Jaronwoj Blog Warszawa Polska


OBIETNICE PREMIERA TUSKA W EXPOSE O POLITYCE ENERGETYCZNEJ 2007-2011

 Skrót z wystąpienia sobotniego w zakresie energetyki

 Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego.

  • Wsparcie projektów infrastrukturalnych UE dot. bezpieczeństwa energetycznego.
  • Wytwarzanie biopaliw i biogazów.

 

Kto zaufał obietnicom Premiera Donalda Tuska

 

Sejm w sobotnim głosowaniu bezwzględną większością głosów udzielił wotum zaufania rządowi Tuska. Za głosowało 234 posłów, przeciw -211, wstrzymało się 2 posłów. W głosowaniu udział wzięło 447 posłów, większość bezwzględną stanowiło – 224.

 

Dzięki staraniom rządu, Polska jest dziś bezpieczna energetycznie – oświadczył w sobotę w Sejmie premier Donald Tusk, odpowiadając na pytania, zadane mu przez posłów po jego piątkowym exposé.

 

Wymieniając działania swego rządu w kwestii bezpieczeństwa energetycznego, Tusk mówił o przygotowanym programie polskiej energetyki jądrowej, rozpoczęciu wydobycia gazu łupkowego, budowie interkonektorów gazowych i „liczonych w tysiącach kilometrów” nowych gazociągach, gazoporcie, kontraktach gazowych z Katarem i Rosją.

„Jeśli z czegoś możemy być dumni – bo to było wielkie przedsięwzięcie dyplomatyczne, logistyczne, finansowe – to z tego wspólnego działania na rzecz bezpieczeństwa energetycznego. Dzisiaj Polska jest bez porównania bardziej bezpieczna, dzięki realnej dywersyfikacji. W następnych czterech latach będziemy kontynuować te prace, skończyło się gadanie o bezpieczeństwie energetycznym i dywersyfikacji, a stały się fakty. Dzisiaj Polska jest bezpieczna energetycznie” – przekonywał Tusk.

Dodał, że przebudowa polskiej energetyki to zadanie na 20 lat i rząd zdaje sobie sprawę z czekającego go „gigantycznego” wysiłku, zwłaszcza, jeśli chodzi o sieci przesyłowe i wytwarzanie prądu. „Będą też zależne od skutecznego wywalczenia, a potem absorpcji środków europejskich” – podkreślił szef rządu.

Donald Tusk oświadczył też, że kierowane pod adresem jego rządu zarzuty zaakceptowania niekorzystnych dla Polski zapisów pakietu energetyczno-klimatycznego są nieprawdziwe. „Poprzedni prezydent Lech Kaczyński podjął te zobowiązania na Radzie Europejskiej. Jak sam powiedział publicznie, ale i w rozmowie ze mną, stało się to na prośbę kanclerz Angeli Merkel i uzyskał w ten sposób pewne zobowiązania dotyczące innych zapisów ustrojowych UE” – stwierdził.

Jak dodał, Lech Kaczyński po pewnym czasie uczciwie i otwarcie przyznał, że konsekwencje tego kroku mogą być rzeczywiście bardzo kosztowne dla Polski. „Nie chciałbym, aby kiedykolwiek więcej pojawiały się fałszywe argumenty w tej debacie, ona jest zbyt poważna na formułowanie nieprawdziwych zarzutów” – podkreślił Tusk.

Jak mówił, w kwestii pakietu działalność rządu polegała na tym, żeby niwelować złe skutki i korygować zapisy, żeby był on możliwie mało szkodliwy z punktu widzenia interesów polskiej energetyki.

 

PAP/WNP

 

 

 

Weryfikacja obietnic rządzących jest naturalnym i niezbędnym elementem zdrowej debaty publicznej. Dlatego Fundacja Republikańska opracowała pierwszy w historii III RP wyczerpujący raport rozliczający rząd z realizacji zobowiązań zaciągniętych wobec obywateli. Do pracy nad tym projektem zainspirowały nas inicjatywy popularne w państwach zachodnich, takie jak np.: the Obameter (USA), the Guardian coalition pledge tracker  (Wielka Brytania), czy le Sarkomètre (Francja).

Przedmiotem naszej analizy było exposé wygłoszone przez premiera Donalda Tuska 23 listopada 2007 roku.

 

 

Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego

 

Najważniejszym elementem bezpieczeństwa gospodarczego jest bezpieczeństwo energetyczne, które rozumiemy przede wszystkim jako gwarancję niezakłóconych dostaw nośników energii po akceptowalnych cenach, przy równoczesnej trosce o ekologię. Myślimy tu przede wszystkim o odbiorcy detalicznym. Politykę tę będziemy realizować w ramach strategii narodowej, współdziałając z partnerami z Unii Europejskiej.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007
r.

 

Stan realizacji:

Najważniejszym dokumentem strategicznym państwa w tym sektorze przyjętym przez Radę Ministrów jest Polityka energetyczna Polski do 2030 rok z 10 listopada 2009 roku (Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r.), która wyznacza następujące priorytetowe cele: poprawę efektywności energetycznej, wzrost bezpieczeństwa dostaw, energetykę jądrową, rozwój odnawialnych źródeł energii, rozwój konkurencji i ochronę środowiska. Warto jednak przypomnieć, że pierwotna wersja Polityki nie zakładała produkcji energii w elektrowniach atomowych i dopiero kryzys energetyczny na Ukrainie spowodował zaktualizowanie strategii w tym zakresie. Prawie po roku funkcjonowania rządu powołany został doradca premiera ds. bezpieczeństwa energetycznego. Ponadto, we września 2008 roku Polska przystąpiła do Międzynarodowej Agencji Energetycznej.

W dniu 13 stycznia 2009 r. Rada Ministrów przyjęła uchwałę (Uchwała Nr 4/2009.) o rozpoczęciu prac nad Programem Polskiej Energetyki Jądrowej oraz o powołaniu pełnomocnika rządu ds. energetyki jądrowej. Celem programu jest uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej w roku 2020. W lipcu 2009 r. Ministerstwo Gospodarki opublikowało Ramowy harmonogram działań dla energetyki jądrowej. Następnie, pod koniec 2009 roku powstała spółka celowa PGE Energia Jądrowa S.A., która ma się zajmować przygotowaniem i rozpoczęciem inwestycji, tj. budowy dwóch elektrowni atomowych o mocy około 3 tys. MW każda. Z ostatnich doniesień wiadomo, że oddanie pierwszej elektrowni przesunie się co najmniej o dwa lata, czyli do 2022 r. Do tej pory nie zostało wybrane miejsce lokalizacji pierwszej elektrowni. Dnia 16 sierpnia 2010 r. został przedstawiony projekt Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, będący strategicznym dokumentem rozwoju tego segmentu rynku w Polsce. Z końcem września skończyły się konsultacje społeczne nad założeniami do projektów ustawy o energetyce jądrowej oraz ustawy o cywilnej odpowiedzialności za szkodę jądrową.

12 kwietnia 2010 roku prezydent podpisał ustawę o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw Skarbu Państwa oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych (Dz.U. 2010 nr 65 poz. 44).

Dnia 29 maja 2010 roku weszła w życie nowelizacja ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (Dz.U. 2010 nr 81 poz. 532). Ustawa ta znowelizowała przepisy dotyczące sposobu wyliczania kary pieniężnej nakładanej na przedsiębiorcę za niedopełnienie obowiązku tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw, obniżania ilości tych zapasów poniżej poziomu określonego w ustawie oraz utrzymywania, w ramach zapasów obowiązkowych, paliw niespełniających wymagań jakościowych.

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku (Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r.)zawiera przyjęta przez Radę Ministrów z 10 listopada 2009 roku zawiera definicję bezpieczeństwa energetycznego w brzmieniu: „Przez bezpieczeństwo energetyczne rozumie się zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo cenach, przy założeniu optymalnego wykorzystania krajowych zasobów surowców energetycznych oraz poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych.”

Na szczególną uwagę zasługuje zwrot „po akceptowanych przez gospodarkę i społeczeństwo cenach”. Według prognoz uwzględniających wpływ pakietu klimatycznego, ceny energii elektrycznej w Polsce wzrosną w ciągu najbliższych pięciu lat dwukrotnie. Powodem tak znaczącego wzrostu jest zmiana roku bazowego przyjętego w pakiecie klimatycznym.

9 lutego 2007 roku Komitet Europejski Rady Ministrów w rządzie Jarosława Kaczyńskiego przyjął polskie stanowisko w sprawie pakietu klimatyczno-energetycznego. Zawierało ono wiele ważnych dla nas postanowień. Najważniejsze jednak było potwierdzenie akceptowalnego dla nas roku bazowego jako roku 1990. Polska była sygnatariuszem Protokołu z Kioto. W wyniku zmian, które zaszły w trakcie transformacji polskiej gospodarki, po 1989 roku z wyprzedzeniem wypełniliśmy swoje zobowiązania. Eksperci obliczali, że w stosunku do przyjętego w Protokole z Kioto roku bazowego – 1988 zredukowaliśmy emisje o ok. 31%. Założona w propozycjach Komisji Europejskiej redukcja o 20% do roku 2020 w stosunku do roku 1990 (średnio dla całej Unii Europejskiej) była dla Polski bezpieczna. W grudniu 2008 r. pakiet klimatyczny w zaproponowanej przez Komisję Europejską formie został przyjęty przez Parlament Europejski i państwa członkowskie. W dokumencie tym przewidziano dla Polski zwiększenie limitu emisji CO2 o 14% natomiast zmieniono rok bazowy z 1990 na 2005, co radykalnie pogorszyło naszą sytuację w zakresie możliwości emisji CO2.

W sektorze gazowym pojawiło się kilka istotnych faktów. Została podpisana umowa gazowa. W ramach tej umowy Gazprom będzie dostarczał do Polski rocznie 10,24 mld m3 gazu do roku 2022. W kontrakcie obowiązuje formuła „take or pay” – czyli obowiązek zapłaty także za gaz nieodebrany. Formuła cenowa zawarta w umowie przesądza o bardzo wysokich cenach tego surowca w porównaniu z ceną tego surowca na zachodzie. Cena za tranzyt gazu do Niemiec przez terytorium naszego kraju jest dwu-trzykrotnie niższa od ceny w innych państwach tranzytowych.

Budowa terminala LNG jest kontynuowana, jednakże biorąc pod uwagę ilość gazu dostarczanego w ramach kontraktu jamalskiego i wydobycie własne z jednej strony oraz zużycie gazu z drugiej, istnieje obawa, że włączony do eksploatacji terminal LNG będzie wykorzystywany znacznie poniżej swoich możliwości eksploatacyjnych.

Ocena:

Cel nie został zrealizowany (z wyjątkiem rozpoczęcia prac nad elektrownią atomową i budową terminala LNG).

Komentarz:

Najważniejszą kwestią jest wejście w życie pakietu klimatycznego i w konsewencji gigantyczne podwyżki cen energii elektrycznej. Zaskutkuję to odczuwalnym zubożeniem społeczeństwa i utratą konkurencyjności polskich przedsiębiorstw. Sprawę dodatkowo komplikuje techniczne zużycie infrastruktury elektroenergetycznej. 70% sieci przesyłowych i dystrybucyjnych jest przestarzałe i wymaga i wymaga remontu lub wymiany. Ponad połowa bloków energetycznych liczy sobie ponad 40 lat. Szacuje się, że nakłady inwestycyjne na energetykę do 2030 r. wymagają kwoty ok. 200 mld zł.

Pozytywnie natomiast należy ocenić działania rządu dotyczące rozpoczęcia prac nad stworzeniem prawnych uregulowań budowy pierwszej w Polsce elektrowni atomowej. Jest to jednak element długofalowej strategii rozwoju tego rynku. W odniesieniu do sektora gazowego mamy brak jasności co do zbilansowania gazu w Polsce. Sztywne wolumeny dostaw gazu zapisane w kontrakcie jamalskim stawiają pod znakiem zapytania możliwości optymalnego wykorzystania terminala LNG oraz możliwości konsumpcji spodziewanych w najbliższych latach dostaw gazu łupkowego.

Fundacja Republikańska

 

 

Kontynuacja działań poprzedniego rządu na rzecz dywersyfikacji dostaw nośników energii, również w wymiarze międzynarodowym

 

Z uwagą potraktujemy wysiłki poprzedniego rządu w sprawie dywersyfikacji dostaw nośników energii. Wysoko oceniamy niektóre z jego działań w tej dziedzinie, ale także zastrzegamy sobie prawo do korekty niektórych planów wszędzie tam, gdzie będziemy widzieli taką konieczność. Dotyczy to zarówno projektu dostaw ropy naftowej, jak i gazu ziemnego. Będziemy szukać rozwiązań zabezpieczających interesy gospodarcze Polski w kwestiach energetycznych i na pewno nie stracimy z pola widzenia uwarunkowań politycznych w relacjach z naszymi sąsiadami, które tak bardzo koncentrowały uwagę naszych poprzedników.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007 r.

 

Stan realizacji:

W marcu 2009 roku zlikwidowany został departament w Ministerstwie Gospodarki ds. dywersyfikacji dostaw nośników energii. Nie ma też centrum koordynacji działań rządu w tym zakresie. W analizowanym okresie zostały faktycznie wstrzymane prace związane z budową połączenia gazociągowego ze złożami skandynawskimi na Morzu Północnym poprzez duński system przesyłowy (projekt Baltic Pipe). Kontynuowany jest natomiast projekt budowy terminalu LNG do odbioru skroplonego gazu ziemnego w Świnoujściu. W 2007 r. została powołana spółka do budowy i eksploatacji terminalu – Polskie LNG Sp. z o.o. (spółka następnie została nabyta do PGNiG S.A. przez GAZ-SYSTEM S.A. oraz w 2010 roku przekształcona w spółkę akcyjną). Dnia 4 czerwca 2009 r. weszła w życie ustawa z dnia 24 kwietnia 2009 r. o inwestycjach w zakresie terminalu regazyfikacyjnego skroplonego gazu ziemnego w Świnoujściu, która określa zasady przygotowania, realizacji i finansowania inwestycji w zakresie terminalu wymaganych ze względu na istotny interes bezpieczeństwa państwa oraz inwestycji towarzyszących (Dz.U. 2009 nr 84 poz. 700. Ustawa ta została następnie znowelizowana (Dz.U. 2010 nr 57 poz. 358). W czerwcu 2009 r. PGNiG podpisało umowę z Qatargasem na dostawy 1,5 mld. m3 gazu skroplonego rocznie. Zgodnie z harmonogramem, spółka Polskie LNG S.A. 17 września 2010 r. oficjalnie przekazała plac budowy wykonawcy (konsorcjum SAIPEM-TECHINT-PBG), który teraz odpowiada za wszystkie prace prowadzone na terenie inwestycji. Szczegółowy harmonogram realizacji przedsięwzięcia zakłada oddanie obiektu do eksploatacji w terminie do 30 czerwca 2014 roku. Początkowa zdolność przeładunkowa terminalu ma wynosić 5 mld m³ rocznie, zaś następnie planowane jest rozbudowanie terminalu do przepustowości 7,5 mld m³ rocznie.

W zakresie dywersyfikacji dostaw ropy naftowej doszło do porozumienia rządu i prezydenta i wspólnie kontynuowano działania na rzecz projektu Odessa–Brody–Płock–Gdańsk (tzw. szczyt w Kijowie w 2007 r.). Dnia 14 kwietnia 2008 w obecności prezydenta Ukrainy Wiktora Juszczenki oraz prezydenta Polski Lecha Kaczyńskiego została podpisana umowa – pomiędzy inwestorem międzynarodowym przedsiębiorstwem rurociągowym Sarmatia oraz firmą Granherne, która pod koniec marca wygrała przetarg na realizację techniczno-ekonomicznego uzasadnienia projektu „Odessa – Brody – Płock – Gdańsk”. Po wykonaniu feasibility study brak jest do tej pory politycznej decyzji dotyczącej budowy tego ropociągu, co wstrzymuje cały proces inwestycyjny. Szacowany koszt tej inwestycji to 1,8 mld zł., z czego ok. 0,5 mld zł ma być dofinansowane z UE.

 

Ocena:

Cel nie został zrealizowany (z wyjątkiem kontynuacji projektu terminalu LNG).

 

Komentarz:

Jeśli chodzi o kontynuację najważniejszych projektów dywersyfikacyjnych poprzedniego rządu, to obietnica ta została tylko częściowo zrealizowana w zakresie budowy gazoportu w Świnoujściu. Zostały natomiast całkowicie wstrzymane prace nad projektem Baltic Pipe. Także projekt Sarmacja nie doczekał się zielonego światła. Oba projekty, przy zachowaniu ich ekonomicznej opłacalności, pozwoliłyby uzyskać nowe drogi transportu surowców energetycznych do Polski, co przyczyniłoby się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego.

Fundacja Republikańska

 

 

Wspieranie wszelkich projektów infrastrukturalnych Unii Europejskiej mogących podwyższyć poziom bezpieczeństwa energetycznego kontynentu

 

Mój rząd będzie wspierał w naszym polskim, narodowym interesie wszelkie projekty infrastrukturalne Unii Europejskiej mogące podwyższyć poziom bezpieczeństwa energetycznego kontynentu, upatrując w tych projektach szansę na rozwiązanie również naszych problemów. Niemniej od naszych unijnych partnerów oczekujemy pełnego zrozumienia polskich i regionalnych uwarunkowań związanych z bezpieczeństwem energetycznym.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007 r.

 

Stan realizacji:

Brak działań w tym zakresie.

Ocena:

Cel nie został zrealizowany.

Komentarz:

Niektóre z paneuropejskich inwestycji infrastrukturalnych podwyższając „poziom bezpieczeństwa energetycznego kontynentu”, jednocześnie służą interesom części państw członkowskich i są wymierzone wprost w interes innych. Przykładem takich inwestycji infrastrukturalnych są trasy transportu rosyjskiego gazu do Unii Europejskiej: „Nordstream” (zagrażający Polsce wprost) i „Southstream” (zagrożenie dla projektu dywersyfikacji gazu ziemnego dla Europy Środkowej „Nabucco”).

 

Fundacja Republikańska

 

Kontynuacja działań na rzecz budowy polsko-litewskiego mostu elektroenergetycznego

 

Rozumiemy także wagę mostu energetycznego między Litwą a Polską i traktujemy to jako bardzo dobry przykład tego typu inwestycji.

Donald Tusk, Prezes Rady Ministrów
Warszawa, 23 listopada 2007 r.

 

Stan realizacji:

19 maja 2008 r. polski operator systemu energetycznego PSE-Operator S.A. i jego litewski odpowiednik Lietuvos Energija AB utworzyły spółkę joint-venture LitPol Link, mającą zająć się wstępną fazą projektu mostu elektroenergetycznego między Ełkiem a Alytusem – wykonaniem analiz i studiów, uzyskaniem pozwoleń umożliwiających realizację inwestycji. Projekt ten uzyskał dofinansowanie z unijnego programu „Infrastruktura i Środowisko na lata 2007 – 2013” w wysokości 683 mln zł. Dnia 31 maja 2010 r. w Brukseli pod auspicjami unijnego komisarza ds. energii zostało zawarte porozumienie ministrów gospodarki Polski, Litwy, Łotwy i Estonii o powołaniu grupy roboczej, która ma nadzorować budowę kluczowych projektów infrastrukturalnych w tym regionie, a więc głównie mostu polsko-litewskiego.

Ocena:

Obietnica w trakcie realizacji.

Kometarz:

 Obecnie projekt jest na etapie uzgodnień społecznych i analiz środowiskowych. Nie jest jeszcze przesądzona trasa linii, bowiem istnieje sześć różnych wariantów przebiegu magistrali. Prace na budową mają się rozpoczęć dopiero pod koniec 2011 r., a pierwszy etap inwestycji może się zakończyć ok. 2015 r. (całość natomiast ok. 2020 r.). Po pierwszym etapie połączenie osiągnie moc 500 MW, a docelowo 1000 MW. Linia, która po stronie polskiej będzie mieć 106 km długości, a po litewskiej 48 km, ma kosztować ok. 237 mln euro. Aby inwestycja miała sens i mogła być w pełni wykorzystana, trzeba jednak rozbudować system energetyczny w północno-wschodniej Polsce. Wymaga to nakładów w wysokości ok. 600 mln euro. Istotne jest również zadbanie przez przedstawicieli rządu o inne działania związane z realizacją inwestycji, a w szczególności o udział polskiej strony w budowie elektrowni atomowej na Litwie na korzystnych warunkach. Do tej pory nie został wybrany inwestor strategiczny do budowy Ignaliny II. Wstępnie szacuje się wydatki na budowę jednego bloku w wysokości 4 mld euro. Skład właścicielski miałby wyglądać następująco: inwestor stategiczny miałby 51 proc. udziałów, natomiast resztę udziałów proporcjonalnie miałaby Polska, Litwa, Łotwa i Estonia. Z polskiej strony w inwestycji uczestniczyłaby Polska Grupa Energetyczna, która miałaby ok. 10 – 12 proc., a więc potrzebowałaby ok. 2 mld. zł. na tę inwestycję.

            Środki potrzebne na realizację całego projektu – a więc wraz z rozbudową sieci w Polsce i elektrowni na Litwie – stanowią duże ryzyko niepowodzenia inwestycji, zważywszy na stan całego sektora elektroenergetycznego, który potrzebuje ogromnych nakładów inwestycyjnych z racji zmieniających się przepisów wynikających z pakietu klimatyczno-energetycznego.

 

Fundacja Republikańska

 

Ocena własna kończąca zestawienie  z expose

 

Łatwiej powiedzieć o tym o czym zapomniano powiedzieć lub co przemilczano

 

  • Kontrakt gazowy z Gazpromem ( sukces czy porażka?)
  • Umocnienie pozycji krajowych monopolistów PGNiG i  PKN Orlen
  • Brak informacji o gazie łupkowym i polityce koncesyjnej
  • Brak informacji o energetyce jądrowej
  • Brak informacji o deregulacji rynku energii i roli URE

 

Dyskusja na tema temat jest konieczna

 

 

Kejow

 

Wojciech Stefan Jaron



II Międzynarodowy Kongres Energii Odnawialnej GREEN POWER

II Międzynarodowy Kongres Energii Odnawialnej GREEN POWER

. Według szacunków Polskiej Izby Gospodarczej Energii Odnawialnej, współorganizatorów II Międzynarodowego Kongresu Green Power, wskaźnik realizacji naszych zobowiązań w 2009 roku wyglądał następująco:

 
  •  47% energii zostało wyprodukowane przez współspalanie biomasy
  • 30% z energetyki wodnej
  • 13% z elektrowni wiatrowych
  • 6,3% to elektrownie wyłącznie na biomasę
  • 3,7% elektrownie na biogaz

 

„Chociaż wydaje się, że powyższe wyniki są zadawalające, warto podkreślić, że podane wartości to tylko 5,5% całkowitej produkcji energii, w stosunku, do 7,5%, które nakładają na nas wymogi wynikające z naszej akcesji do UE.Należy także pamiętać, że w 2010 roku wymogiem jest uzyskanie wspomnianego 7,5% poziomu.

Zacytuję kilka wypowiedzi ekspertów z materiałów prasowych

Jaką polską specjalność wykreowaliśmy za te wielkie środki?Odpowiedź jest niestety bardzo smutna. One zostały zawrócone do wielkich elektrowni węglowych, na pokrycie niepotrzebnych kosztów i sfinansowanie niezasłużonych zysków. Do elektrowni, w których realizuje się współspalanie (biomasy z węglem). Ta technologia z całą pewnością nie służy ochronie środowiska. Ta technologia, kreowana przez rządowe regulacje, niszczy środowisko.

Energetyka OZE/URE na razie nie rozwija się, bo rząd jest skoncentrowany z jednej strony na ratowaniu budżetu sprytnym sposobem polegającym na drenowaniu energetyki WEK (wielkoskalowa energetyka korporacyjna) z pieniędzy za pomocą kupowania firm państwowych (ENERGA) przez firmy państwowe (PGE) za zawyżoną cenę, a z drugiej strony na robieniu dobrze energetyce WEK. To robienie dobrze energetyce WEK oznacza jej ochronę, jeszcze przez kilka lat, za pomocą derogacji, czyli oznacza koncentrowanie się rządu na zabiegach w Brukseli o uzyskanie jak największej ilości darmowych uprawnień do emisji CO2 dla energetyki węglowej.

Komentarz Profesora Jana Popczyka, Politechnika Śląska

Czy regulacje prawne w Polsce, dają rynkowi OZE odpowiednią przestrzeń do rozwoju?

. Udawanie wdrażania niezbędnych przepisów – o ile ma miejsce
– odbywa się zbyt wolno i w sposób urągający standardom cywilizowanego świata. Ze wszystkimi regulacjami jesteśmy spóźnieni, tak jakby nikomu nie zależało na wypełnieniu wymogów dyrektyw, które przecież mają w przyszłości przełożyć się na czystsze środowisko i większe bezpieczeństwo energetyczne.

Konsekwencje braku odpowiednich regulacji, to nie tylko potencjalne kary dla państwa, czyli dla podatników, ale przede wszystkim opóźnienie w realizacji inwestycji. To nie rząd a inwestorzy wykładają pieniądze, podejmują ryzyko gospodarcze i liczą na to, że uzyskają odpowiednią stopę zwrotu. W naszych realiach wygląda to tak, że nie dość, że sam proces przygotowania do inwestycji traw 3-5 lat, to samo funkcjonowanie przy braku stabilnego systemu prawnego rodzi tak duże ryzyko, że ogromna ilość środków, które mogłyby być zainwestowana w energetykę opartą o odnawialne źródła energii, omijają ten sektor szerokim łukiem. Podstawowe zadania w zakresie regulacji prawnych to zapewnienie stabilnego i długofalowego, przynajmniej 15-letniego okresu funkcjonowania systemu wsparcia dla energetyki odnawialnej.

Komentarz Andrzeja Dejneki, Dyrektora Generalnego, Polskiej Izby Gospodarczej Energii

Bardzo ciekawe w II dniu konferencji panele   dyskusyjne dot. energetyki wiatrowej, geotermii oraz finansów.

Kejow



Wrzesień 19, 2010, 9:11 am
Filed under: BIOGAZOWNIE, biopaliwa, Doradztwo, ekologia, nowe technologie | Tagi: ,

Paliwo ze śmieci recepta rosyjska i szkocka paliwo z whisky

Aktualne dość wysokie ceny nośników energii wymuszają państwa do coraz aktywniejszego prowadzenia podobnych badań, mówi przewodniczący Związku Przemysłowców Gazowniczych i Naftowych Giennadij Szmal.

 „Podwyższenie cen ropy naftowej i nawet aktualna cena w wysokości 70-80 dolarów za baryłkę dość skutecznie stymulują rozwój alternatywnych źródeł energii, a mianowicie biopaliwo. Chociaż nie jestem zwolennikiem wykorzystywania zboża, kukurydzy bądź innej żywności w celu uzyskania paliwa, gdyż w dobie obecnej na świecie jest zbyt dużo głodujących ludzi, i najpierw trzeba ich nakarmić. Można jednak wykorzystywać roślinne i drewniane odpady. Takie technologie istnieją także w Rosji”.

W odróżnieniu od Stanów Zjednoczonych i Europy, gdzie produkowany jest bioetanol ze zbóż, cukru i ziaren oleistych, Rosja postawiła na produkcję biopaliwa tak zwanej „drugiej generacji”. Jest to biobutanol, produkowany z surowców nieżywnościowych – trociny, torfu, słomy i odpadów obróbki drewna. Takie podejście nie tylko sprzyja wykorzystywaniu produkcji rolnej zgodnie z przeznaczeniem, ale także pomaga w rozwiązaniu problemu utylizacji nieprzerobionych odpadów.

Pionierem w tej dziedzinie jest rosyjska spółka „Korporacja Biotachnologie”. Sama produkcja biopaliwa z masy nieżywnościowej została już uruchomiona, podstawowe zadanie na dziś polega na uczynieniu go rentownym, mówi zastępca dyrektora generalnego „Korporacji Biotechnologie” Konstantin Diespierow:

 „Pod względem technologicznym uzyskanie ciekłego biopaliwa z odpadów nieżywnościowych jest złożonym zadaniem. I w ogóle jest to dopiero pierwszy krok. Natomiast drugi wiąże się z obniżeniem kosztów tego procesu, aby był on celowy pod względem gospodarczym. Jest to trudne zadanie, do którego nie ma na razie żadnego rozwiązania.

Paliwo samochodowe, wyprodukowane z trociny bądź odpadów żywnościowych nie jest już utopią. Kto wie, być może za kilka lat stanie się ono dla nas zwyczajnym zjawiskiem, jakim jest dzisiejsza benzyna.

RUSSIA VOICE

W Japonii

W Japonii opracowano technologię przerabiania na paliwo  odpadów i resztek żywnościowych z gospodarstw domowych i restauracji. W tokijskiej siedzibie Nippon Steel Engineering – inicjatora projektu – poinformowano, że koszty budowy takiego zakładu wyniosą około 20 mln dolarów. Umożliwi on uzyskiwanie codziennie z 10 ton odpadów kuchennych do 500 litrów etanolu. Obliczono , że koszty inwestycji zwrócą się w ciągu dziesięciu lat eksploatacji zakładu.

Rzeczpospolita Dział Nauka

Polski wynalzca paliwa ze śmieci

Wynalazłem technologię ekologiczną i ekonomiczną, która pozwala zamienić odpady z tworzyw sztucznych na składniki służące do produkcji paliwa wysokiej jakości. Mam nadzieję, że rozwiąże ona problem recyklingu i zapotrzebowania na energię w skali ogólnoświatowej. Coraz więcej krajów interesuje się „T Technology” – powiedział Wirtualnej Polsce wynalazca Zbigniew Tokarz, który jako pierwszy Polak w historii otrzymał Złoty Medal w IV edycji EEP Awards – nagrodę przyznawaną dla najbardziej innowacyjnej technologii w dziedzinie ochrony środowiska. „T Technology” zdobyła najlepsze noty pośród jury ekspertów z 16 krajów Unii Europejskiej. Wynalazca odebrał nagrodę podczas targów Pollutec 2006 w Lyonie.  Udało mi się wyprzedzić technologicznie i innowacyjnie międzynarodowe koncerny i rządowe instytuty badawcze z wielu krajów. Gospodarka odpadami to poważny problem, jeśli uświadomimy sobie skalę zjawiska, np. w Polsce rocznie produkuje się ok. półtora miliarda ton odpadów z tworzyw sztucznych. Jak wiadomo, wszystkie tworzywa powstają z ropy naftowej. W moim urządzeniu nie zachodzi nic innego jak odwrócenie tego procesu. Wyjątkowość technologii polega na tym, że dzięki niej można – w sposób całkowicie ekologiczny – przetwarzać odpady wprost z wysypisk – zanieczyszczone, nieprzygotowane i nie poddane sortowaniu. Oznacza to, że do recyklingu nie musimy dodatkowo dopłacać. A co otrzymujemy? Składniki służące do powtórnej produkcji zarówno nowych opakowań, paliw silnikowych (w rafinerii można je rozdzielić na benzynę, olej napędowy oraz resztki w postaci oleju średniego i ciężkiego) oraz oleju opałowego do systemów grzewczych. „T Technology” nadaje się do przetwarzania nawet skomplikowanych chemicznie tworzyw sztucznych – np. zderzaków, opon, części telewizorów.

WP.PL

Film poglądowy o technologii na YouTube

Paliwo z odpadów pryzmowanych

Pryzmy kompostu są rezerwuarem gigantycznej ilości energii. Dotychczas, ze względu na brak wydajnych technologii, brakowało jednak kompleksowych rozwiązańz zakresu  zagospodarowania tych zasobów. Naukowcy z przedsiębiorstwa TMO Renewablesprzekonują jednak, że sytuację tę można zmienić dzięki wykorzystaniu opracowanego przez nich szczepu bakterii przetwarzających odpady organiczne na etanol. Mógłby on być mieszany ze standardową benzyną i stosowany jako paliwo do samochodów.

Mikroorganizmy opracowane przez Anglików umożliwiają produkcję alkoholu w sposób znacznie tańszy i wydajniejszyw porównaniu do stosowanej obecnie fermentacji opartej o zastosowanie drożdży. Jak tłumaczy Paul Milner, pracownik TMO Renewables, konwencjonalna produkcja etanolu jest droga oraz energo- i czasochłonna, ponieważ słód jęczmienny lub inny materiał poddawany fermentacji musi być podgrzany do postaci papki (…) Następnie zostaje znacznie schłodzony do niższej temperatury, by zaszła fermentacja z udziałem drożdży, a później jest ponownie ogrzewany podczas destylowania etanolu. Nasz proces jest znacznie bardziej wydajny energetycznie.

Stworzenie technologii było niezwykle żmudnym zajęciem. Wszystko zaczęło się od zidentyfikowania interesujących bakterii w ich naturalnym środowisku oraz ich długotrwałej selekcji. Szczególnie interesujące były te zdolne do przeżycia w wysokiej temperaturzei odżywiania się możliwie wieloma rodzajami pokarmu roślinnego. Ostatecznie wybór padł na mikroorganizmy z rodziny Geobacillus, które w naturalnych warunkach przetwarzają materię organiczna zawartą w kompoście na kwas mlekowy. Dzięki „podrasowaniu” metabolizmu bakterii badaczom udało się opracować szczep zdolny do wytwarzania alkoholu etylowego.

Nasz nowy mikroorganizm, nazwany TM242, może wydajnie przetwarzaćdługołańcuchowe cukryzawarte w biomasie drzewnej na etanol. Ta ciepłolubna bakteria pracuje w wysokich temperaturach rzędu 60-70 stopni Celsjusza i bardzo szybko trawi szeroki zakres produktów, tłumaczy Milner.

Badacze szacują, że każdego roku w Wielkiej Brytanii powstaje około siedmiu milionów ton odpadówpochodzenia roślinnego. Obecnie materiał ten jest w znacznej większości marnowany, lecz jego przetworzenie na alkohol mogłoby zaspokoić aż 10% krajowego zapotrzebowania na paliwa płynne. Do wykorzystania przemysłowego nadaje się m.in. słoma, papier, drewno czy wiele rodzajów odpadów.

Firma TMO Renewables otrzymała ostatnio odbiór techniczny swojego zakładu produkcji bioetanolu. Będzie to pierwsza tego typu placówka w Zjednoczonym Królestwie działająca na tak szeroką skalę i jedna z pierwszych na świecie.

KOPALNIA WIEDZY

Śmieci są niegroźnym dla środowiska naturalnego paliwem dającym ciepło

Ilość spalanych śmieci

żródło: DGP

British Airways na paliwie ze śmieci

śmieci w paliwo lotnicze. Wraz z amerykańską spółką Solena chcą za cztery lata przerabiać 500 000 ton śmieci w 16 milionów galonów paliwa lotniczego rocznie. Ta ilość ma zapewnić obsługę wszystkich lotów BA z londyńskiego City Airport.

Oprócz redukcji emisji dwutlenku węgla przy spalaniu paliwa, spadnie także ilość metanu produkowanego przez standardowe wysypiska śmieci. Ponadto zakłady dostarczą 20 megawatów energii rocznie, jako produkt uboczny procesu recyklingu.

Pierwszymi liniami lotniczymi, które wykorzystały biopaliwo na komercyjnej trasie, były linie Virgin w 2008 roku. Paliwo, które ma produkować dla British Airways Solena jest jednak zupełnie inne. Firma chce wyeliminować konieczność mieszania ekologicznego paliwa ze standardowym paliwem lotniczym, tak jak robiono do tej pory. – Mamy nadzieję, że nowe rozwiązanie pozwoli nam do roku 2050 o połowę zredukować emisję dwutlenku węgla – mówi Willie Walsh, prezes BA.
 

Indepedient//WPROST

Artykuły

Gaz ze śmietnika CIRE

http://www.cire.pl/pliki/2/gazsmietniskowy.pdf

Kiedy zatankujemy paliwo z whisky?

Naukowcy z Edinburgh Napier University opracowali technologię pozwalającą uzyskać wysokoenergetyczne paliwo z produktów ubocznych powstających przy produkcji whisky.

Trwające dwa lata badania nad nowym biopaliwem zakończyły się powodzeniem. Powstające w procesie produkcji whisky odpady, można wykorzystać jako surowiec do produkcji paliwa. Dokładnie chodzi o butanol, czyli alkohol zawierający cztery atomy węgla w cząsteczce. W porównaniu do zwykłego alkoholu (etanolu) jest on o 25% bardziej energetyczny oraz nie wymaga specjalnego przystosowania silnika.

 

Profesor Martin Tangney – kierownik projektu, twierdzi, że teoretycznie butanol może być stosowany bezpośrednio jako paliwo, jednak bardziej prawdopodobne, że zostanie on wykorzystany jako domieszka do benzyny i oleju napędowego. Pozwoli to zmniejszyć zużycie ropy do 10%.

TwojaEuropa.pl

Przyczyny niewielkiego wykorzystania paliwa alternatywnego ze śmieci 

Z wyprodukowanego z odpadów wytworzonych paliw w Polsce upatruje się także w braku wyraźnych prawnych ograniczeń sprowadzania do Polski paliw alternatywnych z innych krajów, w szczególności z Niemiec. Odpady przeznaczone jako paliwo alternatywne o kodzie 19 12 10 stanowią odpad nieujęty na żadnej z list odpadów (zielonej, bursztynowej) stanowiącej załącznik do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1013/2006 w sprawie przemieszczania odpadów, w związku z powyższym ich transgraniczne przemieszczanie objęte jest procedurą uprzedniego pisemnego zgłoszenia i zgody, określoną w Tytule II powyższego rozporządzenia.

 FORSAL

Recepta na sukces

Prezes Zarządu, Krzysztof Sarna pomysł wziął się od tego, że strzępiarka zaczęła wyrzucać bardzo duże ilości odpadów niemetalicznych, a trzeba było coś z nimi zrobić w sposób „cywilizowany”. – „Wpadł nam do głowy pomysł, żeby ten odpad przerabiać na paliwa alternatywne, jak również poszerzyć przyjmowanie gospodarki komunalnej, co przedłuży żywotność wysypisk śmieci”.

Przy wsparciu środków unijnych z Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podkarpackiego na lata 2007-2013 zbudowano kompletną instalację do wytwarzania paliw. Ekologiczny opał powstaje z gumy, tworzyw sztucznych, tekstylii i papieru. Odpady spalane są w piecu cementowym w temperaturze 2000 stopni Celsjusza. Szkodliwe dioksyny ulegają neutralizacji przez co proces niszczenia jest bezpieczny dla środowiska. – „Na przykład węgiel kosztuje 350 złotych za tonę. Ten odpad kosztuje 60 złotych za tonę. Można więc produkować energie tańszą, nie zaśmiecając i zatruwając środowiska, w którym żyjemy”. – wyjaśnia prezes Sarna.

Skład chemiczny paliw alternatywnych jest badany w laboratorium zakładowym Wtór-Steelu, wyposażonym w najnowocześniejszą aparaturę do badań fizykochemicznych. Na razie głównymi odbiorcami spółki jak zdradził nam Z-ca Dyrektora ds Produkcyjnych, Handlowych i Administracyjnych, Krzysztof Brzozowski są zakłady produkujące cement, ale coraz częściej sięgają po nie firmy z przemysłu energetycznego.

– „Póki co raczkujemy w tej materii. Dopiero zaczęliśmy, ale jak zapewniał nas prezes Wielgosz z Elektrowni Stalowa Wola, jest szansa, że będą od nas brać 100 tysięcy ton tego właśnie odpadu. Na pewno będziemy uruchamiali drugą zmianę na paliwach alternatywnych. Jest więc szansa, że zatrudnienie wzrośnie.” – stwierdził prezes Krzysztof Sarna. Jak się dowiedzieliśmy całkowita wartość projektu opiewa na ponad 7,5 miliona złotych.

 

Stalówka.net

PODSUMOWANIE

Nauka dała informacje , a wdrożenia nastepują szkoda że w Polsce jest tak mało przetwarzanych odpadów na paliwo. Podatek akcyzowy nadal wysoki o tych paliw

Kejow



Biogazownie rolnicze nowe technologie

Biogazownie rolnicze technologie fermentacyjne
Nowa biogazownia rolnicza w Koczale została wyposażona w dwa silniki gazowe o łącznej mocy 2,1 MWe. Energia elektryczna produkowana jest tutaj z odchodów zwierzęcych (gnojowicy) oraz z kiszonki z kukurydzy w ilości odpowiadającej średniemu zapotrzebowaniu energetycznemu dla około 5000 gospodarstw domowych.

Spółka Poldanor planuje w najbliższych trzech latach budowę kolejnych dziewięciu biogazowni. Inwestycje te realizowane będą w województwie pomorskim i zachodniopomorskim. Łączna moc wszystkich istniejących i zaplanowanych instalacji biogazowych firmy wyniesie docelowo ok. 13 MWe.

„Poldanor jest znakomitym przykładem łączenia polskich i duńskich doświadczeń w biznesie. Firmy duńskie zawsze przywiązywały dużą wagę nie tylko do ochrony środowiska, ale też do kwestii zarządzania zasobami ludzkimi oraz do społecznej odpowiedzialności biznesu. Takie właśnie założenia realizuje firma Poldanor od 15 lat działalności w Polsce” – powiedział Ambasador Królestwa Danii w Polsce, Hans Michel Kofoed-Hansen.

Podstawowe dane techniczne biogazowni w Koczale:
• wsad gnojowizny: 56 tys. ton/rok
• wsad kiszonki kukurydzianej: 25 tys. ton/rok
• wsad gliceryny: 10 tys. ton/rok
• łączna pojemność komór fermentacyjnych: 9 300m3
• dwa moduły prądowo-cieplne o mocy elektrycznej 2126 kW
• kocioł gazowy o mocy cieplnej 1900 kW
• roczna produkcja biogazowni:
– biogaz ok. 7 mln 800 tys. m3
– energia elektryczna ok. 18 mln kWh/rok
– energia cieplna ok. 19,5 mln kWh/rok

Biogazownia rolnicza POLDANOR SA w Nacławiu służy do produkcji biogazu i wytwarzania energii elektrycznej oraz cieplnej. Surowcem energetycznym są odchody zwierzęce (gnojowica) wymieszane z komponentami uzupełniającymi – kiszonką kukurydzianą, gliceryną oraz odpadami produkcji roślinnej. Rodzaj i ilość stosowanych substratów są codziennie kontrolowane, co pozwala uzyskać największą wydajność instalacji i zapewnia pełny rozkład podczas fermentacji. Produkcja biogazu oparta jest na fermentacji mezofilnej, czyli takiej, która przeprowadzana jest w temperaturze 30-37 stopni, trwającej ok. 20 dni w zamkniętych komorach fermentacyjnych, z których ujmowany jest biogaz. Mimo konieczności podgrzewania komory fermentacyjnej, fermentacja mezofilna posiada dodatni bilans energii. Powstały w procesie fermentacji biogaz daje w efekcie energię elektryczną i cieplną. Wyprodukowana energia elektryczna jest częściowo (5-10%) wykorzystywana na potrzeby technologiczne biogazowni i pobliskiej fermy trzody chlewnej (10-15%). Pozostała część (75-85%) jest sprzedawana do sieci. Uzyskiwana energia cieplna służy do procesów technologicznych biogazowni oraz będzie zużywana przez odbiorców zewnętrznych.

W skład biogazowni rolniczej w Nacławiu wchodzą następujące obiekty:

plac na komponenty z dozownikiem o łącznej powierzchni 288 m2
zbiornik na komponenty nr 1 o pojemności 32 m3
zbiornik na komponenty nr 2 o pojemności 32 m3
zbiornik wstępny o pojemności 1000 m3
zbiornik fermentacyjny o pojemności 1250 m3
zbiornik pofermentacyjny o pojemności 2000 m3
budynek techniczny
wiata techniczna ze zbiornikiem mieszania
moduł kogeneracyjny o mocy 625kWe i 680 kWt
kocioł grzewczy o mocy 690 kW
chłodnica awaryjna
dwukomorowy zbiornik na gnojowicę przefermentowaną 2 x 10 000 m3
Roczny wsad do biogazowni rolniczej w Nacławiu wynosi:

wsad gnojowicy ok. 20 000 ton
wsad kiszonki kukurydzianej ok. 13 800 ton
wsad gliceryny ok. 4700 ton (opcja)
Roczna produkcja biogazowni rolniczej w Nacławiu:

biogaz ok. 2300 000 m3
energia elektryczna ok. 5300 000 kWh
energia cieplna ok. 5900 000 kWh
Schemat działania

ANALIZA EKONOMICZNA BUDOWY I EKSPLOATACJI
BIOGAZOWNI ROLNICZYCH W POLSCE

Katarzyna Kosewska, Jan R. Kami

ńskiKatedra Maszyn Rolniczych i Le

śnych, Szkoła Główna Gospodarstwa Wiejskiego w Warszawie

http://www.biogazownierolnicze.pl/biogazownierolnicze,article,0,77,88,analiza-oplacalnosci.html

Instalacje OZE wytwarzające energię elektryczną –
dane na dzień 30.09.2009

Rodzaj źródła Moc zainstalowana
[w MW] Liczba instalacji
Elektrownie na biomasę 246,490 14
Elektrownie na biogaz 69,104 120
Elektrownie wiatrowe 666,332 282
Elektrownie wodne 944,130 724
Łącznie 2505,546 1140
(Źródło: URE)

Bariery prawne

brak jednoznacznej definicji biogazowni rolniczej

czy biogazownia rolnicza to obszar, na którym znajduje się instalacja, sama instalacja, jakie elementy instalacji przynależą do biogazowni?
(Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Gospodarki z dnia 7 października 1997r. w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać budowle rolnicze i ich usytuowanie)

produkcja biogazu rolniczego nie jest objęta Polską Klasyfikacją Działalności
(Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 grudnia 2007r. w sprawie Polskiej Klasyfikacji Działalności)
wytwarzanie biogazu z odchodów zwierzęcych i odpadów produkcji rolnej nie figuruje w spisie działalności tzw. „Działów specjalnych produkcji rolnej”

proces i przebieg fermentacji może być zaliczany jako produkcja przemysłowa – kwalifikacja gnojowicy pofermentacyjnej do odpadów przemysłowych, ze wszystkimi tego konsekwencjami
brak możliwości uzyskania świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii oraz świadectw pochodzenia z kogeneracji za tę samą ilość energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii, będących jednocześnie jednostkami kogeneracji
(komunikat Prezesa URE z dn. 31 maja 2007r.)
nieuwzględnienie w niektórych aktach prawnych mniejszych jednostek wytwarzających energię elektryczną < 1 Mwel
niezaliczenie instalacji biogazowych do inwestycji celu publicznego
(Ustawa z dnia 21 sierpnia 1997r. o gospodarce nieruchomościami)
sprawy bezpieczeństwa pożarowego i zabezpieczenia przed wybuchem są nieadekwatne do aktualnych rozwiązań i rozproszone po kilku aktach prawych:

Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z 12 kwietnia 2002r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (rozporządzenie dotyczy tylko budynków, nie dotyczy budowli; niejasno sformułowane zapisy dot. usytuowania instalacji biogazowej wobec budynków)
Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 21 kwietnia 2006r. w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków, innych obiektów i terenów
Norma PN – EN 1127-1 z 2001, Atmosfery wybuchowe. Zapobieganie wybuchowi i ochrona przed wybuchem (podstawowe pojęcia i metodologia)
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001r. Prawo ochrony środowiska
Rozporządzenie Rady Ministrów z 9 listopad 2004r. w sprawie określenia rodzajów przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko oraz szczegółowych warunków związanych z kwalifikowaniem przedsięwzięcia do sporządzenia raportu o oddziaływaniu na środowisko
sprzedaż energii i świadectw pochodzenia przez rolników, jako inwestorów i operatorów biogazowni, jest praktycznie niemożliwa

rolnik jako jednostka nie prowadząca działalności gospodarczej nie otrzyma koncesji na produkcję energii elektrycznej, a co za tym idzie, nie otrzyma świadectw pochodzenia za wyprodukowaną energię
brak odpadów o kodach 19 06 05 (ciecze z beztlenowego rozkładu odpadów zwierzęcych i roślinnych) oraz 19 06 06 (przefermentowane odpady z beztlenowego rozkładu odpadów zwierzęcych i roślinnych) na liście rodzajów odpadów, które posiadacz odpadów może przekazywać osobom fizycznym lub jednostkom organizacyjnym niebędącym przedsiębiorcami
(Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 21 kwietnia 2006r. w sprawie listy rodzajów odpadów, które posiadacz odpadów może przekazywać osobom fizycznym lub jednostkom organizacyjnym niebędącym przedsiębiorcami )
http://www.biogazownierolnicze.pl/biogazownierolnicze,menu,0,15.html

Założenia programu rzowoju biogazowni w Polsce Ministerstwo Rolnictwa

Link http://www.biogazownierolnicze.pl/foto/dokumenty/019.pdf

Kejow



Paradygmat ekologii przemysłowej i energetycznej

Paradygmat  ekologii przemysłowej i energetycznej

 

Dotychczasowe podejście, polegające na formułowaniu najpierw skali zaspokojenia potrzeb społecznych i gospodarczych, a następnie na podejmowaniu prób poprawy efektywności wykorzystania zasobów naturalnych  oraz minimalizacji oddziaływania na środowisko, jest nie do zaakceptowania. W obliczu kryzysu gospodarczego priorytetem powinno być inwestowanie w te nowe technologie mające największe możliwości tworzenia miejsc pracy; podkreśla, że doprowadzi to do tworzenia rynków, wygeneruje nowe źródła dochodów i przyczyni się do rozwoju gospodarki i konkurencyjności UE; podkreśla ponadto, że zwiększy to bezpieczeństwo dostaw energii UE i zmniejszy jej zależność energetyczną od ograniczonej liczby źródeł energii, dostawców i szlaków transportowych co może zapewnić Noe Prawo Energetyczne.

Podstawowym problemem polskiej energetyki jest jej niska wydajność (produktywność), na co nakłada się niska efektywność wykorzystania (użytkowania) energii oraz przestarzały park maszynowy spora cześć bloków energetycznych ma ponad 40 lat.

 

Wyzwanie globalnym jest przeszkoda ze względu na ponad 90-procentowy udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej, sektor energetyczny charakteryzuje się wysoką emisyjnością, wynoszącą około 950 kg CO2/MWh.

Potencjał energetyki odnawialnej jest znaczący, przy dzisiejszym poziomie techniki szacuje się go na 46-procentowy udział w energii pierwotnej.

Mając na uwadze, że pilnie potrzebna zmiana paradygmatu energetycznego wymaga podziału ryzyka, tak aby odpowiednie podmioty, publiczne i prywatne, ponosiły wspólną odpowiedzialność, co oznacza potrzebę większego publicznego wsparcia finansowego, ale także podjęcia przez przemysł, banki i prywatnych inwestorów większej odpowiedzialności za wspólne ponoszenie ryzyka technologicznego i rynkowego.

 

PYTANIA

 

Zmiana paradygmatu energetycznego, przejście do epoki postwęglowej oznaczać będzie radykalną zmianę wszystkich sfer życia i wymiarów globalizacji.

  • Czy Stany Zjednoczone zdołają utrzymać pozycję hegemoniczną?
  • Czy Unia Europejska odnajdzie po kopenhaskiej traumie pewność siebie i sposób na rozwój?
  • Czy też, jak pokazuje coraz więcej zapowiedzi, hegemonia zacznie przesuwać się w stronę Chin?

 

POLSCY EKSPERCI

Andrzej Kasenberg z Instytutu na Rzecz Ekorozwoju, powiedział, że nad alternatywnymi scenariuszami pracowało 80 osób. Dla wszystkich założeniem było spojrzenie na problem w „sposób zintegrowany”, czyli łączący aspekty społeczne, ekonomiczne i ekologiczne

Prezes IRE przypomniał, że jeżeli świat będzie nadal rozwijał się w podobny sposób, jak dotychczas, emitując zanieczyszczenia, to na ich wchłonięcie potrzeba będzie w 2050 roku dwóch globów. Z jego prezentacji wynikało też, że aż do 2030 roku nie jest uzasadniona opcja uwzględniająca rozwój w Polsce energetyki jądrowej.

Prezentujących opracowanie, Krzysztof Żmijewski z Instytutu im. Kwiatkowskiego omawiając sześć scenariuszy uwzględniających w różnych proporcjach udział odmiennych rodzajów energii (tzw. miks energetyczny) powiedział, że w dwóch z nich hurtowe ceny energii w 2020 roku będą wyraźnie niższe. Np. w wariancie z udziałem energetyki jądrowej wyniosą 310-380 zł/MWh, a w wariancie wiatrowo-gazowym będą nieco droższe.

Przyjęcie Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku niesie za sobą szereg zmian w obszarze energetyki odnawialnej. Państwa członkowskie mają obowiązek zaimplementowania Dyrektywy do własnego porządku prawnego najpóźniej do grudnia 2010 roku. Dyrektywa ta określa wspólne ramy dla państw członkowskich w zakresie promowania stosowania energii z OZE, jak również wyznacza obowiązkowe krajowe cele dotyczące udziału energii z OZE w zużyciu finalnym brutto energii ogółem. Polska docelowo ma osiągnąć udział energii odnawialnej w końcowym zużyciu brutto energii na poziomie 15% w 2020 roku. Udział dla Polski kształtuje się poniżej wytyczonego średniego celu dla całej Unii Europejskiej, niemniej oznacza to dla Polski konieczność jego podwojenia w stosunku do 2005 roku. Dyrektywa określa również ścieżkę dojścia do osiągnięcia wyznaczonego indywidualnego celu poprzez wytyczenie minimalnego orientacyjnego kursu udziału energii z OZE w całkowitym finalnym zużyciu energii brutto w latach 2011 – 2018. Dla Polski udział ten wynosi 8,8% w latach 2011, 2012, 9,5% w latach 2013 – 2014, rośnie do 10,7% w latach 2015, 2016, mając osiągnąć poziom 12,3% w latach 2017-2018. Obecnie istniejące krajowe przepisy prawne w obszarze OZE wprowadzają systemy wsparcia w obszarze wzrostu zużycia tylko energii elektrycznej z OZE w finalnym zużyciu energii elektrycznej ogółem poprzez m.in. wprowadzenie systemu „zielonych” certyfikatów, zwrotu zapłaconej akcyzy od zielonej energii elektrycznej, zapewnienie odbioru wyprodukowanej energii elektrycznej z zielonych źródeł.

Obecnie trwają prace w resorcie gospodarki nad nowelizacją Ustawy Prawo Energetyczne i opracowaniem Ustawy o odnawialnych źródłach energii. Te akty, jak i akty wykonawcze do nich powinny zaimplementować do polskiego porządku prawnego postanowienia Dyrektywy 2009/28/WE. Jest teraz zatem dobry czas na działania zainteresowanych uczestników rynku na ewentualne próby wywierania wpływu na organy władz publicznych w procesie zmian obowiązujących regulacji prawnych z obszaru OZE.

Krystyna Tomaszewska PricewaterhouseCoopers

 

NOWE PRAWO ENERGETYCZNE

 

Według Ministerstwa Gospodarki, nowe Prawo energetyczne pozwoli ograniczyć działania spekulacyjne przy rezerwowaniu mocy przyłączeniowej farm wiatrowych. Ustawa wprowadza obowiązek wnoszenia zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie do sieci oraz udokumentowania możliwości budowy źródła energii. Inwestor ubiegający się o przyłączenie siłowni wiatrowej do sieci elektroenergetycznej o napięciu wyższym niż 1 kV będzie wnosić zaliczkę w wysokości 30 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej. Rozwiązanie to pomoże to wyeliminować przypadki, w których firmy rezerwowały moce nie rozpoczynając realizacji inwestycji, blokując tym samym innym dostęp do sieci.

Ustawa zawiera również zapisy wspierające wytwarzanie biogazu rolniczego. Nowe przepisy umożliwią podłączanie biogazowni do niskociśnieniowych systemów przesyłowych. Pozwoli to na dostarczenie biogazu do odbiorców na terenach wiejskich, zwłaszcza tam, gdzie nie ma możliwości dostarczania gazu ziemnego.

Dokumenty

  1. Rezolucja Parlamentu Europejskiego z dnia 11 marca 2010 r. w sprawie inwestowania w rozwój technologii niskoemisyjnych (plan EPSTE)
  2. Raport. Potencjał efektywności energetycznej i redukcji emisji w wybranych grupach użytkowania energii. Droga naprzód do realizacji pakietu klimatyczno- energetycznego. Polski Klub Ekologiczny, Okręg Górnośląski, Fundacja na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii, INFORSE, European Climate Foundation. Katowice 2009.

 

PODSUMOWANIE

Będzie lepiej , drożej i inaczej niż dotychczas.

Kejow



Biomasa spalana w kotłach – OZE Analiza

Biomasa spalana w kotłach – OZE Analiza

Główni gracze na rynku biomasy energetycznej

 
  • 2000 ha plantacji roślin energetycznych,  Dalkia Polska prowadzi od kilku lat w okolicach Poznania i Elbląga
  • W Elektrowni Jaworzno III Południowego Koncernu Energetycznego należącego do Grupy Tauron. Jednostka spalać będzie biomasę leśną (zrębki drzewne, pelety z drewna) oraz pochodzenia rolniczego (pelety m.in rzepakowe, ze słomy rzepakowej, z otrąb zbożowych, śrutę zbożową oraz z nasion i łusek słonecznika, makuchę rzepakową itp.). Szacuje się, że kocioł w Jaworznie zużywać będzie rocznie ok. 300 tys. ton biomasy.
  • PGE Zespół Elektrowni Dolna Odra także zainwestował w kocioł do spalania biomasy. Instalacja ma zastąpić przestarzałe jednostki węglowe w Elektrowni Szczecin. Rocznie spalane tam będzie około 550 tys. ton biomasy
  • Vattenfall Heat Poland ocenia, że plantacje wierzby energetycznej na powierzchni 10 tys. ha w praktyce oznaczają roczny zbiór około 200 tys. ton biomasy.
  • Spółka Biomasa Energetyczna dostarczać będzie do podmiotów z grupy EdF w Polsce, zaopatrywanych przez Energokrak, pellety ze słomy w ilości nie mniejszej niż 40 tys. ton rocznie (15 tys. ton w okresie od 1 września 2009 roku do 31 sierpnia 2010 roku). Umowa zawarta została na czas od 1 września 2009 roku do 31 sierpnia 2016 roku. Podstawą umowy są wymagania prawne dotyczące obowiązku nałożonego na producentów energii, którzy współspalają biomasę i paliwa kopalne, używania określonej ilości tzw. biomasy rolniczej.

     

BIOMASA I PRZEPISY UNIJNE
W Polsce największy potencjał, jeżeli chodzi o wykorzystanie źródeł odnawialnej energii, leży w biomasie. Zgodnie z definicją zawartą w Dyrektywie 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 roku w sprawie wspierania produkcji a rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (Dz.U.UE.L.01.283.33) biomasa oznacza podatne na rozkład biologiczny frakcje produktów, odpady i pozostałości z przemysłu rolniczego (łącznie z substancjami roślinnymi i zwierzęcymi), leśnictwa i związanych z nimi gałęzi gospodarki, jak również podatne na rozkład biologiczny frakcje odpadów przemysłowych i miejskich.
 
Wilgotność względna drewna to stosunek masy wody, zawartej w drewnie do masy drewna w stanie mokrym, wyrażony w procentach.
Biopaliwo
Wilgotność
%
Wartość energetyczna
MJ/kg
Gęstość
kg/m3
Zawartość popiołu
 % s. m.
zrębki
20-60
6-16
150-400
0,6-1,5
pelety
7-12
16,5-17,5
650-700
0,4-1,0
słoma żółta
10-20
14,3
90-165
4,0
słoma szara
10-20
15,2
90-165
3,0
drewno kawałkowe
20-30
11-22
380-640
0,6-1,5
kora
55-65
18,5-20
250-350
1-3
Właściwości biopaliw stałych
http://www.biomasa.org/index.php?d=artykul&kat=51&art=47
 
Rośliny energetyczne uprawiane w Polsce:
  • wierzba wiciowa (Salix viminalis)
  • ślazowiec pensylwański , zwany również malwą pensylwańską (Sida hermaphrodita)
  • słonecznik bulwiasty , zwany powszechnie topinamburem (Helianthus tuberosus)
  • róża wielokwiatowa (Rosa multiflora)
  • rdest sachaliński (Polygonum sachalinense)
  • trawy wieloletnie , m. in. miskant olbrzymi (Miscanthus sinensis gigantea), miskant cukrowy (Miscanthus sacchariflorus), spartina preriowa (Spartina pectinata), palczatka Gerarda (Andropogon gerardi )
 
Potencjał  biomasy w Polsce
W Polsce potencjał techniczny biopaliw szacuje się na około 684,6 PJ w skali roku, z czego najwięcej – 407,5 PJ  – przypada na biopaliwa stałe. Ich zasoby składają się z nadwyżek biomasy pozyskiwanych w:
  • rolnictwie – 195 PJ
  • leśnictwie – 101 PJ
  • sadownictwie – 57,6 PJ oraz z
  • odpadów przemysłu drzewnego – 53,9 PJ.
Północna i zachodnia Polska dysponuje dużym potencjałem biomasy stałej ze względu na nadwyżki słomy w gospodarstwach rolnych, również północne, lecz także północno-wschodnie i północno-zachodnie rejony kraju posiadają największe możliwości wykorzystania biogazu z odpadów zwierzęcych.
 
Prognoza produkcji energii elektrycznej według paliw
Wyszczególnienie
2010
2015
2020
 
TWh
Węgiel kamienny
68,2
62,9
62,7
Wębiel brunatny
44,7
51,1
40,0
Gaz ziemny
4,4
5,0
8,4
Produkty naftowe
1,9
2,5
2,8
Paliwo jądrowe
0,00
0,00
10,5
Energia odnawialna
8,0
17,0
30,1
Elektrownie wodne pompowe
1,0
1,0
1,0
Odpady
0,6
0,6
0,6
RAZEM
128,7
140,1
156,1
Udział energii z OZE (%)
6,2
12,2
19,3
Źródło: Gazeta Prawna na podstawie założeń polityki energetycznej Polski do 2030 roku
 
 
 
 
Instalacje OZE na podstawie ważnych na 31 grudnia 2009 r. koncesji
Rodzaj źródła
Sumaryczna moc zainstalowana [MW]
Liczba instalacji
Elektrownie na biogaz
70,888
125
Elektrownie na biomasę
252,490
15
Elektrownie wytwarzające energię elektryczną z promieniowania słonecznego
0,001
1
Elektrownie wiatrowe
724,657
301
Elektrownie wodne
945,210
724
Współspalanie *
38
Łącznie
1993,246
1204
* W przypadku instalacji wykorzystujących technologię współspalania w elektrowniach konwencjonalnych dokonywana jest zmiana warunków koncesji. Ze względu na różne przedziały procentowego udziału biomasy (w całkowitym strumieniu paliwa), w odniesieniu do tych instalacji, nie podano całkowitej mocy zainstalowanej
Źródło: URE
 
Świadectwa pochodzenia wydane w 2009 r. (za produkcję w 2008 r.* i 2009 r.) w rozbiciu na poszczególne technologie wytwarzania wraz z wolumenem energii
Rodzaj OZE
Okres wytwarzania 1.01.2008 – 31.12.2008
Okres wytwarzania 1.101.2009 – 31.12.2009
ilość energii
[MWh]
liczba SP
ilość energii
[MWh]
liczba SP
Elektrownie na biogaz
45207,310
104
241341,889
724
Elektrownie na biomasę
128468,237
13
426817,199
75
Elektrownie wiatrowe
105421,157
246
836215,386
1716
Elektrownie wodne
258352,821
759
1985910,289
4355
Współspalanie
786855,661
50
2899372,497
187
Łącznie
1324305,186
1172
6389657,260
7057
* Zgodnie z art. 9e ust. 4b ustawy – Prawo energetyczne wniosek należy przedłożyć w terminie 45 dni od dnia zakończenia okresu wytworzenia danej ilości energii elektrycznej objętej tym wnioskiem, co powoduje że wnioski o wydanie SP OZE mogą być składane do 14 lutego 2009 r.
Źródło: URE
 
 
Schemat ideowy procesu ubiegania się o wydanie koncesji na produkcję energii elektrycznej w obiektach energetycznych (elektrowniach, elektrociepłowniach) stanowiących źródła energii odnawialnej przedstawiono na rysunku 1
 
 
http://www.ogrzewnictwo.pl/index.php?akt_cms=1219&cms=295 
 
 
 
 
Analiza do studiowania w czasie sobotnio – niedzielnej ciszy
 
Kejow


Koszty budowy elektrowni w Polsce

Koszty budowy elektrowni w Polsce

Dla polskiej energetyki coraz trudniej się przygotować prognozę finansową. Obecnie coraz więcej obszarów modelu finansowego jest nieprzewidywalnych. Modelując blok w elektrowni nie wiadomo jaki będzie koszt emisji CO2, jakie będą koszty funkcjonowania bloku, jak wyglądać będzie otoczenie prawne. To wszystko czarna skrzynka. i trzeba przyjąć bardzo dużą ilość założeń. Bloki w elektrowni będą pracowały kilkadziesiąt lat, a nikt nie wie, co się będzie działo w 2014 r.

Energetykę węglową oczywiście trzeba uzupełniać OZE i energetyką jądrową (ogromne możliwości niesie ze sobą również rozwój energetyki opartej na gazie ziemnym), ale w perspektywie kilkudziesięciu lat musimy produkować energię z węgla. Powinniśmy motywować wytwórców, aby korzystali z BAT (Najlepszej Dostępnej Technologii), ale musimy mieć prawo do produkcji energii z węgla, bo innego paliwa po prostu, nie mamy.

http://energetyka.wnp.pl/d-marzec-kpmg-trudno-oszacowac-oplacalnosc-inwestycji-energetycznych,106327_1_0_1.html

Koszt budowy i eksploatacji elektrowni i elektrociepłowni wykorzystujących biomasę

Biomasą nazywamy „wszelkie substancje organiczne pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, w tym przetworzone przez człowieka, które mają zastosowanie do pozyskania z nich energii”. Zasoby biomasy są obecnie źródłem 44 ± 10 EJ energii zużywanej w ciągu roku na świecie, czyli od 9 do 13 procent. Około 38 EJ przypada na tradycyjne zastosowania biomasy w krajach tzw. trzeciego świata -jest to głównie drewno przeznaczone na opał.

Dane z 5 elektrowni poddanych analizie. Ich żywotność oceniana jest od 15 lat (dla holenderskiej elektrowni na odpady komunalne) – do 40 lat (dla pozostałych elektrowni), a sprawność na poziomie od 25% do 38,3% (średnio 31,5%). Ze względu na dużą rozpiętość kosztów poniesionych na spłatę inwestycji i zakup paliwa, obserwujemy znaczną różnice w cenie pozyskiwanej energii elektrycznej. Przy 5% koszcie kapitału, spłata nakładów na inwestycje pochłania średnio 35,10 USD/MWh. Przy 10% koszcie kapitału obserwujemy znaczny wzrost nakładów na spłatę inwestycji – średnio w wysokości 51,54 USD/MWh.
Koszt eksploatacji elektrowni na biomasę, biogaz i odpady był mało zróżnicowany i wyniósł średnio 16,24 USD/MWh. Największą rozpiętość obserwujemy w cenach paliwa. W przypadku dwóch elektrowni spalających odpady komunalne otrzymywany jest dochód za spalenie odpadów, odpowiadający w przeliczeniu 109,80 i 65,30 USD/MWh. Gaz czerpany z wysypiska śmieci do zasilania jednej z elektrowni uzyskiwany jest bezpłatnie. Natomiast ceny zakupu biomasy wynoszą w przeliczeniu 13 USD/MWh w amerykańskiej elektrowni i 52,80 USD/MWh w elektrowni czeskiej. Jak wynika z wcześniejszych obliczeń, duży wpływ na koszt energii ma cena paliwa, a tym bardziej ewentualny dochód uzyskany za spalanie odpadów komunalnych. W przypadku jednej z elektrowni spalającej odpady komunalne, przy koszcie kapitału rzędu 5%, dochód za spalanie śmieci był większy niż koszt wytwarzania energii elektrycznej. W tym przypadku wytwarzanie energii elektrycznej w pewnym sensie nic nie kosztowało, a jej sprzedaż przyniosła dodatkowy zysk właścicielowi spalarni odpadów komunalnych.

http://www.ogrzewnictwo.pl/index.php?akt_cms=445&cms=295

 

http://g.gazetaprawna.pl/p/_wspolne/pliki/21000/i02_2008_119_155_002a_101_21886.jpg

Analiza wg. Gazety Prawnej

ELEKTROWNIE JĄDROWE ANALIZA PORÓWNAWCZA

Węgiel i gaz coraz droższe

Z badań MAE i AEN wynika, że w latach 1990-2005 współczynnik dyspozycyjności mocy elektrowni jądrowych wzrósł w USA z 71 proc. do 90 proc., w UE-15 z 74 proc. do 84 proc., a w Rosji w latach 1993-2004 nastąpiła poprawa tego współczynnika z 66 proc. do 78 proc. Paliwo jądrowe stało się bardziej konkurencyjne, bo ceny gazu szybko rosły. Średnie ceny detaliczne gazu w UE-15 w latach 1997-2006 wzrosły o 42 proc., a ceny dla dużych odbiorców, które w latach 1997-2000 spadły o 2 proc., w latach 2000-2006 wzrosły dwa razy.

Ekonomika energetyki jądrowej pozostawała jednak ciągle w dużym stopniu zależna od wysokich nakładów inwestycyjnych, bo koszty budowy elektrowni jądrowych są wyższe niż konwencjonalnych. Specjaliści wyliczyli, że koszt kapitałowy w kosztach produkcji energii jądrowej przy 5-proc. stopie oprocentowania kredytów sięgał 56 proc. kosztów produkcji energii jądrowej, a przy stopie 10 proc. aż 72 proc. tych kosztów. Pod tym względem elektrownie węglowe i gazowe biły jądrowe na głowę, bo w węglowych koszty kapitałowe wynosiły odpowiednio 36 proc. i 53 proc., a w gazowych – 8 proc. i 13 proc.

Tańsza energia jądrowa

Całkowite koszty produkcji energii jądrowej (przy koszcie kapitału na poziomie 5 proc.) zwykle okazywały się niższe niż koszty produkcji energii w elektrowniach gazowych i węglowych. Gdy porównano koszty produkcji energii elektrycznej w 22 elektrowniach węglowych, projektowanych w 10 krajach, z kosztami projektowanych w nich elektrowni jądrowych, w 19 elektrowniach węglowych uzyskano koszty wyższe, a w trzech niższe (Niemcy, USA, Korea Południowa). Gdy koszt kapitału podnoszono, przewaga elektrowni jądrowych malała. Podobnie było w przypadku porównywania elektrowni jądrowych i gazowych. Przy stopie 5 proc. elektrownie gazowe w 10 krajach okazywały się droższe od projektowanych w tych samych krajach jądrowych, a przy oprocentowaniu kapitału 10 proc. dwie elektrownie gazowe były tańsze od jądrowych (USA, Japonia).

http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/22579,konkurencyjnosc_elektrowni_jadrowej_zalezy_od_kosztow_kapitalu.html

Ministerstwo Gospodarki przypomina, że wstępne obliczenia przeprowadzone przez doc. Andrzeja Strupczewskiego z Instytutu Energii Atomowej Polatom w Świerku w 2009 r. – jako odpowiedź na zarzuty obu profesorów – pokazują, że koszt budowy elektrowni jądrowych w warunkach polskich wyniesie o połowę więcej w porównaniu z Flamanville-3, a więc ok. 3,6 mld euro za 1000 MWe, drugiego bloku ok. 2,4 mld euro za 1000 MWe, a następnych – odpowiednio mniej – jeśli wykorzystane będą korzyści skali (budowa serii bloków).

MG podkreśla, że bardziej szczegółowe obliczenia, po doliczeniu oprocentowania kapitału i założeniu podobnego do Flamanville-3 okresu budowy, w przypadku pierwszego polskiego bloku – określają szacowany przeciętny koszt jednostkowy budowy na ok. 4680 EUR/kWe, drugiego na ok. 3220 EUR/kWe i następnych – jeszcze mniej. Biorąc za podstawę zawarte w 2008 r. kontrakty na budowę bloków jądrowych, można założyć jednostkowy koszt budowy polskiej elektrowni jądrowej na terenie uzbrojonym w infrastrukturę na poziomie ok. 20 proc. niższym od budowy na terenie nieuzbrojonym.

W ocenie resortu gospodarki porównując koszt jednostkowy wytworzenia energii elektrycznej w elektrowni węglowej z siłownią jądrowa, można dojść do następujących wniosków. Elektrownia jądrowa 1000 MWe, dysponująca funduszem czasu pracy 8000 godzin w skali roku, produkująca 8 TWh energii elektrycznej, produkuje po następujących kosztach: koszt zużytego paliwa jądrowego ok. 40 mln euro rocznie, koszt utrzymania ruchu – ze składką na fundusze postępowania z odpadami promieniotwórczymi oraz na likwidację elektrowni ok. 16 mln euro rocznie – daje to koszt produkcji razem 56 mln euro w skali roku. Według MG porównywalna elektrownia węglowa z 2 blokami na parametrach nadkrytycznych, bez wychwytu CO2, o sprawności 43 proc. produkuje po następujących kosztach: koszt zużycia paliwa 0,38 mln t węgla na 1 TWh (w cenie średniej 55 euro za tonę) i przy emisji CO2 0,8 tony na MWh koszt wykupu uprawnień na emisję (po 39 euro za tonę) kosztuje 248 mln euro rocznie – daje to razem koszt produkcji 415 mln euro rocznie.

http://energetyka.wnp.pl/ministerstwo-gospodarki-o-koszcie-budowy-elektrowni-jadrowej,93898_1_0_1.html

 Kejow