Filed under: emisja, emisja CO2, Energia odnawialna, polityka, Polityka energetyczna, Unia Europejska | Tagi: durban, emisja CO2, ocieplenie klimatu, opłty emisyjne CO2, polski przemysł weglowe, szczyt klimatyczny..
UE niezadowolona z szczytu klimatycznego Durbanie
Minister Korolec, który w związku z prezydencją Polski koordynuje prace krajów Unii w Durbanie i unijna komisarz ds. klimatu Connie Hedegaard w sobotę powiedzieli dziennikarzom, że nie ma zgody UE na ten tekst porozumienia, a delegaci zostali wprowadzeni w błąd.
„Nie mamy podstawowych dokumentów położonych na stole, więc bardzo trudno dzisiaj w połowie soboty jakoś reagować i opowiadać w jaki sposób możemy zakończyć te negocjacje” – powiedział dziennikarzom Korolec wchodząc na kolejne spotkanie grupy liderów konferencji klimatycznej. Obecnie nie ma wspólnego tekstu porozumienia – dodał.
„Nie możemy opuścić Durbanu z takim dokumentem, zaakceptować takiego tekstu” – mówiła Hedegaard dziennikarzom, w przerwie między nieformalnymi spotkaniami. „Dziwne, że ktoś próbuje zasugerować, że mogliśmy podpisać się pod takim słabym dokumentem” – dodała.
17. Konferencja Stron Konwencji Klimatycznej w Durbanie ma doprowadzić do zawarcia – w miejsce obowiązującego jedynie do 2012 r. protokołu z Kioto – nowego światowego porozumienia, które wprowadzałoby obligatoryjne redukcje emisji gazów cieplarnianych przez wszystkie kraje świata. W przejściowym okresie obowiązywałby drugi okres rozliczeniowy protokołu (Kioto2). Część krajów nie przystąpiła do protokołu z Kioto; wśród nich są potęgi o największym udziale w światowej emisji CO2, jak Chiny czy USA.
UE chce w tych negocjacjach zmienić światowy system prawny dotyczący walki z ociepleniem klimatu, by obowiązywał on wszystkie państwa – był dla nich prawnie wiążący.
Na porozumienie w Durbanie nie godzili się najwięksi emitenci – Chiny, USA i Indie.
UE próbuje stworzyć „koalicję chętnych” wokół swego planu, by wywrzeć presję na kraje emitujące najwięcej dwutlenku węgla – Chiny, USA i Indie. Żaden z tych krajów nie jest związany Protokołem z Kioto – jedynym globalnym paktem, wymuszającym redukcje emisji CO2.
Fiasko szczytu w Durbanie- politycy wyjeżdżają
Wiceminister środowiska Joanna Maćkowiak-Pandera przekonywała dziennikarzy, że polska prezydencja wraz z przedstawicielami Komisji Europejskiej stara się doprowadzić do kompromisu. Przyznaje jednak, że opuszczenie szczytu przez część polityków nie ułatwia tego. „Na pewno decyzje można poredjmować, gdy są osoby mające do tego mandat. Tymczasem, pozostało właściwie kilku tylko ministrów z Unii Europejskiej, ponieważ reszta musiala wyjechać ze względu na inne zobowiązania. Myślę, że to może jeszcze bardziej utrudnić osiągnięcie kompromisu w sprawie przyszłego porozumienia” – powiedziała Joanna Maćkowiak-Pandera. Wcześniej zapowiadano, że końcowa sesja plenarna rozpocznie się o 9:00 naszego czasu, jednak obecnie nikt z organizatorów nie jest wstanie powiedzieć, kiedy to się stanie. W kuluarach spekuluje się, że wyjściem z impasu może być zorganizowanie „mini szczytu” za kilka miesięcy. Joanna Maćkowiak-Pandera przyznaje, że jest zaskoczona bardzo powolnym tempem negocjacji, ale jej zdaniem do rozstrzygnięć powinno dojść w Durbanie.
„Chyba po raz pierwszy w historii tej całej konwencji tak długo to trwa. Jest sobota po południu i nie widać końca. Myślę też, że wszyscy co , którzy tu przyjechali widzą dokładnie, że tu już nie ma możliwości takiego ‚rozmywania’ i przeciągania tych rozmów w nieskończoność” – dodała polska wiceminister środowiska. Unia Europejska przekonuje, że nie zgodzi się na nowe porozumienie dotyczące ochrony klimatu, jeśli nie będzie w nim zapisu zmuszającego wszystkie kraje do redukcji emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Z drugiej strony, Chiny i USA argumentują, że w sytuacji kryzysu gospodarczego na świecie nie powinno się przyjmować nowego obowiązującego wszystkich porozumienia klimatycznego. Mimo trwających jeszcze rozmów, centrum kongresowe powoli pustoszeje.
Podsumowanie
Pułapki podatkowe i systemowe globalne w zakresie polityki klimatycznej i emisyjnej stają się problemem lokalnym w skali krajów UE. Stanowiska delegatów z Polski Ministra Korolca i wiceminister środowiska Joanna Maćkowiak-Pandera są dobrze brzmiące dla interesu Polski. Sprawa emisji CO2 i opłat klimatycznych jest kluczowa dla polskiego przemysłu węglowego i elektroenergetycznego.
Kejow
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, BIOGAZOWNIE, elektrowni jadrowa, emisja CO2, Energia odnawialna, Gazprom, Polityka energetyczna, Unia Europejska | Tagi: Bezpieczeństwo energetyczne, donald tusk, expose, ocena realizacji, polityka energetyczna
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.
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.
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.
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”).
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.
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
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, Energia odnawialna, nowe technologie | Tagi: energia odnawialna, geotermia, geotermia głęboka, OZE, wody geotermalne
Prace związane z udostępnieniem części podziemnej zakładu geotermalnego
W procesie budowy części podziemnej zakładu geotermalnego, na którą składają się odwierty z uzbrojeniem i wyposażeniem, można wydzielić fazy realizacji zadania.
Faza I – Przygotowawcza
Studium celowości obejmujące prace analityczne mające na celu rozpoznanie geologiczne obszaru, na którym mają być prowadzone dalsze prace geologiczne.
Wstępne studium wykonalności przedsięwzięcia obejmujące m.in. koncepcje zagospodarowania i wykorzystania wód i ciepła.
Na tym etapie prac można zwrócić się do Skarbu Państwa o udostępnienie nieodpłatnie informacji geologicznej. Jednakże Przedsiębiorca winien się liczyć z kosztami, jakie powinien ponieść na wykonanie opracowania.
Po pozytywnym wyniku ekspertyzy Przedsiębiorca przechodzi do następnej fazy prac.
Każda działalność gospodarcza w zakresie: poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania kopalin ze złoża wymaga koncesji (Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.). Koncesji udziela się na czas oznaczony, nie krótszy niż 3 miesiące.
Poniżej przedstawiono harmonogram zadań, które wymagane są odpowiednimi aktami prawnymi, a obejmują pełny zakres prac – realizację, od przygotowania robót wiertniczych po rozpoczęcie eksploatacji wód termalnych.
Faza II – Realizacyjna
Wniosek koncesyjny na rozpoznanie i poszukiwanie wód termalnych, obejmujący m.in. Projekt prac geologicznych oraz Raport oddziaływania na środowisko.
Wniosek składany jest w Ministerstwie Środowiska w 4 egz. wraz z opłatami administracyjnymi związanymi ze złożeniem wniosku.
Po otrzymaniu pozytywnej decyzji udzielającej koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie Przedsiębiorca może przystąpić do następnej fazy prac.
Projekt prac geologicznych
Dla prowadzenia prac wiertniczych mających na celu udostępnienie poziomu wodonośnego niezbędnym jest wykonanie Projektu Prac Geologicznych (PPG). Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Środowiska z 19 grudnia 2001 r. w sprawie projektów prac geologicznych (Dz.U. 153, 1777). Projekt Prac geologicznych powinien określać:
cel zamierzonych prac, sposób jego osiągnięcia wraz z określeniem rodzaju wymaganej dokumentacji geologicznej,
harmonogram prac,
przestrzeń w obrębie której mają być wykonywane prace geologiczne,
przedsięwzięcia konieczne ze względu na ochronę środowiska.
Jeżeli zrzut wody odbywał się będzie do cieku lub akwenu powierzchniowego, wymagane będzie pozwolenie wodno-prawne wraz z oceną wpływu na środowisko.
Jeżeli woda będzie wtłaczana do odwiertu chłonnego, to nie potrzeba nic więcej, niż jest w PPG. Od 01.01.2004 r. wtłaczanie wód termalnych do złoża odwiertem chłonnym nie podlega pod przepisy Prawa wodnego i ujęte jest w koncesji na wydobycie i wtłaczanie.
Pozwolenie wodno-prawne na zrzut
W celu prowadzenia prac wiertniczych oraz badań poziomu wodonośnego niezbędnym jest wykonanie Operatu wodno-prawnego na zrzut ścieków (Ustawa Prawo wodne z 18 lipca 2001 r. Dz.U. 01.115.1229) oraz uzyskanie decyzji Pozwolenia wodnoprawnego na zrzut ścieków.
W oczekiwaniu na Decyzję Ministerstwa Środowiska, Przedsiębiorca może przystąpić do procedury przetargowej na wyłonienie wykonawcy prac wiertniczych, geofizycznych, nadzorów i dozorów prac geologicznych.
Faza III – Wykonawcza
Prace wiertnicze, prace geofizyki wiertniczej, próbna eksploatacja.
Pozwolenie wodnoprawne na zrzut wód
Dokumentacją hydrogeologiczna
Zatwierdzenie dokumentacji hydrogeologicznej
Wniosek o koncesję na eksploatację
Prace specjalistyczne związane z udostępnieniem horyzontu wodonośnego oraz jego opróbowaniem muszą być prowadzone przez specjalistyczne firmy będące, w myśl obowiązujących przepisów, zakładem górniczym.
Koszt prac geologicznych uzależniony jest od szeregu czynników m.in: głębokości wiercenia, metody udostępnienia horyzontu wodonośnego, rodzaju i ilości prób, ilości badań geofizycznych w odwiercie, badań horyzontu wodonośnego, etc.
Wykonanie prac wiertniczych
Następnym krokiem jest wyłonienie firmy wiertniczej, która będzie wykonawcą prac geologicznych. Prace winny być wykonywane przez firmy posiadające stosowne uprawnienia górnicze. Po podpisaniu umowy z taką firmą należy dokonać niezbędnych zgłoszeń w urzędzie miasta lub gminy oraz Okręgowym Urzędzie Górniczym (OUG).
Wszystkie prace wiertnicze, geologiczne oraz badawcze prowadzone podczas udostępniania poziomu wodonośnego prowadzone są na podstawie Planu Ruchu Zakładu Górniczego. Plan Ruchu ZG zatwierdzany jest przez OUG.
Dokumentacja hydrogeologiczna
Po przeprowadzeniu wszystkich robót geologicznych objętych PPG i zakończeniu prac wiertniczych sporządzana jest dokumentacja hydrogeologiczna (Rozporządzenie Ministra Środowiska z 19 grudnia 2001 r. w sprawie szczegółowych wymagań jakim powinny odpowiadać dokumentacje hydrogeologiczne i geologiczno-inżynierskie). Zawiera ona wyniki prac założonych w PPG, interpretacje wyników, określenie danych złożowych, wydobywczych i chłonnościowych. Opracowana w celu udokumentowania całości prac hydrogeologicznych.
Dokumentację tą przedstawia się w MŚ w Komisji Dokumentacji Hydrogeologicznych celem zatwierdzenia zasobów hydrogeologicznych ujęcia. Zatwierdzenie następuje w formie Decyzji.
Projekt zagospodarowania złoża
Następnym krokiem jest sporządzenie Projektu Zagospodarowania Złoża (Rozporządzenie Ministra Środowiska z 28 grudnia 2001 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać projekty zagospodarowania złóż (Dz.U. 157.1866). Projekt zagospodarowania złoża kopaliny ma na celu przedstawienie wykorzystania zasobów złoża przy uwzględnieniu warunków geologicznych, wymagań w zakresie ochrony środowiska, wymagań w zakresie bezpieczeństwa, technicznych możliwości wydobycia kopaliny i sposobu eksploatacji oraz uwarunkowań ekonomicznych.
Ocena oddziaływania na środowisko
Ocena oddziaływania na środowisko jest istotnym opracowaniem składanym w MS wraz
z wnioskiem o koncesję, opisująca wpływ na środowisko przedsięwzięć opisanych
w projekcie zagospodarowania złoża. (Ustawa Prawo ochrony środowiska z 27 kwietnia 2001r. (Dz.U.01.62.627 z późn. zmian.) – Rozdział 2)
Wniosek o koncesję na wydobywanie i zatłaczania
Wniosek o koncesję na wydobywanie i zatłaczanie wód termalnych składa się w MŚ. Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.) określa szczegółowe wymagania, niezbędne dokumenty oraz tryb postępowania mające na celu uzyskanie koncesji.
Ważniejsze dokumenty będące załącznikami do wniosku koncesyjnego to:
a.decyzja zatwierdzająca dokumentację geologiczną złoża kopaliny oraz prawo własności tej dokumentacji,
b.projekt zagospodarowania złoża,
c.ocena przewidywanego wpływu wydobycia kopaliny na środowisko,
d.dokumenty potwierdzające prawo rozporządzania nieruchomościami, na których zlokalizowane są odwierty,
e.dokumenty dotyczące podmiotu gospodarczego ubiegającego się o koncesję.
Koncesji w zakresie wydobywania wód termalnych w rozumieniu Rozporządzenia Rady Ministrów z 18 grudnia 2001 r. w sprawie złóż wód podziemnych zaliczanych do solanek, wód leczniczych i termalnych oraz złóż innych kopalin leczniczych, a także zaliczenia kopalin pospolitych z określonych złóż lub jednostek geologicznych do kopalin podstawowych (Dz.U.156.1815) § 3 – wody podziemne, które na wypływie mają temperaturę co najmniej 200C – udziela minister właściwy do spraw środowiska.
Udzielona koncesja powinna określać:
1.rodzaj i sposób prowadzenia działalności objętej koncesją
2.przestrzeń w granicach której ma być prowadzona ta działalność
3.okres ważności koncesji ze wskazaniem terminu rozpoczęcia działalności
4.cel, zakres, rodzaj i harmonogram prac geologicznych
5.wymaganą dokładność rozpoznania geologicznego.
Ustalenie obszaru górniczego i terenu górniczego
We wniosku o koncesję określa się obszar górniczy i teren górniczy. Decyzją Ministra Środowiska zostaje on zatwierdzony i wpisany w rejestr obszarów górniczych. (Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 10 grudnia 2001 r. w sprawie rejestru obszarów górniczych Dz.U.148.1660)
Umowa o użytkowanie górnicze
Na podstawie Decyzji o koncesji Inwestor podpisuje ze Skarbem Państwa umowę o użytkowanie górnicze. (Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z 04 lutego 1994 r (Dz.U. 94.27.96 z późn. zmian.).
Faza IV – Eksploatacja
Powołanie zakładu górniczego – Plan Ruchu Zakładu Górniczego
Z chwilą uzyskania koncesji na wydobycie oznaczonej kopaliny podstawowej Przedsiębiorca zobowiązany jest do utworzenia Zakładu Górniczego będącego wyodrębnionym technicznie i organizacyjnie zespołem środków służących do bezpośredniego wydobywania kopaliny ze złoża w granicach obszaru górniczego określonego w koncesji. Do wyodrębnionego zespołu środków zaliczyć należy załogę górniczą, górnicze obiekty budowlane i związane z nimi urządzenia technologiczne.
Ruch Zakładu Górniczego może odbywać się na podstawie zatwierdzonego Planu Ruchu pod kierownictwem i dozorem osób posiadających odpowiednie kwalifikacje. (Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dn. 14.06.2002 r. w sprawie planów ruchu zakładów górniczych (Dz.U.29, poz. 840)
Plan Ruchu podlega zatwierdzeniu przez właściwy terytorialnie organ państwowego nadzoru górniczego tj. Okręgowy Urząd Górniczy w Warszawie (Rozporządzenie Prezesa R.M. z dn. 24.12.1998 r – Dz. U. Nr 162, poz. 1144).
Podjęcie działalności
Od chwili uzyskania zatwierdzenia obu części Planu Ruchu Przedsiębiorca może przystąpić do wydobycia wody termalnej i jej dalszego wykorzystania.
Przedsiębiorca, który uzyskał koncesję na eksploatację obowiązany jest utworzyć fundusz likwidacji zakładu górniczego. Wielkość odpisów na fundusz wynosi 3-10% odpisów amortyzacyjnych od środków trwałych zakładu górniczego. Środki te gromadzone są na odrębnym rachunku bankowym.
Link http://szanujenergie.sgr.pl/?a=125&k=7&k1=13
Przegląd technologii geotermalnych w Polsce
http://szanujenergie.sgr.pl/files/file/artyku%C5%82y/10-12-21%20%20dost%C4%99pne%20technologie.pdf
Prospekt firmy REHAU
http://www.rehau.pl/files/Prospekt_GEOTERMIA_PL.pdf
PRZYDATNOŚĆ WYBRANYCH OTWORÓW WIERTNICZYCH DLA POTRZEB GEOTERMII
W rozpatrywanym rejonie występowania poziomu liasowego znajduje się potencjalne miejsce zbytu energii cieplnej – miasto Sochaczew liczące ok. 32 tys. mieszkańców. Poszukiwano więc istniejących otworów wiertniczych w odległościach mniejszych niż 15 km od miasta. Na podstawie tego kryterium przyjęto do rozważań wykorzystanie otworów Sochaczew-1 i Sochaczew-3 zlokalizowanych w odległościach 2 – 9 km od miasta.
Analiza warunków złożowych występujących w otworach Sochaczew-1 i Sochaczew-3
Do powyższej analizy przydatności otworów wiertniczych dla pozyskania energii cieplnej przyjęto, jako główne, następujące kryteria: porowatość i przepuszczalność, miąższość, temperaturę, poziom statyczny wody w otworze, stan techniczny otworu. Dane z dokumentacji geologicznej zostały użyte do analizy hydrodynamicznej dolnej jury (J1) w pobliżu otworów Sochaczew-1, Sochaczew-2 i Sochaczew-3. Dane z testu odbudowy ciśnienia w otworze Sochaczew-3 w interwale 2465-2503 m zostały wyznaczone w oparciu o metodykę Hornera. Na jej podstawie zostały obliczone następujące parametry: średnia przepuszczalność 311,2 mD, miąższość 39 m, współczynnik filtracji 6,6 10-6 m/s, początkowe ciśnienie (na głębokości 2465 m ppt) 247,16 bar.
Dla wydajności 150m 3 /h, obliczony poziom depresji ciśnienia wynosi około 160m. Obliczony statyczny poziom wody wynosi ok. 80 m ppt (69m ppt dla „gorącego” otworu). Głowica otworu Sochaczew-1 jest usytuowana 30 m niżej w stosunku do otworu Sochaczew-3. Przedział 2650-2885 m (miąższość 205 m) w otworze Sochaczew-1 o litologii złożonej z prawie jednorodnego piaskowca (ok. 90%) ma średnią przepuszczalność 700mD, współczynnik filtracji 14.8 10-6 m/s. Przy użyciu niewielkiej depresji – 2,6 bar i przyjmując zerowy efekt skin możliwe jest osiągnięcie wydajności otworu dochodzącej do 150 m 3 /h. W dodatku statyczny poziom wody jest wysoki, tak więc eksploatacja wód termalnych może być ekonomicznie opłacalna. Temperatura zmierzona w stropie dolnej jury wynosi 70°C w otworze Sochaczew-1 i 68°C w otworze Sochaczew-3 (na głębokości 2499 m i odpowiednio 2483 m).
Stan techniczny otworu (stan zacementowania i orurowania oraz postęp korozji)
Brak jest rzetelnych informacji dotyczących korozji i stanu zacementowania kolumn rur stalowych. Istniejący wykres geofizyczny badania stanu cementowania jest słabej jakości, stąd właściwa analiza stanu odwiertu jest bardzo trudna. Bazując na danych osiągniętych podczas rekonstrukcji innego podobnego otworu (Mszczonów IG-1) [4], [5] można oczekiwać, iż przybliżony stan techniczny otworu (korozja) jest zadawalający. W przypadku złego stanu technicznego otworu należy rozważyć zapuszczenie dodatkowej kolumny tłocznej z „fiber glassu”.
Konstrukcja otworu Sochaczew-3 odpowiada schematowi:
rury 20″0 – 25 m
rury 13 3/8″ 0 – 450 m
rury 9 5/8″0 -1964 m
Korek cementowy znajduje się na głębokości 2126-1930 m i 30-0 m.
Należy nadmienić, iż przewód wiertniczy został pozostawiony w otworze, poniżej głębokości ok. 1930 m. Stąd przy planowaniu dalszych prac należy uwzględnić dodatkowe koszty związane ze zboczeniem otworu obok pozostawionej kolumny wiertniczej ponad 1930 m.
Określenie mocy pomp w otworze eksploatacyjnym i chłonnym
Określenie wymaganych mocy dla pomp głębinowych dla warstw wodonośnych wykonano dla odległości pomiędzy otworami równej 1200 m.
Jako przykładową konstrukcję odwiertu przyjęto: kolumnę eksploatacyjną 9 5/9” (2400m) zakończoną filtrem. Przyjęto, że pompa głębinowa umieszczona zostanie w kolumnie rur 13 3/8”. Jako straty ciepła przyjęto straty określone w czasie produkcji 1 miesiąca, zakładając liniową funkcję przebiegu zmian w odwiercie. W obliczeniach zaniedbano istnienie rozpuszczonych gazów z uwagi na stosunkowo niskie ich stężenie, badano zaś wpływ przesunięcia się punktu nasycenia solanki (ok. 5 bar) projektując instalację pompy zawsze powyżej ciśnienia punktu pęcherzyków (poniżej głębokości na której występuje punkt pęcherzyków) .
Zakładając konieczne ciśnienie na głowicy 10 bar można określić zarówno ciśnienie pompowania i moc elektryczną konieczne do eksploatacji wód termalnych. Zakładając całkowitą sprawność pomp równą 65% wyznaczono moc pompy 180kW. Ostateczny dobór wydajności eksploatacyjnych powinien być dokonany po wykonaniu odpowiednich testów produkcyjnych.
Zakładając statyczny poziom „zimnego” otworu jako 50 m ppt odpowiadające mu ciśnienie wynosi 5 bar. Straty ciśnienia przy wydajności 150 m 3 /h dla ustalonego schematu orurowania wynoszą ok. 2,3 bar. W przypadku zatłaczania wody termalnej do otworu Sochaczaw-3 nie jest konieczna dodatkowa pompa do zatłaczania. Konieczna represja na dnie otworu Sochaczew-3 (1,7 bar) została wyliczona na podstawie indeksu chłonności 90 (m 3 /h)/bar.
OSZACOWANIE MOCY CIEPLNEJ UZYSKANEJ Z WYBRANYCH DUBLETÓW DLA SUGEROWANYCH WARIANTÓW
Moc cieplna dostępna (3 MW) dla celów ciepłownictwa miejskiego oraz roczna produkcja energii cieplnej (23,5 GWh/rok) zostały oszacowane dla pojedynczego dubletu produkującego z wydajnością 150 m 3 /h.
Obliczenia zostały oparte na następujących założeniach:
* temperatura na wejściu do wymiennika ciepła wynosi 66°C;
* temperatura na wyjściu z wymiennika ciepła wynosi 47°C;
* ciepło właściwe solanki wynosi 3,7 kJ/(kg °C);
* gęstość solanki w warunkach złożowych wynosi 1,060 kg/m 3 ;
* odwierty eksploatują przez 8000 godzin w roku z wyd. maksymalną 150 m 3 /h w okresie grzewczym, poza okresem grzewczym z wyd. średnią 80 m 3 /h.
OCENA KOSZTÓW INWESTYCYJNYCH
Ocena kosztów inwestycyjnych instalacji powierzchniowych oparta jest na założeniach przedstawionych powyżej oraz uwzględnia następujące elementy:
* zakup rurociągu podziemnego i jego instalacja,
* zawory, armatura i wyposażenie odcinka rurociągu od odwiertu do wymiennika ciepła (wliczono motylkowy zawór regulujący), * wyposażenie azotowe wraz z jego rurociągami,
* system filtrów wstępnych (zmontowany),
* filtr końcowy (zmontowany),
* automatyka i oprzyrządowanie systemu wykrywania wycieków z rurociągu (wliczono regulator poziomu, kable oraz analizator danych),
* system zasilania energią elektryczną (wliczono środki instalacyjne, szafkę wyłączników elektrycznych, przewody kablowe, itp.)
* prace przygotowawcze i budowlane [budynek mieszczący wymienniki ciepła, system zbiorczy danych oraz biuro (1000 m 2 )].
Dodatkowe koszty konieczne do pokrycia początkowych inwestycji oraz koszty utrzymania systemu pompującego oszacowano łącznie na 1,7 mln zł. Wyliczenie to oparto o założenie: wykorzystanie dwóch istniejących otworów (wydajność 150 m 3 /h). Czas życia dubletu powyżej 25 lat. Moc cieplna 3 MW, energia cieplna = 23,5 GW/rok. Uwzględniono dodatkowe koszty zakupu i serwis pompy wgłębnej, urządzeń powierzchniowych, konserwacji pompy (8000 zł/rok x 25 lat) i dwukrotnej wymiany w ciągu 25 lat. Zużycie energii elektrycznej przez pompę wgłębną (180 kW) 1650 MWh/rok. Oprócz wymienionych kosztów konieczne są dodatkowe nakłady związane z procesem ewentualnej rekonstrukcji otworów, instalacji filtrów wgłębnych i dodatkowych prac badawczych przy szczegółowym dokumentowaniu ujęcia. Koszty te szacunkowo oblicza się jako 4-6 mln zł. Podsumowanie kosztów zawiera tabela 2.
WNIOSKI
1. Kryteria odnośnie wykorzystania energii wód termalnych związane są z: odległością do źródła zbytu, dostępnością do zbiornika wód termalnych na głębokości większej niż 2km (lub o temperaturze powyżej 60°C), własnościami hydrogelogicznymi tych zbiorników. Jako pomocnicze kryteria wyróżnić należy: właściwości korozyjne wód, stan otworów, potencjał wytrącania się osadów mineralnych. Zastosowanie pomp ciepła pozwala na użycie wody termalnej o niższej temperaturze (np.40°C)
2. Pierwszym wskaźnikiem do oceny przydatności otworu (niezależnie od przyjętych kryteriów geotermalnych) do zastosowania dla potrzeb eksploatacji geotermalnej jest spełnienie przez niego kryterium ekonomicznego związanego z koniecznością budowy infrastruktury powierzchniowej łączącej istniejące otwory z pobliskimi odbiorcami energii oraz oszacowaniem zapotrzebowania na ciepło.
3. Z uwagi na duże koszty inwestycyjne należy rozważać wyłącznie dostawę ciepła dla dużych odbiorców – np. ciepłownie miejskie (miasto o wielkości co najmniej 10 tys. mieszkańców). To z kolei implikuje konieczność lokalizacji, co najmniej dwóch otworów w rejonie o dobrych własnościach hydrogeologicznych na głębokościach powyżej 2000m ppt (lub o temperaturze wyżej niż 60°C) w bliskiej odległości od takich miast.
4. Wydajność otworu rzędu 150-180 m 3 /h jest górną możliwą granicą wydobycia dla dubletu z uwagi na wzrastające zapotrzebowanie pompy w otworze eksploatacyjnym na moc elektryczną, a także z uwagi na ograniczenia związane z procesem zatłaczania
5. W trakcie zatłaczania wód do otworu chłonnego specjalną uwagę należy zwrócić na problemy depozycji minerałów w otworze i w złożu. Zjawiska te mogą mieć silny wpływ na techniczną i ekonomiczną sprawność systemu eksploatacyjno-chłonnego.
6. Zatłaczanie wód silnie korozyjnych do istniejącego wyposażenia wgłębnego może okazać się źródłem wielu kłopotów technicznych (m.in. utratą chłonności), dlatego należy zwrócić dużą uwagę na procedury minimalizacji procesu korozji.
7. Zastosowanie otworów wiertnicznych jako wymienników ciepła pozwala uzyskać od 100 kW do 250 kW ciepła (w połączeniu z wykorzystaniem pomp ciepła) do ogrzewania pojedynczych budynków (szkoły, hotele, itp.)
dr hab. inż Stanisław Nagy*,
prof. dr hab. inż Ludwik Zawisza*
*Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu,
Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków
Link http://www.ekoenergia.pl/index.php?cms=32&plik=Geotermia.html
Kejow
Filed under: Doradztwo, emisja, emisja CO2, Energia odnawialna, gaz, legislacja, nowe technologie, Polityka energetyczna | Tagi: CCS, darmowe limity, derogacja, energetyka weglowa, limity co2, przydziały emisji co2
Przypomniał, że Polska w ostatnich 20 latach wykonała ogromny wysiłek, redukując emisję gazów cieplarnianych o 30 proc., równocześnie podwajając PKB.
Jego zdaniem UE nie może pochwalić się takimi osiągnięciami. Zrealizowanie obecnych postulatów KE oznaczałoby dla Polski konieczność redukcji emisji w sektorze energii aż o 99 proc., co jest praktycznie niemożliwe.
W opinii wicepremiera Pawlaka, podejmując decyzje w tej sprawie należy wziąć pod uwagę także ostatnie decyzje państw członkowskich w dziedzinie energii, takie jak rezygnacja Niemiec z rozwijania energetyki jądrowej czy zakaz eksploatacji gazu łupkowego we Francji.
– Będzie to mieć znaczący wpływ na strukturę źródeł wytwarzania energii w Europie – powiedział Waldemar Pawlak.
Źródła w Brukseli powiedziały PAP, że kiedy wszystkie inne kraje zadeklarowały poparcie wniosków końcowych, Kraszewski zdecydował się zgłosić sprzeciw Polski dopiero po telefonie do premiera Donalda Tuska.
Na początku marca Komisja Europejska przyjęła ścieżkę obniżania unijnych emisji CO2 o 80 proc. w 2050 r. Potwierdziła cel redukcji emisji do 2020 r. o 20 proc. nie wykluczając, że może to być 25 proc., jeśli kraje poprawią wydajność energetyczną i zwiększą udział energii odnawialnej. Dokument określa tzw. kroki milowe na drodze ograniczenia emisji o 80 proc. w 2050 r.: redukcja emisji o 40 proc. już w 2030 roku i o 60 proc. w 2040 r. Cele te nie są prawnie wiążące. Wobec polskiego weta, ostatecznie polityczny dokument potwierdzający tę ścieżkę został we wtorek przyjęty tylko jako wnioski końcowe samej prezydencji, nie zaś Rady UE.
Dokument analityczny o przydzialach emisji CO2 Ernest * Young PKRE
http://www.pkee.pl/public/content/77/PKEEderogacje-inwestycje4112010_v01.pdf
Wytyczne i analiza prawa do derogacji dla Polski w zakresie CO2
www.rada-npre.pl/index.php?option=com_docman&task=doc..
Czy tę sprawę można jeszcze „odkręcić”?
W tej chwili wszystko zależy od kierownictw szykanowanych firm. Mogą jeszcze uciec spod topora. Ale czasu zostało bardzo, bardzo mało. Maksimum trzy miesiące.
Jeżeli ktoś chce otrzymać derogację dla już pracujących instalacji, to powinien pamiętać, że Rząd musi opublikować wniosek derogacyjny do 31 sierpnia 2011 r. – przed tą datą trzeba uzyskać zezwolenie na emisję. A to tylko miesiąc.
Inwestycje, których budowa rozpocznie się w 2012 – 2013 roku i których budowa będzie trwać 5-6 lat dadzą sobie radę bez derogacji. Wcześniejsze realizacje będą miały kłopoty (ich prąd będzie droższy niż prąd z sieci).
Mija drugi miesiąc, zarządy wciąż się zastanawiają. Trzeba rozważyć wszystkie za i przeciw. Np. można dostać derogację, ale trzeba będzie zapłacić za certyfikaty, ale można je sobie zafundować przez współspalanie, ale trzeba by mieć biomasę, ale można by ją zakontraktować.
Informacja dla niewtajemniczonych. Sprawa dotyczy 2000 MW, czyli 8 proc. mocy szczytowej i ok. 6 proc. mocy użytecznej. Takiego zapasy mocy w systemie nie mamy!
Podsumowanie
Polska prezydencja w UE jest szansą na odkrecenie niekorzystnej legoslacji unijnej i de facto uratowanie polskiego wegla i polskich elektrowni wegłowych. Zablokowanie decyzji do 2050 to sukces na Posiedzeniu Ministrów Środowiska UE.
Kejow
Filed under: Doradztwo, ekologia, emisja, emisja CO2, Energia odnawialna, nowe technologie | Tagi: emisja CO2, joanny maćkowiak-pandera, ministerstwo środowiska, polska prezydencja w ue
Pełnomocnik z doświadczeniem do Prezydencji dot. emisji CO2
Za najważniejsze wyzwania minister Maćkowiak-Pandera uznaje sprawne i godzące różne interesy prowadzenie działań Prezydencji w obszarze środowiska.
Maćkowiak-Pandera posiada doświadczenie w programowaniu finansowania ochrony środowiska. Była odpowiedzialna za negocjacje pierwszych umów na sprzedaż polskich nadwyżek jednostek emisji w systemie globalnym (tzw. AAU). Do tej pory Polska zarobiła w ten sposób ponad 80 mln euro.
Do najważniejszych wyzwań zawodowych zalicza koordynację politycznych i logistycznych przygotowań do największego wówczas szczytu politycznego w tej części Europy, jakim była globalna Konferencja Klimatyczna ONZ (COP 14), którą organizowało Ministerstwo Środowiska w imieniu polskiego rządu. Powodzenie konferencji umocniło pozycję Polski na międzynarodowej scenie globalnych negocjacji politycznych, których kontynuacją będzie w tym roku, w trakcie polskiej Prezydencji, Konferencja klimatyczna w Durbanie. Zaangażowana w strategiczne kształtowanie polityki ochrony środowiska, pracowała m.in. nad długookresową strategią rozwoju kraju w części dotyczącej środowiska.
Maćkowiak-Pandera doktorat z zakresu niemieckich i polskich doświadczeń w ocenach oddziaływania autostrad na środowisko realizowała na Uniwersytecie w Poczdamie oraz Uniwersytecie im. Adama Mickiewicza w Poznaniu. Stypendystka m.in. Fundacji im. Konrada Adenauera, Fundacji im. Nowickiego oraz Niemieckiej Federalnej Fundacji Środowiska (DBU).
ŻYCIORYS Joanny Maćkowiak-Pandera podsekretarz stanu w Ministerstwie Środowiska
http://www.mos.gov.pl/g2/big/2011_05/18952b20601155ab1c8c63379add66aa.pdf
Podsumowanie
Joanny Maćkowiak-Pandera podsekretarz stanu w Ministerstwie Środowiska będzie odpowiedzialna za politykę polski w sprawie CO2 czyli poważnej pułapki polskiego przemysłu i elektroenergetyki opartej na węglu. Pulapka w sprawie emisji wpędza Polskę w poważne opodatkowanie przemysłu, co ma istotne znaczenie dla niepodległego bytu energetycznego polski i swoistego niewolnictwa ekonomicznego.
Czy uda się w trakcie Polskiej Prezydencji w UE wywalczyć kwoty i limity emisyjne i derogację na następne lata krzywdzącego prawa polską gospodarkę.
Kejow
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, BIOGAZOWNIE, biopaliwa, ekologia, emisja, emisja CO2, Energia odnawialna, nowe technologie, Paliwa, Polityka energetyczna | Tagi: eklogia, elektrownie wiaatrowe, energetyka wodna, geotermia
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
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, biopaliwa, ekologia, emisja, emisja CO2, Energia odnawialna, gaz, Gazprom, Geopolityka, nowe technologie, Paliwa, Polityka energetyczna, ropa, Ropa naftowa, rurociągi | Tagi: gen. dr Jacek Pomiankiewicz, prof. dr hab. inż Ryszard Kozłowski, prof. dr hab. Jan Szyszko, red. inż Witoldem Michałowskim, Wyższej Szkoły Bezpieczeństwa i Ochrony im. Marszałka Józefa Piłsudskiego, Zbigniew Wrzesiński
Współczesne dylematy bezpieczeństwa energetycznego – teoria
Konferencje w dniu 24.09.2010 prowadził Rektor Wyższej Szkoły Bezpieczeństwa i Ochrony im. Marszałka Józefa Piłsudskiego z siedzibą w Warszawie gen. dr Jacek Pomiankiewicz. Była to jedna z niewielu doskonale przygotowanych konferencji naukowych z obszernymi materiałami i strzeszczeniami artykułow , komunikatów
Bezpieczeństwo energetyczne i ekologiczne
Tezy: Pojęcie bezpieczeństwa energetycznego. Aktualne nośniki energii. Kierunki zaopatrywania i problemy dywersyfikacji, dostaw mediów energetycznych. Energia alternatywna (geotermia, energia wodna, biomasa, energia wiatru, energia słoneczna). Pojęcie bezpieczeństwa ekologiczne. Związek pomiędzy jakością i ilością zużycia paliw energetycznych a stanem środowiska naturalnego. Krajowe i międzynarodowe problemy ekologiczne.
Wystąpili ważni prelegenci i nośne tematy
1. Prof. inż Zbigniew Wrzesiński z Politechniki Warszawskiej ze wspólnym opracowaniem referatu z red. inż Witoldem Michałowskim dotyczącym polityki gazowej i bezpieczeństwa energetycznego w RP pt. Bezpieczeństwo energetyczne Polski e wietle umowy gazowej z Rosją
2. Wystąpil prof. dr hab. Jan Szyszko z referatem Pakiet klimatyczno – energetyczny walka ze zmianami klimatu czy polskim zasobami energetycznymi?
3. prof. dr hab. inż Ryszard Kozłowski temat pt. Nowe technologie szansą bezpieczeństwa energetycznego i ekologicznego Polski i jej rozwoju gospodarczego. Zobrazowany doskonałym pokazdem audiowizualnym.
Po wysłuchaniu szumu informacyjnego nt. umowy gazowej z Rosją i innych medialnych wypowiedzi nt. bezpieczeństwa energetycznego konferecja była ucztą konesera.
W dalszych postach zaprezentuje cześci wykładów z nagranimi i wypowiedziami
Kejow
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, BIOGAZOWNIE, biopaliwa, ekologia, Energia odnawialna, nowe technologie | Tagi: biogaz, gnojowica, OZE, silniki gazowe
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
Filed under: ekologia, emisja, Energia odnawialna, nowe technologie, Polityka energetyczna | Tagi: energia solana, energia słońca, fotowoltanika, OZE
Fotowoltaniczne żródła w sieci elektronergetycznej
Rozwiązania w budownictwie jednorodzinnym
Mobilne zasilenie solarne dla urządzeń o napięciu 12V DC, 24V DV lub ~230V AC
Zródło: Samsung E1107
- Moc maks. – 160 W
- Napięcie nominalne – 12 V / 24 V
- Napięcie maks. (jałowe) – 21,6 V
- Napięcie w punkcie mocy maks. – 17,0 V
- Prąd zwarcia – 9,4 A
- Prąd w punkcie mocy maks. – 8,6 A
- Wymiary – 1580x810x50 mm
- Waga – 14 kg
- Maksymalny prąd wejściowy [A] – 10 A
- Maksymalny prąd obciążenia [A] – 10 A
- Napięcie systemowe [V] – 12 V/ 24V
- Wyświetlacz – diody LED pokazujące aktualny stan regulatora akumulatora i obciążenia panel słoeczny
- Wymiary – 145x100x30 mm
- Pobór prądu – < 4 mA
- Bezobsługowe (bez potrzeby uzupełniania wody) panel słoneczny
- Zwiększona trwałość i żywotność, przy pracy buforowej i cyklach głębokiego rozładowania
- Konstrukcja szczelna panel słoneczny
- Napięcie – 12V
- Pojemność – 100 Ah
- Wymiary [mm] – 306x168x211
- Waga – 29 kg
|
Nazwa odbiornika
|
Moc
|
Czas pracy
|
|
Świetlówka 12V
|
5 W
|
110 h
|
|
Telewizor LCD 15’’ 12 V
|
18 W
|
33 h
|
|
Radio
|
50 W
|
11 h
|
|
Notebook
|
60 W
|
9 h
|
| Lodówka 12V/24V 167l. | 96 Wh/dzień temp. otoczenia 210C |
206 h |
Źródło: Atlas klimatu Polski pod redakcją Haliny Lorenc, IMGW. Warszawa 2005
W skali roku w Polsce możemy liczyć na usłonecznienie w przedziale od 1390 do 1900 godzin, w zależności od regionu. W województwie mazowieckim jest to 1550 do 1700 Średnio przyjmuje się wartość około 1600 godzin.
Planując inwestycje w technologie energii słonecznej należy jednak pamiętać, że nasłonecznienie podlega wahaniom w zależności od pory dnia i roku, a w naszej strefie klimatycznej pogoda jest kapryśna, co wpływa na zmienną ilość dni słonecznych w roku.
Ogniwa fotowoltaiczne (PV) służą do przekształcania energii promieniowania słonecznego na energię elektryczną za pomocą tzw. ogniw słonecznych. Ogniwa fotowoltaiczne wytwarzają prąd stały (DC), który przekształcany jest w prąd zmienny (AC) lub bezpośrednio ładuje akumulatory. Wykorzystuje się je w elektrowniach słonecznych, do ogrzewania domów, w małych zegarkach i kalkulatorach, a przede wszystkim w przestrzeni kosmicznej, gdzie promieniowanie słoneczne jest dużo silniejsze.
Obecnie wyróżnia się trzy typy ogniw fotowoltaicznych:
-monokrystaliczne – wykorzystujące jednorodną warstwę krzemu;
-polikrystaliczne – wykorzystujące niejednorodną warstwę krzemu;
-amorficzne – krzemowe ogniwa, w których krzem jest materiałem mniej uporządkowanym w stosunku do klasycznych ogniw.
Ogniwa monokrystaliczne stosuje się zazwyczaj przy mocach do 150-180W jednego panelu fotowoltaicznego, z kolei polikrystaliczne są stosowane dla mocy powyżej 200W w jednym panelu fotowoltaicznym. Natomiast ogniwa z krzemu amorficznego są powszechnie używane w produktach wymagających małej mocy zasilania (kalkulatory kieszonkowe, zegarki, itp.).
Typowe ogniwo fotowoltaiczne jest to płytka półprzewodnikowa z krzemu krystalicznego lub polikrystalicznego, w której została uformowana bariera potencjału np. w postaci złącza p-n. Grubość płytek zawiera się w granicach 200 – 400 mikrometrów. Na przednią i tylnią stronę płytki naniesione są metaliczne połączenia, będące kontaktami i pozwalające płytce działać jako ogniwo fotowoltaiczne.
Przekrój krzemowego, krystalicznego ogniwa słonecznego
- Do sieci RWE w Warszawie została podłączona instalacja fotowoltaiczna, która będzie wytwarzała do 25 MWh energii elektrycznej rocznie
- Instalacja składająca się z 66 paneli słonecznych zapewnia 10 % zapotrzebowania na energię elektryczną całego budynku i pomaga w oświetleniu korytarzy, biur, sanitariatów, wind i niektórych urządzeń biurowych.
Produkcja ogniw fotowoltaicznych z krzemu amorficznego.
W komorze próżniowej następuje rozkład gazów (SiH4 lub mieszaniny SiH4 z gazami domieszkującymi np. PH3 lub B2H6) w wyładowaniu jarzeniowym i osadzanie warstwy krzemu amorficznego na podłożu. Taka technologia ogniw powoduje, że:
procesy technologiczne ogniw fotowoltaicznych z a-Si s proste;
zużycie energii jest małe, gdyż procesy zachodzą w temperaturach ok. 250°C;
zużywa się małą ilość materiału, gdyż warstwy mają grubość mniejszą niż 1 mm,
podczas gdy ogniwa z krzemu monokrystalicznego mają grubość około 500 mm;
stosowanie reakcji plazmowych umożliwia uzyskanie dużych powierzchni ogniw;
reakcje gazowe i niskie temperatury procesów technologicznych umożliwiają
stosowanie tanich podłoży takich, jak szkło, stal nierdzewna, ceramika, folia plastikowa, itp.;
można uzyskać duże napięcie wyjściowe z pojedynczego podłoża dzięki zastosowaniu struktury zintegrowanej,
unikatowej dla ogniw z a-Si.
Kejow
Filed under: ekologia, Energia odnawialna | Tagi: Frisian Solar Challenge, Politechnika Gdańska, polska ekipa
Y.E.on
Łodż solarna
Sternikiem łodzi był Wojciech Leśniewski, asystent na Wydziale Oceanotechniki i Okrętownictwa.
Tu liczy się wiedza, strategia i niezawodna konstrukcja” – opowiadali zawodnicy przed zawodami.
O zwycięstwie decydowała suma czasów ze wszystkich etapów. Doładowywanie akumulatorów było zabronione. „Jeśli więc któraś z drużyn postawi na prędkość i akumulator zostanie rozładowany, a następnego dnia będzie padać, solar nie przepłynie kolejnych 40 kilometrów bez słońca” – mówili.
Leśniewski powiedział, że w tym roku najbardziej przeszkadzały wysokie temperatury (ok. 35 st. C). „Energii mieliśmy w tym roku za dużo i teoretycznie mogliśmy płynąć jeszcze szybciej, ale obawialiśmy się, że układ napędowy może odmówić posłuszeństwa” – zaznaczył. Podkreślił, że na przyszłość łódka zostanie unowocześniona tak, aby można było wykorzystać cały dostępny potencjał energetyczny.
 |
July 4 2010: Energy Sunday Leeuwarden July 5 2010: Leeuwarden – SlotenJuly 6 2010: Sloten – Bolsward
July 7 2010: Day of rest in Bolsward July 8 2010: Bolsward – Franeker July 9 2010: Franeker – Dokkum July 10 2010: Dokkum – Leeuwarden |
Trasa wyscigu
Link http://www.frisiansolarchallenge.nl/en/route-and-regulations/route
Wideo relacja
Kejow
Jaronwoj Blog Warszawa Polska 