Miesiąc: październik 2013

Zasoby światowej energetyki
Ponad dwie trzecie światowych zasobów ropy naftowej znajduje się na Bliskim Wschodzie (61%) i w Rosji (6,4%) . Na Afrykę oraz Amerykę Południową i Środkową przypada 18,5% zbadanych zasobów ropy. Trzynaście państw posiada własne zasoby o wielkości powyżej 2%. Tylko siedem z tych państw ma własne zbadane zasoby na poziomie 5% . Poza Wenezuelą i Rosją kraje te leżą na Bliskim Wschodzie (Iran, Irak, Kuwejt, Zjednoczone Emiraty Arabskie oraz Arabia Saudyjska).
Światowe zasoby ropy naftowej zwiększały się średniorocznie o 2,4% od początku lat 80. Szacunki brytyjskiej korporacji BP wskazują, że zbadane światowe zasoby ropy pozwolą na 41,6 lat użycia przy założeniu, że bieżąca produkcja nie ulegnie zmianie. Stosunek zasobów do wielkości produkcji jest wyższy dla Bliskiego Wschodu (82,2 lat). Dla Rosji ten stosunek wynosi 21,8 lat.
Zgodnie z szacunkami BP, około 41% zbadanych zasobów gazu ziemnego znajduje się na Bliskim Wschodzie. Na koniec 2007 r. na byłych terenach ZSRR znajdowało się ponad 30% całkowitych złóż. W Oceanii i Afryce znajdowało się po 8% zasobów. Także gaz cechuje wysoka koncentracja geograficzna. Tylko siedem państw posiada własne zbadane zasoby gazu na poziomie ponad 2% światowych ilości. Według EIA , Rosja, Iran i Katar mają łącznie 58% światowych zasobów gazu.

Zbadane światowe zasoby gazu ziemnego systematycznie rosną od 1980 r. (średnioroczny wzrost na poziomie 3,4%). Wartość zbadanych zasobów gazu naturalnego uległa podwojeniu od tego czasu. Wzrost światowych zasobów wynika z jednej strony z odkryć nowych złóż, a z drugiej z większego wykorzystania już istniejących na Bliskim Wschodzie, w Azji/Oceanii oraz Afryce. Wydaje się, że światowe zasoby gazu ziemnego są znaczące. Niektóre szacunki wskazują, że perspektywy nieodkrytych (ale potencjalnych) złóż gazu mogłyby przedłużyć wykorzystanie gazu do 130 lat przy bieżącej stopie konsumpcji .
Światowe zasoby węgla są znacznie bardziej obfite niż zasoby ropy czy gazu. Przy niezmienionym bieżącym poziomie wykorzystania zbadane zasoby węgla wystarczą na 130–150 lat . W przeciwieństwie do zasobów gazu i ropy, zasoby węgla są szeroko dostępne w prawie każdym państwie, z zasobami odnawialnymi w 70 krajach. Ameryka Północna, republiki byłego ZSRR oraz Azja/Oceania posiadają zbliżony udział w zasobach węgla, oscylujący wokół 27–30% całkowitych zasobów światowych. Mimo to ponad 80% światowych zasobów węgla jest skoncentrowanych w następujących lokalizacjach: USA (28,6%), Rosji (18,5%), Chinach (13,5%), Australii (9%), Indiach (6,7%) oraz w Afryce Płd. (5,7%) .

Rysunek 1. Zasoby światowej energetyki

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie danych z raportu: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Zużycie energii na świecie

Wykres 1 prezentuje strukturę zużycia energii pochodzącej z różnych źródeł. Najwyższy udział w światowym zużyciu energii ma ropa naftowa, a dalej – paliwa stałe i gaz ziemny. Udział paliw odnawialnych oscyluje wokół 13%. Struktura wykorzystania poszczególnych źródeł jest nieco odmienna w UE-27. Wprawdzie ropa dominuje, ale kolejnym źródłem energii jest gaz. Udział paliw odnawialnych jest niski i wynosi 7%. Wykorzystanie energii jądrowej jest najwyższe w Japonii (15%), a na drugim miejscu plasuje się Unia Europejska. Rosja jest potentatem, jeśli chodzi o wykorzystanie gazu ziemnego, a w USA dominuje ropa naftowa.

Wykres 1. Struktura zużycia energii w zależności od źródeł jej pochodzenia w najważniejszych gospodarkach świata

Źródło: Eurostat, grudzień 2007 [w:] „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Zasoby energetyczne w Europie

Według danych Eurostat za 2006 r., prawie 80% energii zużywanej w Unii Europejskiej pochodzi z paliw kopalnych, tj. ropy, gazu ziemnego i węgla. Energia jądrowa stanowi 14%, a źródła odnawialne 7%. Jednocześnie europejskie zasoby paliw kopalnych, głównie ropy i gazu na dnie Morza Północnego, są znacznie szybciej wyczerpywane niż zasoby ogólne na świecie. Prowadzi to do coraz większego uzależnienia od importu oraz rosnącego niebezpieczeństwa zaburzenia dostaw i braku gwarancji stabilnych cen.
Europejski Obszar Gospodarczy (EOG) jest ważnym producentem ropy, zajmując czwartą pozycję pod względem globalnej produkcji. Warto jednak odnotować, że zasoby ropy w EOG są ograniczone i reprezentują niski udział w zasobach światowych, a ich wydobycie od 2000 r. spada. Zasoby ropy są jeszcze bardziej ograniczone, jeśli weźmiemy pod uwagę sam obszar UE. Wydobycie ropy będzie uzależnione od korzystnych uwarunkowań gospodarczych oraz od unowocześnienia technologii wydobycia zasobów znajdujących się na dnie morza.
Z kolei udział unijnych zasobów gazu ziemnego w światowych zasobach tego surowca jest bardzo skromny. Zbadane unijne zasoby gazu reprezentują 1,4% światowych zasobów , a udział EOG wynosi 2,7%. Zasoby gazu są skoncentrowane głównie w Norwegii, Holandii, Wielkiej Brytanii i Rumunii.
Około 80% unijnych zasobów kopalnych stanowią paliwa stałe (węgiel kamienny i lignit, czyli węgiel brunatny). Zbadane zasoby tych paliw mogą być uznane za znaczące, choć ich udział w światowych zasobach jest niewielki. Według BP, zbadane zasoby węgla stanowią 3,5% światowych zasobów tego surowca. Węgiel kamienny jest przede wszystkim zlokalizowany w Polsce (największe zasoby), Czechach i w mniejszym stopniu w Hiszpanii, na Węgrzech, w Wielkiej Brytanii i Niemczech. Zasoby węgla brunatnego rozciągają się od Niemiec do Grecji.

Rysunek 2. Krajowe zasoby paliw kopalnych w Europie w 2006 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Produkcja energii w Unii Europejskiej

W 2006 r. produkcja energii w UE wyniosła 880 Mtoe , w czym największy udział (30%) miała energia jądrowa; następne pozycje zajęły paliwa stałe (22%), gaz (20%), ropa (14%) oraz energia odnawialna (14%). Spadek produkcji unijnej, notowany szczególnie od 2004 r., powoduje, że zależność UE od importu energii stale rośnie.

W koszyku wytwarzania energii elektrycznej najwyższy udział mają paliwa stałe oraz energia jądrowa, następnie gaz ziemny i źródła odnawialne. Udział ropy w unijnej produkcji energii elektrycznej stanowił w 2006 r. tylko 4%.

Wykres 2. Wytwarzanie energii elektrycznej w UE-27 wg koszyka źródeł w 2006 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Unijne zużycie energii

Zużycie energii w UE-27 uległo stagnacji w ostatnich latach. W 2006 r. całkowite zużycie wyniosło 1825 mln ton oleju umownego (Mtoe), podczas gdy całkowite zużycie finalne , wyłączające dostarczanie do sektora przetwórstwa energetycznego i sektora energetyki, wyniosło 1176 mln ton oleju ekwiwalentnego .

Z kolei energochłonność (wyrażona w tonach oleju umownego na 1 mln euro) w gospodarce UE uległa istotnej poprawie w ciągu ostatniej dekady. Największy spadek energochłonności zanotowano w przemyśle, za sprawą unowocześnienia parku maszynowego, wprowadzenia wielu innowacyjnych i energooszczędnych rozwiązań. W transporcie i usługach, gdzie również odnotowano poprawę, spadek energochłonności był nieco mniejszy.

Tabela 1. Zużycie energii finalnej w sektorach gospodarki UE-27 i Polski w 2005 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Kto zużywa najwięcej?

Sektor transportowy jest największym finalnym odbiorcą energii. W 2006 r. transport zużył ponad 1/3 energii finalnej, podczas gdy inne sektory 28%, a gospodarstwa domowe – 26%.

W przeciwieństwie do innych sektorów, zużycie w transporcie, gdzie paliwa stanowią główny składnik, systematycznie rosło w ciągu ostatniej dekady. Ten trend łączy się z dwoma czynnikami: przystąpieniem nowych państw członkowskich do UE, z przewagą komparatywną w sektorze transportu drogowego (przewoźnictwo), i związaną tym ekspansją transportu drogowego do tych państw (Bułgaria, Czechy, Węgry, Polska, republiki nadbałtyckie). Ponadto w niektórych starych państwach członkowskich nastąpił rozwój sektora transportu, co oznaczało wzrost zużycia energii (Irlandia, Wielka Brytania, Dania, Grecja i Hiszpania). Najwięcej energii finalnej w UE-27 pochłania sektor drogowy, a w dalszej kolejności – lotniczy i kolejowy.

Zużycie energii w handlu i innych usługach pozostaje na niezmienionym poziomie. Mimo że sektor usługowy w ostatnich latach przeżywał najsilniejszy wzrost, jeśli chodzi o zatrudnienie i wartość dodaną, zużycie energii pozostało stabilne w wyniku poprawy wydajności energetycznej. Mimo że najwyższy udział w zużyciu energii w tym sektorze ma ogrzewanie oraz klimatyzacja, nastąpiło istotne przesunięcie w kierunku nowych, bardziej nowoczesnych rozwiązań w sferze izolacji budynków biurowych. Jest to szczególnie widoczne w nowych państwach członkowskich.

Obok transportu, zużycie energii w przemyśle (bez produkcji półproduktów oraz petrochemii) było względnie stabilne. Restrukturyzacja przemysłu w latach 90., szczególnie w Europie Środkowo-Wschodniej, pomogła uchronić przemysł przed wzrostem zużycia energii. Restrukturyzacja w wielu przypadkach doprowadziła także do istotnych zmian w koszyku energetycznym, zapoczątkowując przesunięcie ze źródeł stałych (paliw stałych) w kierunku wykorzystywania gazu ziemnego oraz innych źródeł.

W przypadku gospodarstw domowych zaobserwowano dwa przeciwstawne zjawiska. Z jednej strony rosnąca liczba gospodarstw mniejszych oraz poprawa warunków życia, umożliwiająca posiadanie większej przestrzeni mieszkalnej, większej liczby urządzeń elektrycznych, bardziej komfortowych rozwiązań grzewczych i klimatyzacyjnych doprowadziły do wzrostu zużycia energii. Z drugiej jednak strony nowe urządzenia elektryczne są energooszczędne, a nowe mieszkania (budynki) – lepiej izolowane. Te dwa zjawiska nawzajem „znoszą się”, zatem w ostatniej dekadzie zanotowano tylko nieznaczny wzrost zużycia energii przez gospodarstwa domowe.

 

Koszyk energetyczny

Ropa naftowa to w UE najintensywniej wykorzystywany produkt z całego koszyka energetycznego . W porównaniu z latami 90. udział ropy w całkowitym zużyciu energii spadł tylko nieznacznie – o 1 punkt procentowy, do poziomu 37%. W tym samym okresie udział gazu ziemnego i energii atomowej wzrósł odpowiednio o 6 i 2 punkty procentowe i w 2006 r. udział każdego z tych źródeł wynosił odpowiednio 24% i 14%. Udział paliw stałych skurczył się istotnie (o 10 punktów procentowych) do poziomu 18% całkowitego koszyka energetycznego. Źródła odnawialne zyskały jednocześnie prawie 3 punkty procentowe, osiągając w 2006 r. udział 7%. Połowa tego wzrostu przypada na lata 2000–2006 dzięki efektywnej polityce UE na rzecz redukcji emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Mimo to udział paliw odnawialnych pozostaje niski. Według założeń Komisji Europejskiej, w 2020 roku ma on wzrosnąć do 20%.

Wykres 3. Koszyk energetyczny dla UE-27 wyrażony w mln ton oleju umownego w 2006 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Bieżące zużycie zasobów energetycznych jest zróżnicowane w krajach UE. Do pewnego stopnia zależy od krajowych zasobów bądź wzorców produkcyjnych. Wielka Brytania, ważny producent ropy i gazu ziemnego, bazuje głównie na ropie i gazie; Dania, gdzie krajowa produkcja jest zdominowana przez ropę, także zużywa więcej ropy; kraje posiadające zasoby paliw stałych – Polska i Estonia – preferują je w swoim koszyku energetycznym. Udział energii atomowej jest znaczący w krajach, które wybrały to źródło energii; są to: Francja (42%), Szwecja (35%), Litwa (26%), Bułgaria (24%), Słowacja (24%) i Belgia (21%).

Rysunek 3. Struktura produkcji energii elektrycznej wg źródeł pochodzenia w 2005 r. w procentach

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Zależność od importu

Mimo poprawy wskaźnika energochłonności, UE-27 jest importerem netto energii; unijne zasoby wyczerpują się. Ta zależność od importu może nie stanowić problemu, ale – jak pokazują ostatnie perturbacje na rynku energetycznym – wymaga właściwej polityki ze strony całej UE.

Unijna produkcja energii zaspokaja mniej niż połowę całkowitego jej zapotrzebowania, wskaźnik zależności od importu energii osiągnął w 2006 r. poziom 54%. Udział poszczególnych źródeł energii w całkowitym imporcie wynosił: 60% dla ropy, 26% dla gazu ziemnego oraz 13% dla paliw stałych. Udział importowanej energii elektrycznej oraz energii ze źródeł odnawialnych stanowił mniej niż 1%.

W 2006 r. import ropy do krajów UE stanowił 608 mln ton oleju umownego. Większość ropy pochodziła z importu z krajów OPEC (38%) i Rosji (33%), podczas gdy Norwegia i Kazachstan dostarczyły odpowiednio 16% i 5% ropy. Unia Europejska produkuje mniej niż jedną piątą swojego całkowitego zużycia tego źródła energii.

Wykres 4. Dostawcy ropy naftowej do UE-27 w 2006 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Sytuacja wygląda znacznie lepiej w przypadku sektora gazowego, jako że krajowa produkcja (zlokalizowana głównie w Holandii i Wielkiej Brytanii) zaspokaja około dwóch piątych potrzeb UE. Gaz ziemny jest importowany głównie od czterech dużych dostawców: Rosji, Norwegii, Algierii i Nigerii.

Wykres 5. Dostawcy gazu ziemnego do UE-27, 2006 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Źródła importu węgla są bardziej rozproszone – największe dostawy pochodzą z Rosji, Afryki Płd., Australii, Kolumbii, Indonezji i USA.

Wykres 6. Dostawcy węgla kamiennego do UE-27 w 2006 r. w procentach

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Mimo że import energii w UE jest wysoki i stale rośnie, sytuacja jest zróżnicowana wśród państw członkowskich. Dania jest jedynym krajem, który jest całkowicie niezależny energetycznie. W przypadku Polski i Wielkiej Brytanii stopa zależności od importu paliw jest niska i oscyluje wokół 20%. Na drugim krańcu znajdują się Irlandia, Włochy, Portugalia i Hiszpania, których stopa zależności od importu przekracza 80%. Cypr i Malta (ze względu na położenie geograficzne) oraz Luksemburg to państwa całkowicie zależne od importu.

Wykres 7. Zależność państw UE od importu paliw w 2005 r. w procentach

Źródło: Eurostat, grudzień 2007, [w:] „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Wykres 8. Zależność państw UE od importu paliw stałych w 2005 r. w procentach

Źródło: Eurostat, grudzień 2007, [w:] „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008. Uwaga: Wartości ujemne wskazują, że kraj jest eksporterem netto. Wartości powyżej 100 proc. są możliwe ze względu na zmiany w zapasach. Zależność od importu = import netto/ (bunkry, w tym morskie+zużycie krajowe brutto)

 

Wykres 9. Zależność państw UE od importu ropy w 2005 r. w procentach

Źródło: Eurostat, grudzień 2007, [w:] „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Wykres 10. Zależność państw UE od importu gazu ziemnego w 2005 r. w procentach

Źródło: Eurostat, grudzień 2007, [w:] „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Zależni – niezależni

Jak pokazują zestawienia, Polska jest niezależna od dostaw zewnętrznych pod względem paliw stałych, natomiast jest importerem ropy i gazu ziemnego.

Całościowe ujęcie UE nie pokazuje wysokiego stopnia zależności importu od jednego konkretnego dostawcy. Estonia, Łotwa, Litwa, Bułgaria, Słowacja, Irlandia, Szwecja i Finlandia są całkowicie zależne od jednego dostawcy gazu ziemnego. W przypadku Bułgarii, Estonii, Litwy, Łotwy, Słowacji i Finlandii jest to Rosja; w przypadku Irlandii – Wielka Brytania, a w przypadku Szwecji – Dania. Pod względem gazu Dania jest samowystarczalna; jest też jego największym unijnym eksporterem. W koszyku całkowitej krajowej konsumpcji Danii udział gazu stanowił 21% (2006).

Rosja jest jednym z największych dostawców źródeł energii, często jedynym. Grecja, Węgry i Austria w ponad 80% są zależne od dostaw gazu z Rosji. Litwa, Węgry, Słowacja i Polska są prawie całkowicie zależne od dostaw ropy z Rosji. Estonia, Łotwa, Litwa i Cypr są z kolei prawie całkowicie zależne od dostaw węgla z Rosji.

Obok ropy, w 2006 r. import gazu do Polski pochodził w 67% z Rosji; pozostali dostawcy to: Niemcy (5%), Norwegia (4%), Ukraina (0,04%) i pozostałe kraje byłego ZSRR (23%).

Polska, mimo samowystarczalności, importuje węgiel kamienny. W 2006 r. import tego surowca do Polski w 63% pochodził z Rosji, 30% z Czech, 3% z Kazachstanu, 2% z Ukrainy, 1,5% z Kolumbii, 0,19% z Chin i 0,06% z pozostałych państw. Rosyjski węgiel cieszy się powodzeniem nie tylko dlatego, że jest tańszy od rodzimego. Ma mniej siarki i popiołów, przez co spala się lepiej (wytwarza więcej ciepła). Konsumenci coraz częściej zwracają uwagę na jakość, a lepszy węgiel to dodatkowy, obok niższej ceny, argument, aby taki surowiec kupować.

Wykres 11. Dostawy ropy naftowej do Polski w 2006 r.

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „Europe’s current and futures energy position. Demand – resources – investments”, 2008, Commission Staff Working Document, EC, COM (2008) 744, Brussels.

 

Emisja dwutlenku węgla

W 2006 r. UE wyemitowała 5143 mln ton ekwiwalentu CO2, o 7,7% mniej niż w roku 1990 . Emisja CO2 związana z energią stanowiła w 2006 r. 77% wszystkich gazów cieplarnianych emitowanych w UE.

Sektor energetyczny wygenerował największą ilość CO2 w 2006 (37%). Kolejnym sektorem generującym najwięcej zanieczyszczeń był transport (23%), a dalej przetwórstwo przemysłowe i budownictwo (15%). W latach 1990–2006 wzrost emisji zanieczyszczeń odnotowano tylko w transporcie.

W 2006 r. wśród największych emitentów znalazły się Niemcy (21% emisji CO2), Wielka Brytania (13%), Włochy (11%), Francja (9%) i Hiszpania (8%). Jednakże biorąc pod uwagę intensywność emisji CO2 w relacji do poziomu wytworzonej energii, ze względu na wysoki udział węgla w koszyku energetycznym, wysokie udziały cechowały Maltę, Grecję, Cypr, Polskę, Irlandię, Estonię i Danię.

 

Czas na bardziej solidarne mechanizmy

Bezpieczeństwo energetyczne jest jednym z najważniejszych celów UE. Jak pokazują dane, dla sprostania rosnącemu popytowi energetycznemu UE staje się coraz bardziej zależna od importu. Nawet w przypadku redukcji całkowitego popytu i wielkości importu pozostającej bez zmian zależność od importu będzie rosła.

W świetle prognoz, obecna polityka w zakresie energii i transportu zamiast zmniejszać poziom emisji CO2 w UE, doprowadziłaby do jego zwiększenia o około 5% do roku 2030. Według prognoz KE, jeśli nie zmienią się bieżące tendencje i programy polityczne, uzależnienie UE od importu surowców energetycznych wzrośnie w 2030 r. z obecnego, około 50-procentowego poziomu do 65% całkowitego ich zużycia w UE.

Taka sytuacja wynika ze spadku krajowej produkcji ropy, gazu i paliw stałych, która nie została zastąpiona krajowymi zasobami źródeł odnawialnych. Warto odnotować, że nadal udział energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych wśród krajów członkowskich UE jest niski, przy poziomie unijnym oscylującym wokół 14% W dokumencie „Nowa polityka energetyczna” Komisja Europejska wytycza cel, zgodnie z którym do 2020 roku 20% całkowitego zużycia różnych rodzajów energii pochodziłoby ze źródeł odnawialnych.

Wykres 12. Udział zasobów odnawialnych w produkcji energii elektrycznej w krajach członkowskich UE

Źródło: Opracowanie IBnGR na podstawie: „EU energy and transport in figures”, Statistical Pocketbook 2007/2008, EC, 2008.

 

Wdrożenie „Nowej polityki energetycznej” oznaczać będzie konieczność ogromnego wzrostu we wszystkich trzech sektorach energii odnawialnej, tj. w sektorze elektryczności, biopaliw oraz ogrzewania i chłodzenia. Temu zamierzeniu związanemu z odnawialnymi źródłami energii towarzyszyć będzie realizacja celu minimalnego na poziomie 10% dotyczącego biopaliw. Oczywiście ze względu na indywidualne możliwości każde państwo członkowskie będzie miało inny pułap do osiągnięcia.

Obecnie energia jądrowa stanowi 14% zużycia energii pierwotnej w UE i 30% energii elektrycznej. W swoich propozycjach Komisja podkreśla, że decyzja o korzystaniu bądź rezygnacji z energii jądrowej jest suwerenną sprawą każdego państwa członkowskiego. Komisja zaleca, aby w krajach UE, w których poziom wykorzystania energii jądrowej zmniejsza się, wprowadzać w zastępstwie korzystanie z innych źródeł energii niskoemisyjnej. Komisja postuluje również zmniejszenie o 20% całkowitego zużycia energii pierwotnej do roku 2020. Jeśli to się powiedzie, do 2020 r. UE zużywałaby średnio 13% mniej energii niż obecnie, zaoszczędzając każdego roku 100 mld euro i zmniejszając o blisko 780 ton emisję dwutlenku węgla.

Komisja proponuje użytkowanie na większą skalę pojazdów o niższym zużyciu paliwa; wprowadzenie bardziej rygorystycznych standardów oraz lepszych informacji i oznaczeń na urządzeniach; zwiększenie wydajności energetycznej budynków w UE, a także poprawę wydajności wytwarzania, przesyłu oraz dystrybucji ciepła i energii elektrycznej. Komisja proponuje również nowe porozumienie międzynarodowe w sprawie wydajności energetycznej.

Ponieważ węgiel i gaz stanowią ponad 50% całości dostaw surowców energetycznych w UE i pozostaną znaczącym jej źródłem, Komisja Europejska w „Nowej polityce energetycznej” postuluje wprowadzenie bardziej ekologicznych technologii spalania węgla. Przewiduje się, że do roku 2030 na całym świecie produkować się będzie dwa razy tyle elektryczności z węgla, co obecnie. Stworzy to również nowe możliwości dla europejskiego eksportu . Aby od 2020 r. paliwa kopalne rzeczywiście wykorzystywano w zrównoważony sposób, UE musi ustanowić korzystne ramy regulacyjne dla opracowania tych nowatorskich technologii, a zatem musi więcej i lepiej inwestować w badania naukowe, a także podejmować działania na arenie międzynarodowej. Unijny system handlu uprawnieniami do emisji będzie też musiał w przyszłości obejmować wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla.

Nie ulega jednak wątpliwości, że w chwili obecnej najważniejszym zadaniem UE jest opracowanie wspólnych skutecznych mechanizmów, tak by wszystkie państwa członkowskie mogły poradzić sobie z ewentualnym kryzysem w zakresie dostaw energii. Jak pokazały niedawne wydarzenia (konflikt gazowy z Rosją), kryzys energetyczny jest dla Unii zagrożeniem jak najbardziej realnym, dlatego powinna ona wypracować mechanizmy bardziej solidarne. Wspólne stanowisko wobec krajów trzecich będzie sygnałem, że UE przemawia w imieniu wszystkich swoich członków.

Obecne w mediach informacje na temat środków unijnych wspierających inwestycje w obszarze odnawialnych źródeł energii rozbudziły nadzieje na szybszy rozwój przedsiębiorstw funkcjonujących w sektorze energetyki odnawialnej, a także wśród właścicieli domów jednorodzinnych i gospodarstw planujących obniżenie energochłonności i pokrycie zapotrzebowania na energię z odnawialnych źródeł. Rozmowy z przedsiębiorcami oraz osobami prywatnymi wskazują na konieczność dokładniejszego informowania społeczeństwa o dostępności środków na inwestycje związane z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii.

Dla samorządów

Aby przybliżyć kwestie związane z dostępem różnych grup beneficjentów do środków na inwestycje, należy przypomnieć istotę funduszy strukturalnych, których głównym celem jest wzmocnienie konkurencyjności gospodarki poprzez rozwój infrastruktury technicznej, wdrażanie innowacyjnych i efektywnych rozwiązań technologicznych, podniesienie jakości życia obywateli poprzez wysokiej jakości infrastrukturę społeczną oraz dostęp do edukacji i informacji. W związku z powyższym programy operacyjne adresowane są w znacznej mierze do administracji publicznej – w szczególności do jednostek samorządu terytorialnego jako podmiotów kreujących warunki dla rozwoju gospodarczego – oraz do przedsiębiorstw stanowiących główną siłą napędową gospodarki. Beneficjentami programów mogą być także organizacje pozarządowe, których działalność stanowi uzupełnienie działań administracji publicznej w obszarach edukacji, ochrony środowiska i spraw społecznych. Działania powyższych podmiotów charakteryzują się znaczną skalą oddziaływania – efekty realizowanych przedsięwzięć docierają do szerokiego grona odbiorców. Dlatego z grona beneficjentów wyłączone są indywidualne gospodarstwa domowe, których jednostkowe przedsięwzięcia charakteryzuje, z natury rzeczy, mała skala oddziaływania, a co za tym idzie – niewystarczający efekt demonstracyjny i edukacyjny.
Najwięcej możliwości składania wniosków o środki z funduszy strukturalnych mają jednostki samorządu terytorialnego lub ich organizacje. Mimo to starania o środki na inwestycje OZE (odnawialne źródła energii) dostępne w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Pomorskiego (RPO WP) mogą być utrudnione w przypadku mniejszych gmin wiejskich, a to ze względu na minimalną wartość projektu, która nie może być niższa niż 1 mln złotych. W takiej sytuacji możliwe jest jednak przygotowanie wniosku obejmującego kilka obiektów stanowiących własność gminy, a wymagających modernizacji źródeł ciepła. Zastosowanie pakietowania mniejszych projektów i zgłoszenie ich jako wspólnego wniosku umożliwia bezpośrednie korzyści dla indywidualnych gospodarstw domowych w zakresie energetyki słonecznej. Ze względu na relatywnie niewielkie koszty instalacji baterii słonecznych nawet większa instalacja, obsługująca np. duży ośrodek wypoczynkowy, może mieć spore problemy z osiągnięciem pułapu wymaganego w ramach linii 5.4 RPO WP, natomiast większa liczba instalacji umożliwia osiągnięcie tego poziomu. W takiej sytuacji beneficjentem pomocy jest gmina reprezentująca mieszkańców deklarujących wolę posiadania instalacji słonecznej, z którymi zawiera umowy na realizację inwestycji na ich obiektach. Gminy wiejskie mogą również ubiegać się o pomoc na realizację projektów inwestycyjnych w obszarze OZE w ramach Programu Rozwoju Obszarów Wiejskich 2007–2013, dzięki któremu gmina może pozyskać kwotę do 3 mln złotych na realizację projektu wykorzystującego technologię produkcji energii z biomasy, wiatru, wody, promieniowania słonecznego oraz ze źródeł geotermalnych. O wsparcie z PROW mogą ubiegać się gminy wiejskie, a także wiejsko-miejskie i miejskie do 5 tysięcy mieszkańców.

Dla przedsiębiorców

Z opisanych wyżej względów spośród beneficjentów linii 5.4 i 5.5, poświęconych odpowiednio rozwojowi energetyki opartej na odnawialnych źródłach energii oraz infrastrukturze energetycznej i poszanowaniu energii, wyłączone zostały przedsiębiorstwa, które nie działają w partnerstwie publiczno-prywatnym lub nie realizują zadań JST lub związku komunalnego. Przedsiębiorstwa niefunkcjonujące w ramach wspomnianych umów mogą ubiegać się o dofinansowanie przedsięwzięć związanych z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii w ramach priorytetu 1 RPO WP, poświęconego rozwojowi małych i średnich przedsiębiorstw. Możliwości wsparcia projektów planowanych przez MŚP, mających na celu doskonalenie technologii oraz wdrażanie pilotażowych, innowacyjnych rozwiązań, możliwe jest również w ramach Programu Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka. Przedsiębiorstwa planujące realizację dużych projektów inwestycyjnych mogą ubiegać się o wsparcie w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko. W przypadku dużych i złożonych pod względem formalnoprawnym projektów zgłaszanych do PO IiŚ istnieje możliwość pozyskania wsparcia technicznego poprzez inicjatywę JASPERS.

Projekty miękkie

Zarówno wśród przedsiębiorstw, jak i samorządów niedocenione pozostają programy dofinansowujące tzw. projekty miękkie. Przykładami takich programów jest Inteligentna Energia dla Europy, której instytucją wdrażającą jest Agencja Wykonawcza ds. Konkurencyjności i Innowacji (EACI) w Brukseli, oraz programy operacyjne współpracy transregionalnej, transnarodowej oraz międzyregionalnej w ramach programu Europejskiej Współpracy Terytorialnej. Program Inteligentna Energia dla Europy dostępny jest zarówno dla samorządów, jak i przedsiębiorstw oraz organizacji pozarządowych. Program IEE ukierunkowany jest na działania związane z rozpowszechnianiem wiedzy i metod mających na celu niwelowanie barier dla rozwoju takich obszarów energetyki zrównoważonej środowiskowo, jak energetyka odnawialna, efektywność energetyczna budynków, produkty efektywne energetycznie, zrównoważony transport, edukacja, usługi energetyczne dla końcowych odbiorców energii. Aby umożliwić transfer doświadczeń oraz upowszechnianie dobrych praktyk na poziomie europejskim, projekty muszą być realizowane w konsorcjach składających się z co najmniej trzech partnerów reprezentujących różne kraje UE. Programy składowe Europejskiej Współpracy Terytorialnej skierowane są do samorządów terytorialnych i wspierają realizację działań mających na celu wdrażanie rozwiązań z zakresu energetyki odnawialnej jako istotnego narzędzia rozwoju lokalnego i regionalnego.

Programy operacyjne o charakterze „miękkim” przynoszą największe korzyści wówczas, gdy aplikujący po wsparcie samorząd posiada dobrze zdefiniowaną strategię rozwoju dla sektora energetyki zrównoważonej na swoim terenie. W przypadku przedsiębiorstw, projekty „miękkie” mogą wspomóc rozwój nowych, innowacyjnych produktów lub obszarów działalności.

Wymienione programy o charakterze miękkim przynoszą największe korzyści wówczas, gdy występujący po wsparcie samorząd ma dobrze zdefiniowaną strategię rozwoju dla sektora energetyki zrównoważonej na swoim terenie (najlepiej wraz z programem wykonawczym) i wykorzystuje możliwość udziału w projekcie jako narzędzie wspierające wdrażanie zamierzeń zawartych w dokumentach politycznych i planistycznych. W przypadku przedsiębiorstw projekty miękkie mogą wspomóc rozwój nowych, innowacyjnych produktów lub obszarów działalności.

Przegląd możliwości finansowania odnawialnych źródeł energii
W ramach funduszy unijnych dostępnych jest szereg programów umożliwiających pozyskanie środków na inwestycje w zakresie odnawialnych źródeł energii:
Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko:
· działanie 9.4. Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych umożliwia pozyskanie dotacji na realizację inwestycji, jednakże kwalifikowane będą projekty o minimalnej wartości 10 mln złotych dla inwestycji w produkcję energii elektrycznej z biomasy, biogazu oraz elektrowni wodnych do 10 MW. Minimalna wartość projektu dla inwestycji wykorzystujących pozostałe technologie to 20 mln złotych.
· działanie 9.6. Sieci ułatwiające odbiór energii ze źródeł odnawialnych. Podobnie jak w poprzednich działaniach, minimalna wartość projektu to 20 mln złotych, natomiast maksymalna możliwa do osiągnięcia wysokość dofinansowania to 85%. Środki dostępne w ramach działania będą przedmiotem zainteresowania operatorów systemu dystrybucyjnego, przewidujących na terenach objętych ich działalnością rozwój inwestycji mających na celu wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
· działanie 10.3 Bezpieczeństwo energetyczne, w tym dywersyfikacja źródeł energii przewiduje wsparcie dla rozwoju przemysłu produkującego urządzenia dla sektora energetyki odnawialnej.
Program Współpracy Polsko-Szwajcarskiej, dysponujący środkami rządu Szwajcarii na wsparcie rozwoju nowych krajów członkowskich w zamian za możliwość uczestnictwa w mechanizmach rynkowych Unii Europejskiej. Minimalna wartość projektu to 10 mln CHF, a maksymalna wysokość dofinansowania to 85%. W okresie 2007–2013 przeprowadzona zostanie tylko jedna edycja programu.
Regionalny Program Operacyjny Województwa Pomorskiego, dysponujący środkami Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego:
· w ramach działania 5.4. Rozwój energetyki opartej na źródłach odnawialnych, Program finansuje powstawanie nowych inwestycji polegających na budowie kotłowni na biomasę, elektrowni wiatrowych oraz instalacji kolektorów słonecznych;
· działania mające na celu modernizację źródeł ciepła i zastępowanie ich urządzeniami wykorzystującymi zasoby odnawialne, w połączeniu z działaniami na rzecz zwiększenia efektywności energetycznej budynków publicznych, są możliwe do zrealizowania w ramach działania 5.5. Infrastruktura energetyczna i poszanowanie energii.
Maksymalny poziom dofinansowania to 75%, przy czym w obydwu działaniach minimalna wartość projektu to 1 mln złotych.
Program Rozwoju Obszarów Wiejskich 2007–2013, w ramach osi 3 Jakość życia na obszarach wiejskich i różnicowanie gospodarki wiejskiej, poprzez działanie Podstawowe usługi dla gospodarki i ludności wiejskiej, wspiera realizację projektów w zakresie wytwarzania lub dystrybucji energii ze źródeł odnawialnych – wiatru, wody, energii geotermalnej, promieniowania słonecznego, biomasy i biogazu. Maksymalna kwota wsparcia przypadająca na gminę to 3 mln złotych, natomiast maksymalny poziom dofinansowania to 75%. O wsparcie mogą się starać gminy wiejskie, miejsko-wiejskie i miejskie, z wyłączeniem miast powyżej 5000 mieszkańców. Dodatkowo, w ramach osi 1 Poprawa konkurencyjności sektora rolnego i leśnego, finansowane są działania w obrębie gospodarstw rolnych na rzecz produkcji rolniczej na cele energetyczne.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Każde komunalne składowisko odpadów jest zobowiązane do unieszkodliwiania gazów, które są skutkiem tego składowania. Jak sobie radzicie z tym przepisem?

Sabina Kowalska: Wykorzystujemy powstający na naszych składowiskach biogaz. Wytwarza się on z frakcji biodegradowalnej, a więc z wszelakich odpadów kuchennych, wszystkiego, co się może rozłożyć przy użyciu bakterii. Biogaz zawiera dużo metanu i jest wysysany z kwatery składowej, a następnie przetwarzany na energię elektryczną i cieplną.

L.S.: Czy wszystko nadaje się do wytwarzania biogazu?

S.K.: W przypadku kwatery składowej nie ma większego znaczenia, co tam trafia, gdyż wszystkie odpady biodegradowalne rozkładają się w warunkach beztlenowych na metan. Przepisy polskie i unijne zmierzają do ograniczenia możliwości wytworzenia metanu już na kwaterze. Czyli na przykład do unieszkodliwiania odpadów biodegradowalnych poprzez ich kompostowanie. Pojawiają się również inne metody przekształceń, jak fermentacja, ale są one dopiero wprowadzane w Europie do szerszego użycia i bardzo kosztowne. Instalacji, które przekształcają posegregowane odpady biodegradowalne w metan, jest bardzo mało. Wprawdzie cieszą się one coraz większym zainteresowaniem, ale jeszcze trochę czasu upłynie, nim staną się powszechne.

L.S.: Czy nie ma sprzeczności między zaleceniami, żeby powstawało jak najmniej biogazu i żeby go wykorzystywać do produkcji energii?

S.K.: To duża sprzeczność. Z jednej strony mamy potrzebę, a nawet konieczność pozyskiwania energii z różnych źródeł – także odnawialnych, a przecież biogaz ze składowiska odpadów jest takim właśnie źródłem. Z drugiej strony jest silne dążenie, żeby ilość metanu w składowiskach ograniczać. Taka postawa wynika chyba nie z troski o efekt energetyczny, lecz z obawy przed gazami cieplarnianymi. Pamiętajmy, że metan jest jednym z podstawowych gazów cieplarnianych. Tymczasem dla małych składowisk odpadów nie buduje się instalacji odzysku i wykorzystania metanu. Z naszej perspektywy korzystniejsze, także z przyczyn ekonomicznych, jest wykorzystanie metanu z biogazu z odpadów do produkcji energii elektrycznej i cieplnej. Jednak trzeba się będzie dostosować do przepisów.

L.S.: A jaka jest wartość energetyczna gazu powstającego na składowisku w Łężycach?

S.K.: Rocznie wytwarzamy około 7300 MWh. Na godzinę wydobywamy od 600 do 800 metrów sześciennych biogazu.

L.S.: Na waszej stronie internetowej znalazłem informację, że spodziewaliście się większej zawartości metanu w biogazie.

S.K.: Biogaz wydobywamy ze starego składowiska odpadów i ma on złą jakość. Mamy też nową kwaterę składową, która dostarcza biogaz bardzo dobrej jakości, z dużą zawartością metanu. W pierwszym przypadku biogaz najłatwiej byłoby spalić, ale znaleźliśmy inne wyjście. Kończymy instalację urządzeń, które będą oczyszczały biogaz kiepskiej jakości i podnosiły zawartość metanu w metrze sześciennym. Dzięki temu również biogaz gorszej jakości będziemy mogli wykorzystać energetycznie.

L.S.: Czy takie technologie można już znaleźć w Polsce, czy trzeba ich szukać w innych krajach?

S.K.: Nasi pracownicy poszukiwali stacji waloryzacji w Polsce, ale jej nie znaleźli. Dopiero w Holandii natrafili na potrzebne urządzenia i właśnie Holendrzy dostarczają nam instalacje do oczyszczania biogazu. Wszystko mieści się w dwudziestostopowym kontenerze: kompresory, filtry, które oddzielają azot i dwutlenek węgla oraz zwiększają ilość metanu w jednym metrze sześciennym biogazu.

L.S.: Czy ta technologia nie jest zbyt droga?

S.K.: Od strony ekonomicznej są to korzystne rozwiązania. Demontaż i sortowanie to konieczne, ale deficytowe fragmenty przerobu. Pozyskiwanie energii ze składowisk, nawet jeżeli używamy do tego wyszukanych technologicznie urządzeń, przynosi dochód. Jest to tzw. zielona energia i możemy sprzedawać certyfikaty pochodzenia. Sprzedawanie takiej energii jest znacznie korzystniejsze. Na przykład energia uzyskana z węgla kosztuje jedną jednostkę, a certyfikowana – dwie lub trzy jednostki. Dlatego przychód z takiej sprzedaży jest znaczący.

L.S.: Czyli oprócz korzyści ekologicznej dla nas wszystkich jest również korzyść finansowa dla spółki?

S.K.: Tak, i jesteśmy z tego bardzo zadowoleni. Dlatego cały czas rozwijamy tę część naszej działalności.

L.S.: Energia trafia do sieci czy sami ją wykorzystujecie?

S.K.: Na własne potrzeby wykorzystujemy około 10% wyprodukowanej u nas energii. Resztę, czyli koło 90%, sprzedajemy do sieci.

Trzeba wybudować w naszym regionie przetwórnię, która będzie spalała odpady, wytwarzając energię elektryczną i cieplną. Dziś te surowce leżą na składowisku i trochę szkoda, że nie są właściwie wykorzystywane. Połączenie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej jest bardzo korzystne finansowo. Warto przecież zagospodarować także energię cieplną, która powstaje niejako przy okazji.

L.S.: W waszej strategii rozwoju można przeczytać, że będzie trzeci etap, w którym jest również miejsce na energetykę.

S.K.: Ten etap to nie tyle produkcja energii elektrycznej, ile wytwarzanie paliwa z odpadów. Będzie powstawało z makulatury, drewna, tworzyw nienadających się do recyklingu. Stanie się to jednak dopiero wtedy, gdy wzbogacimy się o instalację termiczną. Mówiąc w największym skrócie: trzeba wybudować w naszym regionie przetwórnię, która po prostu będzie spalała odpady, wytwarzając energię elektryczną i cieplną. Dziś te surowce leżą na składowisku i trochę szkoda, że nie są właściwie wykorzystywane. Połączenie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej jest bardzo korzystne finansowo. Warto przecież zagospodarować także energię cieplną, która powstaje niejako przy okazji .

L.S.: Znajdujecie się jednak daleko od większych osiedli mieszkaniowych czy zakładów przemysłowych potrzebujących ciepła.

S.K.: Zgadza się, i dlatego w naszym przypadku raczej nie powstanie żadna termiczna instalacja. Ma ona sens, kiedy będzie odpowiedniej wielkości, czyli kiedy będzie miała charakter metropolitalny lub regionalny. Obecnie trwają analizy lokalizacyjne; instalacja najprawdopodobniej powstanie w Gdańsku.

L.S.: Co decyduje o wyborze miejsca? Odległość od odbiorców, ograniczenie strat przesyłowych ?

S.K.: Tak, chociaż instalacja najprawdopodobniej zostanie zlokalizowana przy oczyszczalni Wschód lub przy Zakładzie Zagospodarowania Odpadów w Szadółkach.

L.S.: Czy nasze odpady mogą być energetycznie wykorzystywane jeszcze bardziej efektywnie?

S.K.: Obecne technologie są już bardzo wydajne. Wiele zależy od tego, jak jest przygotowane składowisko. Więcej biogazu o lepszej jakości można uzyskać w warunkach beztlenowych. Trzeba bardzo dokładnie i głęboko zagęszczać odpady, tak by do środka nie dostawał się tlen. Warto jeszcze raz podkreślić, że na takie instalacje mogą sobie pozwolić wyłącznie duże składowiska odpadów. Dla małych, rozdrobnionych to zbyt wysoki koszt.

L.S.: Duże inwestycje związane z zagospodarowaniem odpadów mogą też łatwiej zdobyć pieniądze z Unii Europejskiej czy też Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska.

S.K.: Właśnie udało się nam zdobyć spore środki na urządzenia i zagospodarowanie odpadów. Ponad 70% kosztów pokryła dotacja z unijnego funduszu ISPA. Oprócz tego były pożyczki z Narodowego i Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska. Odgazowanie składowisk to inwestycje traktowane preferencyjnie przez wspierające nas instytucje.

L.S.: Jak dużą miejscowość możecie energetycznie zaspokoić?

S.K.: Obecnie z uzyskiwanego z naszych składowisk biogazu możemy zaopatrzyć w energię elektryczną około 5 tysięcy mieszkańców, a w ciepło – około 3 tysięcy. Jednak nasz potencjał jest większy i wykorzystując paliwo alternatywne całościowo, moglibyśmy zaspokoić zapotrzebowanie na energię cieplną i elektryczną dwudziestotysięcznego miasta.

L.S.: Czyli pobliska Rumia byłaby zależna od odpadów tylko w połowie?

S.K.: Pod warunkiem, że taka instalacja powstałaby na naszym składowisku, a przecież – jak wspomniałam wcześniej – będzie budowana w Gdańsku.

L.S.: Dziękuję za rozmowę.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Jeśli ktoś chciałby dziś postawić nową elektrownię wodną, będzie miał przed sobą prawdziwą drogę krzyżową. Zgoda na zbudowanie czegokolwiek na rzece, piętrzenie wody, pielgrzymowanie po różnych urzędach mogą trwać dwa, trzy, a nawet pięć lat.

Leszek Szmidtke: Słuchając krajowych oraz unijnych polityków i urzędników, można odnieść wrażenie, że energetyka bazująca na odnawialnych źródłach jest ich oczkiem w głowie. Woda bez wątpienia jest takim źródłem, więc małe elektrownie wodne powinny być pod troskliwą opieką.

Roman Kotłowski: Z ostatnich dwudziestu lat najlepiej wspominam koniec lat 80. ubiegłego wieku. Wtedy rzeczywiście można było liczyć na wsparcie urzędów, zakładów energetycznych, otrzymać preferencyjne kredyty. Dzięki temu stawialiśmy stacje transformatorowe, odnawialiśmy turbiny, umacnialiśmy brzegi. Później było coraz gorzej, nawet pojawiały się problemy ze sprzedażą energii i stało się to mało opłacalne. Mówiło się o zielonym świetle, ale co innego mówiono, a co innego robiono. Jeśli ktoś chciałby dziś postawić nową elektrownię wodną, będzie miał przed sobą prawdziwą drogę krzyżową. Ja i mój syn, jako właściciele elektrowni, jesteśmy w dobrym położeniu: elektrownia działa i nie muszę się starać o kredyty i zezwolenia wodnoprawne. Uzyskanie zgody na zbudowanie czegokolwiek na rzece, piętrzenie wody, pielgrzymowanie po różnych urzędach mogą trwać dwa, trzy, a nawet pięć lat .

L.S.: Czytałem niedawno, że mała elektrownia wodna to znakomity interes. Koszt budowy szacuje się na 400–500 tysięcy złotych, a zwrot z inwestycji następuje po 3–4 latach.

R.K.: Mamy takie nieformalne koło właścicieli małych elektrowni wodnych w naszym regionie. Jest nas około dwudziestu i na takie tematy również rozmawiamy. Proszę mi wierzyć, to już nie jest tak opłacalny interes jak na przykład dwadzieścia lat temu. Dziś nie ma starych młynów czy innych obiektów, na fundamencie których można usadowić turbiny.

L.S.: Czyli trzeba samemu znaleźć miejsce i budować od podstaw?

R.K.: Trzeba budować od podstaw, tworzyć piętrzenia, kopać kanały. Takie prace ziemne są bardzo drogie. Wspominałem wcześniej, ile trzeba czasu na otrzymanie pozwoleń, i oczywiście w czasie kryzysu trudniej otrzymać kredyt. Jeżeli gdzieś istnieją stare piętrzenia, jakieś fundamenty, to zwrot zainwestowanych pieniędzy może nastąpi po dziesięciu latach.

L.S.: Na odbiór energii chyba nie narzekacie?

R.K.: Rzeczywiście, na odbiór wyprodukowanej w naszej elektrowni energii nie mogę się skarżyć. Teraz istnieje obowiązek odbioru energii ze źródeł ekologicznych, ale i wcześniej zakład energetyczny zawsze odbierał naszą produkcję. Kłopot jest natomiast ze świadectwami, które uzyskujemy od prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Te świadectwa możemy odsprzedać na przykład Enerdze, ale musimy to zrobić poprzez giełdę. To jest uciążliwe, gdyż musimy mieć maklera, biuro maklerskie. Jednak najgorzej została rozwiązana sprawa podatku. Większość małych elektrowni wodnych jest na ryczałcie. Natomiast sprzedaż świadectw poprzez giełdę jest traktowana jako biznes i trzeba za to płacić inny, 19-procentowy podatek. Tak więc jesteśmy podwójnie opodatkowani, a ponoć tak nie powinno być.

L.S.: Ile energii produkuje Pańska elektrownia?

R.K.: Około 40 kWh na dobę. Znam jednak przypadki mniejszych elektrowni, które produkują zaledwie 5 kWh, a muszą przejść tę samą drogę prawną i rozliczają się tak samo jak dużo większe obiekty.

L.S.: Nie chcieliście Panowie zwiększyć mocy lub nawet wybudować dodatkowej elektrowni wodnej?

R.K.: To niemożliwe. Bolszewka jest małą rzeką, przepływ średnioroczny to 1,3 metra sześciennego na sekundę. Dawniej były tu dwie turbiny, ale w 1973 roku, po nacjonalizacji, jedna z nich została zlikwidowana. Planowano zezłomować całe wyposażenie, w tym turbiny. Na szczęście demontaż trwał aż trzy miesiące, więc poprzestano na zniszczeniu jednej. Niedawno kupiłem używaną turbinę i planujemy jej uruchomienie. Jest mniejsza i będzie produkowała połowę tej energii, co obecnie pracująca. Musimy tylko dorobić kolano odpływowe.

L.S.: Jest zbiornik na wodę?

R.K.: Nie. To jest elektrownia przepływowa i wody nie magazynujemy. Kanał ma kilometr długości. Woda jest spiętrzona na wysokość 5 metrów. Dodatkowym plusem jest podnoszenie wód gruntowych w okolicy. Korzystają z tego wędkarze, ale też sąsiedzi pływający latem kajakami po kanale.

L.S.: Woda zamula kanał?

R.K.: Tak. Woda niesie piasek i co jakiś czas trzeba kanał czyścić. Zauważyłem jednak, że rzeka niesie też inne zanieczyszczenia. Tak jakby ktoś spuszczał ścieki do wody.

L.S.: Czy rzeki na Kaszubach niosą wystarczająco dużo wody, by opłacało się instalować elektrownie wodne?

R.K.: Tak, chociaż nie wszystkie. Niektóre rzeki mają górski charakter i duże przepływy. Łeba czy Reda w górnych biegach mają duży potencjał. Niestety, warunki do takich inwestycji nie są najlepsze. Gdyby administracja skróciła czas wydawania pozwoleń, a banki chętniej udzielały kredytów na budowę, to pewnie by się znaleźli chętni do postawienia kolejnych elektrowni.

L.S.: Zarówno małe, jak i duże elektrownie wodne nie mogą ograniczać migracji ryb. To duży koszt?

R.K.: Koszt i kłopot. Każda elektrownia musi być zaopatrzona w przepławki, ale ich budowa to ogromny wydatek. Elektrownie tej wielkości co nasza nie wypracowują tak wielkich dochodów, żeby zwróciły się tego typu wydatki. Nie ma specjalnych preferencyjnych kredytów na takie cele. O dotacjach z funduszy chroniących środowisko lub unijnych już nawet nie wspomnę.

L.S.: Widziałem tabliczkę informującą, że pańska elektrownia powstała sto lat temu. Przez ten czas technika mocno poszła do przodu. Szuka Pan nowych rozwiązań?

R.K.: Rzeczywiście obchodzimy w tym roku okrągłe urodziny. Jedna turbina pracuje od samego początku, druga, w tej chwili montowana, jest młodsza, ale na tym poprzestaniemy.

L.S.: Dziękuję za rozmowę.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Kiedy w styczniu niemal pół Europy zostało odcięte od rosyjskiego gazu, zapewne mieliście powód do radości, że Władysławowo będzie ogrzewane ciepłem z gazu płynącego niezależnie od politycznych zawirowań?

Ewa Kochanowska: Cieszyliśmy się, że mamy polskie źródła gazu na Bałtyku i jesteśmy niezależni. Od chwili, gdy Petrobaltic rozpoczął wydobywanie ropy naftowej z dna morza, mamy dostęp do powstającego przy jej wydobyciu gazu i od 2003 roku znaczna część Władysławowa jest dzięki temu ogrzewana.

Nasze paliwo jest nietypowe – jest to gaz z morza, tak zwany gaz odpadowy. Nam udało się doprowadzić ten gaz na ląd. I obecnie niemal wszystkie duże obiekty (jak choćby ośrodek olimpijski w Cetniewie) oraz wielu indywidualnych odbiorców korzysta z naszego ciepła. Oceniamy, że jest to 70–80% zapotrzebowania we Władysławowie.

L.S.: Na waszej stronie internetowej można przeczytać, że elektrociepłownia jest unikalnym zakładem zarówno w Polsce, jak i w Europie. Na czym polega wyjątkowość tego systemu?

E.K.: Nasze paliwo jest nietypowe. Jest to gaz z morza, tak zwany gaz odpadowy. Towarzyszy wydobyciu ropy naftowej i zazwyczaj jest spalany na platformach. Natomiast nam udało się doprowadzić ten gaz na ląd. Niemal wszystkie zakłady przemysłowe, duże obiekty, jak choćby ośrodek olimpijski w Cetniewie, a także wielu indywidualnych odbiorców, korzysta z naszego ciepła. Oceniamy, że jest to 70–80% zapotrzebowania we Władysławowie .

L.S.: Czy tylko ciepło jest owocem bałtyckiego gazu?

E.K.: Gaz płynący z platformy już na lądzie jest poddawany separacji. Ma nieco inny skład niż zwykły gaz ziemny. Jest tam więcej ciężkich węglowodorów. Produkujemy z niego LPG, który sprzedajemy jako autogaz, oraz kondensaty gazu naturalnego. Odbiorcą tego ostatniego jest grupa Lotos. Podstawowymi produktami są energia cieplna, która trafia do miasta, oraz energia elektryczna, która płynie do ogólnej sieci.

L.S.: Jak duża jest produkcja?

E.K.: To oczywiście zależy od ilości gazu, który otrzymujemy z platformy. Możemy wyprodukować rocznie 76 megawatów energii elektrycznej, około 160 tysięcy gigadżuli energii cieplnej, 16 tysięcy ton LPG (propan-butan) i około 2 tysięcy ton kondensatu gazu naturalnego. Jednak te wielkości są możliwe tylko wtedy, gdy otrzymujemy założone 100 tys. metrów sześciennych gazu na dobę. Niestety, obecnie jest to połowa tej wielkości.

L.S.: Co jest przyczyną mniejszych dostaw surowca?

E.K.: Zasoby w eksploatowanym złożu powoli się wyczerpują. To tzw. złoże schyłkowe, gdzie jest coraz mniej ropy i tym samym gazu. Jest już wprawdzie nowe złoże, ale gazu jeszcze z niego nie otrzymujemy. Trzeba między innymi położyć około 30 kilometrów rury, którą gaz mógłby popłynąć z nowych odwiertów do istniejącej platformy.

L.S.: Na jak długo wystarczy ropy i gazu w złożu B3? Czy za rok mieszkańcy Władysławowa nie zostaną pozbawieni ogrzewania?

E.K.: Nie. Ropy i gazu jest tam jeszcze na kilka lat. Następuje renowacja odwiertów, więc dostawy nie zostaną nagle odcięte, jak to było niedawno z rosyjskim gazem. Jak planuje Petrobaltic, w tym czasie zostanie uruchomione nowe i bardzo bogate złoże B8. Dzięki temu będziemy nadal ogrzewać Władysławowo, produkować energię elektryczną i autogaz. Zagrożeniem może być jedynie wstrzymanie wykonania tych planów.

L.S.: Jeżeli zostanie uruchomiona dostawa z nowego złoża, to rozszerzycie grono odbiorców? Czy już mogą się do was zgłaszać inne nadmorskie miasta stawiające na turystykę, jak Jastarnia, Łeba czy Ustka?

E.K.: Tak, będziemy mogli wówczas zwiększyć liczbę odbiorców, nawet tych dużych. Nie planujemy jednak rozszerzania działalności poza Władysławowo. Większe odległości to duże straty ciepła i jest to po prostu mało opłacalne.

L.S.: Czy położenie kolejnej rury z gazem z platformy do któregoś z wymienionych miast również wykluczacie?

E.K.: Jeżeli Petrobaltic przystąpi do eksploatacji kolejnych złóż i będą one również bogate w gaz, to oczywiście można wybudować podobny obiekt w innym mieście. Tyle że musi być wystarczająco dużo odbiorców, żeby inwestycja się opłaciła. Władysławowo jest największym miastem w tej części polskiego wybrzeża. Ma kilku dużych odbiorców ciepła i to znacząco wpłynęło na lokalizację zakładu. Oczywiście odległość od platformy wydobywczej też miała znaczenie, ale decyduje liczba i wielkość zapotrzebowania odbiorców. Jastarnia jest zbyt małym miastem, Łeba też ma mniej mieszkańców niż Władysławowo.

L.S.: To wróćmy do wspomnianej wyjątkowości. Czy technologię przerobu musieliście sami opracować, czy takie rzeczy są dostępne na światowych rynkach?

E.K.: Technologia została opracowana przez naszych inżynierów. Pionierstwo polega na systemie przesyłu gazu. Z platformy wydobywczej należy ten gaz przesłać na brzeg do zakładu przerabiającego rurociągiem o długości 80 kilometrów. Na platformie gaz zostaje osuszony i sprężony do prawie 130 barów. Gaz ma specyficzną konsystencję, bo nie jest ani płynem, ani ciałem lotnym. Mówimy na to „faza gęsta”. W tej postaci jest właśnie przesyłany na brzeg. Nasz system przesyłu zdobył wiele nagród, prezentowany był też w innych krajach. Cieszył się bardzo dużym zainteresowaniem na międzynarodowych targach ECOTECH w 2007 roku. Ten system działa naprawdę dobrze. Nie mamy żadnych problemów z przesyłem gazu.

Przy założeniu, że trafia do nas 100 tys. metrów sześciennych gazu na dobę, emisję CO2 obniżamy o 100 tys. ton rocznie. To odpowiada spalaniu tysięcy wagonów węgla mniej. W mieście zlikwidowano wiele kotłowni węglowych, a także kilka zasilanych olejem opałowym. Dziś jest tam dużo lepsze powietrze niż kilka lat temu.

L.S.: Dla miasta, które w dużym stopniu żyje z turystyki, to bardzo korzystny system ogrzewania. Czy udało się oszacować, o ile mniej zanieczyszczeń przedostaje się do powietrza?

E.K.: Przygotowując projekt, poprosiliśmy o pomoc instytucje, które wspierają inwestycje proekologiczne tego typu. Wspólnie szacowaliśmy, co możemy osiągnąć dzięki takiemu systemowi ogrzewania i produkcji energii elektrycznej. Zacznijmy od tego, że na platformie wydobywczej przestano spalać gaz. Po sprowadzeniu go na ląd przetwarzamy go i dzięki temu bardzo mocno obniżyliśmy tzw. niską emisję we Władysławowie. Przy założeniu, że trafia do nas 100 tys. metrów sześciennych gazu na dobę, emisję CO2 obniżamy o 100 tys. ton rocznie. To odpowiada spalaniu tysięcy wagonów węgla mniej. W mieście zlikwidowano wiele węglowych kotłowni i kilka zasilanych olejem opałowym. Pamiętajmy też, że w wielu kotłowniach domowych spalano nie tylko węgiel, ale i śmieci oraz niemal wszystko, co właścicielom wpadało w ręce. Dziś jest tu dużo lepsze powietrze niż kilka lat temu .

L.S.: Efekt ekologiczny jest widoczny, ale czy jest to udane przedsięwzięcie biznesowe?

E.K.: Dzięki korzyściom, jakie ma z takiego rozwiązania środowisko naturalne, uzyskaliśmy wsparcie różnych instytucji przy powstawaniu zakładu, między innymi preferencyjny kredyt z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Wsparła nas też dotacją fundacja Ekofundusz.

L.S.: To wsparcie otrzymaliście na starcie. Czy teraz, spłacając kredyt, osiągacie zyski z „normalnej” działalności?

E.K.: Tak, jest to opłacalne. Zarabiamy na czterech wspomnianych produktach. Chociaż warunkiem jest odpowiednia ilości otrzymywanego paliwa. Jedynym naszym surowcem jest gaz z dna morskiego. Jeżeli mamy tego gazu tyle, ile założyliśmy, zarabiamy na siebie i na spłatę kredytu. Jeżeli otrzymujemy go mniej, kurczą się zarobki i zaczynają problemy.

L.S.: Skoro są korzyści, dlaczego nadal jest to jedyne takie przedsięwzięcie? Dlaczego nie są eksploatowane inne złoża i stamtąd nie ciągnie się gazu na brzeg?

E.K.: Są na Bałtyku rozpoznane złoża ropy i gazu. Petrobaltic posiada na nie wyłączną koncesję. Jest więc szansa na wykorzystanie tej technologii. Już się sprawdziła i chętnie się podzielimy naszym doświadczeniem.

L.S.: Czy inni mogliby również liczyć na podobne wsparcie instytucji finansujących ochronę środowiska?

E.K.: Myślę, że tak. Nasze przedsięwzięcie było możliwe właśnie dzięki wsparciu Ekofunduszu i Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Bez ich pomocy nasz zakład nigdy by nie powstał, a wspomniane instytucje pomogły nam dlatego, że efekt ekologiczny jest tak znaczący.

L.S.: Czy miejscowy samorząd też tak życzliwie podchodzi do takiego sposobu ogrzewania miasta?

E.K.: Mogę powiedzieć, że współpraca z władzami Władysławowa układa się dobrze.

L.S.: Dziękuję za rozmowę.

Każda władza zbyt scentralizowana cierpi na syndrom dworski. Widzi się dwór, stolicę i okoliczne przysiółki oraz ośrodki mogące zagrażać stołecznej pozycji. Z prowincji się czerpie, a nie w nią inwestuje. Dotyczy to w równym stopniu starożytnego Rzymu, średniowiecznej Anglii i Szkocji, jak i współczesnych struktur administracji publicznej i korporacyjnej w Polsce, w tym struktur odpowiedzialnych za polską energetykę.

 

Tak blisko, a tak daleko

Rzecz dotyczy dwóch powiatów: człuchowskiego i chojnickiego. Historyczna tradycja Człuchowa i Chojnic wspólna była w dziejach tylko w zamierzchłej przeszłości. W Chojnicach mieściła się siedziba sądu komturzego Komturii Człuchowskiej. Nigdy później oba miasta nie współtworzyły dłużej scalonego układu administracyjnego ani kulturowego. W tym ostatnim aspekcie Chojnice są „bramą Pomorza” i „bramą Kaszub”. Człuchów jest już „za bramą” – było tak przed 1939 rokiem, gdy kaszubskie Chojnice od pruskiego Człuchowa dzieliła granica państwowa, a także po roku 1945, gdy miejsce ludności niemieckiej zajęli polscy osadnicy. W 1999 roku miejscowości te po raz pierwszy znalazły się w jednym województwie – i to takim, którego władze mieszczą się w Gdańsku! Sami mieszkańcy nie potrafią powiedzieć, dlaczego tak się stało. A z trójmiejskiego punktu widzenia są to zaledwie dwa bliskie sobie miejsca na mapie, które łączy jedna cecha: są na peryferiach.

Miasta leżą „na trasie”, czyli przy historycznym szlaku Królewiec – Berlin. Jednakże mają tylko jedną wspólną drogę – brakuje wspólnego skrzyżowania. Z tego powodu z Człuchowa jest „blisko” do Koszalina, a z Chojnic – do Bydgoszczy. Do Gdańska z obu miejscowości jest daleko. Podobnie jest z połączeniami PKP i PKS. Żadne z miast nie ma również kierunkowego numeru telefonu „0-58”.

Jeżeli mamy myśleć o strategii zaopatrzenia w energię województwa pomorskiego, trzeba pamiętać, że w interiorze nic nie jest takie jak w Gdańsku.

Równie egzotycznie przedstawia się sytuacja w energetyce. Odbiorca gazu kupuje go w zakładzie gazowniczym. Którym? – „naszym”, bydgoskim. Z kolei odbiorca energii elektrycznej kupuje ją w zakładzie energetycznym. Którym? – oczywiście „naszym”, bydgoskim (Chojnice, Czersk), albo „naszym”, słupskim (Człuchów). W Chojnicach centralny ośrodek dyspozycyjny zaopatrzenia w energię elektryczną jest od Gdańska bardzo daleko – istotne decyzje inwestycyjne zapadają nawet nie w Bydgoszczy, lecz w Poznaniu, gdzie siedzibę ma Grupa ENEA. Dla tej części województwa pomorskiego nazwa ENERGA to ewentualnie klub sportowy ze Słupska .

Peryferyjne położenie administracyjne i infrastrukturalne musi mieć skutki dla stanu lokalnego modelu zaopatrzenia w energię. Dodajmy, że okolica jest bardzo nieszczęśliwie położona z punktu widzenia ewentualnej rozbudowy infrastruktury sieciowej. Zarówno gazociągi, jak i linie przesyłowe buduje się trudno i mało efektywnie w okolicach słabo zaludnionych, zarośniętych lasem, pokrytych jeziorami i rzekami, pełnymi obszarów objętych spisem „Natura 2000” bądź leżących na terenie parków krajobrazowych i Parku Narodowego Bory Tucholskie. W rezultacie niedoborów systemowych niezbędne są rozwiązania lokalne, na przykład wyrąb lasu. Innym wyjściem jest używanie gazu propan-butan, niemal najdroższego nośnika ciepła, mającego jednak jeden walor: dostępność (w butlach, zbiornikach przydomowych czy na stacjach paliw). W wielu gminach „gazownia” to nie rurociąg, lecz szopa z butlami. W ten sposób istotne potrzeby energetyczne okolicy zaspokajane są nielegalnie (drewno) albo poprzez import, w znacznej części z krajów b. ZSRR (propan-butan). Pozostaje jeszcze niezawodny węgiel kamienny.

 

Energia w interiorze

W efekcie nałożenia się na siebie linii podziału administracyjnego, granic infrastruktury i firm energetycznych, układu drogowego i sieci telekomunikacyjnych, przy uwzględnieniu wymagań środowiskowych, subregion chojnicko-człuchowski jawi się jako pole do popisu dla biznesowych kamikadze, bogaczy-mecenasów albo wizjonerów – jak Eugeniusz Kwiatkowski – budujących Coś z niczego, ale z silnym poparciem struktur państwowych. Pozostają jeszcze przedsiębiorcy, którzy tam się urodzili albo przynajmniej lubią tam prowadzić biznes – mimo braku ku temu mocnych przesłanek.

Przy myśleniu o rozwoju energetycznym powiatów chojnickiego i człuchowskiego należy brać pod uwagę lokalne rozwiązania, uwzględniające perspektywę całkowicie odmienną od metropolitalnej.

Dlatego przy myśleniu o rozwoju energetycznym powiatów chojnickiego i człuchowskiego należy brać pod uwagę lokalne rozwiązania, uwzględniające perspektywę całkowicie odmienną od metropolitalnej. Trzeba też wykorzystać doświadczenia tych, którzy właśnie tam prowadzą swój biznes, zwłaszcza związany z energetyką. Co najmniej dwie firmy należy tu mieć na względzie .

Pierwsza z nich to POLDANOR, firma z Przechlewa w powiecie człuchowskim. Zasadniczo jest to polsko-duńskie przedsiębiorstwo produkcji zwierzęcej. Wokół podstawowego biznesu (hodowla trzody chlewnej) firma rozwija jednak działalność powiązaną: przetwórstwo, produkcję roślinną i zagospodarowanie odpadów. W efekcie w Polsce (szczególnie w sektorze energetycznym) POLDANOR jest znany jako innowacyjny producent energii wykorzystujący biogaz. Budowa biogazowni stała się wizytówką firmy. Właśnie w Przechlewie mogą się uczyć przyszli potentaci, aspirujący dopiero do wiedzy, która została tam wypracowana kilka lat temu.

Druga firma to RADPOL, giełdowa spółka z Człuchowa. Obecnie to Innowacyjna Firma Pomorza 2007, producent unikatowych rozwiązań dla elektroenergetyki i ciepłownictwa, zwielokrotniających żywotność niektórych systemów i podzespołów. Osiągnięcia firmy są trochę jak z książek science-fiction: materiały pamiętające kształt czy elektronowy akcelerator cząstek (większy, zwany Wielkim Zderzaczem Hadronów, znajduje się w Szwajcarii, ale ten szwajcarski, w odróżnieniu od człuchowskiego, nie działa). Firma współpracuje z Instytutem Energetyki Jądrowej w Nowosybirsku. RADPOL, poza byciem istotnym dostawcą dla energetyki, jest równocześnie jej dużym odbiorcą.

POLDANOR i RADPOL pokazują, że dzięki przedsiębiorczości i energii ludzi i firm nawet w niekorzystnych warunkach można zrobić Coś. Obie wymienione firmy, a także wiele innych tworzą intelektualny i biznesowy zalążek potencjalnej perły, inkubatora niestandardowych, innowacyjnych przedsięwzięć energetycznych. Pokazują ponadto, że można robić biznes energetyczny czy okołoenergetyczny w regionie niedysponującym rozwiniętym majątkiem sieciowym.

Niestety, wymienione firmy (oraz inne przedsiębiorstwa z okolicy) mogą wkrótce stanąć przed barierą rozwiązań infrastrukturalnych: zabraknie im energii (elektrycznej bądź gazu ziemnego) lub też będą miały jej za dużo (własnej produkcji, niepodpiętej „pod system”). W efekcie przeniosą część swojej aktywności poza region, który nie dysponuje systemowymi rozwiązaniami energetycznymi. Ze względu na położenie geograficzne i tradycję cywilizacyjną kierunek relokacji biznesu jest jasny: dalej od Gdańska.

Ale zostaną jeszcze woda i las.