Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, bezprawie, gaz, gazowy OPEC, Gazprom, Koncesje, Polityka energetyczna | Tagi: arbitraż, cena gazu, dyrektywy energetyczne UE, Gazprom, kontrakt gazowy, Nord Stream, pgnig, URE
Arbitraż PGNiG z Gazpromem a solidarność energetyczna UE – czy polscy urzędnicy państwowi
Interesująca wypowiedź szefa Krajowej Izby Gospodarczej KIG Andrzeja Arendarskiego
Warto przypomnieć, że PGNiG spiera się nie tylko o obniżkę dziś obowiązujących cen gazu, ale również o zmianę formuły cenowej, która jest podstawą do ustalania cen importowanego surowca. Nie jest w tym osamotniona, bowiem z Rosjanami o to samo walczą tacy giganci, jak RWE i E.ON – zaznacza szef KIG.
– Wspomniana formuła cenowa jest ustalana w odniesieniu do koszyka cen produktów ropopochodnych i przez wielu specjalistów bywa kwestionowana jako przestarzała. Nie ma natomiast wątpliwości, że dla Gazpromu jest ona korzystna.Dzisiaj, gdy w URE leżą wnioski o kolejne podwyżki cen gazu, też trzeba mieć świadomość, że są one związane z warunkami Rosjan, na jakie musieliśmy przystać – stwierdza Arendarski.
Przyznaje także: że PGNiG walczy o wygraną także we własnym interesie. – Nieuniknione otwarcie rynku dostaw gazu dla zagranicznej konkurencji może sprawić, że zbyt wysokie ceny staną się dla odbiorców po prostu nieatrakcyjne
Wywiad Dariusza Malinowskiego w WNP.pl
O co walczy PGNiG w sądzie arbitrażowym w Sztokholmie
Arbitrzy nie mogą być związani ze stronami, każda ze stron może żądać wykluczenia arbitra, który – według niej – jest z związany z drugą stroną. Każda ze stron może żądać wykluczenia arbitra, które – według niej – nie daje gwarancji obiektywizmu w sprawie. Orzeczenie w trybunale zapada większością głosów.
Postępowanie trybunału jest poufne, jawne jest orzeczenie i np. procedura sądowa o uznanie wyroku w Polsce. Wniosek PGNiG ws. wszczęcia sprawy przed arbitrażem w Sztokholmie poprzedzony było trwającymi 6 miesięcy negocjacjami, które nie zakończyły się porozumieniem. Arbitraż – jak podkreśla PGNiG – nie wstrzymuje jednak dalszych negocjacji z Gazpromem.
Zmianę ceny gazu w kontrakcie PGNiG formalnie negocjował od kwietnia br., kiedy to polska spółka złożyła wniosek w tej sprawie. Zdaniem PGNiG na europejskim rynku gazu zaszły „istotne zmiany”, ponadto polski kontrakt powinien odzwierciedlać „poziom ceny rynkowej w Unii Europejskiej w kontraktach z Gazpromem”.
Gazprom tymczasem uważa, że formalnie nie negocjował z PGNiG obniżki ceny gazu dla Polski, a jedynie prowadzi konsultacje nt. sytuacji na rynku gazu. W wywiadzie dla PAP w październiku br. wiceprezes Gazpromu Aleksandr Miedwiediew powiedział, że cena eksportowanego do Polski gazu po 2009 roku może zostać obniżona tylko w warunkach istotnych zmian rynkowych, np. stosunkowo niskiej ceny tego surowca w kontraktach spotowych.
„Tymczasem ceny gazu w tych kontraktach wzrosły znacznie od czasu, gdy wiele firm zwracało się do Gazpromu o rewizję ceny” – powiedział wtedy. Jego zdaniem Gazprom nie jest z PGNiG w sporze, który mógłby zostać rozwiązany przed trybunałem arbitrażowym.
Kto w Polsce przymusił PGNiG do zawarcia umowy z Gazpromem ? SKARB PAŃSTWA ??
Polski monopolista walczy z rosyjskim dostawcą o obniżenie cen surowca. Jako osoba indywidualna korzystająca z usług PGNiG, dzięki którym mam w domu odpowiednią temperaturę i ciepłą wodę gorąco kibicuję w naszemu monopoliście w tej nierównej walce. Moje serce zdecydowanie jest po jego stronie, problem w tym, że rozum niekoniecznie chce podążać w tym samym kierunku. Istnieje kilka „ale”, które budzą wątpliwości, a że wiele rzeczy jest nieznanych i okrytych nimbem „tajemnicy spółki” a także „tajemnicy państwowej” – pozostają domysły.
Po pierwsze nie mamy żadnej pewności, że to co odbywało się przez kilka miesięcy między PGNiG, a Gazpromem, to były naprawdę negocjacje, a nie konsultacje, jak tego chcą Rosjanie.Umowa jamalska mówi, że renegocjacji warunków dostaw zażądać można po 3 latach od zakończania ostatniej rundy, a jeżeli się nie wykorzysta okazji, to należy czekać kolejne 3 lata. PGNiG został przymuszony do zmiany formuły cenowej (zgodzenia się na wzrost ceny gazu) pod koniec 2006 r., 3 lata później wypadło w 2009 r. Wtedy też Rzeczpospolita Polska (jako państwo) i PGNiG (jako odbiorca gazu) rozpoczęły negocjacje z Federacją Rosyjską i Gazprom Exportem dotyczące dostaw gazu ziemnego.
Strona polska może mieć co najmniej jeszcze jeden problem, a mianowicie dający słyszeć się dwugłos w sprawie kontraktu zawartego pod koniec 2010 r. i cen gazu. PGNiG jest spółką w 70 proc. należącą do Skarbu Państwa, faktyczne decyzje zależą od osób wybranych przez tego właśnie akcjonariusza.
Przedstawiciele tego akcjonariusza – od najwyższych przedstawicieli w państwie rozpoczynając – wielokroć wypowiadali się, że umowy gazowe zostały zawarte „po umiarkowanej cenie” czy „po cenach na średnim europejskim poziomie”. Wypowiedzi te nie będą raczej służyły stronie polskiej jako oręż w walce.
Może nawet dojść do ciekawej sytuacji, kiedy to strona rosyjska wezwie na świadków wysokich urzędników państwa polskiego, którzy mówili o umiarkowanych cenach i poprosi ich o odpowiedź na kilka pytań…
Trzymając się za własną kieszeń, trzymam kciuki za działania PGNiG w Sztokholmie, bo zdaje się, że szczęście bardzo mu się przyda.
Obserwator Finansowy Aleksander Zawisza
Inne uwarunkowania sporu w arbitrażu PGNiG a Gazprom
Już kilka miesięcy temu rzecznik rosyjskiego koncernu mówił, że nie ma powodów do takich negocjacji, bo obie firmy renegocjowały w ubiegłym roku warunki długoterminowego kontraktu, więc od tego czasu powinien upłynąć trzyletni okres, by podjąć dyskusje o cenach.
Bez względu na to PGNiG domagać się będzie rozstrzygnięcia sporu przez Sąd Arbitrażowy w Sztokholmie, choć sprawa może potrwać nawet pół roku.
Dla polskiej firmy to gra o kilkaset mln dol. rocznie, bo tylko w tym roku sprowadzi z Rosji ok. 9 mld m3 gazu, płacąc za każdy 1000 m po ok. 380-400 dol., zatem obniżka choćby o 10 proc. oznacza duże oszczędności.
PGNiG najpewniej będzie argumentował, że na rynki europejskim gaz jest znacznie tańszy niż w kontrakcie z Rosją. Kilka dni temu PGNiG poinformował o zawarciu umów w Niemczech na zakup gazu o 15 proc. tańszego od rosyjskiego.Poza tym Gazprom innym firmom zgodził się na obniżkę w tym roku. Nieoficjalnie wiadomo, że szefowie polskiej firmy chcą powrotu do formuły cenowej sprzed 5 lat, która była korzystniejsza (a cena o 11 proc. niższa niż teraz).
Sprawa w arbitrażu może potrwać nawet pół roku, ale ustalono tak, że teoretycznie równolegle obie firmy mogą toczyć negocjacje; równocześnie PGNiG złożył wniosek w URE o podwyżkę ceny gazu o kilkanaście proc.
Polska firma składa wniosek do arbitrażu w szczególnym momencie, gdy Gazprom i przywódcy Niemiec i Rosji świętują otwarcie gigantycznego gazociągu przez Bałtyk. Nord Stream połączył Zatokę Fińską z niemieckim wybrzeżem, umożliwiając Gazpromowi bezpośredni eksport (z pominięciem krajów tranzytowych) 27 mld m3 gazu rocznie. W sytuacji konfliktu, czy to z Białorusią, czy z Ukrainą, gdyby wstrzymał dostawy gazu do tych krajów tranzytowych, to Niemcy i Europa Zachodnia nie będą zagrożone. Dlatego Nord Stream wzbudza tyle kontrowersji i uchodzi za rodzaj straszaka na oba te kraje, ale i Polskę, przez którą gaz rosyjski płynie rurociągiem jamalskim do Niemiec.
Podsumowanie punktowane
Firma PGNiG nie miał wpływu na model i cenę kontraktu ( swoboda gospodarcza?)
Gazprom wykorzystał skutecznie formułe sztynych umów długoterminowych , gdy na świecie są ceny spotowe.
Czy urzednicy państwa polskiego działali w tej sprawie w intersie Skarbu Państwa czy obywateli (lub w czyim?)
Kejow
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: nowe technologie, polityka, Polityka energetyczna, Technologie, Unia Europejska | Tagi: PSE, sieci elektroenergetyczne, ue, URE
Zagadnienia energetyczne w polskiej prezydencji w UE
Pawlak: energetyczny sukces polskiej prezydencji w UE
Przyjęcie przez kraje UE konkluzji dotyczących współpracy energetycznej to duże osiągnięcie polskiej prezydencji. Pozwoli to na realne zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii w Europie – powiedział wicepremier, minister gospodarki Waldemar Pawlak po posiedzeniu Rady UE ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii (TTE).
Przyjęty przez kraje członkowskie dokument definiuje m.in. zasady rynkowe w relacjach zewnętrznych, kluczowe projekty infrastrukturalne umożliwiające dostawy surowców spoza UE oraz współpracę państw członkowskich na forach międzynarodowych, jak MAE, czy agencja IRENA.
W ramach instrumentu „Łącząc Europę” Komisja proponuje, aby w okresie 2014-2020 przyznać 9,1 mld euro na inwestycje w infrastrukturę energetyczną. – poinformował wicepremier Pawlak.
W jego opinii, do budowy sieci przesyłowych potrzebny jest przede wszystkim prywatny kapitał.
– Poprzez tworzenie sprzyjających warunków inwestycyjnych zachęcimy przedsiębiorców do lokowania swoich środków w tym sektorze. Możemy przy tym skorzystać z ostatnich osiągnięć III pakietu energetycznego, jak m.in. ustanowienie Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki czy współpracy operatorów w ramach sieci ENTSO – zaznaczył – podkreślał Waldemar Pawlak.
Wicepremier Pawlak poinformował, że ministrowie przyjęli także raport polskiej prezydencji poświęcony kilkumiesięcznym pracom nad projektem dyrektywy ws. efektywności energetycznej.
Instrument „Łącząc Europę”: Komisja przyjmuje plan przewidujący 50 mld euro na rozbudowę sieci europejskich
Komisja Europejska przedstawiła dziś plan wsparcia inwestycji o wartości 50 mld euro w celu poprawy europejskiej sieci transportowej, energetycznej i cyfrowej. Ukierunkowane inwestycje w kluczową infrastrukturę pomogą w tworzeniu nowych miejsc pracy i poprawią konkurencyjność Europy w czasach, kiedy najbardziej tego potrzebuje. Instrument „Łącząc Europę” będzie finansował projekty, dzięki którym uzupełnione zostaną brakujące połączenia w europejskiej strukturze energetycznej, transportowej i cyfrowej.
Łącząc Europę: energia
| Operatorzy elektroenergetycznych systemów przesyłowych powołali nowe stowarzyszenie dla wzmocnienia współpracy na rynku europejskim |
| Prezesi zarządów 42 europejskich operatorów elektroenergetycznych systemów przesyłowych z 34 krajów spotkali się 19 grudnia w Brukseli, aby powołać do życia nowe stowarzyszenie – Europejską Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Elektroenergetycznych (European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E). Wydarzenie to stanowi istotny krok dla środowiska operatów i ich uczestnictwa w niezawodnych i efektywnych paneuropejskich i regionalnych rynkach przed wprowadzeniem trzeciego pakietu ustaw dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej. Małgorzata Klawe z PSE Operator S.A. została wybrana wiceprezesem zarządu nowego stowarzyszenia. Utworzenie ENTSO-E jeszcze bardziej wzmocni współpracę operatorów w kluczowych obszarach, jak tworzenie kodeksów dotyczących spraw technicznych i rynkowych, koordynacja pracy systemów i rozwój sieci. Celem organizacji jest uzyskanie pełniejszej integracji europejskiego rynku energii elektrycznej, budowa stabilnego otoczenia rynkowego oraz zapewnienie bezpiecznej i niezawodnej pracy europejskiego systemu przesyłowego – powiedziała Małgorzata Klawe. ENTSO-E będzie działać w oparciu o mandat, jaki zapewni stała konsultacja z Komisją Europejską, regulatorami oraz innymi interesariuszami. Większe otwarcie na otoczenie pozwoli operatorom skoncentrować się na transparentnych celach oraz mówić jednym głosem w sprawach dotyczących wewnętrznego rynku energii elektrycznej. |
Link PSE
Czy działanie polskiego rządu spowoduje lepsze połaczenie Polskie z sieciaelektroenergetyczną UE
Operatorzy systemów przesyłowych Regionu Europy Środkowo-Wschodniej finalizują prace nad opracowaniem i wdrożeniem systemu zarządzania zdolnościami przesyłowymi, którego wynikiem będzie alokacja zdolności przesyłowych w oparciu o fizyczne przepływy energii elektrycznej (Flow Based Allocation). Nowy mechanizm umożliwi uczestnikom rynku energii elektrycznej rezerwację praw przesyłu niezbędnych do realizacji transakcji wymiany energii elektrycznej pomiędzy każdym z systemów elektroenergetycznych Regionu Europy Środkowo-Wschodniej. Mechanizm będzie opierał się na skoordynowanym wyznaczaniu maksymalnego poziomu przesyłu energii elektrycznej przez poszczególne krytyczne elementy sieci przesyłowej, wykorzystując prognozowane rozpływy mocy, na bazie wspólnego modelu sieci przesyłowej w Regionie CEE oraz systemów przyległych do Regionu.
Uczestnicy rynku biorący udział w przetargach będą składać oferty na rezerwację praw przesyłu z każdego dowolnego obszaru Regionu do dowolnego innego w przedziale czasowym, dla którego organizowany jest przetarg. Relacje pomiędzy przepływami fizycznymi a handlową wymianą pomiędzy obszarami (akceptowane oferty) są wyrażone w macierzy współczynników rozpływu energii elektrycznej (Power Transfer Distribution Factors – PTDF). W przetargach, ograniczenia przesyłowe, definiowane są jako limity dla fizycznego przepływu mocy, wynikające z akceptowanych ofert złożonych przez uczestnika rynku na przesył energii między obszarami regulacyjnymi. Limity określane są jako wielkość maksymalnego, dopuszczalnego przepływu przez krytyczne elementy sieci przesyłowej – linie bądź transformatory. Dla każdego procesu aukcyjnego wyznacza się macierz PTDF i wielkość maksymalnego dopuszczalnego przepływu dla każdego krytycznego elementu sieci przesyłowej.
W procesie przetargowym alokacja zdolności przesyłowych (przyjęcie bądź odrzucenie oferty uczestnika rynku) odbywa się w drodze optymalizacji, w której następuje maksymalizacja całkowitej wartości akceptowanych ofert (jednocześnie przyznane fizyczne prawa przesyłu – PTR), przy założeniu przestrzegania reguł ograniczeń (dopuszczalne limity mocy w krytycznych elementach sieci).
Proces opracowywany przez operatorów zakłada prowadzenie skoordynowanych przetargów na rezerwację fizycznych praw przesyłu energii elektrycznej dla obszarów regulacyjnych zarządzanych przez następujących operatorów systemów przesyłowych: PSEO, MAVIR, ELES oraz dwóch obszarów traktowanych jako jeden obszar cenowy, pierwszy zarządzany przez TPS, 50HzT i APG oraz drugi zarządzany przez CEPS i SEPS,. Produktem oferowanym w skoordynowanych przetargach są fizyczne prawa przesyłu energii elektrycznej między dwoma dowolnymi obszarami Regionu. Całkowita wielkość praw przesyłu zależy od strategii uczestników aukcji i jest determinowana w trakcie procedury alokacji.
W referacie pokazujemy, jak uzasadnionym kierunkiem rozwojowym w dziedzinie energetyki jest Morze Bałtyckie. Wiele krajów leżących w obrębie basenu Morza Bałtyckiego prowadzi własne działania w zakresie swojej polityki energetycznej, podczas gdy podjęcie dyskusji o rozwiązaniach kompleksowych, mogłoby służyć jednocześnie wielu podmiotom z różnych państw.
Autorzy: Piotr Syryczyński & Marzena Sadowska
Zdolności przesyłowe synchronicznych połączeń transgranicznych KSE są limitowane przede wszystkim ograniczeniami sieciowymi w sieci wewnętrznej systemu polskiego.
Jak wykazały analizy, w rozpatrywanych stanach pracy systemu połączonego krytycznymi okazały się ograniczenia sieciowe w sieci 110 kV w aglomeracji warszawskiej, które w roku 2012 spowodowały utratę zdolności importu energii do KSE.
Autor: Roman Korab, Politechnika Śląska („Energia Elektryczna” 6/2009)
http://www.cire.pl/pdf.php?plik=/pliki/2/zdoln_przes_rynek.pdf
Podsumowanie
Projekty i inicjatywy Unii Europejskiej spowodują efektywne przyłaczenie Polski do sieci elektroenergetycznej UE. Jaki to bedzie miało wpływ na ceny energii elektrycznej i bezpieczeństwo energetyczne polski i UE na razie niezbyt dużo sie o tym mówi. Widać że na inwestycje strukturalne brak środków finansowych. Rozwiązania transgraniczne są mozliwie szybkim sposobem poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski.
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: legislacja, polityka, Polityka energetyczna | Tagi: akcyza, bezprawie urzędników, lekki olej opałowy, oświadczenia nabywców oleju opałowego
Skandaliczne przepisy , wadliwe orzekanie, niespójne przepisy, przerzucanie odpowiedzialności na przedsiębiorców w oświadczeniach nabywców oleju opałowego. odważny program POLSATU ” państwo w Państwie ” w niedzilę o godz. 19.30 pokazuje bezkarność mafii urzędniczej – celnej , skarbowej.
To realia niszczenia setek firm paliwowych dystrybutorów oleju opałowego w Polsce. Wadliwe przepisy , naginanie przepisów , totlny brak odpowiedzialności urzędników celnych i skarbowych za waliwe wyniki kontroli , wadliwe wymierzanie decyzji niszczących przedsiębiorców branży paliwowej.
Byłem dzisiaj w niedziele na pikiecie przed siedzibą TV Polsat gdzie odbywał sie na zywo program. Skandowaliśmy hasła.
Transparent protestujących
Transparenty pikiety przed TV Polsat
Transparent 2
Bohaterzy ( pokrzywdzenie) decyzjami i wyrokami sądu administracyjnego przedsiębiorcy przed wejście do TV POLSAT na rzecz których zorganizowano pikietę
Pokrzywdzona rodzina paliwowców przed wejściem do studia TV PolsatTransparent 3
Polska Izba Paliw Płynnych podejmuje działania w obronie dystrybutorów oleju opałowegolekkiego Odpowiedź Ministerstwa Finansów na pismo do Premiera RP, z dnia 28.06.2011, z ponowną prośbą o zwrócenie uwagi na problem przepisów akcyzowych o oświadczeniach o przeznaczeniu oleju opałowego oraz kontroli podatkowej i celnej w tym zakresie.
Transparent 4
W rozmowie z organizatorem Janem Kulakiem poinformował mnie że zgromadzeni przed Polsatem w dniu 30 pażdziernika 2011 mają negatywne wyniki kontroli, są po wydanych decyzjach i skarżą się w sądzie administracyjnym WSA łaczna kwota tzw. zobowiązania w podatku akcyzowym to dorobek firmy, rodziny i za razem jej upadłości i likwidacja miejsc pracy całych dobrek pokoleniowy.
Piketujący przed TV Polsat
Byłem skandowałem i protestowałem bezprawiu urzedniczemu.
Kejow
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, gaz, Gaz łupkowy Shale gas, gazowy OPEC, Gazprom, Geopolityka, LNG, polityka, Polityka energetyczna | Tagi: Rosja
W jaki sposób MSZ Rosji zamierza bronić interesów rosyjskich spółek na europejskich rynkach gazowych i energetycznych, biorąc pod uwagę tę presję, jaka jest wywierana wobec nich w ostatnim czasie? Jako przykład przypomnieć można rewizje przeprowadzone w biurze „Gazpromu”.
– To, co dzieje się obecnie na europejskim rynku gazu, niewątpliwie, poważnie nas niepokoi. Jesteśmy najbliższym partnerem Unii Europejskiej. Mamy rozwinięte i rozgałęzione partnerstwo energetyczne. Wszelkie problemy, jakie wynikają w tej dziedzinie, można i należy rozstrzygać w ramach dialogu energetycznego, który nawiązaliśmy dość dawno i w którego ramach fachowcy rozpatrują wszystkie aspekty naszego współdziałania. Dlatego wszelkie posunięcia jednostronne, które Eurokomisja podejmuje i które, wypada dodać, nie zawsze bynajmniej są uzgodnione i popierane przez kraje unijne, takie jednostronne poczynania niepokoją nas.
Trzeci pakiet energetyczny, który Unia Europejska zatwierdziła na wniosek Eurokomisji, zawiera bezpośrednie tezy, które kolidują wprost ze zobowiązaniami podjętymi przez kraje członkowskie UE i samą Eurokomisję. W każdym z porozumień dwustronnych z Unią w sprawie ochrony inwestycji ugruntowano zasadę, w myśl której warunki dla działalności biznesu na terytoriach obu stron nie mogą ulegać pogorszeniu. Trzeci pakiet energetyczny realnie pogarsza takie warunki. Oprócz dwustronnych porozumień w naszym porozumieniu o partnerstwie i współpracy z Unią Europejską obowiązującym aktualnie, jeśli się nie mylę, w 34 rozdziale jest podobny wpis o tym, że strony nie będą podejmować żadnych działań, które pogarszają warunki działalności biznesu na terytoriach obu stron.
http://polish.ruvr.ru/2011/10/21/59140092.html
W ostatnim roku widoczne stały się dwa czynniki silnie wpływające na możliwości działania Gazpromu na rynku unijnym. Pierwszym z nich jest trwający kryzys gospodarczy, którego efektem jest zmniejszony popyt na gaz ziemny tak w Rosji jak i w Europie. Gazprom ogranicza zarówno wydobycie własne jak i wielkości surowca kupowane z Azji Centralnej, a spadające dochody eksportowe powodują konieczność modyfikacji części z bieżących planów inwestycyjnych. Niższy popyt na gaz i konieczność ograniczania produkcji wewnętrznej mają też pozytywny skutek – jest bardzo prawdopodobne że rosyjski koncern uniknie, prognozowanych jeszcze kilkanaście miesięcy temu, trudności z wywiązywaniem się ze wszystkich zobowiązań eksportowych. Drugim uwarunkowaniem dla ekspansji Gazpromu w Europie jest widoczna radykalizacja zarówno dyskursu jak i podejmowanych przez koncern i władze rosyjskie działań dotyczących szeroko rozumianego sektora gazowego. Najwyraźniejszym przykładem radykalizacji działań był styczniowy rosyjsko-ukraiński konflikt gazowy, który doprowadził do 2-tygodniowej przerwy w dostawach gazu z Rosji przez Ukrainę do Europy. Zauważalne jest także zaostrzenie retoryki w prowadzonych rozmowach energetycznych m.in. z UE oraz zintensyfikowane działania polityczno-biznesowe promujące rosyjskie interesy gazowe w Europie, w tym przede wszystkim silny lobbing dotyczący projektów Nord Stream i South Stream. W związku z powyższym pojawia się pytanie czy i w jakim stopniu faktyczny stan finansów Gazpromu umożliwia obecnie realizację promowanych przez koncern projektów infrastrukturalnych oraz innych planów inwestycyjnych w Europie. Innym istotnym pytaniem jest to czy widoczne obecnie zmiany w sposobie działania Gazpromu mogą nabrać trwalszego charakteru, i jakie będą tego konsekwencje dla UE
Źródło: Agata Łoskot-Strachota, Ekspansja Gazpromu w Unii Europejskiej – kooperacja czy dominacja, s. 13, Warszawa 2009, Ośrodek Studiów Wschodnich.
Już dziś Europa uzależniona jest od dostaw rosyjskiego gazu ziemnego. Zależność ta dramatycznie zwiększy się do 2030 roku. Obecnie 57 procent zużywanego gazu ziemnego w Europie pochodzi z importu, ale w 2030 roku wskaźnik ten będzie wynosił aż 84 procent . Rosja dostarcza rocznie ponad 120 mld m³ surowca do państw Unii Europejskiej, co stanowi ponad 50 procent europejskiego zapotrzebowania na gaz ziemny. Pozostałe 23 procent gazu pochodzi z Algierii, 22 – z Norwegii, a tylko 5 procent importowane jest z innych kierunków.
Dla wielu państw Europy dominującym kierunkiem importu jest kierunek wschodni. Rosyjski surowiec stanowi 100 procent importu Finlandii, Estonii, Litwy, Łotwy, Słowacji, Słowenii, ponad 90 procent – Polski, 85 – Grecji, 80 – Węgier, 75 – Czech, 70 – Austrii, 35 – Włoch, blisko 30 – Niemiec i 25 – Francji. Z uwagi na to, że rosyjskie magistrale gazowe zbudowane są na linii wschód-zachód, uzależnienie Europy i Rosji jest obustronne. Jedynym alternatywnym odbiorcą rosyjskiego gazu mogłyby być teoretycznie Chiny, które nie są jednak w stanie płacić europejskich cen za rosyjski surowiec. Z uwagi na to, że brakuje infrastruktury umożliwiającej przesył znacznych ilości gazu ziemnego z Rosji do Chin, a także na to, że Gazprom związany jest długoterminowymi kontraktami z odbiorcami w UE,chińska alternatywa jest obecnie iluzoryczna.
Rosjanie konsekwentnie realizują na rynku polskim trzy strategiczne cele.
Pierwszym z nich jest próba przejęcia za długi kontroli nad spółką EuroPol Gaz, ponieważ stawki przesyłowe polskim odcinkiem rurociągu jamalskiego należą do jednych z najniższych w Europie, a spółkę obciąża wysoki kredyt w banku zależnym od Gazpromu. Drugim celem Gazpromu jest uzyskanie bezpośredniego dostępu do polskiego klienta za pośrednictwempodmiotów pośrednio powiązanych z rosyjskim monopolistą. Taką nieudaną próbę podjęła związana z Gazpromem węgierska spółka Emfesz, która w marcu 2006 roku zawarła kontrakt z Zakładami Azotowymi w Puławach na dostawy gazu. Emfesz nie mógł się wywiązać z kontraktu, ponieważ jako importer ponad 50 mln m³ gazu do Polski byłby zobowiązany do przechowywania rezerw gazu w magazynach, do których na terenie Polski nie uzyskał dostępu. Trzecim celem Gazpromu jest przekonanie strony polskiej do uczestnictwa w projekcie Nord Stream. Niestety, działania te przynoszą już pierwsze rezultaty. Obecny Zarząd PGNiG S.A. zapowiedział publicznie faktyczne przyłączenie się do projektu Nord Stream poprzez budowę interkonektora gazowego do Niemiec w okolicach Szczecina oraz budowę gazociągów na południu Polski, umożliwiających odbiór gazu za pośrednictwem czeskiego systemu przesyłowego z hubu w Baumgartem, kontrolowanego przez Gazprom.
Warto pamiętać, że polski rynek, ze względu na niewielkie zużycie gazu ziemnego w przeliczeniu na mieszkańca, jest jednak bardzo perspektywiczny. Barierą wejścia jest faktyczny monopol PGNiG S.A., który sprowadza się do sprzedaży polskim klientom gazu ziemnego po cenie będącej średnią ceną gazu wydobywanego w kraju i surowca importowanego. Ten monopol – w przypadku braku realnej dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z innych kierunków niż wschodni – jest korzystny dla polskich odbiorców. Na tym etapie rozwoju rynku gazowego liberalizacja, czyli uwolnienie cen gazu – sprowadzanego tylko i wyłącznie z kierunku wschodniego – doprowadziłaby do kolosalnego wzrostu cen surowca. W takich warunkach, przy braku jakiejkolwiek poważnej alternatywy importu gazu, jedynym konkurentem PGNiG S.A. mógłby być Gazprom, który jest w stanie zaoferować swój surowiec po cenie niższej aniżeli cena gazu sprzedawana przez polską spółkę. Prawdziwa, a nie pozorna cenowa konkurencja będzie możliwa dopiero po zakończeniu realizacji polskich projektów dywersyfikacyjnych. W innym przypadku uwolnienie rynku cen gazu będzie oznaczało zielone światło dla ekspansji Gazpromu w Polsce.
Autor: Janusz Kowalski Nowe Państwo
Manewry kontynentalne
Richard Morningstar, specjalny przedstawiciel USA ds. energetycznych w Eurazji, mówi wprost, że gaz z łupków może skończyć rosyjską dominację na europejskim rynku gazowym, więc „nasi rosyjscy przyjaciele traktują to bardzo poważnie”. Zwłaszcza że przez gaz łupkowy Gazprom już raz poniósł klęskę. Jeszcze kilka lat temu snuł ambitne plany wejścia na rynek amerykański, tymczasem rozwój eksploatacji łupków rozwiał nadzieje Rosjan.
Oficjalnie kierownictwo Gazpromu bagatelizuje zagrożenie (co nie przeszkodziło uwzględnić łupków jako jednego z obszarów inwestycji w długofalowej strategii koncernu) i pozostaje zadziwiająco pewne, że wydobycie tego gazu w Europie nie rozwinie się na większą skalę. Ciekawej wypowiedzi udzielił podczas niedawnego seminarium w Brukseli wiceszef Gazpromu Aleksandr Miedwiediew. Odnosząc się do prognoz, które przewidują duże zasoby gazu łupkowego w Europie, w tym w Polsce, stwierdził krótko: „To nie kwestia zasobów”. Gazprom i stojące za nim państwo rosyjskie z jego finansowymi i politycznymi możliwościami już rozpoczęło „wojnę z łupkami”.
http://niezalezna.pl/13813-lobbysci-gazpromu-w-europie
Podsumowanie
Jąką taktykę przyjmie rząd Tuska w nowej kadencji w polityce energetycznej dla Polski, działania od strony UE są jeszcze nie spójne w zakresie globalnego spojrzenia na priblem runku gazu.
Nadal czekamy ?
Kejow
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, emisja, emisja CO2, nowe technologie, polityka, Polityka energetyczna | Tagi: benchmarki, elektrownie węglowe, emisja CO2, emisja gazów cieplarnianych, ETS, ke, limity, paliwa
Skarga Polski do Trybunału ETS na benchmarki paliwowe dla emisji
Polska zaskarży decyzję Komisji Europejskiej ws. benchmarków paliwowych. Postępowanie sądowe w tej sprawie może potrwać nawet 2-3 lata – mówi prof. Andrzej Kraszewski, minister środowiska.
– Mam dwa przemyślenia w tej sprawie. Z jednej strony uważam, że oparcie benchmarku o paliwo gazowe stawia Polskę w szczególnie niekorzystnej sytuacji. Paliwo gazowe w Polsce jest używane marginalnie, my używamy głównie węgla kamiennego i brunatnego jako pierwotnego nośnika energii. W wyniku wprowadzenia benchmarku gazowego polskie przedsiębiorstwa będą miały znacznie gorsze warunki konkurencyjności niż przedsiębiorstwa z innych krajów Unii.
Kolejny cios KE w sprawie polskiego węgła w opłatach ( zmiana unijnego prawa)
KE chce podwyższyć opłatę za emisję dwutlenku węgla oraz opodatkować zużycie energii wytwarzanej z węgla. W pierwszym przypadku podatek ma wynieść 20 euro za tonę CO2 uwolnionego przy spalaniu węgla, a w drugim 0,15 euro za 1 gigadżul wyprodukowanej z tego paliwa energii. Zmiany miałyby wejść w życie od 2013 r.
Darmowy przydział limitu emisji elektrowniom
Każde z dziesięciu państw członkowskich zainteresowanych bezpłatnym przydzielaniem uprawnień elektrowniom – Bułgaria, Cypr, Republika Czeska, Estonia, Litwa, Łotwa, Malta, Polska, Rumunia i Węgry – musi złożyć wniosek do Komisji do 30 września 2011 r. Komisja musi ocenić każdy wniosek, a w terminie sześciu miesięcy może go odrzucić w całości lub częściowo.
Wniosek stanowi odstępstwo od ogólnej zasady stanowiącej, że od 2013 r. sektor energetyczny musi kupować wszystkie swoje uprawnienia do emisji bądź na aukcji, bądź na rynku wtórnym, dlatego Komisja musi dopilnować, aby takie odstępstwo nie zagroziło ogólnym celom dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji lub też nie było niezgodne z unijnymi zasadami pomocy państwa bądź z przepisami rynku wewnętrznego.
Na mocy zmienionej dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji uprawnienia przydzielone bezpłatnie wytwórcom energii elektrycznej czerpie się z liczby uprawnień, jakie dane państwo członkowskie otrzymuje z przeznaczeniem na sprzedaż na aukcji. Zatem każde bezpłatne uprawnienie do emisji pomniejsza krajowe dochody pochodzące ze sprzedaży na aukcji, lecz nie zmienia ogólnej liczby wydanych uprawnień, ani nie wpływa na uprawnienia lub dochody ze sprzedaży na aukcji w innym państwie członkowskim.
Benchmarki – jak liczy i stosować
W kalkulacjach stosowane będą tzw. benchmarki, które mają się opierać na średnich emisjach 10% najbardziej efektywnych instalacji w poszczególnych sektorach. Wysokość benchmarków wyraża się w tonach CO2 na tonę produktu. Aby obliczyć ilość bezpłatnych uprawnień, jakie przysługują instalacji przemysłowej, należy pomnożyć odpowiedni benchmark przez wielkość produkcji. Benchmarki dotyczą 52 głównych grup produktów objętych Europejskim Systemem Handlu Emisjami. W przypadku produkcji innych towarów przydział darmowych uprawnień będzie określany na podstawie zużytej energii.
Po roku 2013 uprawnienia do emisji będą rozdzielane głównie poprzez aukcje, jednak do 2020 r. część z nich będzie wciąż przyznawana przemysłowi za darmo. Instalacje w sektorach uznanych za narażone na znaczną konkurencję za strony przemysłu w krajach spoza UE, nie podlegającym ograniczeniom związanym z redukcją emisji CO2, mają być traktowane w szczególny sposób: do 2020 roku otrzymają one bezpłatne uprawnienia w wysokości benchmarku. Ma to zapobiegać tzw. carbon leakage – przenoszeniu produkcji poza granice UE, gdzie nie obowiązują porównywalne ograniczenia emisji. Instalacje, które nie są uznane za narażone na ryzyko carbon leakage po roku 2013 r. otrzymają bezpłatnie uprawnienia w ilości 80% benchmarku, a w 2020 r. procent ten zmniejszy się do 30%. Limity bezpłatnych uprawnień będą różne dla poszczególnych sektorów, jednak większość instalacji otrzyma bezpłatne uprawnienia pokrywające średnio do 70-80% ich emisji w latach 2005-2008. W przypadku gdy danej instalacji zabraknie uprawnień, może zakupić dodatkowe, wykorzystać te zachowane z bieżącego okresu rozliczeniowego, wykorzystać międzynarodowe jednostki redukcji emisji lub zredukować własne emisje.
Decyzję Komisji Europejskiej próbowali zablokować w Parlamencie Europejskim polscy europosłowie, jednak podczas głosowania w Komisji Środowiska nie udało im się uzyskać wymaganej większości. Już następnego dnia po przyjęciu decyzji przez Komisję Europejską wiceminister gospodarki Marcin Korolec zapowiedział, że Polska jest gotowa zaskarżyć ją do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Jak podaje PAP, przyczyną złożenia skargi ma być fakt, że w swojej decyzji Komisja Europejska nie zachowała zasady proporcjonalności. Benchmarki, na podstawie których obliczana ma być ilość darmowych uprawnień do emisji, opierają się na danych z instalacji stosujących najnowocześniejsze technologie dostępne w całej UE, a nie w poszczególnych krajach. Zdaniem wiceministra sprowadza się to do technologii z użyciem paliwa gazowego, podczas gdy w Polsce powszechnie stosowanym paliwem jest węgiel. Może to oznaczać znaczny wzrost kosztów w najbardziej energochłonnych gałęziach przemysłu. „Przyjęcie jednego benchmarku jest rozwiązaniem możliwym, ale zbyt kosztownym dla przemysłu”, powiedział Korolec. „Dla osiągnięcia celu redukcji emisji CO2 możliwe są inne, mniej kosztowne rozwiązania”.
Zdaniem Connie Hedegaard, komisarz UE ds. działań klimatycznych, benchmarki ukazują możliwości w zakresie produkcji o niskich emisjach CO2 w poszczególnych sektorach przemysłu oraz gwarantują korzyści przedsiębiorstwom, które są najbardziej efektywne, jeśli chodzi o redukcję emisji CO2 „Decyzja KE stanowi kamień milowy w reformie europejskiego rynku emisji CO2”, oceniła unijna komisarz.
Model liczenia limitów przydziału emisji CO2 jest nieprzyjazny Polsce, bezplatne limity emisji na razie załatwiają polskie potrzeby ale co będzie dalej. Rozwiązania ograniczenia emisji CO2 poprzez składowanie dwutlenku węgla pod ziemią metoda CCS jest bardzo droga i nie sprawdzona.
Kiedy Polska uzyska korzystne zapisy w decyzjach KE , jak do tego europosłowie – szereg pytań tez do Korolca z Ministerstwa Gospodarki na razie bez odpowiedzi.
Kejow
Filed under: Bezpieczeństwo energetyczne, Doradztwo, gaz, Gaz łupkowy Shale gas, Historia, Koncesje, nowe technologie, Polityka energetyczna | Tagi: koncesje na odwierty, piramida finansowa, shale gas. mlm, zasoby gazu
Gaz łupkowy w Polsce-piramidą finansową schematu Ponziego w USA
Według gazety, poglądy wyrażane w e-mailach kontrastują z optymistycznymi prognozami firm zajmujących się pozyskiwaniem gazu łupkowego. Autorzy wiadomości ostrzegają przed „łupkową gorączką”, tak jak „znawcy ostrzegali przed poprzednimi bańkami finansowymi” – dodaje dziennik.
„Inwestorzy „pompują pieniądze”, choć gaz łupkowy jest „właściwie niedochodowy” – napisał w lutym analityk z firmy inwestycyjnej PNC Wealth Management w e-mailu do kontrahenta.
Analityk z firmy badawczej IHS Drilling Data w sierpniu 2009 r. porównał gaz łupkowy do „gigantycznych Schematów Ponziego”, czyli piramid finansowych.
Dziennik przeanalizował także dane z ponad 10 tys. szybów łupkowych. „Choć istnieją bardzo aktywne szyby, są one często otoczone mniej wydajnymi szybami. W niektórych przypadkach przeprowadzanie tam odwiertów i utrzymanie szybów kosztuje więcej niż wart jest wydobywany z nich gaz” – ocenia gazeta.
W kwietniu amerykańska Agencja ds. Energii (EIA) poinformowała, że Polska ma 5,3 bln m sześc. możliwego do eksploatacji gazu łupkowego, czyli najwięcej ze wszystkich państw europejskich, w których przeprowadzono badania (raport EIA dotyczył 32 krajów). Ta ilość gazu – podkreśliła Agencja – powinna zaspokoić zapotrzebowanie Polski na gaz przez najbliższe 300 lat.
Co to jest piramida Ponziego wg. Wikipedii
Piramida finansowa lub Schemat Ponziego (nazwana tak od Charlesa Ponziego); określana także jako sprzedaż lawinowa. Struktura finansowa, wzorowana na marketingu wielopoziomowym i często z nim mylona.
Piramida finansowa ma pozornie identyczną strukturę co piramida sprzedaży. Zyski węzła nie pochodzą jednak ze sprzedaży towarów lub usług, a praktycznie w całości z wpłat wpisowego wnoszonego przez nowych członków struktury, pozyskanych przez węzeł i węzły potomne. Na piramidzie finansowej zyskują tylko osoby, które znajdują się u jej szczytu i wystarczająco wcześnie do niej dołączyły. Olbrzymia większość uczestników piramidy na niej traci
O tych schamatach z przykładami pisałem wcześniej przy okazji afery piramidy ENRON MADOFF
http://jaron.salon24.pl/117063,10-aferzystow-finansowych-a-krajowe-przepisy
Najostrzejsze komentarze z uwagi na sporą liczbę idiomów nietłumaczyłem – zbyt wiele uwag blogerów
Wiele prawnych i formalnych wątpliwości na amerynkańskim rynku gazu łupkowego
http://shareholdersunite.com/2011/06/26/shale-gas-doubts/
Rynek amerykański ma sukces w wydobyciu a inwestorzy giełdowi planują duże zakup akcji firm poszukujących gaz łupkowy. Jaki będzie finał czy podobny do typowych piramid finansowych. Oczywiście pieniędzy w Polsce nie znajdziemy na sfinansowanie poszukiwań i ekploatacji na tak dużą skalę.
Kejow
Filed under: legislacja, nowe technologie, Polityka energetyczna, Technologie | Tagi: bezpieczeństwo zasilania obietów, elektroenergetyka, stacje pkp, zasilanie awaryjne
0
Koncepcja zasilania stacji kolejowej
Lokalne urządzenie sterujące jest wykonane w dwu wariantach:
- Wariant I – dla napędów zasilanych napięciem 230V AC,
- Wariant II – dla napędów zasilanych napięciem 24V DC.
W wariancie I mogą być stosowane dowolne łączniki z przystosowanymi do nich napędami elektrycznymi zasilanymi napięciem 230V AC. Lokalne urządzenie sterujące wykonane jest w postaci szafki obiektowej montowanej w kontenerze złącza kablowego. W zależności od potrzeb szafa przystosowana jest do sterowania jednego lub kilku napędów odłączników. Szafa obiektowa zasilana jest z pola potrzeb własnych złącza napięciem 230V AC. Zasilanie napędu i urządzeń pomocniczych napięciem 230V AC zapewniane jest poprzez zasilacz awaryjny UPS gwarantujący bezprzerwową pracę urządzeń przez okres 30 minut (w zależności od potrzeb czas ten może zostać wydłużony). Jako urządzenie wykonawcze wykorzystywany jest sterownik mikroprocesorowy typu CZAT 3000plus składający się z modułu CPU oraz modułów wejść cyfrowych (meldunki) i wyjść przekaźnikowych (polecenia).
W przypadku wariantu II mogą być stosowane dowolne odłączniki z przystosowanymi do nich napędami elektrycznymi. Wymagany jest tylko warunek by napęd był zasilany napięciem 24V DC. Lokalne urządzenie sterujące wykonane jest w postaci szafy przystosowanej do mocowania na słupie trakcyjnym, na którym jest umieszczony napęd odłącznika lub też szafki obiektowej montowanej w kontenerze złącza kablowego. W zależności od potrzeb szafa przystosowana jest do sterowania jednego lub kilku napędów odłączników. Szafy sterowania odłącznikami na linii LPN jest zasilana z transformatora 15kV/230V AC poprzez bezpieczniki umieszczone w oddzielnej obudowie wykonanej z tworzywa, zamocowanej również na słupie. Szafy obiektowe sterowania odłącznikami w złączu kablowym zasilane są z pola potrzeb własnych złącza napięciem 230V AC. W obu przypadkach zasilanie napędu i urządzeń pomocniczych napięciem 24V DC zapewniane jest poprzez baterię akumulatorów 24V. Akumulatory ładowane są przy użyciu przetwornicy 230V AC/24V DC. Energia zgromadzona w baterii akumulatorów wystarcza na około 30 przestawień odłącznika. Jako urządzenie wykonawcze wykorzystywany jest sterownik mikroprocesorowy typu CZAT 3000plus/DIOU posiadający 12 wejść i 8 wyjść. Sterownik został opracowany i jest produkowany przez Elester-PKP Sp. z o.o. w Łodzi.
Link http://www.elester-pkp.com.pl/senczat.html
Normy dla zasilania awaryjnego przy pomocy agretatu
Zgodnie z PN-ISO 8528-1 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Zastosowanie, klasyfikacja i wymagania eksploatacyjne, występują cztery klasy wymagań eksploatacyjnych:
- klasa wymagań G1 – dotyczy odbiorników, które wymagają spełnienia podstawowych parametrów w zakresie napięcia oraz częstotliwości, takich jak np. oświetlenie ogrzewanie elektryczne itp.,
- klasa wymagań G2 – dotyczy zasilania odbiorników, dla których wymagania w zakresie jakości dostarczanej energii elektrycznej są zbliżone do wymagań określonych w odniesieniu do publicznych sieci elektroenergetycznych. W przypadku zmian w obciążeniu dopuszczalne są chwilowe odchylenia od znamionowych wartości napięcia i częstotliwości. Do odbiorników spełniających wymagania tej klasy należy zaliczyć: oświetlenie, pompy, wentylatory, dźwigi itp.,
- klasa wymagań G3 – dotyczy zasilania odbiorników o zwiększonych jakościowych wymaganiach w zakresie dostarczanej energii elektrycznej. Przykładem takich urządzeń mogą być zasilacze UPS, systemy telekomunikacyjne itp.,
- klasa G4 – dotyczy zasilania odbiorników o wysokich wymaganiach w zakresie dostarczanej energii elektrycznej.
W celu uzyskania większej niezawodności do systemu zasilania gwarantowanego wprowadza się dodatkowe źródła zasilania awaryjnego, tj. zespół prądotwórczy. Taki układ zapewnia bardzo duże bezpieczeństwo i daje pewność, że w razie awarii sytemu zasilania podstawowego urządzenia o znaczeniu krytycznym będą zasilane bez przerw, co uchroni odbiorców od wielu, niejednokrotnie poważnych strat, a tym samym strat spowodowanych przerwami w dostawie energii elektrycznej.
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
P’wejSTK – moc czynna wejściowa siłowni telekomunikacyjnej, w [W],
PwejSTK – moc czynna wejściowa siłowni telekomunikacyjnej niezbędna do pokrycia mocy zapotrzebowanej przez zasilane odbiorniki, w [W],
PC – moc zapotrzebowana przez centralę, w [W],
N – liczba wymaganych zasilaczy DC, w [-],
PLB – moc ładowania baterii, w [W],
IL – prąd ładowania baterii, w [A],
P1 – moc pojedynczego zasilacza, w [W],
Inc – całkowity prąd pobierany przez centralę, w [A],
Tp – czas podtrzymania zasilania przy pracy bateryjnej, w [h],
TL – czas ładowania baterii (przyjmuje się 10 h),
Unc – napięcie znamionowe STK, w [W].
 |
| Rys. 7. Algorytm doboru siłowni telekomunikacyjnej |
Dane zaczepniete z publikacji Żródła zasilania awaryjnego i gwarantowanego w układach zasilania obiektów budowlanych (Cz.1) mgr inż. Julian Wiatr, elektro.info 6/2009
Sprawa oświetlenia awaryjnego w obiektach uzytecznosci publicznej ( Dworzec kolejowy)
Budynki i obiekty budowlane, a przede wszystkim obiekty użyteczności publicznej, muszą być wyposażone w urządzenia przeciwpożarowe, którym należy zapewnić konserwację i naprawy w sposób gwarantujący ich sprawne i niezawodne funkcjonowanie. Odpowiedzialni za to są ich właściciele (art.1 Ustawy z dnia 6 maja 2005 r. o zmianie ustawy o ochronie przeciwpożarowej – Dz.U. nr 100, poz. 835 z dnia 8 czerwca 2005 r.).
Na podstawie Rozporządzenia Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 21 kwietnia 2006 r. w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków, innych obiektów budowlanych i terenów (Dz.U. nr 80 z dnia 21 kwietnia 2006 r., poz. 563) instalacje oświetlenia awaryjnego są urządzeniami przeciwpożarowymi
(Roz. 1, § 2, ust. 7). Zgodnie z tym rozporządzeniem wszystkie urządzenia przeciwpożarowe powinny być poddawane przeglądom technicznym i czynnościom konserwacyjnym nie rzadziej niż raz w roku (Roz. 1, § 3, ust. 3) i muszą spełniać wymagania polskich norm (Roz.1, § 3, ust.2). Instalacje oświetlenia awaryjnego mają bezpośredni wpływ na bezpieczeństwo ludzi, co powoduje, że ich parametry techniczne, a przede wszystkim niezawodność, obwarowane są wieloma powiązanymi ze sobą normami. Dotyczy to zarówno przepisów określających ich własności funkcjonalne, jak i parametry oświetleniowe czy elektryczne.
W Polsce aktualnie najważniejszą normą dotyczącą oświetlenia awaryjnego jest PN-EN 1838:2005 Zastosowanie oświetlenia – oświetlenie awaryjne. Norma ta jest tłumaczeniem normy EN 1838, która obowiązuje we wszystkich krajach członkowskich Unii Europejskiej. Wymagania zawarte w tej normie określają wartości minimalne, które muszą spełniać systemy oświetlenia awaryjnego. Norma EN 1838 odwołuje się do innych norm, np. do EN 60598–2-22, dotyczącej opraw oświetlenia awaryjnego, czy EN 50172, określającej instalacje oświetlenia ewakuacyjnego. Normy te również zostały przetłumaczone na język polski i zatwierdzone przez Polski Komitet Normalizacyjny.
W związku z tym obecnie obowiązuje wymóg normy PN-EN 60598-2–22:2004 Wymagania szczegółowe – oprawy oświetlenia awaryjnego, dotyczący układów testujących do opraw awaryjnych, który mówi, że oprawy oświetlenia awaryjnego z własnym źródłem zasilania powinny być wyposażone w wewnętrzny układ testujący lub być podłączone do zdalnego układu testującego.
Na podstawie aktualnie obowiązujących przepisów i norm można sporządzić listę najważniejszych wymagań dla oceny istniejącej w danym obiekcie instalacji oświetlenia awaryjnego i jej konserwacji:
1. Projekt musi być uzgodniony z rzeczoznawcą do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych. W obiekcie muszą znajdować się aktualne rysunki systemu oświetlenia awaryjnego, które powinny identyfikować wszystkie oprawy awaryjne i główne komponenty. Rysunki powinny być podpisane przez rzeczoznawcę. System oświetlenia awaryjnego musi być zgodny z wymaganiami przepisów i norm (według PN-EN 50172:2005).
2. Urządzenia przeciwpożarowe powinny być poddawane przeglądom technicznym i czynnościom konserwacyjnym zgodnie z zasadami określonymi w polskich normach dotyczących urządzeń przeciwpożarowych, w odpowiedniej dokumentacji techniczno-ruchowej oraz instrukcjach obsługi (Dz.U. nr 80, poz. 563, z dnia 21 kwietnia 2006 r.).
3. Przeglądy techniczne i czynności konserwacyjne nie mogą odbywać się rzadziej niż raz w roku i powinny być przeprowadzone w sposób zgodny z instrukcją ustaloną przez producenta (Dz.U. nr 80,poz. 563, z dnia 21 kwietnia 2006 r.).
4. W przypadku instalacji oświetlenia awaryjnego z centralną baterią, przewody i kable wraz z zamocowaniami powinny być ognioodporne, o takim czasie wytrzymałości ogniowej, w jakim ma działać oświetlenie awaryjne, zgodnie z zapisem Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie, jakim wymaganiom powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U. nr 75, poz. 690,
z dnia 15 czerwca 2002 r. – Dział IV, Roz. 8, §187, ust. 3).
5. Zgodnie z zapisem Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie, jakim wymaganiom powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U. nr 75, poz. 690, z dnia 15 czerwca 2002 r. – Dział IV, Roz. 8, § 181, ust. 5), czas działania oświetlenia ewakuacyjnego nie może być krótszy niż dwie godziny.
6. Zanik zasilania opraw podstawowych na drogach ewakuacyjnych musi spowodować włączenie oświetlenia ewakuacyjnego na tych drogach (według PN-EN 1838:2005).
7. Musi istnieć możliwość testowania opraw oświetlenia awaryjnego bez wyłączania zasilania. Oprawy oświetlenia awaryjnego z własnym źródłem zasilania powinny być wyposażone w wewnętrzny układ testujący lub być podłączone do zdalnego układu testującego (według PN-EN 60598-2-22).
8. Oświetlenie ewakuacyjne (według PN-EN 1838:2005 Zastosowanie oświetlenia – oświetlenie awaryjne) musi spełniać następujące warunki:
a) W osi drogi ewakuacyjnej natężenie oświetlenia E musi wynosić min. 1 lx (Oświetlenie drogi ewakuacyjnej 4.2.1).
b)Wzdłuż centralnej linii drogi ewakuacyjnej stosunek Emaks.//Emin. Ł 40 (Oświetlenie drogi ewakuacyjnej 4.2.2).
c) Na poziomie podłogi na niezabudowanym polu czynnym strefy otwartej natężenie oświetlenia E musi wynosić min. 0,5 lx (Oświetlenie strefy otwartej 4.3.1).
d)W strefie otwartej stosunek Emaks./Emin. Ł 40 (Oświetlenie strefy otwartej 4.3.2). Uwaga: wymogi te muszą być spełnione również pod koniec ustalonego czasu działania oświetlenia ewakuacyjnego.
e) W strefie wysokiego ryzyka eksploatacyjne natężenie oświetlenia ewakuacyjnego na płaszczyźnie odniesienia nie powinno być mniejsze niż 10% eksploatacyjnego natężenia podstawowego, wymaganego dla danych czynności, i musi wynosić min. 15 lx (Oświetlenie strefy wysokiego ryzyka 4.4.1).
f) W strefie wysokiego ryzyka równomierność natężenia E średnie/Emaks. ł 0,1 (Oświetlenie strefy wysokiego ryzyka 4.4.2).
g) W celu zapewnienia odpowiedniego natężenia oświetlenia oprawy do oświetlenia ewakuacyjnego powinny być umieszczane co najmniej 2 m nad podłogą (Oświetlenie ewakuacyjne 4.1)
– przy każdych drzwiach wyjściowych przeznaczonych do wyjścia ewakuacyjnego,
– w pobliżu schodów, tak aby każdy stopień był oświetlony bezpośrednio,
– w pobliżu każdej zmiany poziomu,
– obowiązkowo przy wyjściach ewakuacyjnych i znakach bezpieczeństwa,
– przy każdej zmianie kierunku,
– przy każdym skrzyżowaniu korytarzy,
– na zewnątrz i w pobliżu każdego wyjścia końcowego,
– w pobliżu każdego punktu pierwszej pomocy,
– w pobliżu każdego urządzenia przeciwpożarowego i przycisku alarmowego.
Znaki przy wszystkich wyjściach awaryjnych i wzdłuż dróg ewakuacyjnych powinny być tak podświetlone, aby jednoznacznie wskazywały drogę ewakuacji do bezpiecznego miejsca. Uwaga: jeżeli punkty pierwszej pomocy oraz urządzenia przeciwpożarowe i przyciski alarmowe nie znajdują się na drodze ewakuacyjnej ani w strefie otwartej, to powinny one być oświetlone w taki sposób, aby natężenie oświetlenia na podłodze w ich pobliżu wynosiło minimum 5 lx („w pobliżu” oznacza w obrębie 2 m, mierzonych w poziomie).
9. Instalacje oświetlenia ewakuacyjnego w obiektach (według PN–EN 50172:2005 Systemy awaryjnego oświetlenia ewakuacyjnego, obowiązującej w Polsce od dnia 15 marca 2005 r.) powinny gwarantować, aby oświetlenie ewakuacyjne spełniało następujące wymagania:
a) Oświetlało znaki ewakuacyjne.
b) Zapewniało oświetlenie dróg umożliwiających bezpieczną ewakuację do miejsc bezpiecznych (stref bezpieczeństwa).
c) Zabezpieczało czytelne zlokalizowanie miejsc sygnalizacji pożaru, a także rozmieszczenia i użycia sprzętu przeciwpożarowego.
d) Posiadało możliwość testowania poprzez symulację zaniku zasilania oświetlenia podstawowego.
e) Włączało się w przypadku awarii dowolnej części zasilania podstawowego. Gwarantowało, że lokalne (miejscowe) oświetlenie ewakuacyjne będzie pracować w przypadku awarii zasilania podstawowego w danym miejscu.
f) Zabezpieczało przed ciemnością na drodze ewakuacyjnej w razie awarii jednej oprawy awaryjnej.
10. Rejestrowanie zdarzeń i raportowanie (według PN-EN 50172:2005).
Te wymagania muszą uwzględniać projektanci instalacji oświetlenia awaryjnego w nowo budowanych lub remontowanych budynkach i innych obiektach budowlanych. Inwestorzy i projektanci muszą również podjąć decyzję, jaki system oświetlenia awaryjnego zastosować w danym obiekcie. Ze względu na przepisy przeciwpożarowe, nakazujące co najmniej raz w roku kontrolę i konserwację opraw oświetlenia awaryjnego w obiektach, w których znajduje się ich większa liczba (np. 100), trudno sobie wyobrazić system oświetlenia awaryjnego bez automatycznego testowania i monitoringu stanu technicznego wszystkich opraw oświetlenia awaryjnego w obiekcie. Zasadniczy podział systemów oświetlenia awaryjnego związany jest ze sposobem zasilania opraw. Oprawy oświetlenia awaryjnego mogą posiadać wewnętrzne źródło zasilania (akumulatory) lub być zasilane ze źródła zewnętrznego (centralna bateria akumulatorów). W przypadku oświetlenia awaryjnego dróg ewakuacyjnych, w którym wymagane natężenie światła jest na poziomie 1 luksa, o wiele bardziej interesujące są systemy oświetlenia awaryjnego oparte na oprawach z własnym akumulatorem. Najważniejszą zaletą tych systemów jest rozproszenie bezpieczeństwa na wszystkie oprawy oświetlenia awaryjnego w obiekcie, z których każda przełącza się w tryb pracy awaryjnej niezależnie od innych urządzeń systemu. Takie rozwiązanie eliminuje największą wadę systemów z centralną baterią, w których każda oprawa musi być włączona przez jedno urządzenie, jakim jest właśnie centralna bateria. Wynika z tego, że uszkodzenie centralnej baterii może całkowicie pozbawić obiekt oświetlenia awaryjnego aż do czasu usunięcia awarii. Taka sytuacja w obiektach działających w systemie całodobowym (hotele, szpitale itp.) jest niedopuszczalna, ponieważ stwarza zagrożenie dla wszystkich osób przebywających w tych obiektach.
W dzisiejszych czasach, naznaczonych zagrożeniem aktami terroryzmu, dążenie do rozproszenia bezpieczeństwa jest najważniejszym wymaganiem stawianym systemom oświetlenia awaryjnego. To wymaganie idealnie spełniają systemy oparte na monitoringu opraw z własnym akumulatorem. Posiadają one wszystkie zalety systemów z centralną baterią, takie jak automatyczne testowanie funkcjonalne wszystkich opraw awaryjnych czy wieloletnia gwarancja na urządzenia i akumulatory, a ponadto eliminują wady centralnej baterii.
Natomiast do wad systemów z centralną baterią (oprócz koncentracji bezpieczeństwa na jednym urządzeniu) należy zaliczyć:
– wymóg dodatkowego okablowania zasilającego oprawy oświetlenia awaryjnego drogim kablem ognioodpornym,
– wysoką cenę zarówno baterii centralnej, jak i akumulatorów,
– konieczność wymiany wszystkich akumulatorów przy niespełnieniu wymaganego czasu świecenia.
Tych wad nie posiadają systemy oparte na oprawach z własnym akumulatorem. Nie wymagają one dodatkowego okablowania zasilającego, gdyż oprawy oświetlenia awaryjnego są zasilane tym samym kablem, co oprawy oświetlenia podstawowego. Systemy te są dużo tańsze zarówno ze względu na cenę urządzeń, jak i okablowania. Ponadto zapewniają one pełną identyfikację uszkodzonej oprawy, gdyż każda z nich ma swój niepowtarzalny adres. Najnowsze rozwiązania tych systemów umożliwiają monitoring wszystkich opraw i urządzeń z dowolnie wskazanego miejsca (np. z siedziby producenta lub inwestora) poprzez łącza internetowe. Wymiana akumulatorów nie odbywa się jednocześnie we wszystkich oprawach, lecz tylko w tych, których akumulatory nie gwarantują już wymaganego czasu świecenia. Wymiana akumulatorów w oprawach odbywa się najczęściej przy okazji wymiany świetlówek i wiąże się z bardzo niskimi kosztami (dzięki jej prostocie i niskim cenom akumulatorów). Systemy te są już zastosowane w setkach obiektów użyteczności publicznej o różnym charakterze na obszarze całej Polski.
Przyszłość w tej dziedzinie należy do systemów opartych na oprawach awaryjnych z własnym akumulatorem, w których monitoring nie wymaga dodatkowego okablowania teletechnicznego, ponieważ odbywa się drogą radiową, z wykorzystaniem transmisji cyfrowej, bezprzewodowej.
Podsumowanie
To niejest pierwsza awaria na Dworcu PKP w Warszawie
Kejow
Posiadam nabyty w szkole tytuł tzw. „prezydencki” elektryka ale uprawnienia dozorowe „D” do 15 kV wygasły dawno, a zawodu nie wykonuję.
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
Jaronwoj Blog Warszawa Polska 