Dlaczego warto się zarejestrować

  • zobaczysz pełną treść artykułów
  • będziesz mógł pisać komentarze
  • otrzymasz dostęp do dodatkowych, zastrzeżonych materiałów np. w PDF
Regulamin

Jestem nowym użytkownikiem

* * * * * *

Wydanie | Luty 2021

Nakłady oraz ekonomiczno-społeczne rezultaty rozbudowy geotermii w dualnym systemie ogrzewania Stargardu

25-02-2021

Występujące w krajach wysoko rozwiniętych trendy w zakresie pozyskiwania energii bazujące na odnawialnych jej źródłach (biomasa, energia słoneczna, wiatr, wody geotermalne itp.) pozostają w sprzeczności z ciągle promowaną w naszym kraju energetyką węglową. Marginalizowanie energii odnawialnej sprzeczne jest z koniecznością realizacji idei rozwoju zrównoważonego pozwalającego na utrzymanie środowiska przyrodniczego dla przyszłych pokoleń, a także podpisanych i przyjętych przez Polskę zobowiązań i dokumentów (np.: Polityka energetyczna Polski do 2030 roku).

Istotną już w niedługiej perspektywie rolę, jako znaczącego źródła OZE, przypisać można źródłom geotermalnym. Ich zagospodarowanie w Polsce jest znikome, zaś w innych krajach znaczące - Islandii, Niemczech, Francji, Włoszech a nawet Turcji. Tymczasem właśnie Polska posiada bardzo bogate zasoby geotermalne obejmujące ponad 80% jej powierzchni. Jednak ważny jest sposób ich wykorzystania - samodzielnie czy wraz z istniejącymi dotychczas w poszczególnych ośrodkach miejskich ciepłowniami węglowymi, kotłowniami lokalnymi itp. Tak sformułowana hipoteza badawcza koreluje bezpośrednio z celem opracowania sprowadzającego się do zaprezentowania nakładów oraz efektów (ekonomicznych, społecznych, ekologicznych) dualnego systemu ogrzewania Stargardu. Rozważania odniesiono zarówno do funkcjonującej obecnie fuzji obu źródeł (ciepłownia i geotermia), jak i prezentacji poniesionych nakładów na rozbudowę instalacji geotermalnej, a także oczekiwanych z tego tytułu korzyści.

Ich syntetyczny wyraz z pewnością stanowi będzie istotne obniżenie, jak wykazano, poziomu trujących środowisko gazów, eliminacja smogu, poprawa zdrowotności mieszkańców Stargardu. Przedstawiony tekst zawiera praktyczne wskazówki dla wielu samorządowców dążących do neutralizacji skażonego powietrza, szczególnie w okresie zimowym. 

Więcej...

02/2021 Komentarze (0)

Holandia odchodzi od gazu...

16-02-2021

Perspektywy dla gazu ziemnego w Holandii uległy w ostatniej dekadzie dramatycznemu pogorszeniu. W 2017 r. nowy rząd przyjął ambitny cel redukcji emisji gazów cieplarnianych z założeniem wstrzymania stosowania gazu ziemnego do 2050 r. W ciągu ostatniego półwiecza rola tego paliwa przeszła diametralne zmiany i wydaje się powracać do punktu wyjścia.

Gazowy „boom" i... nieoczekiwany odwrót

Odkrycie wielkich złóż gazu ziemnego w 1959 r. w regionie Groningen wywarło istotny wpływ na gospodarkę paliwowo-energetyczną nie tylko Holandii, lecz całej północno-zachodniej Europy. Zasoby szacowane wtedy na 2800-2900 mld mdostarczyły przez 60 lat 2220 mld m3. Od początku lat 1960-tych operator złoża Shell-Exxon Mobil szybko zwiększał wydobycie, zaś publiczno-prywatna spółka Gasunie zbudowała rozległą sieć gazociągów umożliwiając zastąpienie węgla gazem oraz eksport „błękitnego" paliwa do sąsiednich krajów. Jednocześnie państwo realizowało politykę „małych pól gazonośnych" stymulując eksploatację niewielkich złóż na lądzie i szelfie, których operatorzy mogli sprzedawać swoją droższą produkcję wspomnianej spółce Gasunie. Ta z kolei mieszała zakupione paliwo ze swoim tańszym i sprzedawała po uśrednionej cenie. Po 2000 r. stopniowe obniżanie wydobycia na mniejszych polach było kompensowane zwiększaniem eksploatacji największego złoża czyli Groningen. W ostatniej dekadzie udział gazu ziemnego w strukturze nośników pierwotnych energii Holandii utrzymywał się w przybliżeniu na stałym poziomie 40% (najwyższy wśród krajów UE) i wynosił ok. 36 mld m3. Tak wysoki wskaźnik procentowy zawdzięczano wydobyciu krajowemu, gęstej sieci rozdzielczej na całym obszarze, upowszechnieniu ogrzewania gazowego (aż 95% budynków) i relatywnie niskiej cenie paliwa dla odbiorców przemysłowych i rolniczych. Do wytwarzania energii elektrycznej przeznaczano w tym okresie znacznie mniejszą ilość „błękitnego" paliwa niż dla ciepłownictwa, mianowicie ok. 13.5 mld mrocznie. 

Więcej...

02/2021 Komentarze (0)

Wykorzystanie magazynowania energii w celu optymalizacji kosztów zasilania zakładu przemysłowego

08-02-2021

Koszty inwestycyjne oraz operacyjne magazynów energii (ang. Energy Storage (ES)) maleją, powodując coraz większe zainteresowanie różnorodnymi technologiami magazynowania. Na całym świecie prowadzone są analizy związane z możliwościami zastosowania ich w systemie elektroenergetycznym, związanymi z tym kosztami, a także potencjalnymi zyskami dla inwestorów.

Jednym ze sposobów wykorzystania magazynowania energii jest współpraca z siecią zasilającą zakład przemysłowy. Do utrzymania ciągłości procesów produkcyjnych niezbędne jest nieprzerwane zasilanie z sieci zewnętrznej lub własnych źródeł generacji rozproszonej. Istotnym jest, aby energia kupowana na potrzeby zakładu charakteryzowała się jak najmniejszymi kosztami.

W tym przypadku istotny może okazać się arbitraż cenowy świadczony przez magazyn energii. Pod pojęciem arbitrażu rozumiemy zakup energii z sieci zewnętrznej (ładowanie magazynu) w okresie niskich cen (np. w nocnej dolinie zapotrzebowania), a następnie oddawanie zakumulowanej energii do sieci zakładowej w okresie szczytu charakteryzującego się wysokimi cenami.

Zapewnienie optymalnych kosztów zasilania zakładu przemysłowego wymaga także odpowiedniego planowania. Główny energetyk koordynujący zasilanie zakładu odpowiedzialny jest m.in. za określenie mocy umownej. Jest to moc zamawiana przez przedsiębiorstwo na dłuższy okres (np. miesiąc lub rok), za jej przekroczenie naliczane są kary wg stawek publikowanych w taryfach Operatorów Systemów Przesyłowych (OSP). Kary mogą być naliczane w dwóch wariantach.

Więcej...

02/2021 Komentarze (0)

Francuzi nie chcą amerykańskiego LNG

02-02-2021

Francuski koncern Engie wstrzymał swoje zaangażowanie w długoterminowy kontrakt na import skroplonego gazu ziemnego (LNG) z NextDecade Corp. szacowanego na 7 mld USD. Umowa miała obowiązywać do 2045 roku. 

Odbywa się to pod naciskiem francuskiego rządu, który posiada 23,6% akcji Engie. Wcześniej grupa ekologiczna Les Amis de la Terre France wezwała Engie do odstąpienia od umowy z NextDecade właśnie dlatego, że dotyczy gazu łupkowego. 

Francuski rząd zdecydowanie doradził największej w kraju spółce energetycznej Engie, głównemu nabywcy rosyjskiego gazu i jednemu z partnerów Gazpromu w projekcie Nord Stream 2, przesunięcie lub całkowite odwołanie podpisania dwudziestoletniego kontraktu na zakup LNG z projektu NextDecade w Teksasie. Pretekstem do tak ekstrawaganckiej prośby była rzekoma obawa władz o zgodność przygotowanej umowy z wytycznymi środowiskowymi Unii Europejskiej, szczególnie, że gaz ma pochodzić z basenu permskiego, który będzie zasilał proponowaną przez NextDecade fabrykę eksportową LNG Rio Grande w Teksasie. 

Amerykańska firma planowała podjąć decyzję inwestycyjną w 2021 roku i rozpocząć wysyłkę w połowie dekady. Ale pomimo pozyskania wszystkich uprawnień nie udało się jeszcze zebrać portfela zamówień. Engie miała zostać dopiero drugim klientem. Co ciekawe, jedyny do tej pory kontrakt NextDecade na dostawy LNG z Rio Grande LNG został podpisany z anglo-holenderskim Royal Dutch Shell, partnerem Gazpromu w Nord Stream 2. 

Bez nowych umów nie będzie decyzji inwestycyjnej ani w 2021 roku, ani później. W tym sensie francuski démarche trafił w cel - hamuje co nieco plany dalszego zwiększania potencjału eksportowego USA w dziedzinie skroplonego gazu ziemnego. Należy jednak zaznaczyć, że znalezienie wystarczającej liczby odbiorców gotowych do zawarcia długoterminowych umów po akceptowalnej cenie jest dla dostawcy (w tym NextDecade) bardzo problematyczne. 

Więcej...

02/2021 Komentarze (0)

05-06/2019
07-08/2018
04/2018

Artykuły

Współpracujemy z: