Dziś jest poniedziałek, 16 grudzień 2019 r.
Energoelektronika.pl na stronach Facebook REKLAMA MAPA SERWISU KONTAKT
Strona główna Załóż konto Artykuły branżowe Katalog firm Seminaria FAQ Kalendarium Słownik Oferta
Wyszukaj
1USD 3.8234 -0.7% 1EUR 4.2747 -0.23% 1GBP 5.1292 +1.06%
Zaloguj się
Login (adres e-mail):
Haslo:
  Rejestracja
  Zapomniałem hasła
Reklama

Reklama

Aktualności
72 edycja Seminarium dla Służb Utrzymania Ruchu - Kielce - Relacja
więcej
Nowy cykl szkoleń praktycznych związanych z programowaniem sterowników marki Siemens
więcej
Cykl szkoleń z zakresu programowania sterowników SIMATIC S7-300, S7-1200
więcej
Seminarium utrzynia ruchu - Wałbrzych 2019
więcej

Zobacz archiwum

Kalendarium
Newsletter
Jeżeli chcesz otrzymywać aktualne informacje o wydarzeniach w branży.
Podaj e-mail do subskrypcji:


Artykuły branżowe
14 czerwiec 2013.

SMART GRID - infrastruktura przebudowy energetyki wek w energetykę prosumencką OZE/URE

SMART GRID - infrastruktura przebudowy energetyki wek w energetykę prosumencką OZE/URE

Autor w artykule opisuje przyszłość polskiej energetyki, w której coraz większą role będą odgrywały lokalne źródła energii takie jak elektrownie wiatrowe, słoneczne, biogazownie, pompy ciepła oraz samochód elektryczny. Współpraca z wielką siecią energetyczna będzie możliwa dzięki inteligentnym sieciom elektroenergetycznym sterowanym przy pomocy Ethernetu.

ceny energii elektrycznej z układu hybrydowego oZE/uRE vs ceny z energetyki wEK. Zamiast wprowadzenia.

Do skonfrontowania cen energii elektrycznej w energetyce prosumenckiej (OZE/URE) i WEK (na obecnym etapie, po tym co się zdarz yło na świecie w 2011 roku) wykorz ystuje się w tym miejscu przedstawiony dalej układ mikrowiatrakowy spółki Electric Wind. Do tego układu (bazowego) dołącza się ogniwa PV o mocy 3 kW i jednostkowej cenie 1000 e/kW. Czas pracy układu hybrydowego szacuje się na 25 lat. W konsekwencji produkcja energii elektrycznej w okresie całego ż ycia układu wyniesie 150 MWh. Ponieważ nakład inwestycyjny prosumenta wynosi około 45 tys. zł, to cena jednostkowa (stała) energii elektrycznej wynosi, w perspektywie tego prosumenta, 300 zł/MWh, w porównaniu z ceną 550 zł/MWh od dostawcy z urzędu.
Jasne, że przedstawione porównanie jest skrajnie uproszczone. Nie uwzględnia np. faktu, że obecnie na jeden cykl życia ogniwa PV przypadają jeszcze dwa cykle życia przekształtnika, i podobnie - dwa cykle życia baterii akumulatorów, że wydajność ogniw PV maleje po 25 latach o około 20%, itd. Z drugiej strony jednak nie uwzględnia istniejącego wsparcia tych technologii (z tytułu praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej ze źródeł OZE). Nie uwzględnia wielu innych czynników zwiększających przewagę technologii OZE/URE. Na przykład nie uwzględnia istniejącego ciągle jeszcze subsydiowania skrośnego ludności (taryfa G u dostawców z urzędu). Nie uwzględnia także nieuchronnego, istotnego wzrostu ponadinflacyjnego cen energii elektrycznej ogólnie w obszarze energetyki WEK.1)
Dlatego porównanie, niezależnie od jego skrajnego uproszczenia, nakazuje poważne potraktowanie potrzeby przebudowy polskiej energetyki. Wynika z niego, że możliwość ochrony bezpieczeństwa energetycznego Polski tkwi nie w derogacji, nie we współspalaniu, nie w wetowaniu unijnych celów dotyczących redukcji CO2, a w masowym kreowaniu nowych łańcuchów wartości i zarządzaniu nimi za pomocą infrastruktury smart grid. Konsekwentnie, niezbędne są dobre zapisy w ustawie OZE. Projekt ustawy OZE przedstawiony przez rząd w końcu grudnia 2012 jest z tego punktu widzenia bezwartościowy. Potrzebny jest nowy projekt, o innej konstrukcji, uwzględniającej rosnące kompetencje społeczeństwa.

Uwarunkowania strukturalne

Najważniejszy fakt, który trzeba uznać współcześnie jest następujący: kryzys finansowy w USA i w UE oraz eksplozja innowacyjności w energetyce OZE/URE podcięły na zawsze podstawy finansowania projektów inwestycyjnych węglowych i jądrowych (ogólnie projektów WEK ) o czasie realizacji wynoszącym kilkanaście lat, czasie życia wynoszącym 40÷60 lat, wymagających nakładów inwestycyjnych idących w miliardy e (ryzyko dla inwestorów przy nowych projektach stało się w obszarze energetyki WEK, bazującej praktycznie wyłącznie na paliwach kopalnych, nie do zaakceptowania).
Dodatkowymi faktami, wybranymi z bardzo wielu, potwierdzającymi konieczność przebudowy polskiej energetyki są: 1o - katastrofa w elektrowni Fukushima o koszcie usuwania skutków do 2050 roku szacowanym na poziomie 600 mld
$2), 2o - Mapa Drogowa 2050 w UE określająca cel redukcyjny w zakresie emisji CO2 na poziomie 80%, 3o - perspektywa wzrostu w kolejnych latach udziału gazu łupkowego w amerykańskim rynku gazu od obecnych 25% do 50% i decyzja Chin o wykorzystaniu własnych zasobów tego paliwa3), 4o - spadek cen ogniw PV na świecie w 2011 roku do poziomu 1 e/W, 5o - wzrost gęstości energii w akumulatorach litowo-jonowych do 0,15 kWh/kg (i perspektywa kontynuacji trendu wzrostowego), wzrost czasu życia tych akumulatorów w zastosowaniach transportowych do 15 lat i w elektroenergetyce do 30 lat, trzykrotny spadek ich cen w ostatnich dwóch latach, 6o - antycypowany wzrost liczby samochodów elektrycznych: USA - do 1 mln w 2015 roku, Niemcy - do 1 mln w 2020 roku i do 6 mln w 2030 roku4), 7o - przełom w roz woju budownictwa niskoenergetycznego polegający na możliwości zastosowania technologii domu pasywnego w termomodernizacji istniejących budynków - certyfikat EnerPHit gwarantujący obniżenie zużycia ciepła w istniejących budynkach do poziomu 24 kWh/m2rok5), 8o - nieuchronność redukcji Wspólnej Polityki Rolnej w UE kosztującej rocznie ponad 40 mld e (i tym samym konieczność zróżnicowania produkcji rolnej, w szczególności konieczność kreowania rolnictwa energetycznego), 9o - wzrost niemieckiej produkcji energii elektrycznej w trzech technologiach OZE (wiatr, fotowoltaika, biogazownie) w 2011 roku do wartości przekraczającej poziom całego zużycia energii elektrycznej w Polsce (115 TWh).
W tym czasie, kiedy świat przebudowuje intensywnie energetykę polski rząd kreuje pod hasłem wspomagania OZE najbardziej nieefektywny system dopłat do energetyki WEK (współspalanie, dopłaty do wielkich elektrowni wodnych). Ponadto, walczy w UE o derogację utrwalającą nieefektywność energetyki węglowej. Także blokuje dwukrotnie unijne cele dotyczące redukcji CO2: chodzi o zablokowanie, za pomocą instytucji weta, podwyższenia unijnego celu redukcyjnego na 2020 rok z 20% do 25%; w horyzoncie 2050 chodzi natomiast o zablokowanie celu emisyjnego wynoszącego 80%.

Punkt wyjścia do kształtowania rozwoju infrastruktury smart grid

Stosowany obecnie w energetyce rachunek ekonomiczny (oparty na wskaźnikach IRR, NPV ) jest ukierunkowany na produkty branżowe w energetyce WEK (energia elektryczna z systemu elektroenergetycznego, ciepło z systemów ciepłowniczych, paliwa transportowe ze stacji tankowania. Rozwój technologii następuje natomiast w obszarze poligeneracyjnych (hybrydowych) rozproszonych technologii OZE/URE (kogeneracyjnych, trójgeneracyjnych), w tym utylizacyjnych, biogazowych rolniczych, mikrowiatrowych, słonecznych, wykorzystujących pompę ciepła, silnik Stirlinga, samochód elektryczny i inne.
To oznacza, że ekonomika jednorodnych produktów będzie wypierana przez ekonomikę nowych, złożonych łańcuchów wartości, które tutaj nazywa się łańcuchami SŁK (synergetyczne łańcuchy korzyści), zał. 4. Łańcuchy SŁK obejmują realne wartości, w sferze termodynamiki i ekonomiki, a także związane z preferencjami kreowanymi przez regulacje unijne ukierunkowane na konkretne cele (na przykład cele Pakietu 3x20). Do wirtualnego zarządzania realnymi wartościami w łańcuchach SŁK potrzebna jest infrastruktura smart grid. Efektywne zarządzanie procesami zmierzającymi do wypełnienia celów jest przedmiotem ekonomiki zarządczej (ekonomika NPV, IRR jest tu mało prz ydatna). W obszarze ekonomiki zarządczej powinniśmy szuk ać możliwości k alibracji systemów wsparcia tworzonych na rzecz wybranych celów, na przykład systemów wsparcia w ustawie OZE.

Główna teza (dotycząca pożądanego kierunku rozwoju infrastruktury smart grid)

Zarządzanie nowymi łańcuchami wartości stanowi istotę smart grid. Stąd wypływa fundamentalna konsekwencja. Smart grid wytwarza nowe, internetowe rynki usług energetycznych. Na drugim biegunie jest natomiast ograniczenie smart grid'u do integracji źródeł OZE/URE z KSE, która z natur y rzecz y jest obciążona charakter ystycznymi monopolistycznymi nawykami operatorów (OSP, OSD). Oczywiście nie mają wiele wspólnego z istotą smart grid'u systemy AMI ("wciskane" na siłę wszystkim odbiorcom).
Łańcuchy wartości wymagają modelowania funkcjonalnego i oprogramowania na poziomie infrastruktury smart grid. W związku z tym typowe na przykład inteligentne interfejsy przyłączeniowe mikroinstalacji OZE z przekształtnikami DC/AC i AC/AC powinny mieć trzy warstwy inteligencji. Pierwsza warstwa, to inteligencja przekształtnikowa (realizująca wymagania kompatybilności elektromagnetycznej mikroinstalacji). Druga warstwa, to inteligencja dedykowana optymalizacji obiektowej (obiektem jest mikroinstalacja), a ponadto obejmująca inteligencję charakterystyczną dla elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Trzecia warstwa, to inteligencja systemowa potrzebna do zarządzania nowymi łańcuchami wartości, stanowiącą główną część całej inteligencji smart grid.

Wybrane uwagi

1. Smart grid trzeba rozwijać tam, gdzie jest potrzebny. A jest potrzebny prosumentom, którzy już mają własne źródła rezerwowego zasilania i chcieliby je udostępnić operatorom jako źródła szczytowe dla systemu. Jest potrzebny dla rolników, którzy budują mikrobiogazownie i chcą je przyłączyć do sieci nn. Dla właścicieli domów i gospodarstw rolnych, którzy budują mikrowiatraki i również chcieliby je przyłączyć do sieci, a ponieważ nie mogą ze względu na koszt (także na uciążliwość procedur), to grzeją za pomocą odnawialnej energii elektrycznej ciepłą wodę użytkową, co jest wielką nieefektywnością. Jest potrzebny właścicielom samochodów elektrycznych, urzędom gminnym do kontroli zużycia ciepła i wody przez mieszkańców zajmujących lokale socjalne ...
Sektorowe AMI 6) (dla 16 mln odbiorców energii elektrycznej) powinno być realizowane w Polsce dopiero wtedy, kiedy poznamy usługi, którymi są zainteresowani operatorzy (OSD i OSP) na rynku energii elektrycznej, które odbiorcy będą mogli dla nich realizować z wykorzystaniem inteligentnych liczników energii elektrycznej. Czyli nie powinniśmy realizować AMI aż do czasu jednoznacznego zdefiniowania tych usług i stworzenia odpowiednich regulacji prawnych.
Jeśli nie zaczniemy wspomagać prosumentów za pomocą inteligentnych "interfejsów" łączących źródła rozproszone z siecią, to nie będziemy uczestniczyć w rozwoju innowacyjnej elektroenergetyki. Jeśli nie będziemy instalować inteligentnych podzielników ciepła i inteligentnych liczników wody w lokalach socjalnych (nie będziemy tworzyć smart grid'u na potrzeby urzędów gminnych), to zwiększymy koszt pomocy społecznej, obniżymy efektywność wykorz ystania środków przeznaczonych na tę pomoc. Jeśli natomiast nie zrealizujemy programu AMI przed zdefiniowaniem usług, które będą potrzebne operatorom, i za które operatorzy będą chcieli płacić, to bardzo dużo zaoszczędzimy.
Oczywiście, oszczędności powstaną w całej gospodarce, natomiast firmy zainteresowane wielkimi kontraktami na instalację niepotrzebnych liczników stracą. Pamiętajmy, że AMI to obecnie przede wszystkim infrastruktura pomiarowa ukierunkowana na pomiary rozliczeniowe energii elektrycznej u wszystkich, bez wyjątku, odbiorców energii elektrycznej, praktycznie nie obejmująca innych mediów (energetycznych i nie tylko). Infrastruktura ta jest kreowana przez wąskie grupy interesów z obszaru elektroenergetyki i przemysłu ICT i raczej przywołuje syndrom Wielkiego Brata niż nadzieję na budowę społeczeństwa wiedzy.
2. Siła technologii smart grid tkwi w tym, że jest to technologia, która umożliwia stopniowe przenoszenie akcentu z produkcji energii elektrycznej w wielkich elektrowniach na lepsze zarządzanie usługami energetycznymi (ukierunkowanymi na poprawę efektywności energetycznej i ochronę środowiska) oraz wykorzystanie lokalnych zasobów w postaci energetyki OZe/URe. Czyli jest to technologia umożliwiająca w energetyce realizację przekształceń, które poza nią nastąpiły już 30 lat temu na świecie. Wtedy była to alokacja zasobów w gospodarce, w wyniku której produkcja przestała być głównym źródłem wzrostu PKB (epoka przemysłowa), a stały się nim usługi (epoka postindustrialna). Obecnie smart grid (epoka wiedzy) staje się narzędziem umożliwiającym ogólny wzrost efektywności energetyki, czyli transformację od energetyki WEK do prosumenckiej.
W szczególności smart grid umożliwia tworzenie zupełnie nowych łańcuchów wartości. Do 2020 roku są to w szczególności dwa łańcuchy. Pierwszy, z pompą ciepła: źródła OZE/URE > pompa ciepła > smart grid > cele Pakietu 3x20. Drugi, z samochodem elektrycznym: źródła OZE/URE > samochód elektryczny > smart grid > cele Pakietu 3x20. Wynika to z faktu, że pompa ciepła i samochód elektryczny są technologiami preferowanymi w dyrektywie 2009/28 ukierunkowanej na realizację celów Pakietu 3x20. Po 2020 roku będzie to łańcuch wartości w postaci: dom plus-energetyczny (ze źródłami OZE/URE) > smar t grid. Ten łańcuch ma z kolei z wiązek z dyrektywą 2010/31.
Podkreśla się jednak, że dyrektywy 2009/28 i 2010/31, chociaż ważne, to z punktu widzenia znaczenia smart grid'u mają wtórne znaczenie. Dlatego, że technologie takie jak pompa ciepła, samochód elektryczny, dom plus-energtyczny (i liczne inne technologie OZE/URE) mają przewagę fundamentalną - są efektywne energetycznie, środowiskowo i ekonomicznie. W rezultacie infrastruktura smart grid, umożliwiająca działanie tych technologii, staje się ważna także fundamentalnie. Nie zaszkodzi jej zatem fakt, że według dyrektywy 2009/72 zastosowanie smart grid'u do 2020 roku ma charakter fakultatywny, a nie obligatoryjny (kraje członkowskie UE mogą zdecydować o wdrożeniu lub nie, w trybie indywidualnym).
3. Jeżeli infrastruktura smart grid ma wpłynąć istotnie na realizację zobowiązań Polski dotyczących udziału OZe w bilansie energetycznym kraju, to potrzebne są odpowiednie zapisy w ustawie OZe. Powinny to być przede wszystkim zapisy tworzące podstawy systemu "rozliczania" w Brukseli efektów uzyskiwanych w mikroinstalacjach (w przypadku emisji CO2 chodzi o efekty w segmencie non-ETS). To właśnie do tych celów - rozliczeniowych - potrzebny jest smart grid. W tym zakresie musi ulec zmianie obecne podejście. Mianowicie, zgodnie z obecnym podejściem główne efekty w aspekcie celów Pakietu 3x20 są realizowane w elektroenergetyce (produkcja energii elektrycznej w źródłach OZE/URE oraz redukcja emisji CO2 w elektrowniach węglowych). W rzeczywistości główne efekty trzeba widzieć w poprawie efektywności energetycznej (w tym w termomodernizacji, zwłaszcza realizowanej z wykorzystaniem technologii domu pasywnego), w produkcji ciepła w źródłach OZE/URE (w tym przez pompy ciepła), w samochodach elektrycznych (za parę lat "rozliczanie" efektów związanych z samochodem elektrycznym będzie miało kluczowe znaczenie), w produkcji biogazu, a także paliw drugiej generacji. Dotychczas wszystkich tych "rozproszonych" efektów nie wykazywaliśmy do Brukseli, bo nie było wiarygodnych systemów/procedur ich potwierdzania. Smart grid zmienia tę sytuację.
Pod kątem sprawozdawczości do Brukseli powinna być od początku projektowana funkcjonalność smart gridu. Proponuje się w tym miejscu, aby na smart grid popatrzeć i zaprojektować jego strukturę w kontekście utworzenia ewentualnego "Krajowego (sieciowego) Administratora Realizacji Celów Pakietu 3x20", w obszarze energetyki OZE/ URE ( jest to nawiązanie do Krajowego Administratora Handlu Uprawnieniami do Emisji, w segmencie ETS). Smart grid powinien być podstawową roboczą infrastrukturą Krajowego Administratora Realizacji Celów Pakietu 3x20 w całym obszarze energetyki OZE/URE.
4. Najważniejsze działania, które przyspieszą rozwój infrastruktury smart grid wiążą się z wyceną nowych łańcuchów wartości, p. 2. Także właściwy podział korzyści jest ważny. Na przykład łańcuch "źródło OZE/URE > pompa ciepła > smart grid > cele Pakietu 3x20" łatwo wycenić na około 810 zł/MWh, tylko w aspekcie dopłaty należnej prosumentowi za produkcję energii odnawialnej we własnych źródłach OZE/URE w tym łańcuchu (oszacowanie uwzględnia eksploatacyjny współczynnik COP pompy ciepła o wartości 3 oraz opłatę zastępczą 270 zł/MWh). W przypadku prosumenta użytkującego pompę ciepła, ale nie produkującego energii odnawialnej w swoich źródłach OZE/URE ta dopłata powinna być pomniejszona o wartość jednej opłaty zastępczej.
Z kolei najprostsze przełożenie na ekonomikę prosumencką faktu, że energia elektryczna wykorzystywana do zasilania samochodów elektrycznych może się liczyć, zgodnie z "duchem" dyrektywy 2009/28, w udziale energii odnawialnej na rynkach końcowych dwu i półkrotnie. Właściciel samochodu elektrycznego produkujący energię elektryczną w źródłach OZE/URE na potrzeby zasilania tego samochodu powinien otrzymywać wynagrodzenie równoważne opłacie zastępczej pomnożonej przez 2,5 (około 675 zł/MWh). Właściciel samochodu elektrycznego, który nie produkuje energii elektrycznej w źródłach OZE/URE powinien otrzymywać wynagrodzenie pomniejszone o wartość jednej opłaty zastępczej.
Przedstawione oszacowania nie pozostawiają wątpliwości odnośnie znaczenia pompy ciepła i samochodu elektrycznego w przebudowie fundamentalnej struktury polskiego bilansu energetyczno - paliwowego (odwzorowującej rzeczywistą konkurencyjność energetyczną nowych technologii). Nie pozostawiają one także wątpliwości odnośnie możliwości wypełnienia przez Polskę celów Pakietu 3x20 (przy niższym koszcie, bo zasygnalizowane korzyści prosumentów - ich podział na poszczególne ogniwa łańcuchów jest sprawą otwartą - dadzą możliwość znacznego obniżenia opłaty zastępczej). Jest jednak jasne, że musi nastąpić naruszenie interesów istniejących grup biznesowych (korporacyjnych), i wytworzenie nowych grup interesów rynkowych, bardziej ukierunkowanych na konkurencję: na prosumentów oraz na gminy/miasta, a nie na korporacje energetyczne.
5. Racjonalna koncepcja smart gridu oznacza jego sieciową naturę, podobną jak ta, którą ma Internet. Czyli prosumenci (w tym właściciele samochodów elektrycznych) tworzący energetykę OZE/URE muszą być upodmiotowieni, podobnie jak internauci. W takim razie (początkowy) proces kształtowania smart grid'u powinien uwzględniać poniższe fundamentalne przesłanki.
Po pierwsze, struktura smart gridu powinna mieć otwarty charakter. Elementarne składowe smart gridu (mikrosieci, minisieci) powinni integrować zróżnicowani funkcjonalni integratorzy. Projektowanie funkcjonalności i produktów (na rynku prosumentów) musi mieć w początkowej fazie budowy smart grid'u bezwzględny priorytet nad technologiami (teleinformatyczną, ICT ). Produkty dla prosumentów, w tym dla właścicieli samochodów elektrycznych, muszą znaleźć odzwierciedlenie w ustawie OZE.
Po drugie, przez mikrosieci i minisieci należy rozumieć sieci (najlepiej zestandaryzowane) takich "prosumentów" (z samochodami elektrycznymi, z pompami ciepła) jak: szkoła, parafia (kancelaria parafialna), urząd gminy, szpital, stacja kolejowa, bar Mc Donald's, biurowiec, dom plus-energetyczny, gospodarstwo rolne plus-energetyczne... Także inteligentne interfejsy do łączenia z siecią elektroenergetyczną takich zróżnicowanych źródeł wytwórczych jak: źródło kogeneracyjne i trójgeneracyjne na gaz ziemny (mikrokogeneracja, kogeneracja małej skali), biogazownia, mik robiogazownia, mik rowiatrak, ogniwo fotowoltaiczne, uk ład hybr ydowy M/O/A (mik rowiatrak, ogniwo fotowoltaiczne, akumulator), silnik Stirlinga...
Po trzecie, integratorem funkcjonalnym powinien być podmiot, który za pomocą inteligentnej sieci (infrastruktury smar t grid) będzie zarządzał gospodark ą energetyczną na właściwym dla siebie poziomie. Poszczególnym integratorom odpowiadają charakter ystyczne sieci. W takim kontekście lista integratorów musi być otwarta. W początkowej fazie charakterystycznymi integratorami mogą być: integrator 1 - zarządzający inteligentną siecią zakładu przemysłowego (przedsiębiorstwa); integrator 2 - zarządzający wirtualnym źródłem poligeneracyjnym (niezależny inwestor inwestujący w źródła rozproszone OZE/URE; integrator 3 - zarządzający infrastrukturą ładowania samochodów elektrycznych; integrator 4 - operator systemu dystrybucyjnego (elektroenergetycznego, gazowego); integrator 5 - operator systemu przesyłowego (elektroenergetycznego, gazowego).
Po czwarte, kształtowanie smart gridu powinno być od początku związane z przebudową systemów wspomagania OZE/URE, które powinny być ukierunkowane na projekty demonstracyjne łączące modernizację gospodarki energetycznej prosumenta (z pompą ciepła, z samochodem elektrycznym, ...) z mini/mikro smart grid (zał. 5).
6. Rola infrastruktury smart grid w zakresie DSM pojawi się w trybie kryzysowym, wtedy gdy zacznie brakować mocy szczytowej w systemie. Ale nie będą to efekty związane z AMI u 16 mln odbiorców. Będą to na początku efekty związane z wykorzystaniem potencjału DSM u wielkich odbiorców, którzy zarządzanie popytem mogliby zresztą realizować już obecnie, bo przecież często inteligentne pomiary posiadają. Musiałoby im się jednak to opłacać.
"Rezerw" jest więcej. Przecież w przypadku odbiorców przemysłowych redukcja zapotrzebowania szczytowego będzie wcześniej, przed wykorzystaniem do tego celu DSM, osiągalna w trybie handlu giełdowego i uczestnictwa na rynku bilansującym.
Ponadto, nim operatorzy sięgną po (wynagradzany) DSM ukierunkowany na ludność, to będą mieli do dyspozycji znacznie ponad tysiąc MW mocy szczytowej u tych, którzy mają źródła zasilania rezerwowego (infrastruktura krytyczna w gminach/miastach, szpitale, banki, biurowce ..)
W odniesieniu do samochodu elektrycznego szczegółowe uwagi są następujące:
po pierwsze, jeśli zostanie stworzony smart grid ukierunkowany na samochód elektryczny, udrożniający system wynagrodzenia za efekty możliwe do uzyskania za pomocą samochodu elektrycznego, to nastąpi szybki wzrost rynku tych samochodów, ale także rynku energii elektrycznej produkowanej w źródłach OZE/URE (w biogazowniach, mikrobiogazowniach, mikrowiatrakach, ogniwach fotowoltaicznych),
po drugie, w długim horyzoncie nastąpią głębsze zmiany strukturalne polegające na rynkowym transferze obecnych paliw transportowych na rynek paliw poligeneracyjnych. Ten proces, polegający na rynkowym wypieraniu paliw transportowych, w tendencji, za pomocą energii elektrycznej produkowanej w źródłach OZE/URE (losowych w postaci mikrowiatraków i ogniw fotowoltaicznych oraz kogeneracyjnych w postaci biogazowni i mikrobiogazowni) będzie wzmacniany przez fakt, że samochody elektryczne stanowią naturalną technologię zasobnikową na rynku energii elektrycznej,
po trzecie, rozwój rynku samochodów elektrycznych będzie zarazem kształtował całkowicie nowy, bardzo efektywny oddolny filar bezpieczeństwa zasilania prosumentów w energię elektryczną (samochód Plug-in).
Globalny projekt zamiany samochodu spalinowego na elektryczny można w wielkim uproszczeniu porównać ze zrealizowanym w przeszłości projektem elektr yfikacji kolei (zamiana parowozu na elektrowóz). Znaczenie energetyczne wdrożenia samochodu elektrycznego do transportu drogowego jest jednak znacznie większe niż elektryfikacji kolei.
7. w dyskusji dotyczącej kierunku rozwoju infrastruktury smart grid definitywnie trzeba odstąpić od podejścia branżowego, wyjść poza krąg stowarzyszeń branżowych. Rola stowarzyszeń powinna wynikać z kompetencji. Ocz ywiście, PTPiREE (Polsk ie Towarz ystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektr ycznej) działając w obszarze elektroenergetyki sieciowej ma bardzo duże szanse na szybkie zbudowanie tych kompetencji, ale musi uwzględnić, że KIGEiT (Krajowa Izba Gospodarcza Elektroniki i Telekomunikacji) ma jeszcze większe kompetencje pod tym względem. W dodatku szybko je zwiększa. Potencjalna konkurencja między PTPiREE i KIGEiT, to jednak tylko niewinna przygrywka do tego, co może się zdarzyć, jeśli do gry (rynkowej) wejdą koncerny samochodowe. Te już zapowiadają, że będą oferować klientom (prosumentom) nie tylko samochód elektryczny, ale także odnawialne źródło energii (ogniwo fotowoltaiczne, mikrowiatrak) na potrzeby zasilania samochodu. Do zarządzania łańcuchem wartości: samochód Plug-in (z akumulatorem, czyli z zasobnikiem i oddolnym filarem bezpieczeństwa elektroenergetycznego prosumenta) > źródło OZE/URE > sieć nn na pewno potrzebny jest smart grid. Jest jasne, że punkt ciężkości w smart gridzie zarządzającym tym łańcuchem wcale nie musi być powiązany z ostatnim ogniwem łańcucha (siecią nn), i konsekwentnie > elektroenergetyka wcale nie musi być beneficjentem zmian strukturalnych, których będziemy świadkami. Na hor yzoncie widoczne są jeszcze bardziej zaskakujące możliwości niż uczestnictwo koncernów samochodowych w rozwoju infrastruktury smart grid. Do odegrania roli na rynku infrastruktury smart grid "przymierzają" się na przykład operatorzy telewizyjni. I bez wątpienia nie są bez szans.
8. Jest jednak taki obszar, na którym PTPiRee ma wyjątkową szansę. Jest to smart grid służący intensyfikacji wykorzystania sieci, szczególnie rozdzielczych. Chodzi na prz ykład o intensyfik ację możliwej w procesie eksploatacji poprzez upowszechnienie stosowania kryterium obciążalności dynamicznej przewodów roboczych linii napowietrznych. O uproszczeniu procedur przyłączania źródeł OZE/URE do sieci poprzez masowe stosowanie standaryzowanych inteligentnych interfejsów przyłączeniowych, właściwych dla różnych rodzajów źródeł. Także o usprawnienie obsługi ruchowej/operatorskiej sieci nasyconej źródłami rozproszonymi (zarówno w aspekcie planowania prac eksploatacyjnych, jak i obsługi poawaryjnej). Wreszcie o zwiększenie efektywności planowania rozwoju sieci, w szczególności o poprawę relacji między potencjalnymi inwestorami w segmencie źródeł OZE/URE i operatorami poprzez upublicznienie zdolności przyłączeniowych sieci, czyli publiczne pokazanie węzłów z nadwyżką zdolności przesyłowych (właściwych do przyłączenia odbioru) lub deficytowych (właściwych do przyłączenia źródeł).

Załączniki

Zał. 1. Konfrontacja inwestycji w bloki/elektrownie wEK i konkurencyjne technologie energetyczne 21. wieku Punktem wyjścia, który się tu przyjmuje do oceny perspektyw potencjalnych technologii są bardzo grube, ale szokujące szacunki przedstawione w tabeli Z.1. Dotyczą one nakładów inwestycyjnych dla ośmiu technologii (źródła wytwórcze wraz z niezbędną rozbudową sieci).

Tablica Z.1. Porównanie nakładów inwestycyjnych, równoważnych w aspekcie rocznej sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych wynoszącej 11 TWh (opracowanie własne)

Mimo, że tabela Z.1 nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, przesądza ona o perspektywach energetyki WEK i prosumenckiej na korzyść tej drugiej. Technologie słoneczne, mikrowiatrowe, geotermalne (pompy ciepła), a także z obszaru rolnictwa energetycznego mają wielki potencjał redukcji kosztów i są właściwe dla prosumentów. Technologie WEK nie mają takiego potencjału, a z punktu widzenia inwestorów są obciążone zbyt wielkim ryzykiem (dla technologii węglowych bez instalacji CCS ryzyko jest związane z unijnymi regulacjami dotyczącymi uprawnień do emisji CO2).
Nowa segmentacja energetyki. Histor yczna struktura branżowa energetyk i (górnictwo, paliwa płynne, gazownictwo, elektroenergetyka, ciepłownictwo) traci szybko znaczenie. W miejsce tej struktury trzeba zdefiniować nową segmentację (całej) energetyki. Traktując segmentację w kategoriach siły sprawczej, działającej w horyzoncie 2050, proponuje się na obecnym etapie cztery segmenty. Są to:
1. energetyka weK, czyli cały tradycyjny kompleks paliwowo-energetyczny, ze wszystkimi zachodzącymi w nim współcześnie globalnymi zjawiskami konwergencji (ten segment długo jeszcze będzie dominował, ale nie ma on przyszłości fundamentalnej).
2. energetyka przemysłowa, praktycznie wyeliminowana w okresie gospodarki socjalistycznej (1946 - 50% mocy zainstalowanej w elektrowniach krajowych, 1985 - 10%), obecnie realizująca na wielką skalę audyty energetyczne i proefektywnościową gospodarkę energetyczną oraz inwestycje w gazowe projekty kogeneracyjne.
3. energetyka gminna (samorządowa), uk ierunkowana na bezpieczeństwo dostaw energii, surowców energetycznych i paliw, o kluczowym znaczeniu dla funkcjonowania infrastruktury krytycznej gmin7) ; ukierunkowana także na wykorzystanie zasobów gmin na rzecz ich pobudzenia gospodarczego. W miastach chodzi przy tym przede wszystkim o wykorzystanie potencjału kogeneracji (w przypadku systemów ciepłowniczych zasilanych kotłowniami oraz o redukcję zapotrzebowania ciepła w budownictwie i paliw płynnych w transporcie. W gminach wiejskich chodzi o tworzenie autonomicznych regionów energetycznych, a nawet "eksportowych", przy wykorzystaniu zasobów rolnictwa energetycznego. )
4. energetyka prosumencka (ludność, gospodarstwa rolne, mali przedsiębiorcy, w tym usługi), korz ystająca z technologii OZE/URE umożliwiających integrację dostaw paliw i energii (dla potrzeb zasilania odbiorników energii elektrycznej, ogrzewania i produkcji ciepłej wody uż ytkowej oraz samochodów) prz y wykorz ystaniu nowych łańcuchów wartości obejmujących źródła OZE, w tym pompy ciepła, samochody elektryczne, ...
Zaproponowana segmentacja energetyki ma charakter fundamentalny, bo odwołuje się do nowocześniejszego układu interesów (przedsiębiorcy działający na konkurencyjnych rynkach, samorządy, ludność), w porównaniu z interesami korporacyjnymi. Jest ona spójna ponadto z zakresem synergetyki, wskazującej potrzebę przezwyciężenia strukturalnej nieefektywności czterech obszarów gospodarki: energetyki, budownictwa, transportu i rolnictwa.

Zał. 2. polski miks energetyczny 2050M

Szukając odpowiedzi na pytanie jak będą wyglądać zapotrzebowanie oraz dostawy energii i paliw trzeba wyjść od tego, że ludność Polski do 2050 roku będzie się zmniejszać prawie o 0,4% rocznie (do około 33 mln). Uśredniony roczny wzrost PKB wyniesie, ze względu na zadłużenie, nie więcej niż 2%. W takim razie obecny PKB wynoszący około 1,4 bln zł w 2050 roku będzie równy około 3 bln zł, w cenach stałych. ( W scenariuszu business as usual roczny wzrost PKB przyjmuje się na ogół na poziomie 3,5%).
Dalsza analiza dotycząca miksu energetycznego 2050 jest prowadzona w kontekście Mapy Drogowej 2050, która w prz ypadku Polski oznacza redukcję emisji CO2 do poziomu poniżej 60 mln ton. Potrzebne do analiz y dane prz yjmuje się w następujący sposób. Zakłada się, że program jądrowy nie zostanie zrealizowany (nie będzie środków na jego realizację, ani potrzeby jego realizacji). Nie zostaną także wdrożone technologie CCS i IGCC, bo po uwzględnieniu kosztów zewnętrznych okażą się niekonkurencyjne. Zakłada się też, że energetyka OZE/URE nie jest prostym zastąpieniem energetyki WEK, powoduje za to zmianę stylu życia, tzn. wejście w model trwałego rozwoju zrównoważonego. W konsekwencji nie ma np. powodu, aby Polska "ścigała" się w rocznej produkcji energii elektrycznej na jednego mieszkańca, mimo, że jest ona niska w porównaniu z wieloma krajami (w MWh jest to: Polska - 4, Norwegia - 30, USA - 15, Niemcy - 8).
Szczegółowe dane w zakresie przemysłu, transportu, budownictwa i rolnictwa antycypuje się do 2050 roku w następujący sposób:
1. Zużycie najważniejszego nośnika energii ( jest nim energia elektryczna) w wielkim, średnim i małym przemyśle szacuje się w 2010 roku na około 55% całego zużycia, czyli na około 60 TWh. Wykorzystanie potencjału efektywności energetycznej w scenariuszu business as usual (nie mniejszego niż 30%) i zmiana struktury przemysłu na mniej energochłonną spowodują, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w przemyśle utrzyma się na niezmienionym poziomie. W miksie energetycznym 2050 co najmniej połowa tej energii elektr ycznej będzie produkowana w wysokosprawnej autokogeneracji gazowej. Druga połowa będzie dostarczana przez elektroenergetykę WEK, z węglowych elektrowni kondensacyjnych i z gazowych bloków combi.
2. liczba samochodów na 1000 mieszkańców wzrośnie z obecnych 400 do 600; udział samochodów elektrycznych w rynku wyniesie 50%. Ważne jest, że jednostkowe zużycie energii elektrycznej przez samochód elektryczny jest 3,5 razy mniejsze od zużycia energii chemicznej przez samochód tradycyjny. W rezultacie obecne roczne zapotrzebowanie transportu na energię końcową wynoszące 210 TWh zostanie zmienione w miksie energetycznym 2050 na około 160 TWh energii chemicznej w tradycyjnych paliwach transportowych i około 45 TWh energii elektrycznej ze źródeł OZE8).
3. Przyrost domów/mieszkań wyniesie 1,5 mln (z tego 1 mln w miastach) i będą to głównie domy plus- energetyczne. Nastąpi też modernizacja całej istniejącej substancji mieszkaniowej, w dużej części do standardu domu plus-energetycznego, czyli wykorzystany zostanie potencjał wzrostu efektywności energetycznej w budownictwie; zużycie ciepła w kWh/(m2 rok) w 2010 roku wynosi: 180 - średnie w istniejących zasobach, 120 - wymagane w nowych zasobach, 15 - możliwe w domach pasywnych. Uwzględniając ten potencjał przyjmuje się, że zapotrzebowanie na ciepło wynoszące około 240 T Wh zostanie zredukowane w 2050 roku do około 120 T Wh9) . Dalej przyjmuje się, że zapotrzebowanie to będzie pokryte w 40% przez pompy ciepła, a eksploatacyjna wartość COP dla pomp ciepła będzie równa 3. Czyli zapotrzebowanie wynoszące 50 TWh zostanie pokryte przez ciepło z pomp ciepła, które trzeba zasilić energią elektryczną (ze źródeł OZE) równą około 15 TWh. Pozostałe 70 TWh potrzebnego ciepła będzie pochodzić ze źródeł ciepła OZE/URE), ze źródeł kogeneracyjnych biomasowych oraz ze źródeł gazowych (i w bardzo niewielkiej części - węglowych).
4. Produkcja rolnicza na potrzeby żywności nie wymaga w przyszłości większych zasobów gruntów ornych od obecnych (około 12 mln ha). Będzie natomiast systematycznie rosło wykorzystanie nadwyżek gruntów rolnych - minimum 3 mln ha - na cele energetyczne. Podkreśla się, że osiągalna ( już obecnie, bez GMO) wydajność energetyczna gruntu rolnego (energia chemiczna) wynosi około 80 MWh/ha.
Synteza. Uwzględniając przedstawione dane przewiduje się zapotrzebowanie na paliwa/energię w 2050 roku na rynkach końcowych w sposób następujący (tab. Z2):
1. energia elektryczna - 180 Twh (przemysł - 60 TWh, ludność i usługi - 60 TWh, transport elektryczny - 45 TWh, pompy ciepła - 15 TWh). Podkreśla się, że na tym rynku wystąpi, w kontekście Mapy Drogowej 2050, silne "napięcie bilansowe".
2. Transport (bez elektrycznego, tylko energia chemiczna w tradycyjnych paliwach transportowych) - 160 Twh. Czyli zużycie paliw ropopochodnych obniży się o 25% w stosunku do zużycia w 2010 roku (obniżenie nastąpi za przyczyną samochodu elektrycznego). Udział transportu w emisji CO2 będzie wynosił 30 mln ton.
3. Ciepło (poza segmentem pomp ciepła) - 70 Twh. Podkreśla się przy tym, że w polskim miksie energetycznym 2050 istnieje wielka nadwyżka potencjału produkcyjnego w źródłach OZE/URE nad zapotrzebowaniem. Potencjał ten tworzy konkurencyjny rynek źródeł samego ciepła OZE/URE (kolektory słoneczne, kotły na biomasę stałą, ...), a także rynek kogeneracyjnych źródeł biomasowych (biogazownie, mikrobiogazownie, układy ORC, silniki Stirlinga, spalarnie śmieci, oczyszczalnie ścieków). W związku z tym można uznać, bez szczegółowych analiz, że za 40 lat polskie ciepłownictwo może być bezemisyjne. (Ciepłownictwo szwedzkie, znajdujące się w niekorzystnych warunkach klimatycznych, praktycznie wyeliminowało paliwa kopalne w ciągu 30 lat, w wyniku działań podjętych po kryzysie naftowym w latach 1973-1974).

Napięcie bilansowe na rynku energii elektrycznej, które wymaga szczególnej uwagi, jest związane z ryzykiem stranded costs w elektroenergetyce węglowej, wynikających z limitu emisji CO2 (około 30 mln ton w segmencie ETS) dla całej elektroenergetyki. W rzeczywistości może to być jeszcze mniejszy limit, jeśli uwzględni się emisje w ciepłownictwie i w przemyśle, zwłaszcza w cementowniach i hutach. Dla uniknięcia dużych stranded costs w elektroenergetyce węglowej problem alokacji produkcji między źródła węglowe a gazowe należałoby postawić następująco: zakładamy całkowite wstrzymanie inwestycji w energetykę węglową, a inwestycje w źródła gazowe realizujemy według strategii mającej na celu dotrzymanie limitu. Oczywiście, mimo wstrzymania inwestycji w 2050 roku będzie na rynku jeszcze około 5 GW w źródłach węglowych, bez CCS (będą to moce w elektrowniach Turów i Opole, w blokach Pątnów II, Łagisza, Bełchatów II). Emisja CO2 z tych źródeł będzie wynosić około 25 mln t/rok. Przydzielenie pozostałych 5 mln ton emisji źródłom gazowym (combi w energetyce WEK i autokogeneracji w przemyśle) umożliwiłoby ulokowanie na rynku w 2050 roku około 20 TWh energii elektrycznej.
Aby można było mówić o prawdziwym rynku paliw/energii w kontekście Mapy Drogowej 2050, potencjał podażowy w energetyce OZE (OZE/URE) musi przekraczać przewidywane zapotrzebowanie wynoszące: 70 TWh na rynku ciepła i 130 TWh na rynku energii elektrycznej. Otóż jest taki potencjał, jak pokazuje tab. Z.2:

Tablica Z.2. Polski mix energetyczny 2050 (opracowanie własne)



1. w miksie energetycznym 2050 można licz yć co najmniej na 240 T Wh energii chemicznej z rolnictwa energetycznego. Jest to energia o bardzo dużym potencjale konwersji na rynki końcowe; w przypadku powszechnego zastosowania technologii biogazowych i kogeneracyjnych (technologicznie zintegrowanych) można byłoby uzyskać około 90 TWh energii elektrycznej plus 110 TWh ciepła (znacznie więcej niż potrzeba). Uwzględniając miks technologii biogazowych i kogeneracyjnych, paliw płynnych (pierwszej i drugiej generacji) oraz biomasy można bez ryzyka oszacować potencjał rolnictwa energetycznego na 60 TWh na rynku energii elektrycznej plus 70 TWh na rynku ciepła.
2. Poza rolnictwem energetycznym istnieje wielki potencjał "domykający " potrzebną podaż energii/paliw ze źródeł OZE (OZE/URE). W obecnej perspektywie są to przede wszystkim farmy wiatrowe, z rocznym potencjałem nie mniejszym niż 20 T Wh. Dalej fotowoltaika, z podobnym potencjałem (wynikającym z dostępnej powierzchni dachów, elewacji i innych powierzchni odpowiednich do instalowania ogniw fotowoltaicznych). Następnie są to zasoby związane z gospodarką leśną (nie mniej niż 10 T Wh energii elektrycznej i półtora razy więcej ciepła). Są to też: energetyka mikrowiatrowa (nie mniej niż 10 TWh) i hydroenergetyka (nie mniej niż 5 T Wh). Są to również zasoby związane bezpośrednio z ochroną środowiska (spalarnie śmieci, oczyszczalnie ścieków).

Zał. 3. ustawa oZE jako narzędzie przebudowy polskiej energetyki

Polski problem jest następujący: walczyć o derogację, czy o efektywność energetyki, budownictwa i transportu oraz o przewagę konkurencyjną przemysłu ICT, OZE/URE i rolnictwa? Można już bez ryzyka stwierdzić, że to korporacje potrzebują derogacji w celu utrwalenia istniejącego stanu w energetyce. Gospodarce, i ogólnie społeczeństwu, derogacja prz yniesie szkody. W szczególności podkreśla się tu, że aby zminimalizować ryz yko II fali kosztów osieroconych (ang.stranded costs), trzeba zamiast zaniechania przepisów wynegocjować z Komisją Europejską zgodę na metodę trade-off polegające na utrzymaniu po 2020 roku zasady, że środki z opłat za uprawnienia do emisji pozostaną w Polsce. Środki z opłat wytwórców za uprawnienia do emisji CO2 trzeba natomiast wykorzystać na pożyteczne cele, w szczególności do pobudzenia rozwoju energetyki prosumenckiej.
Takie pobudzenie wymaga nowatorskiej ustawy w sprawie stosowania energii ze źródeł OZE, harmonizującej polskie prawo z dyrektywą 2009/28. Poniżej przedstawia się kluczowe zagadnienia (propozycje/postulaty), związane z ustawą.
Zagadnienia ogólne. Z samej istoty regulacji unijnych wynika, że każdy kraj członkowski powinien harmonizować z nimi swoje prawo mając na względzie własne cele. Inaczej, ustawa musi zapewnić realizację celów dyrektywy 2009/28 oraz polskich potrzeb w zakresie: stabilności prawa, celów społecznych, celów gospodarczych i innych. Poniżej przedstawia się, wywoławczo, propozycję listy takich potrzeb. Jest ona następująca:
1. Jest potrzeba zachowania paradygmatu stabilności prawa (nie odbiera się praw nabytych). Stąd wynika, że wiele złych rozwiązań w istniejącej ustawie Prawo energetyczne ( jak choćby dotyczących współspalania i wielkich elektrowni wodnych) będzie miało niestety wpływ na nową ustawę.
2. Nowa ustawa powinna być ustawą o wsparciu OZe, bo dyrektywa mówi o "promowaniu stosowania energii z OZE". Ze względu na potrzebną konwergencję energetyki WEK i OZE (w tym prosumenckiej energetyki OZE/URE) zagadnienia wspólne powinny pozostać w ustawie "matce" (ustawa Prawo energetyczne). Pod pojęciem zagadnień wspólnych rozumie się tu na przykład bardzo obszerny zakres zagadnień technicznych dotyczących integracji źródeł OZE z systemem elektroenergetycznym (a w pewnym stopniu także z sieciowymi systemami: gazowniczym i ciepłowniczym).
3. Nowa ustawa powinna zapewnić konsolidację środków wsparcia na źródła OZe, dotychczas bardzo rozproszonych. Postulat ten ma uzasadnienie w planowanej generalnie konsolidacji środków pomocowych pochodzących z budżetu unijnego w perspektywie 2014-2020. Odrębne, szersze uzasadnienie postulatu przedstawiono w dalszej części referatu.
4. Nowa ustawa powinna zapewniać konsolidację agencji/agend rządowych na rzecz rozwoju źródeł OZe. Agendami, które powinny zostać włączone na podstawie ustawy w obszar realizacji źródeł OZE są w szczególności takie agendy jak: Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa (10 tys. zatrudnionych, oddziały w każdym powiecie), Agencja Rynku Rolnego (1300 zatrudnionych, oddziały w każdym województwie), NFOŚiGW (500 zatrudnionych), WFOŚiGW-y (zatrudnienie kilkadziesiąt osób w każdym województwie) oraz inne. Celem włączenia agend do realizacji ustawy o systemie wsparcia OZE jest zapewnienie efektywnej realizacji ustawy, a ponadto przygotowanie ich do długoterminowej restrukturyzacji ukierunkowanej na działalność komercyjną.
5. Nowa ustawa powinna pobudzić systemowe badania naukowe i rozwój technologiczny. Cer tyfik acja technologiczna powinna się stać jednym z głównych narzędzi przyspieszenia rozwoju energetyki OZE/URE. Wachlarz potencjalnych instytucji certyfikujących technologie (w tym biomasę, biogaz, biopaliwa płynne) jest bardzo szeroki i obejmuje w szczególności: uczelnie techniczne i rolnicze oraz specjalistyczne instytuty badawcze, a w szczególności Instytut Masz yn Przepływowych PAN, Instytut Technologiczno-Prz yrodnicz y, Instytut Uprawy Nawożenia i Gleboznawstwa, Instytut Energetyki, Instytut Elektrotechniki, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, Instytut Tele- Radiotechniczny, Instytut Łączności - Państwowy Instytut Badawczy.

Segmentacja źródeł oZE. Wprowadzenie przejrz ystej segmentacji technologii/źródeł OZE jest k luczowe z punktu widzenia efektywności ich wsparcia. Poniżej przedstawia się propozycję listy segmentów. Uwzględnia ona 3 dotychczasowe (dominujące) segmenty (współspalanie, wielkie elektrownie wodne, wielkie farmy wiatrowe), a ponadto 7 dalszych segmentów "specjalistycznych", które obejmują nie tylko produkcję energii elektrycznej, ale także ciepła (poza kogeneracją) i paliw transportowych. Lista jest następująca
1. współspalanie (> 1 MW ) - segment 1.
2. wielkie elektrownie wodne (> 1 MW ) - segment 2.
3. wielkie farmy wiatrowe (> 1 MW ) - segment 3.
4. Rolnictwo energetyczne (biogazownie o wydajności biogazu w przeliczeniu na czysty metan: 100 tys. m3 do 4 mln m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych zintegrowanych technologicznie z biogazowniami: 50 kW do 2 MW ) - segment 4.
5. Gospodarka odpadami (biogazownie przy oczyszczalniach ścieków i na składowiskach odpadów komunalnych o wydajności biogazu w przeliczeniu na czysty metan: powyżej 100 tys. m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych zasilanych biogazem: powyżej 50 kW; spalarnie: 50 do 500 tys. ton odpadów) - segment 5.
6. Instalacje małej mocy, poza segmentami 4 i 5 (wydajność biogazu w przeliczeniu na czysty metan: 100 tys. m3 do 2 mln m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych 50 kW do 1 MW ) - segment 6.
7. Mikroinstalacje (wydajność biogazu w przeliczeniu na czysty metan: do 100 tys. m3; moc elektryczna źródeł kogeneracyjnych: do 50 kW; prosumenckie łańcuchy wartości z pompą ciepła oraz z samochodem elektrycznym) - segment 7.
8. Ciepło poza kogeneracją (kotły na biomasę stałą i na biogaz, kolektory słoneczne, piece) - segment 8.
9. Biopaliwa I i II generacji - segment 9.
10. Inne technologie, wymagające certyfikatu technologicznego (Centrum Certyfikacji Technologicznej przy Prezesie Urzędu Regulacji Energetyki) - segment 10.

Finansowanie, systemy wsparcia. Uwzględniając paradygmat potrzeby ciągłości regulacji proponuje się pozostawienie obowiązującego systemu opłaty zastępczej i certyfikatów, oczywiście po zastosowaniu istotnej modyfikacji. Ponadto, proponuje się dołączenie do opłaty zastępczej i certyfikatów innych systemów wsparcia. W szczególności w przypadku segmentu mikroinstalacji (segment 7) proponuje się połączenie systemu wsparcia w postaci opłaty zastępczej i certyfikatów oraz wsparcia inwestycyjnego i podatkowego, a w przypadku segmentu produkcji ciepła poza kogeneracją (segment 8) proponuje się połączenie systemu wsparcia inwestycyjnego i podatkowego. W rezultacie proponowany zakres konsolidacji finansowania i systemów wsparcia technologii (źródeł) OZE obejmuje:

1. Opłaty zastępcze - prawa majątkowe (certyfikaty).
2. Opłaty zastępcze - fundusze celowe (NFOŚiGW ).
3. Środki generowane w segmencie operatorskim (OSD). Opłata przesyłowa - formuła kosztów uzasadnionych (straty sieciowe i usługi systemowe) oraz kosztów unikniętych (usługi substytucyjne).
4. Fundusze unijne (spójnościowe/operacyjne, regionalne, z obszaru Wspólnej Polityki Rolnej).
5. Środki z opłat za uprawnienia do emisji CO2.
6. wsparcie inwestycyjne, ulgi podatkowe w podatku PIT (prosumenci: instalacje poligeneracyjne, wytwarzanie ciepła).
7. w odniesieniu do biopaliw należy przyjąć, że stosowane dotychczas ulgi podatkowe w podatku akcyzowym będą likwidowane i będą zastępowane nowym wsparciem, zbudowanym na preferencjach zapisanych w dyrektywie 2009/28. Jest to na przykład mnożnik 2 stosowany w odniesieniu do biopaliw drugiej generacji przy ich rozliczaniu w aspekcie wymaganego udziału energii odnawialnej na rynku końcowym energii.

Tablica Z.3. Wychodzenie z nieefektywnych systemów wsparcia poprzez degresję opłaty zastępczej. Pobudzanie rozwoju technologii innowacyjnych za pomocą współczynników certyfikacyjnych (opracowanie własne)

Koncesje, rejestr y. Uwzględniając paradygmat potrzeby ciągłości regulacji proponuje się pozostawienie obowiązującego systemu koncesjonowania, ale praktycznie tylko w stosunku do segmentów 1 do 3. W przypadku pozostałych segmentów proponuje się system rejestrowy (dopuszczony przez dyrektywę 2009/28, stosowany już w Polsce w ograniczonym zakresie do biogazowi rolniczych (segment 4). W rezultacie proponowany system koncesjonowania i rejestracji obejmuje:
1. Koncesjonowanie (bez istotnych zmian).
2. Rejestr Prezesa Urzędu Regulacji energetyki (prosumenci w miastach).
3. Rejestr Prezesa AMiRR (prosumenci w gminach wiejskich i wiejsko-miejskich).
4. Rejestr Prezesa ARR (instalacje biopaliwowe, biogazownie rolnicze).
5. Rejestr Prezesa NFOŚiGw (spalarnie odpadów komunalnych).
6. Rejestry Prezesów wFOŚiGw (urządzenia grzewcze).

Systemy unifikacji/certyfikacji. Systemy unifikacji (certyfikacji) powinny w szczególności zastąpić skomplikowane procedury indywidualne w segmentach 7 i 8 (wymagane obecnie w odniesieniu do poszczególnych źródeł), a także powinny zapewnić efektywne dołączanie nowych technologii do zbioru technologii wspieranych, co jest ważne ze względu na gwałtowny roz wój technologii OZE/URE. Powinny także zapewnić dobrą kalibrację w obrębie całego skonsolidowanego systemu wsparcia, tzn. powinny zapewnić dobrze skoordynowane wartości współczynników certyfikacyjnych przedstawionych wywoławczo w tab. 2. Proponuje się następujące segmenty certyfikacji:

1. Centrum Certyfikacji Technologicznej przy Prezesie Urzędu Regulacji.
2. Certyfikacja ARR (biopaliwa, współspalanie, biomasa).
3. Certyfikacja NFOŚiGw (spalarnie).
4. Sieciowe Centrum Certyfikacji Technologiczno-ekonomicznej (instytuty badawcze, uczelnie).
5. Certyfikacja instalatorów (domena stowarzyszeń inżynierskich).

Rozporządzenia. Mimo dynamicznego rozwoju technologii/źródeł OZE nowa ustawa powinna być prosta i trwała. Dlatego specjalne znaczenie mają rozporządzenia do tej ustawy. Proponuje się następującą listę rozporządzeń:
1. Zmodyfikowane obecne rozporządzenie w sprawie szczegółowego zak resu obowiązków uz ysk ania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii.
2. Rozporządzenie (całkowicie nowe) w sprawie biokomponentów i biopaliw ciekłych.
3. Rozporządzenie (całkowicie nowe) w sprawie inteligentnych sieci (smart grid).
4. Rozporządzenie (całkowicie nowe) w sprawie certyfikacji.

Systemy unifikacji/certyfikacji. Systemy unifikacji (certyfikacji) powinny w szczególności zastąpić skomplikowane procedury indywidualne w segmentach 7 i 8 (wymagane obecnie w odniesieniu do poszczególnych źródeł), a także powinny zapewnić efektywne dołączanie nowych technologii do zbioru technologii wspieranych, co jest ważne ze względu na gwałtowny rozwój technologii OZE/URE. Powinny także zapewnić dobrą kalibrację w obrębie całego skonsolidowanego systemu wsparcia, tzn. powinny zapewnić dobrze skoordynowane wartości współczynników certyfikacyjnych przedstawionych wywoławczo w tab. 2. Proponuje się następujące segmenty certyfikacji:

Dodatkowe uzasadnienie. Przedstawiona segmentacja i propozycje merytoryczne do ustawy wymagają rozwinięcia. Jest ono następujące:

1. w części dotyczącej współspalania (segment 1), elektrowni wodnych (segment 2) i farm wiatrowych (segment 3) nie należy dokonywać radykalnych zmian procedur (zgodnie z paradygmatem ciągłości regulacji prawnych). Dla zwiększenia efektywności wykorzystania środków odbiorców pochodzących z dopłat do energii elektrycznej z OZE trzeba jednak wprowadzić zmiany w kształtowaniu opłaty zastępczej oraz wykorzystania środków z praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej produkowanej w źródłach OZE. Powinny to być następujące zmiany.
1.1. Proponuje się dwuodcinkową liniową redukcję opłaty zastępczej: od 100% w 2013 r. do 50% w 2020 r., a następnie do 0 w 2030 r., tab. Z3). To oznacza dwukrotny wzrost (z około 10 T Wh do 20 T Wh) produkcji energii elektrycznej w źródłach OZE w 2020 r., przy stałym poziomie sumarycznych rocznych dopłat odbiorców (około 4,5 mld zł), a w 2030 r. całkowite wyeliminowanie wspomagania OZE. Rozwiązanie ma na celu redukcję trwałego wspomagania OZE ( jeśli określona technologia w tendencji nie jest konkurencyjna, to musi być eliminowana z rynku).
1.2. Proponuje się wykorzystanie przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej produkowanej w elektrowniach wodnych (około 0,75 mld zł/rok), w części proporcjonalnej do stopnia amortyzacji elektrowni, na finansowanie nowych źródeł OZE (uzasadnieniem jest fakt, że właściciele w większości nie ponoszą kosztów zamortyzowanych już na ogół w całości elektrowni wodnych).
1.3. Proponuje się wykorzystanie przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii elektrycznej produkowanej we współspalaniu (około 2 mld zł/rok), w części proporcjonalnej do nadwyżki nakładów inwestycyjnych podstawowego źródła węglowego nad nakładami inwestycyjnymi poniesionymi przez inwestora na instalację współspalania, na finansowanie nowych źródeł OZE (uzasadnieniem jest fakt, że nakłady inwestycyjne na instalacje współspalania są niewielkie, a wykorzystanie tej technologii do spalania biomasy jest nieracjonalne).
2. w segmencie rolnictwa energetycznego (segment 4) proponuje się kumulację w systemie wspomagania projektów OZE przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii produkowanej w tym segmencie oraz części środków dedykowanych rolnictwu (takich, którymi zarządza np. Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa). Biogazownie (także mik robiogazownie, segment 7) zintegrowane z agregatami kogeneracyjnymi uznaje się tu za stabilne źródła lokalne na rynku energii elektrycznej, umożliwiające realizację usług dla operatorów OSD (w szczególności usługi substytucji inwestycji sieciowej, wycenianej według zasady kosztu unikniętego, respektowanej w mechanizmie kosztu uzasadnionego w opłacie przesyłowej).
3. w segmencie gospodarki odpadami (segment 5) proponuje się zwiększenie zaangażowania NFOŚiGW, w tym przede wszystkim w zakresie stworzenia możliwości realizacji projektów w postaci spalarni śmieci (w tym wypadku wymagana jest gospodarka odpadami na poziomie powiatów i związków powiatów).
4. w segmencie mikroinstalacji (segment 7) zmiany podejścia do wspomagania OZE muszą być najgłębsze. Proponuje się tu następujące rozwiązania.
4.1. Prosument jest głównym podmiotem na rynku energii w segmencie mikroinstalacji energetycznych.
4.2. Wprowadza się w horyzoncie 2020 zasadę pełnego pokrywania strat sieciowych (około 12 T Wh/rok) operatorów OSD na rynku energii elektrycznej za pomocą energii elektrycznej z mikroinstalacji przyłączonych do sieci tych operatorów. Ustala się liniowy wzrost pokrycia, od 9% w 2013 r. do 100% w 2020 r.
4.3. Wprowadza się zasadę wyposażania mikroinstalacji w (mikro) smart grid potrzebny do przyłączenia mikroinstalacji do sieci operatora OSD, finansowany ze środków operatora OSD kreowanych w oparciu o formułę kosztu uzasadnionego.
4.4. Operator OSD na rynku energii elektrycznej jest wynagradzany za wzrost energii elektrycznej produkowanej w mikroinstalacjach prosumentów.
4.5. Cele w zakresie mikroinstalacji określa się odrębnie dla poszczególnych województw (każde województwo opracowuje strategię rozwoju mikroinstalacji) na swoim obszarze w kontekście realizacji celów dyrektywy 2009/28, z wyprzedzającym/kierunkowym uwzględnieniem celów dyrektywy 2010/31. Właściwe do wspomagania rozwoju mikroinstalacji na obszarze województw są WFOŚiGW.

Zał. 4. Łańcuchy strat (ŁS) w energetyce wEK vs "stowarzyszone" łańcuchy korzyści w energetyce oZE/uRE (łańcuchy SŁK)

Poniżej przedstawia się łańcuchy strat charakterystyczne dla energetyki WEK. Jednocześnie pokazuje się, na zasadzie przeciwieństwa, "stowarzyszone" z tymi łańcuchami strat potencjalne łańcuchy SŁK. Najbardziej charakterystyczne przykłady są następujące:
1. współspalanie biomasy w elektrowniach kondensacyjnych. ŁS (1): wsad do łańcucha - 1 MWh (energia chemiczna w biomasie występującej lokalnie) > strata energii (chemicznej) w transporcie biomasy 1% > sprawność bilansowa wykorzystania biomasy na wyjściu z elektrowni (w elektrownianym węźle sieciowym), optymistyczna 0,2 > starty energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej 10% > wynik: 0,17 MWh (energia elektryczna dostarczona do odbiorcy; ilość energii odnawialnej zaliczonej do celu według dyrektywy 2009/28 wynosi około 0,2 MWh). SŁK (1): wynik w postaci ciepła wytworzonego u prosumenta z biomasy wycofanej ze współspalania > 0,8 MWh.
2. Zboże spalane na wsi w piecach/kotłach. ŁS (2): wsad do łańcucha - 1 ha (grunt orny) > 4,2 MWh (energia chemiczna w zbożu) > 2,5 MWh (ciepło wytworzone w gospodarstwie, sprawność pieca 0,6). SŁK (2), realizowany za pomocą mikrobiogazowni rolniczo-utylizacyjnej: 1ha (grunt orny) > (40 + 40) MWh (energia chemiczna w biomasie z jednorocznych upraw energetycznych, oszacowana pesymistycznie, dla gruntów o niskiej bonitacji + stowarzyszona energia chemiczna w odpadach gospodarskich) > wynik: 30 MWhe + 40 MWhc (kogeneracja).
3. Mikrowiatrak off-grid (praca w układzie wyspowym, ang.off-grid, coraz większej liczby mikrowiatraków w Polsce wynika z blokowania ich przyłączenia do sieci elektroenergetycznej przez operatorów OSD). ŁS (3): wsad do łańcucha - 1 MWh (energia elektryczna wyprodukowana w OZE)> wynik: 1 MWh (wyprodukowane ciepło grzewcze). SŁK (3), mikrowiatrak przyłączony do sieci + smart EV + ciepło z SŁK (1), czyli z biomasy wycofanej ze współspalania: wynik, to 2,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (3), to redukcja paliw kopalnych (ropy) o 3,5 MWh + redukcja emisji CO2 o 1 tonę. SŁK (4), mikrowiatrak przyłączony do sieci + pompa ciepła (o współcz ynniku COP 3,5): wynik, to 3,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (4), to redukcja paliw kopalnych (węgla) o 4,4 MWh + redukcja emisji CO2 o 1,4 tony.
4. Dopłaty do OZe. ŁS (4): w 2011 roku dopłaty te wyniosły ponad 5 mld zł (4,5 mld zł z tytułu praw majątkowych do świadectw pochodzenia, a dodatkowo wsparcie w ramach wielu rozczłonkowanych programów celowych oraz przez wiele celowych instytucji) i służyły głównie, w około 75%, do finansowania szkodliwego współspalania oraz energii elektrycznej z wielkich elektrowni wodnych, w bardzo dużym stopniu zamortyzowanych. SŁK (5), wykorzystanie ciepła produkowanego w źródłach OZE do realizacji celu dyrektywy 2009/28: w tym łańcuchu jest możliwe kilkakrotne obniżenie dopłaty przedstawionej w ŁS (5). SŁK (6), roz wój zastosowań na r ynku energii elektr ycznej nowych technologii OZE/URE, w tym potrzebnych technologii zasobnikowych (ogniwa PV, mikrowiatraki, mikrobiogazownie, smart EV, akumulatory).
Krytyczna analiza wskazanych łańcuchów strat (i wielu innych) oraz stowarzyszonych łańcuchów korzyści musi być systematycznie pogłębiana w aspektach technicznym, termodynamicznym i ekonomicznym.

Zał. 5. iLab EpRo (internetowe Laboratorium Energetyki prosumenckiej )10)

iLab EPRO jest odpowiedzią na nową sytuację. Mianowicie, celem tego przedsięwzięcia jest włączenie w obszar badań laboratoryjnych istniejących (funkcjonujących) obiektów (mikroinstalacji) OZE/URE za pomocą infrastruktury smart grid oraz wytworzenie gniazd innowacyjności technologicznej w obszarze energetyki OZE/URE. Inaczej, celem jest integracja "sieciowa" środków rozwojowych i zasobów (materialnych i ludzkich) w obszarze energetyki OZE/URE.
Na środowisko technologiczne iLab EPRO składają się czter y segmenty (chociaż trzeba podkreślić, że sprawa segmentacji iLab EPRO jest ciągle otwarta). Są to:
1. Obiekty OZe/URe wraz z ich inteligentną infrastrukturą: automatyka zabezpieczeniowa, sterowanie, pomiary (w tym dwukierunkowe liczniki na rynku energii elektrycznej), diagnostyka, monitoring. Są to obiekty/mikroinstalacje wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), ale także obiekty/mikroinstalacje wytwarzające i użytkujące ciepło (mogą to być mikrionstalacje wytwarzające biopaliwa). Są to również nowe łańcuchy wartości takie na przykład jak: OZE/URE > smart EV, OZE/URE > pompa ciepła.
2. Inteligentne inter fejsy łączące mikroinstalacje OZe/URe z See (z siecią dystr ybucyjną, z systemem dystrybucyjnym), z trzema poziomami inteligencji (inteligencje: przekształtnikowa, obiektowa, systemowa).
3. Sieć teleinformatyczna (kanały transmisyjne, w tym systemy PLC, protokoły komunikacyjne).
4. Systemy SCADA (ang.System Control and Data Acquisition), "symetryczne" (oddolne) w stosunku do tradycyjnych systemów SCADA w SEE (odgórnych), "pokrewne" w dużym stopniu systemom przemysłowym SCADA.
Lista potencjalnych gniazd innowacyjności (obiektów/mikroinstalacji OZE/URE) nie jest ograniczona. Początkowa lista gniazd planowanych do włączenia do iLab EPRO obejmuje natomiast w szczególności takie gniazda jak:

1. Politechnika Śląska:

1.1. Wydział Elektryczny - SCADA (w szczególności wydzielona dla potrzeb iLab EPRO sieć komputerowa i sala SCADA z planowanymi stanowiskami: 1o - Logistyka, 2o - SCADA, 3o - Bazy danych SQL, 4o - Kalkulatory, głównie dla potrzeb doboru mikroinstalacji OZE/URE, 5o - Obrazowanie, głównie obiektów z mikroinstalacjami OZE/URE).
1.2. Wydział Elektryczny - Smart EV (w szczególności 2 samochody skonstruowane na Wydziale; planowane jest ich wykorzystanie do tworzenia carsharing-u w obrębie iLab EPRO poprzez powiązanie, za pomocą SCADA (iLab EPRO), z infrastrukturą ładowania w postaci terminali zamontowanych na parkingach Wydziału i Partnerów w iLab EPRO; planowane jest także powiazanie z infrastrukturą AMI w Pyskowicach i włączenie w system DSM, p. 3).
1.3. Wydział Elektryczny - ogniwo paliwowe.
1.4. Zakład Doświadczalno-Diagnostyczny Silników Spalinowych (w szczególności pompa ciepła, kolektor słoneczny, agregat kogeneracyjny zasilany biogazem).
2. euro-Centrum (wybrane instalacje zrealizowane w Grupie Euro-Centrum, w szczególności dotyczące domów niskoenergetycznych).
3. VDP/Tauron Dystrybucja (wybrane instalacje, np. system AMI w Pyskowicach, system obecnie obejmuje około 11 tys. liczników inteligentnych).
4. Gmina Gierałtowice (oświetlenie publiczne, 4 Gminne Centra Energetyczne, sieć dedykowana źródłom lokalnym, inteligentna gminna infrastruktura krytyczna).
5. Gmina Radzionków (termomodernizacja budynków szkolnych zrealizowana w formule PPP/ESCO).
6. Spółka eGIe (Poligonowe Laboratorium Mikrobiogazowni Rolnicz ych, węzeł cieplny budynku stanowiącego własność wspólnoty mieszkaniowej, zasilanego z dużej sieci ciepłowniczej, a dodatkowo baterią kolektorów słonecznych, zarządzany za pomocą mikrosieci smart grid).
7. Rodzinna rezydencja plus-energetyczna (istnieje pompa ciepła i istnieje dedykowany system komputerowy do monitorowania zużycia gazu ziemnego i energii elektrycznej; istnieje system monitorowania bezpieczeństwa; jest zaplanowana rozbudowa o mikrowiatrak i ogniwo fotowoltaiczne, a także silnik sterlinga; naz wisko rodziny zastrzeżone).
8. Rodzinny dom z OZe jako uzupełniającymi źródłami ciepła (kolektor y słoneczne, kominek biomasowy) i z oddolnym "filarem" bezpieczeństwa elektroenergetycznego w postaci agregatu prądotwórczego (nazwisko rodziny zastrzeżone).
9. Rodzinny dom pasywny (nazwisko rodziny zastrzeżone).
10. Mikrosieci smart grid dedykowane charakterystycznym prosumentom takim jak: urząd gminy, szkoła, kancelaria parafialna, i inni.
11. Centrum rozwojowe inteligentnych interfejsów przyłączeniowych (do SEE) dedykowane mikroinstalacjom z charakterystycznymi źródłami OZE (mikrobiogazownia, mikrowiatrak, ogniwo PV, bateria akumulatorów połączona wirtualnie ze źródłami OZE).
12. Centrum rozwojowe mikrosieci smart grid dedykowane ukierunkowanym na technologie preferowane w dyrektywie 2009/28 łańcuchom wartości takim jak: OZE > Smart EV (DSM, rezerwowe zasilanie prosumenta); OZE > pompa ciepła > kolektor ciepła, i inne łańcuchy11)
Koncepcja iLab EPRO i "monitoring" fizycznej realizacji iLab EPRO jest przedmiotem zainteresowania Konwersatorium Inteligentna Energetyka (patrz np. spotkania styczeń i luty 2012, www.klaster3x20.pl). Niezależnie od tego rozwój iLab EPRO (rzeczywistej infrastruktury) wymaga istnienia równoległej ścieżki w postaci "dynamicznej" (referencyjnej) Biblioteki Źródłowej iLab EPRO, na której powstają opracowania. Z jednej strony są to opracowania potrzebne do rozwoju iLab EPRO (do ukierunkowania tego rozwoju). Ale z drugiej strony na tej ścieżce powinny się pojawiać także opracowania powstające w wyniku działania infrastruktury iLab EPRO. "Startowa" Biblioteka Źródłowa jest dostępną w Dziale iLab EPRO na stronie www.klaster3x20.pl.

1) WEK - wielkoskalowa energetyka korporacyjna (obejmująca cały tradycyjny kompleks paliwowo-energetyczny, w szczególności kopalnie, rafinerie, elektrownie i sieciowe systemy przesyłowe). URE ? urządzenia rozproszonej energetyki (na wszystkich trzech rynkach końcowych: energii elektrycznej, ciepła, transportu), w tym smart EV (electric vehicle) i inteligentny dom plus-energetyczny.
2) O sytuacji energetyki jądrowej rok po katastrofie Fukushima można przecz ytać w bardzo obszernym Raporcie specjalnym "Nuclear power. The dream that failed" opublikowanym przez The Economist (Mar 10, 2012). Z kolei o wycofaniu się firm niemieckich RWE i E.On z projektu budowy nowych bloków jądrowych w Wielkiej Brytanii (Horizon joint venture) poinformował Reuters (Mar 29, 2012); firmy uzasadniają swoją decyzję wielkimi kosztami i wielkim ryzykiem projektu.
3) Konferencja "Gaz łupkowy". Rzeczpospolita, 28 marca 2012. Polskie perspektywy związane z gazem łupkowym są przedstawione dodatkowo w Raporcie Państwowego Instytutu Geologicznego (marzec 2012).
4) Aktualnej sytuacji i perspektywom roz woju technologii fotowoltaicznych, zasobnikowych (akumulatorowych) i smar t EV poświęcone było IV Forum TIME ( Telekomunikacja Informatyka Media Elektronika) skupiające przemysł ICT (KIGEiT, 14 marca 2012).
5) Miesięcznik Doradca Energetyczny, 6/2011. 6) Advanced Metering Infrastructure.
7) Ustawa o zarządzaniu kryzysowym, 2007.
8) Z punktu widzenia perspektyw roz woju rynku samochodów elektrycznych charakter ystyczne są informacje o nowych (nowego typu) koalicjach koncernów samochodowych i inwestorów w obszarze OZE. Przykładem jest koalicja Renault i przedsiębiorstwa CNR (Compagnie Nationale du Rhone, 3200 MW w OZE, planowany wzrost do 4500 MW w 2015 roku). Celem tej koalicji jest realizacja projektu "smart EV + OZE", czyli integracja rynku samochodów elektrycznych (Renault wprowadził już na rynek samochody elektryczne Fluence Z.E. i Kangoo Z.E.) i rynku energii elektrycznej produkowanej w źródłach OZE, z wykorzystaniem infrastruktury smart grid.
9) Pojawiają się raporty, według których zużycia ciepła w budownictwie można zmniejszyć w Polsce o około 80%. Przykładem jest raport "Wpływ kompleksowej termomodernizacji na rynek pracy w Polsce" (raport został wykonany przez międz ynarodowy zespół ekspertów z Central European University i z Fundacji na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii).
10) Politechnika Śląska. Autorska koncepcja: Jan Popczyk.
11) Centra 11 i 12 będą segmentami powołanego w Politechnice Śląskiej Centrum Energetyki Prosumenckiej.

prof. dr hab. inż. Jan POPCZYK
Źródło: AUTOMATYKA - ELEKTRYKA - ZAKŁÓCENIA
O nas  ::  Regulamin  ::  Polityka prywatności (Cookies)  ::  Reklama  ::  Mapa stron  ::  FAQ  ::  Kontakt
Ciekawe linki: www.klimatyzacja.pl  |  www.strony.energoelektronika.pl  |  promienniki podczerwieni
Copyright © Energoelektronika.pl