościowych na rynku globalnym. W 2008 r., w porównaniu z rokiem
poprzednim, nastąpił wzrost produkcji zbóż o 10%, a silny trend wzrostowy w
przypadku rzepaku został wyhamowany, jego produkcja pozostała na wcześniejszym
poziomie wynoszącym 18 mln ton. Według Eurostatu łączna wielkość produkcji zbóż
wyniosła ok. 315 mln ton.
Analogicznie do tej sytuacji przedstawia się analiza zmian wielkości areałów
upraw wymienionych roślin. Praktycznie do 2008 r. mamy do czynienia z faktycznym
zmniejszaniem się powierzchni upraw zbóż, a z drugiej strony uwagę zwraca
ogromny, bo wynoszący ok. 150% wzrost areałów przeznaczonych pod rzepak.
Przywołując wcześniejszą myśl sygnalizującą realny spadek wielkości użytków
rolnych i gruntów ornych w Unii Europejskiej, można się domyślać, że wzrost
powierzchni przeznaczanej pod rzepak rzeczywiście odbywał się kosztem gruntów
na których wcześniej prowadzono produkcję roślin przeznaczonych na cele
spożywcze. Tak samo jak w przypadku produkcji zbóż, w 2008 r. nastąpiła zmiana
polegająca na zwiększeniu się powierzchni przeznaczonych na ich uprawę o 5,7% do
50 mln ha, kosztem spadku upraw rzepaku wynoszącym 3,1% [7] [8].
Znając powyższe dane, warto odpowiedzieć na pytanie, jaka część zbóż oraz
roślin oleistych jest przeznaczana na cele biopaliwowe. Amerykański Instytut
Żywności i Badań nad Polityką Rolną (FAPRI) prowadzi od paru lat bardzo
szczegółowe badania w tej kwestii nie tylko dla obszaru USA, ale także i Unii
Europejskiej. Warto przyjrzeć im się bliżej.
W tabelach 1 i 2 przedstawiono wykorzystanie trzech podstawowych typów
zbóż do produkcji bioetanolu w latach 2006-2010, oraz oleju rzepakowego do
produkcji biodiesla w podobnym okresie czasu. Warto dodać, że dane za lata 20092010 obejmują prognozę spodziewanych wartości.
W 2008 r. kraje Unii Europejskiej wyprodukowały łącznie ponad 284 mln ton
zbóż (pszenica, kukurydza, jęczmień). Na produkcję etanolu, spośród trzech
głównych zbóż-substratów, zużyto ok. 2,4 mln ton. Łatwo policzyć, że zboża
przeznaczane na produkcję bioetanolu stanowią zaledwie 0,85% ogółu. W 2006 r.,
jak wynika z zestawienia przeznaczono na produkcję bioetanolu największą ilość
zbóż, nie mniej jednak stanowiła ona zaledwie 1,72% ogólnej produkcji, przy
175
uwzględnieniu niskich plonów z tego okresu, czyli tak naprawdę jest to tylko kropla
w morzu.
Tabela 1. Wykorzystanie wybranych gatunków zbóż do produkcji bioetanolu
Wyszczególnienie
2006
2007
2008
2009*
w tysiącach ton
Pszenica
3 408
1 369
1 385
1 663
Kukurydza
487
489
378
453
Jęczmień
730
1,076
630
756
2010*
1 947
531
885
*wartości prognozowane przez FAPRI
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [9]
Tabela 2. Wykorzystanie oleju rzepakowego do produkcji biodiesla
Wyszczególnienie
2006
2007
2008
2009*
w tysiącach ton
Produkcja oleju
rzepakowego
6 690
7 425
8 140
8 165
ogółem:
Przeznaczenie na:
Produkcje
biodiesla
4 675
4 743
5 685
6 139
i in. cele
przemysłowe
Cele spożywcze
2 415
2 485
2 482
2 467
2010*
8 443
6 676
2 427
*wartości prognozowane przez FAPRI
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [9]
W przypadku rzepaku sytuacja wygląda nieco inaczej. Biodiesel, który jest
produkowany przede wszystkim z oleju rzepakowego ma obecnie strategiczne
znaczenie dla Unii Europejskiej. Praktycznie w sposób nieprzerwany od wielu lat
ilość wytwarzanego biodiesla znajduje się w silnym trendzie wzrostowym.
Oczywistym jest, że w ślad za tym rośnie również ilość wytwarzanego oleju
rzepakowego, którego produkcja w większości jest pochłaniana przez sektor
biopaliw. Oczywiście olej rzepakowy znajduje również zastosowanie spożywcze, ale
jak wynika z obliczeń FAPRI, ilość oleju rzepakowego przeznaczanego na cele
konsumpcyjne od wielu lat utrzymuje się na stałym poziomie wynoszącym mniej
więcej 2,4-2,5 mln ton. Według prognoz FAPRI, nic nie wskazuje na to, aby
w następnych latach produkcja biodiesla w Unii Europejskiej nagle wyhamowała lub
wręcz spadła. Jest to sektor niezwykle perspektywiczny, biorąc pod uwagę obecne
zaangażowanie władz unijnych, które wydają się być zdeterminowane do osiągnięcia
założonego celu dywersyfikacji dostaw ropy naftowej. Ponadto trzeba również wziąć
pod uwagę cel wyznaczony na 2020 r., czyli 10% udział biopaliw w masie ogólnej
paliw silnikowych stosowanych w transporcie, a to jak wiadomo wymaga
permanentnego zwiększania wielkości produkcji w każdym roku. Ważny jest również
fakt rosnącej w Europie popularności aut z silnikiem diesla, który również w sporym
stopniu przemawia za podtrzymaniem trendu wzrostowego w produkcji biodiesla
przez najbliższe lata.
Na koniec rozważań dotyczących fizycznej dostępności żywności, warto
przywołać wypowiedź Pani Mariann Fischer Boel, Komisarz odpowiedzialnej za
rolnictwo i rozwój wsi. W swoim przemówieniu wygłoszonym w Brukseli 6 maja
176
2008 r. stwierdziła, że w obliczu gwałtownie rosnących w ostatnich latach cen
żywności na światowych rynkach, opinia publiczna, szczególnie w Europie, zrzuciła
główną odpowiedzialność za taki stan rzeczy na sektor biopaliwowy, tworząc tak
naprawdę w ten sposób z biopaliw „kozła ofiarnego”. Potwierdzono również w tej
wypowiedzi zawarte wcześniej wyliczenia mówiące, że obecnie produkcja bioetanolu
pochłania zaledwie 1% zbóż wyprodukowanych przez kraje członkowskie. Ponadto
Pani Fischer Boel stwierdza, że z symulacji i badań przeprowadzanych przez
Komisję Europejską, wynika że w 2020r., 80% biopaliw produkowanych w Unii
Europejskiej będzie pochodzić z surowców wyprodukowanych wewnątrz Wspólnoty.
Osiągnięcie tego celu będzie wymagało przeznaczenia na uprawę roślin dla sektora
biopaliwowego ok. 15% powierzchni gruntów ornych [10].
Ekonomiczna dostępność żywności
Fizyczna dostępność żywności jest tak naprawdę dopiero jedną stroną medalu
jeżeli chodzi o rozważania podjęte w niniejszej pracy. Cóż z tego, że półki
praktycznie każdego sklepu uginają się pod ciężarem produktów żywnościowych,
gdy hipotetycznie, jest ona niedostępna cenowo dla konsumentów? W obecnej
sytuacji gospodarczo politycznej, w przypadku Unii Europejskiej ważnym problemem
jest nie tylko to czy żywność jest rzeczywiście dostępna, ale to czy pieniężne oraz
w pewnym stopniu niepieniężne środki, jakimi dysponuje ludność są wystarczające,
aby umożliwić wszystkim dostęp do odpowiednich ilości żywności. Kluczowymi
czynnikami wpływającymi na zmiany w dostępie do żywności w sensie
ekonomicznym są rzeczywiste dochody ludności oraz rzeczywiste ceny żywności.
Oczywiste jest to, że wyższe ceny żywności zmniejszają siłę nabywczą
konsumentów, czyli w pewnym stopniu wpływają negatywnie na bezpieczeństwo
żywnościowe ludności. Jednakże wzrost cen nigdy nie może trwać
w nieskończoność, a ponadto zjawisko wzrostu cen zwykle nie dotyczy zarazem
wszystkich grup artykułów żywnościowych, a dynamika tych wzrostów jest bardzo
różna. W dłuższej perspektywie artykuły rolne nie mogą drożeć szybciej niż ceny
nośników energii np. ropy naftowej. Dzieje się tak dlatego, że w przypadku Unii
Europejskiej, paliwa otrzymywane z surowców roślinnych mają na dzień dzisiejszy
wielkie aspiracje, aby stać się konkurencyjnymi nośnikami energii w stosunku do
swoich tradycyjnych odpowiedników. Taka sytuacja będzie trwać zapewne dopóty
dopóki technologia produkcji biopaliw drugiej generacji nie będzie na tyle rozwinięta,
aby umożliwić produkcję biopaliw bez użycia jadalnych surowców roślinnych przy
możliwie niskich kosztach produkcji tak aby można było mówić o jakiejkolwiek
konkurencyjności a co za tym idzie atrakcyjności. Rozwój biopaliw drugiej generacji
zlikwidowałby również w pewnym stopniu ważny problem alokacji zasobów, gdyż
wówczas mielibyśmy do czynienia ze zjawiskiem stopniowego zaniku konkurencji
o surowce roślinne pomiędzy sektorem spożywczym a sektorem biopaliw. Jednakże
póki co wśród biopaliw produkowanych obecnie, dominują te pozyskiwane z roślin
jadalnych i trzeba sobie zdawać z tego sprawę, że ceny żywności będą w najbliższej
przyszłości w dużym stopniu uzależnione od cen energii. A więc jeżeli wzrost cen
tradycyjnych nośników energii nie zostanie trwale wyhamowany, to możemy się
spodziewać stale rosnącej popularności i produkcji alternatywnych źródeł energii,
czyli również biopaliw. Niestety według szacunków FAO wynika, że wyższe ceny
żywności w największym stopniu dotkną kraje rozwijające się oraz te należące do
grupy krajów Trzeciego Świata. Głównym czynnikiem decydującym o tym jaki sposób
wyższe ceny będą odziaływać na gospodarki państw jest to czy dany kraj jest
177
importerem czy eksporterem żywności. Dla krajów, które należą do eksporterów,
wyższe ceny żywności niewątpliwie mogą przynieść pewne korzyści lecz dla krajów
ubogich, których deficyt w handlu żywnością powiększa się rok rocznie, ta nowa
sytuacja związana z ekspansją biopaliw jest niestety bardzo niekorzystna. Analizy
FAO mówią, że globalne wydatki na import żywności w samym tylko 2007 r. wzrosły
o 29% w stosunku do rekordu ustanowionego rok wcześniej. Wzrost ten w głównej
mierze był spowodowany skokiem cen importowych dla zbóż oraz roślin oleistych,
czyli głównych artykułów wykorzystywanych w produkcji biopaliw.
Jednakże sytuacja Unii Europejskiej wydaje się nie być aż tak bardzo
dramatyczna. Kraje Unii z nielicznymi wyjątkami (Belgia, Malta, Portugalia) są
samowystarczalne żywnościowo. Jednakże z drugiej strony trzeba zwrócić uwagę na
rosnące z każdym rokiem spożycie zbóż oraz zapotrzebowanie płynące z sektora
biopaliw, szczególnie na olej rzepakowy. W kontekście malejących areałów upraw
oraz konieczności dalszego zwiększania udziału biopaliw w transporcie do 2020 r.
sytuacja może z każdym rokiem ulegać stopniowemu pogorszeniu.
Abstrahując od czynników wpływających najmocniej na kształt cen żywności
trzeba zauważyć, że na terenie Unii Europejskiej żywność drożeje praktycznie
nieustannie od 1996 r., czyli od początku prowadzenia dokładnych statystyk w tej
dziedzinie przez Eurostat. Miernikiem używanym przez Europejski Bank Centralny
i Eurostat do badania poziomu inflacji i stabilności cen w Unii Europejskiej jest
wskaźnik zmian cen towarów i usług konsumpcyjnych HICP (Harmonised Index of
Consumer Prices). W latach 1996-2008, żywność drożała w tempie bardzo zbliżonym
do wzrostu inflacji – wyrażonej w danych Eurostatu jako HICP all-items – czyli
odpowiednio 31% i 27% w ciągu około 12 lat. Obecnie w skali rocznej ceny żywności
w Unii Europejskiej rosną prawie dwa razy szybciej niż inflacja. Największy wzrost
jest odczuwalny szczególnie wśród nowych członków Unii Europejskiej, czyli
w Bułgarii i Rumunii, ale także na Łotwie i w Estonii.
W przypadku Unii Europejskiej problem wpływu ekspansji sektora biopaliw na
ekonomiczną dostępność żywności, czyli jeden z filarów bezpieczeństwa
żywnościowego, sprowadza się przede wszystkim do analizy wpływu tego sektora na
ceny produktów rolnych oraz żywności, choć nie wolno zapominać o równie ważnym
czynniku jakim są dochody i siła nabywcza konsumentów. Jak nietrudno się domyślić
zdania na ten temat są niezwykle podzielone.
Warto również wspomnieć o tendencjach światowych, które również wywierają
wpływ na taką sytuację. Godnym uwagi wydaje się być amerykański rynek
bioetanolu, który wywiera niezaprzeczalny wpływ na światowe rynki zbóż, przede
wszystkim na kukurydzę. Dzieje się tak pomimo tego, że choć produkcja etanolu nie
jest w przypadku Unii Europejskiej relatywnie duża, jednak już w przypadku Stanów
Zjednoczonych jest ona, jak wynika z raportu FAPRI na 2009 r., ponad
piętnastokrotnie większa. Niestety amerykański bioetanol jest w ok. 98%
otrzymywany właśnie z kukurydzy. Rosnące zużycie kukurydzy do produkcji
bioetanolu w USA niesie za sobą poważne konsekwencje globalne, bowiem właśnie
do Stanów Zjednoczonych należy jedna-trzecia światowej produkcji kukurydzy oraz
dwie-trzecie światowego eksportu. Tymczasem ok. 25% produkcji kukurydzy
przeznaczono w latach 2007/08 na produkcję biopaliw [11].
Zmiany cen na rynkach pozostałych produktów roślinnych zmieniają się
również w ślad za zmianami w cenach relatywnych. Wzrost cen kukurydzy postępuje
wraz z rosnącym zapotrzebowaniem na ten surowiec płynącym głównie z sektora
biopaliw. Oczywistym jest to, że wyższe ceny zaostrzają i zwiększają konkurencję
popytową między tymi sektorami gospodarki, które opierają swoją produkcję właśnie
178
na tym surowcu (np. spirytusowy, żywnościowy etc.) oraz także podnosi koszty pasz
w sektorze produkcji zwierzęcej. Zatem rosnące ceny kukurydzy powodują również
spadek jej udziału w spasaniu, przez co zmuszają do wypełnienia tej luki innymi
zbożami np. pszenicą, co oczywiście zmniejsza jej podaż na inne cele. Podobne
implikacje mają również miejsce na rynkach zbóż konsumpcyjnych Unii Europejskiej.
Trzeba mieć świadomość, że wraz ze wzrostem znaczenia biopaliw w bilansie zbóż
konsumpcyjnych, popyt ze strony tego sektora jest w stanie wpływać na ceny tych
zbóż oraz ograniczać popyt w innych segmentach rynku [12].
Nie ulega żadnym wątpliwościom, że biopaliwa wywierają niezaprzeczalny
wpływ na rynki rolne krajów Unii Europejskiej. Choć trzeba przyznać szczerze, że
dotychczas nie istnieje żadna racjonalna analiza problemu, która sformułowałaby
rozsądne prognozy długoterminowe pod kątem perspektyw sektora żywnościowego
oraz sektorów zbóż i roślin oleistych w świetle ekspansji paliw produkowanych
z biomasy [13] [14] [15].
LITERATURA
[1] Gaworski M.: Ethics and transformation of Polish food chain. 6th Congress of the
EurSafe, Oslo, Norway, Wageningen Academic Publisher, 2006, p. 270-273.
[2] Winiarski B.: (red.) Polityka gospodarcza. Warszawa, PWN, 2006.
[3] Eurostat: 2007. Panorama of Energy: Edition 2007.
[4] Eurostat: 2008. Key figures in Europe. Edition 2009.
[5] Komisja Wspólnot Europejskich. Strategia UE na rzecz biopaliw, 2006.
[6] Galwas-Zakrzewska M., Makles Z.: Biopaliwa w polityce ekologicznej Unii
Europejskiej. Bezpieczeństwo pracy nr 7-8/2003. CIOP-PIB, 2003.
[7] Eurostat: 2008. Large changes in main crop areas in the EU in 2008. Statistics in
focus 59/2008 Agriculture and fisheries.
[8] Eurostat: 2008. EU-27 crop production in 2008. Data in focus 41/2008 Agriculture
and fisheries.
[9] Food and Agricultural Policy Research Institute (FAPRI). U.S and World
Agricultural Outlook, 2009.
[10] Fischer Boel M.: Biofuels: more valuable as fuel than as a scapegoat.
Wystąpienie w trakcie konferencji organizowanej przez EPC (European Policy
Centre) w Brukseli, 6.05.2008 r.
[11] Mitchell D.: A Note on Rising Food Prices. The World Bank, 2008.
[12] Wpływ uwarunkowań prawnych, ekonomicznych, środowiskowych oraz zmian
zachodzących na światowym rynku na rozwój rynku zbóż, roślin oleistych i
wysokobiałkowych w Polsce. IERiGŻ-PIB, Warszawa, 2008.
[13] FAO. The State of Food and Agriculture. Biofuels: prospects, risks and
opportunities. 2008.
[14] FAO. The State of Food Insecurity in The World. 2008.
[15] Mędrzycki P.: Produkcja biopaliw a zagrożenie bezpieczeństwa żywnościowego
w Unii Europejskiej. Praca magisterska, maszynopis, Wydział Inżynierii
Produkcji, SGGW, Warszawa, 2009.
179
Rozdział 9
PRODUKCJA BIOPALIW A ZASOBY
SUROWCÓW ODPADOWYCH
Adam KUPCZYK, Małgorzata POWAŁKA
WSTĘP
Rozwój gospodarczy jest uzależniony od dostępności źródeł energii
dostarczanych z surowców kopalnianych. Dynamiczny rozwój przemysłu
motoryzacyjnego oraz usług przewozowych i wzrost zapotrzebowania na paliwa
spowodowały, że zasoby tych surowców kurczą się radykalnie [1]. Według badań
przeprowadzonych przez Europejskie Centrum Badań Statystycznych „EUROSTAT”
ilość samochodów osobowych w ciągu ostatniej dekady w Unii Europejskiej uległa
potrojeniu a ceny benzyny i oleju napędowego w ciągu siedmiu lat wzrosły niemalże
o 30%.
Prognozę zużycia surowców kopalnianych, w porównaniu z rozwijającym się
udziałem paliw alternatywnych przedstawia rysunek 1 [2].
Rys. 3. Prognoza zużycia surowców kopalnianych
W ciągu najbliższych lat zmniejszać się będzie wydobycie ropy naftowej
z istniejących złóż a zaczną dominować surowce odnawialne różnego pochodzenia
(drewno, słoma, odpady i inne), wykorzystywane do produkcji paliw.
Deficyt energii i surowców, głównie ropy i gazów ziemnych oraz wydobywanie
ich z coraz głębszych pokładów, powodujące degradację środowiska naturalnego
sprawiły, że zaczęto poszukiwać alternatywnych źródeł energii. W związku z tym w
180
ostatnich latach znacznie wzrasta zainteresowanie odnawialnymi źródłami energii
(OZE), w tym biopaliwami transportowymi. Odnawialne źródła energii to źródła
wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania
słonecznego, energię geotermalną, wód, energię pozyskaną z biomasy i biogazu.
Wykorzystanie biopaliw jest od kilku lat promowane przez UE jako remedium
na wysokie uzależnienie od importu ropy naftowej i pomysł na niższe emisje CO2 do
atmosfery [3]. Większość krajów europejskich uruchomiło programy mające na celu
wprowadzenie nowych technologii pozyskiwania czystej energii odnawialnej. Stąd
coraz większe jest zainteresowanie surowcami czerpanymi z roślin energetycznych,
takich jak: trzcina cukrowa, kukurydza, rzepak, słoma, zwierzęce i roślinne produkty,
drewno i odpady, które mogą być przetworzone na biopaliwa, wykorzystywane
w transporcie [4].
Początek bieżącej dekady zaowocował dwoma ważnymi dyrektywami UE
w zakresie:
¾ promocji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na europejskim rynku
energii elektrycznej, Dyrektywa 2001/77/EC [5];
¾ promocji biopaliw transportowych (projekt z 2001 r., zaakceptowany
w 2003 r.), Dyrektywa 2003/30/EC [3].
Uzgodnienia Międzynarodowej Konferencji w Kioto, miały za zadanie
zredukować emisję gazów cieplarnianych w latach 2008 – 2012 średnio o 5,2%
w stosunku do 1990 roku. Częściowym tylko sukcesem kończy się wdrożenie
dyrektywy 2003/30/EC. Zamiast 5,75% energii biopaliw transportowych w 2010 r. UE27 osiągnie prawdopodobnie nieco powyżej 4%; tylko nielicznym krajom uda się
osiągnąć zakładaną wielkość udziału.
Mimo pewnych niepowodzeń, UE stała się światowym liderem w zakresie
energetyki odnawialnej i Rada Europejska w dniu 8 marca 2007 roku dała propozycję
tzw. pakietu klimatycznego, zwanego też „eko-energetycznym” lub pakietem
„3 x 20%”, którego głównym założeniem jest zmniejszenie emisji dwutlenku węgla.
[6,7]. W dokumencie tym zakłada się, że do 2020 roku 20% energii w UE ma
pochodzić z odnawialnych źródeł, emisja gazów cieplarnianych ma zostać
zredukowana o 20% (w stosunku do poziomów z 1990 roku) oraz zużycie energii
z odnawialnych źródeł ma wzrosnąć do 20%. Pakiet budzi w Polsce wiele
kontrowersji. Pojawiają się pytania, czy wyznaczone w nim cele są dla Polski realne.
Uważa się, że ich realizacja to dla Polski zbyt duże obciążenie, a z drugiej strony
jednocześnie szansa na rozwój gospodarczy. Eksperci szacują, że na spełnienie
stawianych wymagań trzeba będzie przeznaczyć nawet 100 mld zł.
BIOPALIWA A CENY ŻYWNOŚCI
W ostatnich latach na całym świecie obserwowany jest szybki wzrost ceny
produktów rolnych i żywności. Szukając przyczyn tego stanu, wymienia się
dynamiczny rozwój sektora biopaliw transportowych. Na pewno istotne znaczenie dla
kształtowania się cen produktów rolniczych ma wybór surowców do produkcji
biopaliw. Obecnie produkowane są biopaliwa pierwszej generacji, wytwarzane
z roślin jadalnych, jakich jak zboża czy rzepak oraz biopaliwa drugiej generacji,
wytwarzane z niejadalnych roślin energetycznych, z odpadów pochodzenia
rolniczego i drzewnego czy zestalonych odpadów miejskich. Rozwój produkcji
biopaliw przyczynił się na pewno do wzrostu popytu na produkty rolne używane do
ich produkcji. Są to przede wszystkim kukurydza, pszenica i rzepak (tabela 1).
181
Tabela 1. Plony roślin w 27 krajach Unii Europejskiej (t z 1 ha) [8]
Wyszczególnienie
2007
2008
Pszenica ogółem
- miękka
- twarda
Kukurydza (ziarno)
Rzepak
Ziemniaki
4,84
5,10
2,84
5,77
2,80
28,40
5,35
5,65
3,09
6,93
2,94
26,52
Wzrost/spadek
2007 r. = 100%
+10,40
+10,78
+9,00
+20,10
+4,80
-6,62
Plony średnio
z 5 lat
5,04
5,39
2,74
6,33
3,00
26,81
Rzepak jest liderem na polskim i europejskim rynku nasion roślin oleistych.
Zbiory rzepaku w UE-27 w 2007 r, wynosiły 18,2 mln ton, wobec 16,1 mln ton w roku
poprzednim [9]. Szacuje się, że w 2020 r. na cele energetyczne przeznaczone
zostanie około 2150 – 2750 tys. ton rzepaku a na cele spożywcze około 850 tys. ton
[10]. W latach 2005 – 2007 wzrósł również o 80 mln t popyt na zboża, a ich zużycie
do produkcji biopaliw o 47 mln ton. Plony pszenicy miękkiej we Francji w 2008 roku
wyniosły 7,45 t z 1 ha (wzrost o 16,2% w porównaniu z 2007 r.), w Niemczech –
7,33 t z 1 ha (wzrost o 5,2%), a w Wielkiej Brytanii – 7,96 t z 1 ha (wzrost o 8,3%) [8].
Nieznacznie wzrosło też wykorzystanie kukurydzy. Plony kukurydzy
w 27 krajach Unii były w 2008 roku o 20,1% większe od średniej pięcioletniej.
Na rys. 1 przedstawiono prognozę struktury wykorzystania zbóż i rzepaku do
produkcji biokomponentów I generacji w Polsce do 2020 r. (na podst. danych
MRiRW).
80
70
60
50
40
surowce bioetanol
30
surowce biodiesel
20
10
0
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
Rys.1. Prognoza struktury wykorzystania zbóż i rzepaku do produkcji
biokomponentów I generacji w Polsce do 2020
Zużycie produktów do wytwarzania biopaliw jest znikome w stosunku do ich
zużycia w produkcji żywności i pasz. Potwierdza to powierzchnia ziemi rolnej zajętej
pod uprawy roślin przetwarzanych na biokomponenty. Stanowi ona, według FAO
zaledwie 1 % całego areału przeznaczonego pod rolnictwo na świecie a do 2030 r.
może wzrosnąć do 3%. Jest to więc zbyt mała ilość aby biopaliwa mogły być
czynnikiem wzrostu cen żywności. Należy go raczej upatrywać w zwiększonym
popycie konsumpcyjnym i ograniczonej podaży.
W Polsce wykorzystanie ziemi pod bioetanol jest również stosunkowo
niewielkie i wynosi ok. 7% dla zbóż. Nieco inaczej przedstawia się sytuacja
w przypadku biodiesla, gdzie wykorzystanie oleju pod biodiesel wzrośnie od ok. 17%
182
w 2007 aż do szacowanych ok. 75 % w roku 2020. Może to mieć wpływ na ceny oleju
jadalnego.
BIOPALIWA II GENERACJI
Podczas gdy biodiesel i bioetanol poddawane są wzrastającej krytyce z powodu
negatywnego wpływu na dywersyfikację środowiska, UE kładzie silny nacisk na
rozwój biopaliw II generacji, upatrując w nich lepszej i czystszej alternatywy dla
transportu. Do ich zalet należy:
ƒ
znacznie wyższa redukcja emisji CO2,
ƒ
wyższa efektywność energetyczna,
ƒ
różnorodność surowców – brak konkurencji z produkcją żywności,
ƒ
właściwości paliwa niezależne od wsadu surowcowego,
Surowcami użytymi na potrzeby produkcji biopaliw drugiej generacji mogą być
odpady pochodzenia rolniczego (np. słoma, liście, plewy), odpady z przemysłu
drzewnego (np. trociny, kora), odpady miejskie(śmieci z gospodarstw domowych i
makulatura), ścier drzewny, szybko rosnące gatunki traw preriowych oraz rośliny
energetyczne (miskantus, ślazowiec pensylwański) [11].
Biopaliwa II generacji nie są obecnie dostępne na komercyjna skalę. Ich
wdrożenie do produkcji przemysłowej biopaliw ocenia się na możliwe za 4 – 10 lat
[13, 4]. Wśród największych wad biopaliw II generacji wymienia się wyższą cenę
w porównaniu do paliw kopalnych oraz obecny stan rozwoju technologii i ich
dostępność.
Jednym z surowców do produkcji tych biopaliw mogą być tłuszcze posmażalne
lub zwierzęce.
Jedne z pierwszych wstępnych analiz i szacunków na temat możliwości
wykorzystania w transporcie olejów i tłuszczów posmażalniczych zostały wykonane w
2005 r. przez zespół Instytutu Energetyki Odnawialnej (EC BREC IEO) w trakcie
realizacji Projektu UE o akronimie LIB (Local & Innovative Biodiesel), którego
współpartnerzy pochodzili z Austrii. Odpowiednie uwarunkowania prawne jakie
panują np. w Austrii, Niemczech czy Szwecji ułatwiają zagospodarowanie
„niechcianego” odpadu jakim są oleje i tłuszcze posmażalnicze. Każda firma, która
dokonuje zakupu olejów i tłuszczy ma obowiązek po pewnym czasie wykazać się
odpadem, czyli zużytym olejem/tłuszczem i przekazać ten odpad do utylizacji.
Zbyt długie użytkowanie oleju stwarza zagrożenie ze względu na zawartość
dioksyn (substancji rakotwórczych). Wiele lokali gastronomicznych boryka się
z problemem utylizacji zużytych do smażenia olejów roślinnych i tłuszczy
zwierzęcych (smalec). Średnie tygodniowe zużycie tłuszczu do smażenia w punkcie
gastronomicznym oscyluje wokół 50 dm3.
Należy zaznaczyć że oleje przepracowane różnią się właściwościami
fizykochemicznymi w porównaniu do oleju surowego i rafinowanego. Podwyższona
temperatura oraz zanieczyszczenie wodą w czasie jego użytkowania przyspiesza
hydrolizę triglicerydów i zwiększa zawartość wolnych kwasów tłuszczowych.
Lepkość, oraz gęstość tych olejów wzrasta ze względu na zachodzące reakcje
polimeryzacji kwasów tłuszczowych i glicerydów. Olej zużyty przed transestryfikacją
powinien zostać poddany uszlachetnieniu poprzez usunięcie wolnych kwasów
tłuszczowych oraz zanieczyszczeń stałych [11, 12].
Problemy występują też z bezpośrednim wykorzystaniem tłuszczów
zwierzęcych do produkcji estrów, ze względu na zmianę gęstości i lepkości
183
biokomponentu (skład surowcowy: do 10% tłuszczy zwierzęcych; w g Krajowej Izby
Biopaliw).
Wyróżnić można kilka rodzajów tłuszczów odpadowych [14]. Są nimi:
porafinacyjne kwasy tłuszczowe, tłuszcze posmażalnicze i techniczne tłuszcze
zwierzęce [15]. Tłuszcze te charakteryzują się gorszymi właściwościami jako
surowiec do produkcji biopaliw, głównie ze względu na występujące w nich
zanieczyszczenia oraz wysoką zawartość wolnych kwasów tłuszczowych (WKT) [12].
Z tego względu nie mogą być one wprost poddawane transestryfikacji, którą
prowadzi się w środowisku alkalicznym. W wyniku zobojętnienia WKT alkaliami
tworzą się mydła i woda, co powoduje duże straty katalizatora. Ponadto utworzona
woda powoduje hydrolizę acylogliceroli i powstających estrów do mydeł, których
wysoka zawartość w mieszaninie reakcyjnej zakłóca proces rozdziału faz i powoduje
straty substancji tłuszczowej. Najczęściej stosowaną metodą usunięcia wolnych
kwasów tłuszczowych jest estryfikacja metanolem w środowisku kwaśnym.
Niekorzystną cechą tłuszczów zwierzęcych jest wyższa temperatura zablokowania
zimnego filtra (CFPP) ich estrów metylowych w stosunku do estrów otrzymanych
z surowców roślinnych.
Najtańszym sposobem energetycznego zagospodarowania tłuszczów byłoby
ich użycie wprost jako paliw lub biokomponentów paliw; oleju rzepakowego jako
paliwa do silników Diesla, zaś tłuszczów odpadowych do zasilania kotłów
przemysłowych. Tłuszcze posiadają jednak pewne niekorzystne cechy.
Charakteryzują się one 10. krotnie większą lepkością od paliw petrochemicznych,
a podczas spalania następuje polimeryzacja triacylogliceroli, co prowadzi do
tworzenia się osadów i toksycznych produktów niepełnego spalania. Ponadto
tłuszcze odpadowe zawierają znaczne ilości WKT, które mogą powodować korozję
niektórych elementów urządzeń grzewczych i silników spalinowych. W dostępnej
literaturze brak jest wyczerpujących danych na temat wyników stosowania tłuszczów
odpadowych jako paliw.
Obecnie Austria produkuje ok. 20% estrów z tłuszczów odpadowych.
Odzyskuje się tam rocznie ok. 5kg tłuszczów na osobę (czyli 37 tys. ton w skali
kraju). Zainteresowanie tłuszczami odpadowymi występuje też i we Włoszech, gdzie
dwie rafinerie produkują estry bazując m.in. na z tłuszczach odpadowych.
W Polsce brak jest odpowiednich uwarunkowań prawnych w tym zakresie.
Brak jest również świadomości, czym grozi wykorzystywanie przepalonego oleju
a w związku z tym brak jest również kontroli, co dzieje się z przepalonym olejem
i tłuszczem po jego zużyciu. Część z nich jest spasana czy spalana a pozostała
część wylewana do kanalizacji; co powoduje awarie sieci kanalizacyjnej [16]. Powoli
jednak zaczynają się pojawiać firmy oferujące odbiór i zagospodarowanie zużytego
oleju i tłuszczy gastronomicznych (np. firma OLEUM).
Drugą grupę tłuszczy - obok posmażalniczych, które mogą mieć energetyczne
zastosowanie stanowią tłuszcze techniczne (tj. wołowe, otoka z jelit wieprzowych czy
powstające z utylizacji zwierząt lub ich części). Tłuszcz zwierzęcy można podzielić na
spożywczy, znajdujący wiele zastosowań spożywczych i przemysłowych oraz tłuszcz
odpadowy.
Należy podkreślić, że przemysł mięsny i tłuszczowy nie widzi możliwości
zastosowania pełnowartościowego tłuszczu do celów energetycznych. Niewielkie ich
ilości są sprzedawane do celów kosmetycznych, farmaceutycznych czy do produkcji
smarów specjalnych. Zdaniem pracowników Instytutu Przemysłu Mięsnego
i Tłuszczowego wykorzystanie tłuszczy spożywczych do celów innych nie jest
możliwe ze względów cenowych i społecznych (spalanie żywności).
184
W przypadku produkcji drobiu i przy obecnym sposobie tuczu zwierząt
problem tłuszczu w ogóle nie występuje, zaś odpady drobiowe przejmowane są
przez producentów innych zwierząt (np. futerkowych).
PRODUCENCI TŁUSZCZY W POLSCE
W tabeli poniżej przedstawiono szacunkową podaż tłuszczów zwierzęcych
odpadowych, technicznych w Polsce (z potencjalną możliwością energetycznego
wykorzystania). Wynika z niej, że krajowa podaż tłuszczów zwierzęcych,
odpadowych wynosi ok. 70 mln kg/rok.
W przypadku tłuszczy roślinnych posmażalniczych, przyjmując dane
austriackie (5kg/mieszkańca w roku) zredukowane o 50% (do obliczeń przyjęto 50%
tej wartości ze względu ma mniejsze tradycje żywieniowe w Polsce poza domem
w wyniku mniejszych ok. 50% zarobków
na statystycznego mieszkańca),
oszacowano krajową ich podaż na ok. 2,5 X 38,6 = 96,5 mln kg/rok. Zatem roczna,
łączna podaż tłuszczów odpadowych (roślinne i zwierzęce) w Polsce można
oszacować na ok. 160-165 mln kg/rok, co jest zbieżne z danymi podanymi
w cytowanej wcześniej publikacji, gdzie podano wartość powyżej 100 mln kg/rok.
Stanowi to obecnie ok. 10% ilości olejów roślinnych zużywanych w kraju.
Tabela 1. Szacunkowa produkcja tłuszczy zwierzęcych [11, 17]
Wyszczególnienie
Rok 2005
2006
2007
2008
Tłuszcze zwierzęce z ubojni (niejadalne)
Ubój żywca wołowego (mln.
1,149
1,324
1,336
1,255
szt)
kg tłuszczu na sztukę
550x0,13=
550x0,13= 550x0,13= 550x0,13=
(kg/szt)
71,5/2
71,5/2
71,5/2
71,5/2
Masa tłuszczu wołowego na
ok. 41
ok. 47
ok. 48
ok.45
cele techniczne (mln kg)
Ubój żywca wieprzowego
22,736
24,654
24,677
21,885
(mln. szt)
0,66
0,66
0,66
kg tłuszczu odpadowego na 110X0,6x0,01
= 0,66
sztukę (otoka przy jelitach;
inne odpadowe) (kg/szt)
Masa tłuszczu wieprzowego
ok. 15
ok. 17
ok.17
ok. 15
(mln kg)
Masa tłuszczu drobiowego
Brak odpadu i tłuszczu
(mln kg)
Tłuszcze zwierzęce produkowane z surowców odpadowych (z zakładu utylizacji)
Żywiec wołowy w (tys. t)
598
689
705
640
Odpady (%)
50%
50%
50%
50%
Pozostałość (tys.t)
299
344,5
352,5
320
Odpady 1 kat (%)
12%
12%
12%
12%
Masowo odpady 1 kat (tys. t)
35,9
41,34
42,3
38,4
Tłuszcz w odpadach 1 kat
10%
10%
10%
10%
(10%)
Masowo tłuszcz w 1 kat
ok. 4
ok.4
ok. 4
ok.4
(tys. t).
Lata
2005
2006
2007
2008
Żywiec wieprzowy w (tys. t)
2540
2774
2775
2427
185
Odpady (%)
40%
40%
40%
Pozostałość (tys.t)
980
1109,6
1109,7
Odpady 1 kat (%)
5%
5%
5%
Masowo odpady 1 kat (tys. t)
44,5
55,48
55,49
Tłuszcz w odpadach 1 kat
10%
10%
10%
(10%)
Masowo tłuszcz w 1 kat (tys.
ok.4
ok.6
ok.6
t).
Łącznie tłuszcze zwierzęce z ubojni i utylizacji (łącznie)
Łącznie odpadowe tłuszcze i
ok. 64
ok. 74
ok. 75
po utylizacji (tys.t)
40%
970.8
5%
48,5
10%
ok.5
ok. 69
Uwagi: - poszczególne elementy szacunku zaokrąglono do 1; - wskaźniki do obliczeń przyjęto na
podstawie: E. Piotrowski, IPMiT, w Warszawie oddział w Poznaniu, oraz K. Dowgiałło, Dep
Weterynaryjny MRiRW, W. Sikorki – ZM Skiba, Chojnice.
Dane do obliczeń: [17]
W przypadku podaży odpadowych tłuszczów roślinnych i zwierzęcych
tendencje można uznać za wzrostową, co wynika ze wzrostu spożycia mięsa (wzrost
hodowli zwierząt, ubojów i podaży tłuszczów zwierzęcych odpadowych) jak
i zamożności konsumentów (wzrost liczby posiłków spożywanych poza domem,
wzrost ilości oleju posmażalniczego).
W przeciwieństwie do olejów/tłuszczów posmażalniczych rynek tłuszczów
odpadowych zwierzęcych jest w Polsce zorganizowany. Tłuszcze te można kupować
bezpośrednio w zakładach mięsnych/ ubojniach jak i zakładach utylizacyjnych.
PODSUMOWANIE
Korzyści płynące ze stosowania biopaliw są nie do podważenia. Dobry wpływ
na środowisko naturalne, rozwój i kreacja dodatkowych miejsc pracy, pozytywny
wpływ na żywotność silnika czy bezpieczeństwo dostaw surowców energetycznych
to tylko niektóre z aspektów przemawiającymi za ich stosowaniem. Pojawia się
jednak pytanie o ekonomicznej opłacalności ich produkcji. Obecny kierunek rozwoju
biopaliw ukierunkowany jest w stronę biopaliw drugiej generacji. Planowane jest
zaprzestanie silnego wsparcia dla biopaliw tradycyjnych, kładąc istotny nacisk na
rozwój technologii i badania naukowe, zmierzające do opracowania przemysłowych
instalacji do produkcji biopaliw II generacji. Zastosowanie olejów roślinnych
i zwierzęcych do produkcji biopaliw musi być jednak poprzedzone oceną techniczną
z punktu widzenia ich praktycznego wykorzystania, ale również dokładną analizą
ekonomiczną, uwzględniającą zalety i wady przedsięwzięcia.
LITERATURA
[1] Clark M.E.: Ariadne’s Threat, St. Marts Press, NY 1989
[2] Cezary I. Bocheński, Małgorzata Powałka, Anna Bocheńska: Możliwość produkcji
biodiesla w Polsce. MOTROL Motoryzacja i Energetyka Rolnictwa. ISSN 17308658. Tom 8A str. 42 – 48
[3] DIRECTIVE 2003/30/EC of European Parliament and of the council of 8 May 2003
on the promotion of the use of biofuels or other renewable fuels for transport
[4] Kupczyk A., Londo M. Wiśniewski G., Rola Polski w planie działania UE dla
biopaliw do 2020 r. Analiza wstępnych wyników projektu UE REFUEL. Dni
Holendersko - Polskie. 18-19 czerwca 2007 r., Senter Novem i Ministerstwo
Gospodarki
186
[5] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27
September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy
sources in the internal electricity market
[6] Proposal for a DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLAMENT AND THE
COUNCIL on the promotion of the use of energy from renewable sources.
23.01.2008
[7] http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/html
[8] http://www.cbr.edu.pl/rme28/dane/5_4.html
[9] „Rynek rzepaku- stan i perspektywy” – Instytut Ekonomiki Rolnictwa i Gospodarki
Żywnościowej” – Państwowy Instytut Badawczy, czerwiec 2008
[10] Kuś J. „Możliwości zwiększenia krajowej produkcji rzepaku ozimego na cele
energetyczne do roku 2008 – 2010”, 2005
[11] Kupczyk A., Manteuffel W., Ruciński D., Wiśniewski G.: Analiza rynku paliw
płynnych pochodzenia roślinnego do celów energetycznych. Praca badawcza
wykonana dla PGE Elektrociepłownia Rzeszów S.A.. Warszawa, 2008
[12] http://katalog2.e9.pl/budownictwo,193.html
[13] Londo M., Wiśniewski G., Kupczyk A. i in.: Eyes on the track, Mind on the
horizon. European road map for biofuels. (Results of REFUEL Project of EC),
ECN, 2008
[14] Morawski I., Wrzała M., Biopaliwa z tłuszczów odpadowych. Przemysł
Chemiczny, 5, 2007
[15] Mittelbach M., Tritthard P., Amer J.. Oil Chem. Soc. 1988, 65 (7), 1185
[16] http://www.technologia.gda.pl
[17] Rynek mięsa. Raporty rynkowe. IERiGŻ, ARR, MRiRW, nr 34, Warszawa, maj
2008
187
Rozdział 10
ENERGY USE IN CEREAL CULTIVATION
OVER TURKEY
Can ERTEKİN, Recep KULCU, Salih SÖZER, Nursel HEYBELİ, Osman YALDİZ
INTRODUCTION
Agriculture uses energy intensive technologies for maximizing the crop
production and productivity, thus assists in economy, profitability and
competitiveness of agriculture. There are three main energy sources for crop
production; physical, chemical and lastly biochemical energy sources. Energy outputs
are mainly product itself and by-products. It is also possible to classify energy
sources as direct and indirect energy, renewable and non-renewable energy and
commercial and non-commercial energy [1-2]. Environmental problems due to
intensive use of energy exist due to CO2 and NOx emission resulted from fossil
energy consumption. Using energy effectively in agriculture helps to maintain
sustainable agricultural production and provides fossil energy sources preservation,
greenhouse emissions reduction and also economical savings. Energy input-output
analysis is usually used to evaluate the efficiency and environmental impacts of
production systems [3].
The objective of this study is to examine the energy use pattern and analyze
energy input-output ratio for production of four important cereals (wheat, barley,
maize and rice which account for 97.7% of all cereal production in 2003 [4]) over
Turkey arid and irrigated land conditions to improve the efficiency of its usage and
minimise the energy inputs.
MATERIAL AND METHODS
The data for production inputs such as human labour, fertilizer, chemicals,
seeds, farm machineries and yields were obtained from database of General
Directorate of Rural Services [5]. The amount of irrigation water needed for
agricultural operation was taken from the database of General Directorate of Soil and
Water [6-8]. Energy equivalents of inputs and outputs (Table 1) was calculated.
Energy use efficiency, specific energy and energy productivity were calculated [1].
Energy use efficiency allows us to evaluate the influence of the inputs in obtaining
consumer goods related to the food production. The higher the energy use efficiency
the more energy efficient that particular system is in producing food energy. Specific
energy is the energy input per unit grain output. Energy productivity is specific for
188
each agricultural product, location and time. It can serve as an evaluator of how
efficiently energy is utilized in different production systems [1, 17].
Table 1. Energy equivalents of inputs and outputs in cereal production
Ref.
Ref. Energy
Energy
Energy sources (unit)
Energy
sources (unit) equivalent
equivalent
(MJ/unit)
(MJ/unit)
Human labour (h)
1.96
[1]
Animal (h)
1.8
[9]
Fertilizer
Nitrogen
60.6
[10] Phosphorus
11.1
[10]
(kg)
Potassium 6.7
[10] Ammonium
62.126
[11]
nitrate
DAP
44.112
[11] Ammonium
80.642
[11]
sulfate
TSP
5.021
[12] Urea
65.0
[13]
Chemicals Herbicide 238.6
[13] Fungucide
92.1
[13]
(kg a.i.)
Insecticide 184.2
[13] Pesticide
205.2
[13]
Farm machinery (h)
75.312
[14] Diesel (l)
47.8
[11]
2.85
for [16]
Water for irrigation (m3) 0.63
for [15]
motopumps
furrow
irrigation
[14]
Seeds (kg) Wheat
12.552
[14] Maize
15.7
(Hybrid104.6)
Barley
12.552
[14] Rice
16.736
[14]
Outputs
Wheat
13.744
[14] Maize
14.574
[14]
(kg)
Barley
14.581
[14] Rice
12.351
[14]
Rice straw 15.17
[9]
Wheat/Barley 16.38
[17]
straw
Maize
16.6
[18]
stalks
The production energy of farm machineries was calculated by using the
(G M )
following equation[2, 15]; M pe = (T Wp) where Mpe is the energy of machine for unit
area (MJ/ha), G machinery mass (kg), Mp production energy of machine (MJ), T
economic life (h) and W field capacity of machine (ha/h). Diesel fuel energy (MJ/ha)
was determined by [15];
Diesel fuel energy = TP x LR x SFC x WE x EED
where TP is tractor power (kW), LR loading rate (0.422), SFC specific fuel
consumption (0.30 l/kWh), WE work efficiency (h/ha), EED energy equivalent of
diesel fuel (47.8 MJ/l).
For an individual crop and area, the crop yield must increase with increase in
energy input. The releationship between crop yield and total energy input is a
second degree polynomial by assuming that when the energy input is zero, the crop
yield is also zero, the equation can be expressed as [19]; Y = β 1 X + β 2 X 2
In this study, production of wheat, barley and maize in arid and irrigated
conditions, rice in arid conditions over Turkey. Arid wheat production in Ankara, Bolu,
Tarsus, Izmir, Eskisehir, Konya, Tokat, Amasya, Yozgat, Samsun, Sanliurfa,
Erzurum, Mus, Van and Tekirdag and irrigated wheat production in Eskisehir, Konya,
Tokat, Amasya, Erzurum, Igdir; arid barley production in Ankara, Eskisehir, Konya,
189
Tokat, Amasya, Samsun and Sanliurfa and irrigated barley in Eskisehir and Amasya,
arid maize in Samsun and irrigated maize in Bolu, Adana, Izmir, Tokat, Samsun and
Tekirdag; rice production in Ankara, Kastamonu, Izmir, Amasya, Samsun and Edirne
were investigated. Motopomps are used in Samsun, Edirne-I and Edirne-II for rice
and Samsun, Tekirdag-I and Tekirdag-II for maize production.
RESULTS AND DISCUSSIONS
The total energy inputs for wheat production ranged from 8342.1 for Eskisehir
to 23719.3 MJ/ha for Izmir in arid lands. It was changed between 11220.8 for Tokat
and 22150.4 MJ/ha for Amasya in irrigated lands. The total output consists of product
yield and also wheat straw and stalks in some places. While this value changed
between 20616.0 for Sanliurfa and 131296.4 MJ/ha for Bolu-II in arid lands, it was
between 55663.2 for Eskisehir and 102854.5 MJ/ha for Amasya in irrigated lands.
When we consider only grain output, it was ranged 15530.7 MJ/ha for Van and
61435.7 MJ/ha for Bolu-II in arid lands and 24052.0 MJ/ha for Erzurum and 58137.1
MJ/ha for Amasya in irrigated lands. The percentage of by-product in the total output
energy changed between 45.3% for Amasya and 70.8% for Mus in arid lands and
43.5% for Amasya and 64.1% for Erzurum and Igdir in irrigated lands. Examination of
partial energy requirements showed that, the largest energy expenditures were
fertilizer, diesel and seed with over 84.7% for arid lands and fertilizer, diesel, seed
and irrigation over 90.3% for irrigated lands. When we compared same places
according to total energy output, energy output was higher in irrigated lands except
Konya. While wheat and straw yield were 2170 and 2600 kg in arid lands, these were
2650 and 2000 kg in irrigated lands in Konya. Using a mounted broadcaster (Bolu-II)
instead of seed drills (Bolu-I) for sowing process decreased human labor and
machinery usage time and thus caused lower energy input. When we calculate the
energy use efficiency by using only the grain output, output-input ratio was lower
changing between 1.14 for Erzurum and 4.03 for Bolu-II in arid lands and 1.31 for
Erzurum and 4.18 for Tokat in irrigated lands. The total energy input-output ratio was
changed between 1.83 for Yozgat and 8.61 for Bolu II in arid lands. This energy use
efficiency changed between 3.66 for Erzurum and 8.56 for Tokat in irrigated lands. It
is clear that, usage of wheat straw and stalks improves this ratio. The energy use
efficiency values were higher in irrigated lands when compared to the same regions
of drylands except Konya. Although human labour, fertilizer usage and irrigation
water consumption were higher in irrigated lands of Konya, the yield did not increase
too much and resulted with lower energy use efficiency. Energy productivity and
specific energy values were also changed between 0.1329 for Yozgat and 0.5731
kg/MJ for Bolu-II and 1.74 for Bolu II and 7.52 MJ/kg for Yozgat in arid lands,
respectively. These values were between 0.2385 for Erzurum and 0.5713 for Tokat
and 1.75 for Tokat and 4.19 MJ/kg for Erzurum in irrigated lands, respectively. Using
by-products as energy source improved the energy productivity and also specific
energy. The energy use efficiency and specific energy requirements were between
2.35 and 3.13 and 4.83 and 6.45 MJ/kg for Greece [20], 2.7 and 2.8 and 4.53 and
4.69 MJ/kg for arid and 3.7 and 4.8 and 2.74 and 3.43 MJ/kg for irrigated lands of
Chile [11], respectively. The energy use efficiency and specific energy was found as
2.21 and 7.18 MJ/kg for Southeastern Anatolia of Turkey [24]. The energy use
efficiency was 1.9 for Italy [12] and between 1.0 and 2.8 as the average of European
countries [22]. It is seen that, these values are close to each other for Turkey and
mentioned countries.
190
The total energy used in various farm operations for barley production ranged
between 9271.8 for Tokat and 15937.3 for Amasya in arid lands and between
16216.4 for Eskisehir and 20003.3 MJ/ha for Amasya in irrigated lands. Fertilizer
contributes the maximum (36.5-57.1%) of the total energy input, followed by seed
(16.6-33.8%) and diesel (12.9-26.7%). The share of irrigation was also ranged 15.7
and 17.9% in irrigated lands. Total output energy were changed between 29162.0 for
Sanliurfa and 98618.9 MJ/ha for Tokat in arid lands, 54970.4 for Eskisehir and
96136.3 MJ/ha for Amasya in irrigated lands according to the total yield of product
and by-products. The share of by-products in total output was between 44.6 and
66.4% in barley production. Evaluation of straw and stalks of barley as energy,
improved the energy use efficiency. This value was between 2.27 for Eskisehir and
10.64 for Tokat in arid lands and between 3.39 for Eskisehir and 4.81 for Amasya in
irrigated lands. The total energy input was higher in irrigated lands then dry lands.
Using by-products as energy source, efficiency increased at least 1.81 fold. Although
the energy use efficiency was very close in Amasya, this value was higher in irrigated
lands of Eskisehir then dryland of the same place. Energy productivity and specific
energy were also changed between 0.1556 for Eskisehir and 0.6762 kg/MJ for Tokat
and 1.48 and 6.43 MJ/kg in arid lands, and 0.2325 for Eskisehir and 0.3134 kg/MJ for
Amasya and 3.19 and 4.30 MJ/kg in irrigated lands, respectively. While the energy
use efficiency was found as 2.20 and specific energy as 7.81 MJ/kg for Southeastern
Anatolia of Turkey [21], the energy use efficiency was between 1.5 and 2.1 as an
average of Europian countries [22]. In barley production, the energy use efficiency
was higher then the average of Europian countries in Turkey.
Sourcewise energy requirements for the cultuvation of rice crop in different
regions of the country varied widely. These were 42024.3 MJ/ha for Ankara to
127358.0 MJ/ha for Edirne-I. About 90% of the total energy required in rice cultivation
was used for irrigation, fertilizer, diesel and chemicals. In the same conditions of
Ankara, using more human labor and chemicals but lower fertilizer, diesel and
machinery changed the energy inputs and also outputs. Nevertheless this was not
change the energy use efficiency very much. Output-input energy ratio was very
close to eachother over Turkey and the highest (1.15) in Izmir and Amasya and the
lowest (0.71) in Kastamonu. The energy required to produce one kilogram of rice was
also the lowest 10.70 MJ in Izmir and the highest 18.19 MJ in Kastamonu. Energy
productivity was also very low and changed between 0.0550 and 0.0935 kg/MJ. The
energy use efficiency and specific energy was between 2.15 and 12.75 and 1.79 and
17.31 MJ/kg for different states of India, respectively [23]. The initial was 2.9 for Italy
[12]. Although high energy input in rice cultivation, the energy effiency was lower
because of low yield in Turkey.
The total energy requirement consumed in various energy sources for maize
crop were ranged between 16699.0 MJ/ha in Tokat and 33602.43 MJ/ha in Samsun
in irrigated lands. It was 18732.6 MJ/ha for arid land as in Samsun. Irrigation, fertizer
and diesel energy input was found to be the highest energy sources in total inputs
with share of 85.9% in Bolu and 97.1 in Tekirdag. Energy use efficiency was ranged
between 2.48 for Samsun and 5.60 for Izmir in irrigated lands. This value was 3.21 in
Samsun arid lands. When the irrigated lands of Samsun compared with arid lands of
the same city, energy use efficiency and energy productivity was higher in irrigated
lands. Although higher energy input usage in Adana-I, the energy use efficiency was
lower in Adana-II, because of it was the second crop production. This values was
also higher in usage of machine in harvesting (Tekirdag-II) then hand harvesting
(Tekirdag-I). Energy productivity and specific energy were also changed between
191
0.1745 for Samsun and 0.3843 kg/MJ for Izmir and 2.60 for Izmir and 5.73 MJ/kg for
Samsun in irrigated lands, respectively. These values were 0.2199 kg/MJ and 4.55
MJ/kg for arid land. In maize production, the energy use efficiency and specific
energy changed between 8.3 and 8.4 and 2.05 and 2.22 MJ/ha for Chile [11], 4.83
and 17.02 and 3.46 and 9.91 MJ/kg for some selected states of India [23],
respectively. While the energy use efficiency was 3.21 for conventional farming, it
was 5.90 for organic farming in U.S [24]. It was changed between 1.4 and 4.8 for
different altimetric levels of Italy [12] and 1.4 and 3.8 as an average of Europian
countries [22]. The efficiency values were around the average of Europian countries,
but lower then Chile and India.
When we examined the form of energy input as direct and indirect in wheat
production, while the share of indirect energy was changed between 53.9% for Igdir
and 70.2% for Amasya in irrigated lands and between 55.1% for Samsun and 94.0%
for Tarsus in arid lands. The indirect energy input was higher in Italy as in Turkey
[12]. The non-renewable energy use was in the range of 71.0% for Eskisehir and
87.8% for Bolu-I in arid land wheat production, whereas the remainder was in the
renewable form. The non-renewable energy form was lower in irrigated lands with the
range of 53.1% for Tokat and 73.9% for Erzurum. The commercial energy input was
very high in all lands, it was changed between 98.5% for Erzurum and 99.9% for
Tarsus in arid lands and 98.6% for Erzurum and 99.8% for Amasya in irrigated lands.
The results for district Pali in India was similar in non-renewable and commercial
energy input, but direct energy input is higher in wheat production compared to the
indirect form of energy which was completely opposite in Turkey [25]. Total
commercial energy inputs were higher in Madhya Pradesh (India) as in Turkey [26].
In barley production, while the indirect energy input was changed between
63.9% for Samsun and 85.0% for Eskisehir in arid lands, it was changed between
67.1 for Amasya and 69.0 for Eskisehir for irrigated lands. Non-renewable energy
input was higher in irrigated lands. It was in the range of 64.3% for Tokat and 83.2%
for Sanliurfa in arid lands and 61.1% for Eskisehir and 67.1% for Amasya in irrigated
lands, while the remainder was in the renewable form. Commercial energy input is so
high in irrigated lands changed between 99.7% for Amasya and 99.8% for Eskisehir
and 97.6% for Samsun and 99.8% for Eskisehir.
The share of direct energy was changed between 43.2% for Izmir and 81.7%
for Samsun in rice production. The results showed that, the share of renewable
energy ranged between 34.2% for Amasya and 65.0% for Samsun. The commercial
energy input share was ranged between 91.8% for Ankara-I and 99.7% for Edirne-I.
The indirect energy input was higher in Italy [12].
In maize production, the indirect energy input rate was changed between
29.7% for Samsun and 59.7% for Adana-II in irrigated lands, and was higher in arid
lands. The non-renewable energy form was ranged between 52.3% for Tokat and
74.9% for Adana-I in irrigated lands and 77.8% for Samsun in arid land. The share of
commercial energy is very high, changed between 94.6% for Tokat and 99.4% for
Adana-I in irrigated lands and 95.8% for Samsun in arid land. The results for the
district Pali in India was similar to the some regions of Turkey [25].
The plots of predicted and observed values of yield versus total energy input
for wheat (arid and irrigated), barley (arid), rice and maize (irrigated) showed that,
there is a relationship between the energy input and yield and also the related R2
were between 32.2 and 72.5%.
192
CONCLUSIONS
In this study, the energy analysis was performed for cereal production in
different regions of Turkey. The main cultivated cereals such as wheat, barley, maize
and rice production were evaluated according to the energy use efficiency, energy
productivity and specific energy. The form of energy as direct/indirect,
renewable/non-renewable and commercial/non-commercial were determined. Finally,
the relationship between total energy input and crop yield was also investigated.
The results showed that, total energy input changed between 8342.05 MJ/ha
for Eskisehir (arid) and 23719.32 MJ/ha for Izmir (arid), 9271.84 MJ/ha for Tokat
(arid) and 20003.34 MJ/ha for Amasya (irrigated), 42024.27 MJ/ha for Ankara and
70530.47 MJ/ha for Edirne and 16698.96 MJ/ha for Tokat (irrigated) and 33602.43
MJ/ha for Bolu (irrigated) for wheat, barley, rice and maize, respectively. The share of
fertilizers was higher then the other energy inputs in wheat and barley production.
The fertilizer, irrigation and diesel consumption was so high in rice and maize
cultivation. The energy use efficiency was ranged between 1.83 for Yozgat (arid) and
8.61 for Bolu II (arid) for wheat, 2.60 for Agri (arid) and 10.64 for Tokat (arid) for
barley, 0.95 for Ankara II and 1.15 for Izmir and Amasya for rice, 3.21 for Samsun
(arid) and 5.60 for Izmir (irrigated). According to the results of energy form, the
indirect, non-renewable and commercial energy was higher in wheat and barley
production. While direct energy and renewable energy input was higher in some
regions in rice and maize production, the commercial energy input was also higher.
The relationship between total energy input and crop yield could be predicted by the
given equations with determination coefficients of 32.2 to 72.5%.
REFERENCES
[1] Mandal K.G., Saha K.P., Ghosh P.K., Hati KM, Bandyopadhyay K.K.: Bioenergy
and economic analysis of soybean based crop production systems in central
India. Biomass and Bioenergy 2002; 23: 337-345.
[2] Gezer I., Acaroglu M., Haciseferogullari H.: Use of energy and labor in apricot
agriculture in Turkey. Biomass and Bioenergy 2003; 24: 215-219.
[3] Pervanchon F., Bockstaller C., Girardin P.: 2002. Assesment of energy use in
arable farming systems by means of an agro-ecological indicator: the energy
indicator. Agricultural Systems 2002; 72: 149-172.
[4] DIE. Agricultural statistics, 2004. See also: http://www.die.gov.tr/
[5] Koral A.I., Altun A.: Production input guide of agricultural products grown in
Turkey. TC Basbakanlik Koy Hizmetleri Genel Mudurlugu, APK Dairesi
Baskanligi, Toprak ve Su Kaynaklari Arastirma Sube Mudurlugu, Yayin No: 104,
Rehber No: 16, Ankara, 1998 (in Turkish).
[6] Beyce O.: Guide of water consumption of irrigated crops in Turkey. Koyisleri ve
Kooperatifler Bakanligi, Topraksu Genel Mud. Arastirma Dairesi Bas., Yayin
No:35, Rehber No:5, Ankara, 1982 (in Turkish).
[7] Kanber R. Irrigation (Sulama). Cukurova Universitesi Ziraat Fakultesi Genel Yayin
No: 174, Ders Kitapları Yayın No: A-52, Adana, 1999 (in Turkish).
[8] Annoymous. Bulletin of Avergae, Extreme Temperature and Precipation Values.
TC Basbakanlik Devlet Meteoroloji Isleri Genel Mudurlugu, Ankara, 1984 (in
Turkish).
[9] Dincer H.: Agricultural power machines . Ankara Universitesi Ziraat Fakultesi
Yayinlari: 751, Ders kitabi: 217, 1981 (in Turkish).
193
[10] Singh J.M.: On farm use pattern in different cropping systems in Hayrana, India.
Master Thesis (unpublished). International Institute of Management, University of
Flensburg, Germany, 2002.
[11] Hetz, E.J.: Energy utilization in Chilean agriculture. AMA 1992; 23: 52-56.
[12] Triolo L., Unmole H., Mariani A., Tomarchio L.: Energy analysis of agriculture:
the Italian case study and general situation in developing countries. In: Third
International Symposium on Mechanization and Energy in Agriculture, Izmir,
Turkey, 1987, pp:172-184.
[13] Fluck, R.C.: Energy in farm production. In: Fluck RC (ed.), Energy in World
Agriculture, 6, New York: Elsevier, 1992.
[14] Pimentel D.: 1980. Handbook of energy utilization in agriculture. Boca Raton,
Florida: CRC Pres Inc., 1980.
[15] Yaldiz O., Ozturk H.H., Zeren Y., Bascetincelik A.: Energy use in field crops of
Turkey. 5th International Congress of Agricultural Machinery and Energy,
Kusadasi, Turkey, 1993 (in Turkish).
[16] Calisir, S., Topak R. Acaroglu M.: 2005. Specific energy consumption of
motopumps in irrigation. Proceedings of the 9th International Congress on
Mechanization and Energy in Agriculture and 27th International Congress of
CIGR Section IV: September 27-29, Izmir, Turkey, pp.276-280.
[17] Kitani O.: Energy for biological systems. In: CIGR Handbook of Agricultural
Engineering: Energy and Biomass Engineering, Vol. V, Published by the
American Society of Agricultural Engineers, pp.13-42, 1999.
[18] Shrestha D.S.: Energy input output and their cost analysis in Nepalese
agriculture, 1998. See also: http://www.public.iastate.edu/~dev/pdfdoc/
[19] Singh H., Mishra D., Nahar N.M.: Energy use pattern in production agriculture of
a typical village in arid zone-Part III. Energy Conversion and Management 2004
(in press).
[20] Tsatsarelis C.A.: Energy inputs and outputs for soft winter wheat production in
Greece. Agriculture, Ecosystems and Environment 1993; 43: 109-118.
[21] Oren M.N., Ozturk H.H.: Energy input-output analysis in field crop production in
southeastern Anatolia region of Turkey. In: International Conference Science and
Research-Tools of Global Development Strategy, Czech University of Agriculture
Prague, Technical Faculty, Prague, Czech Republic, 2004.
[22] Venturi P., Venturi G.: Analysis of energy comparison for crops in Europian
agricultural systems. Biomass and Bioenergy 2003; 25: 235-255.
[23] Singh S., Mittal J.P., Verma S.R.: Energy requirements for production of major
crops in India. Agricultural Mechanization in Asia, Africa and Latin America 1997;
28 (4): 13-17.
[24] Pimentel D.: Economics and energetics of organic and conventional farming.
Journal of Agricultural and Environmental Ethics 1993; 6 (1): 53-60.
[25] Singh H., Mishra D., Nahar N.M., Ranjan M.: 2003. Energy use pattern in
production agriculture of a typical village in arid zone India: Part II. Energy
Conversion and Management 2003; 44: 1053-1067.
[26] Thakur C.L., Makan G.R.: Energy scenario of Madhya Pradesh (India)
agriculture and its future requirements. Energy Conversion and Management
1997; 38 (3): 237-242
194
Rozdział 11
ZARZĄDZANIE JAKOŚCIĄ
W INSTYTUCIE ENERGETYKI
Grażyna Paulina WÓJCIK
WPROWADZENIE
Wśród systemów zarządzania jakością stosowanych w Instytucie Energetyki
opartych na standardach zarządzania jakością zgodnych z normą ISO serii 9000
zwraca się uwagę na możliwość zastosowania filozofii i metody TQM (Total Quality
Management). Filozofia i metoda TQM jest rozpowszechniona między innymi
w Stanach Zjednoczonych oraz stosowana z sukcesem w Europie. TQM daje
możliwość ciągłego doskonalenia w zarządzaniu organizacją, a także oceny działania
organizacji [1].
Instytut Energetyki jest jednostką badawczo-rozwojową prowadzącą badania
naukowe i prace wdrożeniowe w dziedzinach: prognozowania i programowania
rozwoju energetyki, wytwarzania, przesyłania, rozdzielania i użytkowania energii
elektrycznej i cieplnej, niekonwencjonalnych źródeł energii. Badania zapewniają
klientom rozwiązania optymalne ekonomicznie i technicznie oraz są przyjazne dla
środowiska. Są efektem dogłębnej wiedzy, długoletniego doświadczenia
i prowadzonych badań naukowych oraz prac badawczo-rozwojowych.
Przedmiotem wymagań Systemu Zarządzania Jakością (SZJ) w Instytucie
Energetyki jest zapewnienie wysokiej jakości usługi i osiągnięcie zadowolenia klienta.
Zadaniem stojącym przed Instytutem Energetyki jest określenie i zrealizowanie
procesów niezbędnych do zapewnienia, że usługa spełnia wymagania klienta.
Rozciągnięcie myślenia w strukturach procesowych na wszystkie przebiegi prac jest
stosunkowo nowe i dotychczas mało rozpowszechnione.
Instytut Energetyki osiąga swoją misję poprzez nawiązanie relacji
z odbiorcami swoich usług i poprzez rozpoznanie ich oczekiwań. Nawiązują relacje
z odbiorcami poprzez spełnienie ich oczekiwań, dzięki efektywnym i dobrym
jakościowo procesom wewnętrznym. Tworzą efektywny i o wysokiej jakości proces
wewnętrzny poprzez rozwijanie tych umiejętności pracowników, które są im
potrzebne w pracy. Uzyskują wykwalifikowany personel, dzięki rozwojowi jego
umiejętności, poprzez efektywne zarządzanie odpowiednimi środkami na szkolenia.
195
ZAŁOŻENIA SYSTEMU ZARZĄDZANIA JAKOŚCIĄ W INSTYTUCIE
ENERGETYKI
W Instytucie Energetyki - Jednostce Badawczo - Rozwojowej, Oddział Gdańsk
został wdrożony i certyfikowany System Zarządzania Jakością (SZJ) zgodny
z wymaganiami normy PN-EN ISO 9001:2001. Stanowi on kontynuację
i dostosowanie SZJ wdrożonego i certyfikowanego w Oddziale w roku 2000,
opartego na poprzedniej normie PN-ISO 9001:1996.
SZJ obejmuje swym zakresem prace naukowo - badawcze i projektowe oraz
wytwarzanie urządzeń i systemów automatyki, przetwarzania i transmisji danych dla
energetyki i przemysłu.
Najwyższe Kierownictwo Oddziału, mając na uwadze zapewnienie pełnej
i bezwarunkowej satysfakcji każdego Klienta z jakości opracowań, urządzeń i usług,
oferowanych przez Oddział, postawiło przed Oddziałem następujące cele jakości [2]:
a) przekazywanie Klientowi wyłącznie opracowań, urządzeń i usług zgodnych
z wymaganiami Klienta oraz obowiązującymi przepisami;
b) niedopuszczanie do powstawania wad w trakcie przygotowania i realizacji
opracowania, urządzenia i usługi;
c) obiektywizm w wykonywaniu wszelkich ekspertyz i analiz naukowo technicznych i ekonomicznych;
d) stałe podwyższanie jakości usług świadczonych przez Oddział przy
równoczesnym zachowaniu cen na poziomie atrakcyjnym dla Klientów;
e) kierowanie się zasadą uczciwości i etyki zawodowej w prowadzonych
badaniach naukowych i pracach wdrożeniowych;
f)
konsekwentne przestrzeganie zasad Systemu Zarządzania Jakością;
g) ciągłe doskonalenie Systemu Zarządzania Jakością i jego procesów.
Dla urzeczywistnienia powyższych założeń wszyscy pracownicy Oddziału
współuczestniczą w podejmowanych działaniach jakościowych lub są na bieżąco
informowani o ich celach oraz przechodzą w miarę potrzeb szkolenie w zakresie
metod pozwalających na realizację tych celów w praktyce. Cele jakości, po ich
sparametryzowaniu osiągane są przy pomocy odpowiednio dobieranych narzędzi,
którymi są m.in. [2]:
a) wszechstronny rozwój kadry naukowej i inżynierskiej, popieranie studiów
podyplomowych i doktoranckich, starań o uzyskanie uprawnień
w dziedzinie projektowania i nadzoru;
b) bieżące unowocześnianie wyposażenia w aparaturę kontrolno pomiarową, sprzęt informatyczny i oprogramowanie systemów
komputerowych;
c) systematyczne szkolenie personelu w dziedzinach: automatyka,
cybernetyka, ekonomika, elektrotechnika, energetyka, hydraulika,
informatyka, jakość, języki obce, marketing, normalizacja, ochrona
środowiska, organizacja pracy, prawo, zarządzanie oraz innych, zgodnie
ze zidentyfikowanymi potrzebami;
d) zakupy książek, norm i czasopism;
e) udział oraz organizowanie sympozjów, konferencji, wystaw i targów
krajowych oraz zagranicznych;
f)
udział w konkursach na rozwiązanie różnorodnych problemów, związanych
z zastosowaniem automatyki i informatyki w energetyce;
g) stałe doskonalenie organizacji pracy i ulepszanie warunków jej
wykonywania w sposób bezpieczny, wydajny i ekonomiczny;
196
h)
wewnętrzne i zewnętrzne audity jakości i przeglądy dokonywane przez
Najwyższe Kierownictwo zgodnie z procedurami SZJ.
Warunkiem koniecznym dla osiągnięcia wspólnego sukcesu jest
zaangażowanie wszystkich pracowników, oparte na poczuciu osobistej, także
finansowej satysfakcji z realizacji postawionych celów, oraz strategiczne planowanie
Najwyższego Kierownictwa, gwarantujące zdolność do angażowania odpowiednich
sił i zasobów [2].
SZJ pozwala wykazywać Klientom, że Oddział posiada zdolność do ciągłego
dostarczania wyrobu spełniającego wymagania Klienta oraz odnośnych przepisów,
oraz że zdolność tą zwiększa i rozwija. Jest dzięki temu wiarygodnym partnerem,
kompetentnym i zdolnym do rozwiązywania stawianych przez nich problemów.
Godny podkreślenia jest fakt, że obecny SZJ jest formalnym
usankcjonowaniem procesów i schematów postępowania, nieustannie rozwijanych i
doskonalonych od początku istnienia gdańskiego Oddziału Instytutu Energetyki,
a więc od roku 1954.
MODEL FUNKCJONOWANIA SZJ W ENERGETYCE
Model funkcjonowania Systemu Zarządzania Jakością w energetyce powinien
obejmować takie elementy, jak:
Zrozumienie dla jakości, które związane jest z rozpoznaniem istoty jakości
i sposobów jej odbierania przez klientów (petentów) usług. Oznacza konieczność
uświadomienia sobie przez każdego zaangażowanego w proces jej kształtowania, że
mówienie o jakości wartościowanej, mierzonej stopniem zaspokojenia oczekiwań
klientów, oznacza rozpoznanie źródeł tych oczekiwań.
Zaangażowanie się w jakość. Należy pamiętać, iż jednym z najczęściej
wymienianych warunków wprowadzania SZJ jest zaangażowanie się w ten proces
kierownictwa organizacji. Jeśli jakość rzeczywiste ma dla kierownictwa znaczenie
priorytetowe i jeśli fakt ten jest odpowiednio wyeksponowany, można się spodziewać,
że również wszyscy pracownicy będą wykonywać z zaangażowaniem
i przekonaniem, działania związane z jej utrzymaniem i doskonaleniem.
Opracowanie polityki jakości. Jeśli politykę jakości rozumieć jako strategię
jakości, to jest ona obecnie wszędzie tam, gdzie mówi się o zasadach jakości oraz
zasadach podejścia jakościowego.
Organizacja dla jakości. Wprowadzenie filozofii i metody TQM oznacza
m.in. dostosowanie struktury organizacyjnej organizacji do jego wymogów. Sprawą
zasadnicza jest odpowiednie umiejscowienie jednostki odpowiedzialnej za SZJ oraz
przypisanie jej odpowiednich funkcji.
Istotny jest też pomiar kosztów jakości. Nie można mówić o TQM, nie
posiadając narzędzi i metod pomiaru kosztów jakości. Jest to bardzo ważne i złożone
zagadnienie, ponieważ ułatwia przedstawienie ich analizy w procesie zarządzania
organizacją.
Planowanie dla jakości. Planowanie jest pierwszą z podstawowych funkcji
zarządzania jakością. Wynika to z tego, że w TQM obowiązuje „myślenie
długoterminowe”. Aby organizacja pracowała w „równym tempie”, bez większych
wstrząsów, konieczne jest przewidywanie zarówno możliwych zagrożeń, jak i szans.
Zagrożeń wynikających np. z przyjmowania zobowiązań, z których nie można się
wywiązać, a szans powstających w wyniku otwierania się nowych obszarów rynku.
Ich odpowiednio wczesnemu rozpoznaniu służy np. metoda QFD, jak i badania
marketingowe.
197
Projektowanie dla jakości. Możliwość uzyskania w ekonomiczny i powtarzalny
sposób wymaganej jakości musi być jednym z podstawowych kryteriów
projektowania usług i procesów.
Wprowadzenie
systemu
zarządzania
jakością.
Wprowadzenie
i wykorzystywanie SZJ jest podstawowym warunkiem realizacji strategii TQM [3].
Wprowadzenie TQM
Szkolenia dla jakości
Praca zespołowa dla jakości
Statystyczne sterowanie procesami
Zdolności do jakości
Wprowadzenie SZJ
Projektowanie dla jakości
Planowanie dla jakości
Pomiar kosztów jakości
Organizacja dla jakości
Opracowanie polityki jakości
Zaangażowanie się w jakość
Zrozumienie dla jakości
Rys. 1. Stopnie dochodzenia w organizacji do TQM
Źródło: A. Hamrol, W. Mantura, Zarządzanie jakością, Teoria i praktyka, PWN, Warszawa 2006
Zdolność do jakości. Dysponowanie zasobami ludzkimi oraz produkcyjnymi,
zdolnymi do zaplanowania, zaprojektowania, wytworzenia, a następnie utrzymania
i doskonalenia jakości, jest warunkiem koniecznym realizacji strategii TQM.
Nie spełnienie tego warunku powoduje niską skuteczność działań w tym zakresie.
Sprawia również, że wiele działań w organizacji wykonywanych jest chaotycznie,
planowanie jest mało dokładne itp.
Statystyczne sterowanie procesami. Jakości nie da się „wykontrolować, należy
ją wytworzyć” – to hasło, które wyjaśnia istotę statystycznego sterowania procesami.
Kontrola stanowi w TQM jedynie źródło informacji o stanie procesu, którego
parametry muszą mieścić się w określonych granicach. Jeśli je przekraczają, proces
należy skorygować, zanim zacznie „produkować” na wyjściu „braki”. Korygowanie nie
może opierać się na intuicji, musi być wspierane danymi analizowanymi przy pomocy
narzędzi statystycznych.
Praca zespołowa dla jakości. Rozwiązanie wielu problemów powstających
podczas realizacji TQM wykracza poza możliwości jednostek. Konieczna jest praca
zespołowa, szczególnie w zespołach, których skład przekracza granice tradycyjnych
jednostek organizacyjnych firmy.
Szkolenia dla jakości. Wprowadzanie TQM i stosowanie się do wymagań
często oznacza konieczność zmiany nastawienia do swojej pracy, poznania zasad
funkcjonowania systemu zarządzania jakością, opanowania nowych metod
198
i narzędzi, nabycia umiejętności pracy zespołowej itp. Szkolenia stanowią
nieodzowny element rozwoju TQM w organizacji.
Największą i najcenniejszą inwestycją każdej organizacji, także Instytutu
Energetyki, jest inwestycja w jej zasoby ludzkie. Szkolenia, budowanie zespołów
i wzbogacanie życia na stanowisku pracy są ważnym elementem kreowania
otoczenia, w którym pracownicy mogą się rozwijać, zdobywać doświadczenie oraz
umiejętności i w coraz większym stopniu przyczyniać się do rozwoju i sukcesu firmy.
TQM podkreśla nauczanie i adaptację do procesu stałych zmian jako klucz
do sukcesu organizacji.
Dochodzenie do TQM w organizacji to proces, który praktycznie nie ma końca.
Porównać go można z kołem Deminga, które powinno toczyć się coraz wyżej
w jednym kierunku, do coraz doskonalszych procesów, coraz doskonalszych
środków i efektów, coraz lepszego zarządzania nimi, a w efekcie – coraz
doskonalszej jakości usług wytwarzanych za każdym obrotem [5]. Dotyczy to także
Instytutu Energetyki.
PROCES ZMIAN I DOSKONALENIA ORGANIZACJI
Zarządzanie jakością jest niezbędnym warunkiem kreowania pozytywnego
wizerunku Instytutu Energetyki. Jakość powstaje w procesach obsługi i jest naturalną
konsekwencją ich realizacji. Wszystkie jednostki organizacyjne w Instytucie
Energetyki muszą ze sobą współpracować, aby osiągnąć efekt końcowy, jakim jest
zadowolenie klienta Instytutu Energetyki.
A
P
Ow
KULTURA
Zi
Kw
Kw
Zrz
Sz
Aw
Pk
D
C
Rys. 2. Otoczenie wewnętrzne Instytutu Energetyki
Źródło: Opracowanie własne
Na jakość wykonywanej pracy w organizacji oraz świadczonych usług ma
wpływ kultura, którą kształtują [6] (rysunek 2):
199
cechy
zatrudnionych pracowników (wykształcenie,
wiek,
płeć,
doświadczenie w pracy, doświadczenie życiowe, postawy i wyznawane
wartości),
¾ cechy organizacji (historia, wielkość, system zarządzania),
¾ typ otoczenia (system wartości społeczeństwa danego regionu, lokalny
system wartości).
Cykl zarządzania w Instytucie Energetyki powinien składać się z sekwencji
działań wykonywanych według schematu PDCA (rysunek 3):
¾ Planować - Plan - zadania wykonywane przez podległych pracowników,
¾ Wykonać - Do - (a przede wszystkim zapewnić niezbędne zasoby do
wykonania zaplanowanych zadań oraz stwarzać dla podwładnych sytuacje
motywacyjne),
¾ Sprawdzić - Check - czy realizacja zadań przebiega zgodnie z planem,
¾ Działać - Act - (jeżeli realizacja zadań nie przebiega zgodnie z planem,
dokonać niezbędnych korekt).
¾
Zmodyfikuj
proces
Planuj
działania
korygujące
Sprawdź
otrzymane
rezultaty
Wykonaj
zaplanowane
działania
Rys. 3. Cykl zarządzania zgodny z Kołem Deminga w Instytucie Energetyki
Źródło: Opracowanie własne
Organizacja doskonała
Organizacja inteligentna
TQM
Zintegrowane systemy zarządzania
ISO Serii 9000 + ISO 14000 + PN-N-18000
ISO 9001:2000
Rys. 4. Trendy w zakresie doskonalenia zarządzania jakością w Instytucie Energetyki
Źródło: Opracowanie własne
200
Kierownictwo Instytutu Energetyki musi stale rozwijać wdrożony System
Zarządzania Jakością (Trendy doskonalenia) począwszy od wdrożonego
i funkcjonującego już systemu ISO 9001:2000 poprzez zintegrowane systemy
zarządzania (ISO 9001:2000 + ISO 14000 + PN-N-18001), TQM, aż do organizacji
inteligentnej (samodoskonalącej się), a w przyszłości do organizacji doskonałej –
zgodnie ze schematem przedstawionym na rysunku 4.
Ważnym czynnikiem jakości usług są pracujący w Instytucie Energetyki
w Gdańsku pracownicy. Od ich zaangażowania zależy jakość usług. Cele i strategia
kierownictwa wytyczają poziom jakości usług oferowanych przez Instytut Energetyki
w Gdańsku. Przy czym szczególną uwagę należy zwrócić na stworzenie
pracownikom Instytut Energetyki w Gdańsku odpowiednich warunków pracy, a przez
to motywowanie do większego zaangażowania w świadczeniu usług.
Cechą charakterystyczną Modelu Systemu Zarządzania Jakością
w energetyce jest uwypuklenie działań związanych z orientacją na klienta, ciągłym
doskonaleniem oraz podejściem nastawionym na proces.
Pozycja organizacji jest zależna od jej klientów i dlatego należy starać się jak
najpełniej zrozumieć ich oczekiwania. Kierownictwo organizacji wypracowuje kierunki
jego rozwoju, określa spójne cele jakościowe oraz tworzy środowisko wewnętrzne,
sprzyjające osiąganiu postawionych celów. Najcenniejszym dobrem organizacji są
ludzie. Dlatego należy dokładać wszelkich starań, aby w organizacji mogli oni w pełni
wykorzystywać swoje uzdolnienia.
Skuteczność i efektywność organizacji zależą w głównej mierze od jakości
realizowanych w niej procesów. Dlatego należy zidentyfikować i opisać wszystkie
procesy realizowane w organizacji, określić ich sekwencje i wzajemne oddziaływania,
metody wspomagające ich prawidłowy przebieg oraz kryteria pozwalające na ich
skuteczne monitorowanie i nadzorowanie. Zarządzanie jakością jest traktowane jako
zarządzanie wzajemne ze sobą powiązanymi procesami. Stałym celem organizacji
jest ciągłe doskonalenie realizowanych w niej procesów. Podejmowanie decyzji
opiera się na analitycznej, logicznej lub intuicyjnej analizie wszelkich dostępnych
danych i informacji [7].
Zastosowanie metody FMEA w Systemie Zarządzania Jakością w Instytucie
Energetyki pozwala w praktyce urzeczywistnić ideę zawartą w zasadzie „zera
defektów”. Przybliżają w perspektywie poprawę:
ƒ konsekwentne i trwałe eliminowanie wad („słabych” miejsc) procesu poprzez
rozpoznawanie rzeczywistych przyczyn ich powstawania i stosowanie
odpowiednich – o udowodnionej skuteczności – środków zapobiegawczych,
ƒ unikanie wystąpienia rozpoznawanych, a także jeszcze nieznanych wad
w nowych procesach poprzez wykorzystywanie wiedzy i doświadczeń z już
przeprowadzonych analiz.
Dalsze cele są więc zgodne z zasadą „ciągłego doskonalenia”. Metoda
poprawy usług Instytutu Energetyki pozwala poddawać proces kolejnym analizom,
a następnie na podstawie uzyskanych wyników, wprowadzać poprawki i nowe
rozwiązania, skutecznie eliminujące źródła wad. Analizy dostarczają przy okazji
nowych pomysłów ulepszających właściwości usług [8].
Jakość usług w Instytucie Energetyki jest budowaniem organizacyjnej
zdolności odkrywania i przyswajania wiedzy w zakresie potrzeb klientów oraz
implementacji tej wiedzy do tworzenia mechanizmów pozwalających na spełnianie
oczekiwań odbiorców w tej dziedzinie usług.
201
Najwyższe Kierownictwo jest ściśle zaangażowane w tworzenie, wdrażanie
oraz aktualizację Systemu Zarządzania Jakością w Instytucie Energetyki.
Zaangażowanie to przejawia się poprzez [2]:
a) bezpośredni kontakt z Klientem poprzez udział we wspólnych seminariach,
konferencjach i sympozjach naukowych;
b) prowadzenie z Klientem negocjacji handlowych;
c) uczestniczenie i pełnienie kluczowej roli w procesie przeglądu umowy;
d) zapewnienie komunikowania pracownikom Oddziału aktualnych wymagań
prawnych za pośrednictwem Biura Prawnego;
e) zapewnienie dostępu do norm technicznych za pośrednictwem Biura
Jakości;
f)
ustanowienie polityki jakości;
g) ustanowienie i bieżącą weryfikację celów dotyczących jakości;
h) prowadzenie przeglądów zarządzania;
i)
zapewnienie odpowiednio wykwalifikowanej kadry, środków produkcji,
środków finansowych, szkoleń i innych zasobów, niezbędnych w procesie
zaspokajania oczekiwań Klienta.
System Zarządzania Jakością w Instytucie Energetyki ukierunkowany jest na
zapewnienie najwyższej osiągalnej satysfakcji Klienta z wyrobów i usług oferowanych
przez organizację. W tym celu Najwyższe Kierownictwo Oddziału w Gdańsku
zapewnia, że przed i podczas realizacji wyrobu [2]:
a) uzyskuje się od Klienta i we współpracy z nim wszelkie informacje
o wymaganiach co do realizacji oraz dostawy wyrobu;
b) utrwala się te informacje i udostępnia osobom odpowiedzialnym za
realizację;
c) zachowuje się zgodność realizacji z wymaganiami ustawowymi
i przepisami dotyczącymi wyrobu;
d) zapewnia się realizację i dostawę wyrobu w ścisłej zgodzie z wymaganiami
Klienta;
e) stosuje się podczas realizacji i dostawy wyrobu wymagania nie ustalone
przez Klienta, lecz niezbędne do wyspecyfikowanego lub zamierzonego
zastosowania wyrobu, jeśli jest ono znane Oddziałowi;
f)
uzgadnia się z Klientem i dokonuje zmian w procesie realizacji po
uprzednim uzyskaniu akceptu Klienta;
g) przestrzega się wszelkich dodatkowych własnych wymagań Oddziału
w Gdańsku.
Najwyższe Kierownictwo zapewnia również, że na bieżąco badane jest
zadowolenie Klienta z wyrobów i usług oferowanych przez Instytut Energetyki
Oddział w Gdańsku, a wyniki tego badania poddawane są analizie [2].
Przede wszystkim zbierane i analizowane są przez Kierownictwo
poszczególnych Zakładów informacje o charakterze negatywnym (reklamacje,
zastrzeżenia we wszelkiej postaci).
Kierownictwo Zakładów podejmuje w pierwszej kolejności stosowne działania
zaradcze, aby usunąć przyczynę niezadowolenia Klienta, w następnej zaś - aby
wyeliminować czynniki, które mogą doprowadzić w przyszłości do ponownych
zastrzeżeń ze strony Klienta. Gromadzone są także dowody zadowolenia Klienta
w postaci listów referencyjnych.
Obydwa rodzaje informacji (negatywne i pozytywne) wykorzystywane są
w celu lepszego dostosowania oferty Oddziału dla jego Klientów, a przez to
maksymalizacji ich zadowolenia i zwiększania sprzedaży.
202
Dokumentem systemowym w odnośnym zakresie jest Procedura badania
zadowolenia klienta.
Mając na uwadze zapewnienie pełnej i bezwarunkowej satysfakcji każdego
Klienta z jakości wyrobów i usług, oferowanych przez Instytut Energetyki Oddział
w Gdańsku, Najwyższe Kierownictwo opracowuje i komunikuje Pracownikom politykę
jakości. Jej założenia to [2]:
a) dostarczanie Klientowi opracowań, urządzeń i usług o najwyższym
osiągalnym poziomie technicznym i merytorycznym, według najnowszych
dostępnych i najefektywniejszych metod, z poszanowaniem wymagań
prawa oraz norm technicznych krajowych i międzynarodowych, dla
spełnienia aktualnych oraz przewidywanych wymagań Klienta;
b) współdziałanie z Klientem w oparciu o zasadę wzajemnego poszanowania
i zaufania, zyskanego poprzez działalność obiektywną i rzetelną;
c) pełne zachowanie tajemnicy handlowej Klienta;
d) dążenie do stałego podwyższania jakości usług świadczonych przez
Oddział przy równoczesnym zachowaniu cen na poziomie atrakcyjnym dla
Klientów;
e) kierowanie się zasadą bezstronności, uczciwości i etyki zawodowej
w prowadzonych badaniach naukowych i pracach wdrożeniowych;
f)
oferowanie Klientowi urządzeń / usług nie odbiegających od standardów
jakościowych przyjętych w Unii Europejskiej.
Realizacja polityki jakości polega na ustalaniu i stopniowym osiąganiu celów
jakości.
Pozwalają
one
mierzyć
(poprawiać,
doskonalić)
skuteczność
podejmowanych działań i wyznaczają ramy wysiłków podejmowanych w celu
ulepszania Systemu Zarządzania Jakością [2].
Tworzona dzięki tak rozumianemu i działającemu Systemowi Zarządzania
Jakością nowa wizja kultury organizacji powinna być przekonująca poprzez
oferowaną perspektywę nowych, akceptowalnych potrzeb, wartości i celów
osobistych oraz grupowych (społecznych).
PODSUMOWANIE
Jedną ze zmian, jakie wprowadza strategia jakości w świadczeniu usług
w Instytucie Energetyki jest ewaluacja, czyli proces wartościowania lub oceniania
zjawisk, dokonywany w sposób celowy i zamierzony, w oparciu o ustalone standardy.
Najważniejszym warunkiem doskonalenia jest obecność idei jakości w świadomości,
postawach oraz w praktyce środowiska Instytutu Energetyki.
Na proces usług w Instytucie Energetyki składają się: cele, treści i zasady
świadczonych usług, metody i środki działania pracowników – i te również
przechodzą cały cykl projektowania i walidacji oraz ocen i aktualizacji.
Podejście procesowe w zarządzaniu jakością jest obecnie – według wymagań
normy ISO 9001:2000 – konieczne i dlatego przeprowadzono badania w celu
opracowania modelowej struktury procesów w świadczeniu usług w Instytucie
Energetyki oraz mierników jakości w tych procesach.
Procesowe zarządzanie jakością jest związane z biznesem organizacji
i w naturalny sposób skłania pracowników do zrozumienia zachodzących procesów
oraz spojrzenia na organizację poprzez pryzmat realizowanych działań, a nie tylko
przez suche wymagania normy – odnośnika, które oderwane od procesów stają się
niezrozumiałe i męczące w stosowaniu [9].
203
System zarządzania jakością wymaga monitorowania wszystkich procesów,
oceny jakości we wszystkich procesach oraz zmusza do rozwoju wszystkich
elementów systemu.
Systemy Zarządzania Jakością w energetyce powinny możliwie szeroko
spełniać postulaty filozofii i metody TQM. Powinny ulegać kolejnym modyfikacjom
wraz ze zmianami otoczenia ekonomicznego, socjodemograficznego oraz
technologicznego.
Tylko w ten sposób można będzie zapewnić dobrą jakość usług
satysfakcjonującą klienta oraz zrealizować nadrzędną zasadę TQM jaką powinno być
nie tylko doskonalenie i samodoskonalenie kluczowych pracowników organizacji, ale
przede wszystkim permanentny rozwój i doskonalenie samego systemu zarządzania.
LITERATURA
[1] Tkaczyk S.: Inżynieria jakości, a inżynieria materiałowa, IOiZwP ORGMASZ,
Warszawa 2000.
[2] Księga Jakości wydanie 4.3 Instytut Energetyki Jednostka Badawczo-Rozwojowa
Oddział Gdańsk.
[3] Hamrol A.: Zarządzanie jakością z przykładami, Difin, Warszawa 2005.
[4] Hamrol A., Mantura W.: Zarządzanie jakością, Teoria i praktyka, PWN, Warszawa
2006.
[5] Wójcik G.P.: Zarządzanie jakością w administracji finansów publicznych,
Rozprawa doktorska, Uniwersytet Warszawski, Warszawa 2009.
[6] Wójcik G.: Kreowanie kultury jakości w organizacji, Międzynarodowa Konferencja
Naukowa Excellent 2006, Kazimierz Dolny 2006.
[7] Wójcik G.: Nowe trendy w zarządzaniu jakością w administracji finansów
publicznych, Międzynarodowa Konferencja Naukowa pn. Nowe trendy i wyzwania
w zarządzaniu, Wyższa Szkoła Finansów i Zarządzania w Warszawie,
Warszawa 2008.
[8] Wójcik G.: Wpływ zarządzania procesowego na jakość w administracji finansów
publicznych, XI Międzynarodowa Konferencja Naukowa INNOVATION 2008,
Kazimierz Dolny 2008.
[9] Wójcik G.: Jakość w administracji finansów publicznych, Konferencja Inżynieria
Jakości ’07, Politechnika Gdańska, Wydział Mechaniczny, Katedra Technologii
Maszyn i Automatyzacji Produkcji, Gdańsk 2007.
204

Podobne dokumenty