ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII W POLSCE ZE...

UNIWERSYTET SZCZECIŃSKIWYDZIAŁ NAUK O ZIEMI

ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII W POLSCE ZE SZCZEGÓLNYM UWZGLĘDNIENIEM

WOJEWÓDZTWA ZACHODNIOPOMORSKIEGO

pod redakcją:Małgorzaty Świątek i Anny Cedro

Szczecin 2017

Recenzent: dr hab. prof. UG Mariusz Kistowski

Zdjęcie na okładce: Tomasz Duda, www.dudowie.pl

Korekta: Wojciech Chocianowicz

Projekt okładki: Justyna Pilińska

Skład: Daniel Sosnowski

© Copyright by Uniwersytet Szczeciński, Szczecin 2017

Druk:ZAPOL Sobczyk Spółka Jawna

ISBN 978-83-7518-833-2

Wydawnictwo:

ZAPOL Sobczyk Spółka Jawnaal. Piastów 42, 71-062 Szczecintel. +48 91 435 19 00, www.zapol.com.pl

Publikacja sponsorowana przez: Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Szczecinie i Wydział Nauk o Ziemi Uniwersytetu Szczecińskiego

2

Recenzent: dr hab . prof . UG Mariusz Kistowski


Publikacja sponsorowana przez:

Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Szczecinie i

Wydział Nauk o Ziemi Uniwersytetu Szczecińskiego

2

Recenzent: dr hab . prof . UG Mariusz Kistowski


Publikacja sponsorowana przez:

Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Szczecinie i

Wydział Nauk o Ziemi Uniwersytetu Szczecińskiego

Spis treści

Małgorzata ŚwiątekWstęp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Daniel Szostak Polityka energetyczna Polski i Unii Europejskiej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Anna Cedro, Szymon WalczakiewiczPodstawy meteorologii i klimatologii Polski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Małgorzata Świątek Podstawy hydrologii Polski w świetle możliwości rozwoju energetyki wodnej . . . 45

Dariusz Rakowski Biopaliwa – zagadnienia ogólne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

Dariusz Rakowski Biologiczno-rolnicze podstawy produkcji biopaliw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

Daniel Szostak Ekonomiczne aspekty pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych w świetle kierunków rozwoju współczesnej energetyki . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Marlena Ballak Aspekty prawne energetyki odnawialnej w Polsce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

Piotr Biniek Polityka lokalizacyjna i inwestycyjna w energetyce odnawialnej . . . . . . . . . . . . . 129

Michał Urbański, Magdalena Racinowska-RatajskaProblematyka odnawialnych źródeł energii w dokumentach planistycznych . . . . 141

Szymon Walczakiewicz Potencjał aeroenergetyczny i solarny województwa zachodniopomorskiego . . . . 159

Piotr Biniek Energetyka wiatrowa i solarna w województwie zachodniopomorskim . . . . . . . . 179

Małgorzata Świątek Mała energetyka wodna i geotermia w województwie zachodniopomorskim . . . 191

WSTĘP

Współczesny świat podlega silnej presji rosnącej liczby ludności oraz konsumpcyj-nego, wykraczającego poza wcześniejsze standardy jakościowe, stylu życia, co rady-kalnie zwiększa zapotrzebowanie na energię. Siłę napędową sektora przemysłowego i usługowego stanowi energetyka konwencjonalna oparta na paliwach naturalnych: węglu, ropie i gazie. Niestety ich intensywna eksploatacja i przetwarzanie stają się przyczyną wyczerpywania zasobów naturalnych, skażenia środowiska, a także, co jest coraz wyraźniej podkreślane, przyczynia się do zmian klimatycznych wynikających z emisji dwutlenku węgla i innych gazów cieplarnianych. W takiej sytuacji niebagatelnego znaczenia nabiera nie tylko racjonalne, oszczędne gospodarowanie wytworzoną energią, ale również poszukiwanie jej nowych źródeł. Alternatywę dla źródeł konwencjonalnych stanowią odnawialne źródła energii, aczkolwiek należy mieć świadomość, że nigdy nie będą one stanowiły podstawowego źródła energii w skali globalnej.

Rozwój sektora OZE przyczynia się do zmniejszenia presji sektora energetycznego na środowisko, m.in. emisji gazów szklarniowych i pyłów oraz substancji takich jak: dwutlenek siarki, tlenki azotu, węglowodory aromatyczne, związki rtęci i kadmu, co zmniejsza zanieczyszczenie powietrza. Niebagatelne znaczenie ma również wzrost nie-zależności energetycznej i możliwość dywersyfikacji źródeł energii oraz zmniejszenie zależności od drogiego importu ropy naftowej i gazu ziemnego. Dla gospodarki krajowej i regionalnej niezwykle istotne jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, czyli zdolności do zaspokajania popytu na energię elektryczną, cieplną i gaz pod względem ilościowym i jakościowym, po możliwie najniższej cenie przy zachowaniu warunków ochrony środowiska.

Inwestycje w OZE mogą przynosić korzyści również społeczności lokalnej poprzez wzrost atrakcyjności turystycznej regionu, stworzenie szansy aktywizacji zawodowej, szczególnie na obszarach o wysokim stopniu bezrobocia, wzrost konkurencyjności lokalnej gospodarki i jej efektywności energetycznej, pozyskiwanie surowców od lokalnych producentów, głównie rolników (np. słomy, kiszonki czy odpadów tartacz-nych), stanowiących dla nich dodatkowe źródło dochodu. Kolejne z możliwych atu-tów ekonomicznych to pobieranie opłat dzierżawnych za np. grunty pod turbinami wiatrowymi czy opłat z tytułu służebności gruntowej w celu zapewnienia dostępu do budowy linii energetycznych, np. łączących turbiny z siecią, obniżenie cen ciepła dla mieszkańców danej miejscowości, powstawanie działek inwestycyjnych w pobliżu ciepłowni i biogazowni z zagwarantowaniem dostarczania ciepła i energii elektrycznej po konkurencyjnych cenach bezpośrednio z tych zakładów, pokrycie przez inwestorów

6

kosztów modernizacji dróg lokalnych, tworzenia nowych linii przesyłowych, elektro-energetycznych i punktów zasilania. Dodatkową korzyść stanowi odprowadzanie przez inwestorów zewnętrznych podatków do budżetu gminy, a w sytuacji gdy gmina jest właścicielem danego obiektu – uzyskiwanie przychodów ze sprzedaży energii przy jednoczesnej rezygnacji z przynajmniej części energii kupowanej z zewnątrz. Należy jednakże pamiętać, że każda instalacja OZE stanowi ingerencję w dotychczasowy stan ekosystemu i środowiska życia danej społeczności, a jakiekolwiek korzyści finansowe mogą być czerpane dopiero po etapie inwestycyjnym, trwającym mniej więcej dekadę. Czas zwrotu poniesionych kosztów inwestycji uzależniony jest od typu elektrowni oraz zastosowanego wsparcia finansowego i prawnego.

Celem niniejszej książki jest przedstawienie możliwości, zarówno przyrodniczych, jak i ekonomicznych oraz prawno-politycznych, rozwoju energetyki odnawialnej w woje-wództwie zachodniopomorskim. W tym celu zostało omówione bardzo szerokie spektrum zagadnień z zakresu geografii, biologii, ekonomii, prawa i zagospodarowania przestrzen-nego. Został pokrótce zaprezentowany również aktualny stan energetyki odnawialnej w województwie. Mamy nadzieję, że niniejsze opracowanie będzie stanowić dla Państwa kompendium niezbędnej wiedzy na temat odnawialnych źródeł energii, a jednocześnie stanie się zachętą do racjonalnego i odpowiedzialnego inwestowania w OZE.

Małgorzata Świątek

Wstęp

7

Daniel SzostakPolityka energetyczna Polski i Unii Europejskiej

Daniel SzostakKatedra Turystyki i Rekreacji, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński ul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI I UNII EUROPEJSKIEJ

Słowa kluczowe: czynniki geograficzne, klimatologia i meteorologia, elementy klimatu, podział klima-tyczny Polski

Wstęp

Każde państwo, jak również wspólnota państw (np. Unia Europejska), jest wypo-sażone w różne instrumenty i narzędzia (przede wszystkim te o charakterze prawno--organizacyjnym, ekonomicznym i strategicznym), dzięki którym aktywnie oddziałuje na swoją gospodarkę oraz na poszczególne rynki i subrynki. Dotyczy to zwłaszcza rynków i subgospodarek o charakterze kluczowym i strategicznym dla jego istnienia i funkcjonowania, do których zaliczyć można w szczególności rynek energetyczny. Energetyka stanowi podstawę wszelkiej działalności gospodarczej, a tym samym ma strategiczne znaczenie dla rozwoju gospodarczego i społecznego poszczególnych państw. Ponadto zajmuje kluczowe miejsce w zapewnieniu bezpieczeństwa ekono-micznego państwa i realizacji związanych z nim celów i zadań. Energia jest obecnie niezbędna do niezakłóconego funkcjonowania i systematycznego rozwoju każdego państwa. Państwo powinno więc podejmować wszelkie działania, zarówno opera-cyjne, jak i długofalowe, w celu uniknięcia sytuacji deficytu lub braku energii.

Energetyka i jej produkty mają za zadanie w ujęciu bieżącym i strategicznym słu-żyć różnym odbiorcom i użytkownikom energii (indywidualnym i instytucjonalnym, w tym państwu jako całości). Dlatego też jednym z podstawowych celów dla Polski i Unii Europejskiej jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii do odbiorców oraz dywersyfikacja źródeł dostaw surowców energetycznych. Politykę energetyczną należy również identyfikować jako zbiór zagadnień dotyczących miejsca oraz roli państwa (i jego organów) na rynku energetycznym (podmiotowe ujęcie rynku) oraz stosowanych przez właściwe organy państwowe w obszarze energetyki konkretnych instrumentów polityki (przedmiotowe ujęcie rynku). Polityka energetyczna staje się dla każdego państwa długofalową strategią ogólnorozwojową, która uwzględnia w sposób priorytetowy źródła pozyskania, wytwarzania, importu oraz eksportu energii w każ-dej znanej postaci (m.in. cieplnej, elektrycznej, odnawialnej, jądrowej). Długofalowa

8

Daniel Szostak

polityka energetyczna powinna również uwzględniać spodziewane zapotrzebowanie na energię w przewidywalnej przyszłości i związane z nią zakładane zużycie. W ramach skutecznie realizowanej polityki energetycznej państwo wskazuje niezbędne działa-nia służące zabezpieczeniu bieżących i przyszłych potrzeb energetycznych państwa, a przede wszystkim obywateli i gospodarki . Realizacja polityki energetycznej odbywa się zazwyczaj przy uwzględnieniu własnych zasobów surowcowych, produkcyjnych, przesyłowych i dystrybucyjnych, a także w relacji do zachodzących sytuacji na świa-towych rynkach energetycznych .

Od początku lat 90. XX wieku w wielu krajach na świecie coraz bardziej widoczne jest zintegrowanie na jednym poziomie politycznym zagadnień związanych z ener-getyką z zagadnieniami dotyczącymi aspektów klimatycznych, ochrony środowiska i działań związanych z przyjęciem planu redukcji emisji gazów cieplarnianych do atmosfery, które uznano za jedną z najważniejszych przyczyn zmieniających klimat. Obecnie coraz częściej używa się pojęcia zagregowanego: polityka klimatyczno-ener-getyczna. Polityka taka koncentruje się przede wszystkim na poprawie efektywności energetycznej (m.in. poprzez bardziej efektywne zużycie energii, ograniczenie zużycia energii, planowanie produkcji i zużycia energii), zwiększaniu bezpieczeństwa dostaw surowców i energii, dywersyfikacji produkcji energii elektrycznej, rozwoju i inwe-stycji w odnawialne źródła energii oraz rozwoju konkurencyjnych rynków energii. Ważny obszar oddziaływania tejże polityki stanowi również redukcja negatywnego oddziaływania sektora energetycznego na środowisko, w tym rozwój rynku energii w myśl zasad zrównoważonego rozwoju. Według tychże zasad istotne staje się zasto-sowanie do produkcji energii i wykorzystania odpowiednich surowców i technologii energetycznych. Mają one coraz mniejszy negatywny wpływ na środowisko naturalne, m.in. poprzez redukcję emisji gazów cieplarnianych (których energetyka światowa jest jednym z głównych producentów) oraz uzupełnianie światowej produkcji ener-gii zasobami odnawialnymi i alternatywnymi (w tym energetyką jądrową i technolo-giami wodorowymi). Szczególnym propagatorem polityki klimatyczno-energetycznej jest Unia Europejska, według której należy sprostać wielu ważnym i kluczowym dla rozwoju wspólnego europejskiego rynku wyzwaniom energetycznym, zapewniającym m.in. trwałość systemu energetycznego, bezpieczeństwo dostaw surowców energe-tycznych, konkurencyjność na rynku energii. Wyzwania te dotyczą również zredu-kowania poziomu emisji gazów cieplarnianych, zmniejszenia zależności od importu surowców i produktów energetycznych, tworzenia wspólnego jednolitego wewnętrz-nego unijnego rynku energetycznego oraz kreowania wspólnej jednolitej polityki ener-getycznej. Aby zrealizować cele pakietu energetyczno-klimatycznego, poszczególne kraje UE, w tym Polska, muszą podejmować działania na rzecz modernizacji sektora energii, które przyczynią się do ochrony klimatu przed konsekwencjami prowadzonej intensywnej gospodarki energetycznej oraz do poprawy konkurencyjności ekonomicz-nej tych krajów (Frączek 2012).

9

Polityka energetyczna Polski i Unii Europejskiej

Polityka energetyczna – wprowadzenie do problematyki

Termin „polityka” jest stosowany współcześnie dla określenia i identyfikacji cało-kształtu działalności ustawodawczej i wykonawczej władzy państwowej w kształ-towaniu stosunków wewnętrznych w danym państwie oraz jego relacji z zagranicą. Polityka, w takim rozumieniu, stanowi zespół aktywności określających bliższe lub dalsze kierunki i cele działania, a także sposoby ich realizacji. Zagadnienie to odnosi się przede wszystkim do działalności następujących rodzajów podmiotów: organiza-cji politycznych, zawodowych i społecznych, jednostek administracji i samorządu, podmiotów działalności gospodarczej oraz osób fizycznych (Przybylska-Kapuścińska 2002). Gospodarka narodowa wraz z jej poszczególnymi subsektorami, w tym rów-nież energetyką, stanowi główny przedmiot oddziaływania współczesnej polityki władz państwowych. Dlatego też zasadne jest zdefiniowanie polityki ekonomicznej (gospodarczej) jako świadomego oddziaływania władz państwowych na gospodarkę narodową, w tym na: jej dynamikę rozwojową, strukturę organizacyjną i produkcyjną, jej bieżące i strategiczne funkcjonowanie, wewnętrzne stosunki ekonomiczne oraz jej relacje gospodarcze z otoczeniem zewnętrznym bliższym i dalszym (z zagranicą) (Winiarski 1994). Poprzez politykę ekonomiczną, przy zastosowaniu właściwych narzędzi, państwo powinno kształtować między innymi odpowiednie i racjonalne ramy prawno-organizacyjne funkcjonowania gospodarki, jak również stosunki eko-nomiczne zachodzące w relacjach: podmiot gospodarczy – obywatel (klient) – wła-dza państwowa. Można stwierdzić, że współczesna polityka ekonomiczna państwa w sposób znaczący oddziałuje na funkcjonowanie krajowego systemu ekonomicz-nego (Kowalik 2000), który definiowany jest w literaturze ekonomicznej jako zespół, kompleks organizacji, gospodarstw domowych oraz jednostek działających według określonych zasad, bodźców, nakazów i zakazów, w dziedzinie produkcji, podziału, wymiany i konsumpcji dóbr rzeczowych i usług. Specyficznym uszczegółowieniem polityki ekonomicznej państwa są polityki sektorowe (np. polityka przemysłowa lub polityka energetyczna) (Winiarski 1999).

Realizacja każdej polityki odbywa się zazwyczaj przy zastosowaniu odpowiednich metod, a w ich ramach dobraniu odpowiednich narzędzi, które są środkami realizacji przyjętych celów i zadań. Metoda to uświadomiony i systematyczny sposób działa-nia złożonego, wykorzystującego określone narzędzia, kształtujące ilościowe i jako-ściowe zjawiska oraz procesy zachodzące w obszarze polityki oraz jego otoczeniu. Dobór i stosowanie odpowiednich narzędzi w prowadzonej polityce zależy przede wszystkim od (Grzywacz 1995):

– metody prowadzonej aktualnie polityki;– systemu społeczno-gospodarczego;– celów i zadań polityki ogólnej państwa oraz polityk szczegółowych, w tym

sektorowych;– poziomu rozwoju społeczno-gospodarczego państwa;– poziomu zamożności społeczeństwa;

10

Daniel Szostak

– systemu powiązań prawno-organizacyjnych i ekonomicznych w kraju i za granicą;

– poziomu techniczno-organizacyjnego gospodarki;– czasookresu oddziaływania poszczególnych narzędzi;– kultury organizacyjnej, w przypadku energetyki – kultury energetycznej danego

państwa, np. polska kultura produkcji energii oparta jest na węglu kamiennym i brunatnym .

Współczesna polityka energetyczna, niezależnie od tego, czy dotyczy gminy, regionu, kraju, związku krajów lub całego świata, koncentruje się wokół działań pro-wadzących w długim okresie do wykreowania warunków dla racjonalnego, bezpiecz-nego i uzasadnionego ekonomicznie gospodarowania własnymi i nabytymi zasobami energetycznymi. Określając warunki, kierunki i cele działań proenergetycznych w pań-stwie, należy uwzględnić uwarunkowania wewnętrzne i zewnętrzne. Wewnętrzne uwarunkowania związane są przede wszystkim ze stopniem rozwoju społeczno--gospodarczego, kulturą energetyczną, stanem i możliwościami rozwoju energetyki, ze szczególnym uwzględnieniem posiadanych energetycznych zasobów pierwotnych, dywersyfikacją dostaw i produkcji energii. Z kolei uwarunkowania zewnętrzne doty-czą przyjętej i realizowanej wspólnej polityki energetycznej organizacji międzyna-rodowych, których dane państwo jest członkiem, położenia geograficznego, stopnia uzależnienia energetycznego od sił i czynników zewnętrznych. Im mniej dane państwo jest samowystarczalne energetycznie, tym większe znaczenie ma przyjęta i wdrażana strategia energetyczna, określana najczęściej polityką energetyczną. Im dany sektor staje się ważniejszy dla rozwoju danego państwa, tym ważniejsze staje się sformuło-wanie odpowiedniego zestawu działań dotyczących jego rozwoju rozłożonych w cza-sie, dla których identyfikuje się konkretne źródła finansowania. Wzrastające znaczenie energetyki dla funkcjonowania i rozwoju państwa powoduje, że polityka energetyczna powinna być również skorelowana z innymi rodzajami polityk realizowanych rów-nolegle i niekiedy w powiązaniu z nimi. Wynika to z faktu, że współcześnie rozwój energetyki i zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego staje się niezwykle istotnym elementem ogólnej polityki państwa, zarówno w odniesieniu do aspektów wewnętrz-nych, jak i relacji na szczeblu międzynarodowym.

Polityka energetyczna jest więc zestawem celów, które dane państwo planuje osią-gnąć w obszarze energetyki i w powiązaniu z nią, narzędzi, które pozwolą zrealizować owe cele oraz obiektywnych warunków, w których ta polityka będzie realizowana. Stan obecny energetyki i jej przyszłe cele, które dane państwo chce zrealizować w gospodarce energetycznej, zależą od warunków, jakie do tej pory panowały w obsza-rze energetyki (ich skutkiem jest określony funkcjonujący system energetyczny i jego infrastruktura), oraz warunków, jakie zaistnieją w bliższej i dalszej przyszłości, zarówno wewnątrz państwa, jak i na zewnętrz w otoczeniu geopolitycznym danego państwa (Rechul 2010). Z reguły każda polityka, jako przyjęty sposób postępowa-nia, np. w określonym sektorze, zawiera zarówno cel nadrzędny (wiodący, określany jako misja), jak i cele szczegółowe. Praktyka pokazuje, że trudno jest znaleźć jeden

11


cel dla każdego państwa. Poszczególne państwa przyjmują własne partykularne cele. Przykładami powszechnie wyznaczanych celów o charakterze nadrzędnym mogą być m.in.: zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, dywersyfikacja dostaw surowców energetycznych czy samowystarczalność energetyczna. Z kolei przykładami celów szczegółowych w ramach przyjętej i realizowanej polityki energetycznej mogą być: racjonalne i efektywne gospodarowanie posiadanymi złożami węgla, dywersyfika-cja źródeł i kierunków dostaw gazu ziemnego, dywersyfikacja dostaw ropy naftowej, budowa magazynów dla paliw płynnych, zapewnienie ciągłego pokrycia zapotrze-bowania na energię, budowa infrastruktury energetycznej dla rozwoju energetyki jądrowej, wzrost udziału odnawialnych źródeł energetycznych w finalnym zużyciu energii i bilansie energetycznym, przeciwdziałanie nadmiernemu wzrostowi cen ener-gii, zapewnienie niezakłóconego funkcjonowania rynków paliw i energii, ogranicze-nie emisji dwutlenku węgla do atmosfery, ograniczenie negatywnego oddziaływania energetyki na środowisko oraz poprawa bezpieczeństwa energetycznego państwa.

Wśród istotniejszych narzędzi polityki energetycznej można wyróżnić regulacje prawne i administracyjne, do których należą głównie ustawy i rozporządzenia rządu i stosownych ministerstw, normy techniczne, limity, koncesje, nakazy, zakazy, zasad-ność interwencji, nadzór właścicielski Skarbu Państwa, działalność instytucji regu-lacyjnych, umowy wewnętrzne z podmiotami zewnętrznymi w obszarze dostaw surowców i energii, instrumenty ekonomiczne – finansowe, m.in. dotacje, podatki od energii lub zanieczyszczeń, handel emisjami, system handlu certyfikatami zielonej energii, regulacje cen, finansowanie rozwoju (Łucki 2010).

Politykę energetyczną, jako jedną z kluczowych i strategicznych polityk sektoro-wych współczesnego państwa, przedstawia się w literaturze ekonomicznej i politolo-gicznej za pomocą wielu definicji. Najczęściej definiowana jest jako element polityki państwa, realizowanej przez władze, w której określone są takie strategiczne kwestie, jak m.in. wielkość i źródła produkcji energii, sposób jej dystrybucji i konsumpcja. W skład realizowanej polityki energetycznej wchodzą takie elementy, jak: prze-pisy krajowe, umowy międzynarodowe, zachęty do inwestycji, wytyczne dotyczące oszczędzania oraz efektywności energetycznej, podatki i inne instrumenty związane z polityką publiczną. Polityka energetyczna powinna określać również, w jaki sposób ma być zorganizowany rynek energii, tj. czy ma się opierać na modelu rynkowym, czy też na modelu interwencjonistycznym, w którym państwo, oprócz roli regulatora, pełni również rolę kluczowego producenta.

Polityka energetyczna staje się również praktycznym działaniem polegającym na określaniu kierunków gospodarowania i zarządzania własnymi i nabytymi zasobami paliwowymi oraz wyprodukowaną i zużytą w toku efektywnego gospodarowania energią. Realizując własną politykę energetyczną, każde państwo powinno dążyć do kształtowania odpowiadającego potrzebom i bezpieczeństwu systemu energetycz-nego, składającego się na sferę materialną energetyki – głównie narzędzia dostarcza-nia surowców produkcji energii. Polityka energetyczna to także działalność polegająca z jednej strony na określaniu celów politycznych, społecznych, a przede wszystkim

12

Daniel Szostak

ekonomicznych związanych z rozwojem energetyki, a z drugiej – na otrzymywaniu wszechstronnych korzystnych efektów wynikających z rynkowego istnienia popytu i podaży na energię, dążeniu do zaspokojenia społecznych potrzeb w aspekcie dostępu do energii oraz precyzowaniu środków niezbędnych do zapewnienia państwu i jego obywatelom wspomnianego wcześniej energetycznego bezpieczeństwa, zarówno w aspekcie działań wewnętrznych, jak i w relacjach międzynarodowych (Malko 2009). Szczególnym zadaniem państwa w zakresie realizacji polityki energetycznej jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, które definiuje się jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie zapotrzebowania perspektywicznego odbiorców finalnych na paliwa i energię, w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu ogólnie przyjętych wymagań dotyczących ochrony środowiska. Jest to spowodowane tym, że ciągłość i niezawodność dostaw energii ma kluczowe znaczenie dla funkcjo-nowania gospodarki, zarówno w skali makroekonomicznej, jak i mikroekonomicznej .

Cele i zadania polityki energetycznej najczęściej są realizowane na poziomie danego państwa lub na poziomie ponadkrajowym i światowym.

Podmioty realizujące politykę energetyczną na poziomie krajowym:– państwowe organy ustawodawcze i wykonawcze (rząd, wybrane ministerstwa,

sejm, senat, instytucje regulujące rynek);– podmioty gospodarcze, których państwo jest właścicielem lub udziałowcem

(np. podmioty infrastruktury energetycznej, tj. m.in. elektrownie systemowe, sieci przesyłowe, sieci dystrybucyjne, elektrociepłownie, zakłady energetyczne, rafinerie, gazoporty, operatorzy systemów przesyłowych);

– podmioty prywatne (np. podmioty produkujące energię ze źródeł odnawial-nych, krajowe i zagraniczne);

– stowarzyszenia i organizacje branżowe (np. izby gospodarcze).Na poziomie ponadkrajowym i światowym polityka energetyczna jest realizo-

wana przez np. Parlament Europejski, Komisję Europejską, Organizację Współpracy Gospodarczej i Rozwoju, Światową Organizację Handlu czy Organizację Narodów Zjednoczonych .

Podstawowymi składowymi elementami konkretnej i świadomej polityki energe-tycznej są działania w zakresie opracowywania celów politycznych i pozapolitycznych (w tym ekonomicznych i w zakresie zapewniania bezpieczeństwa ekonomicznego i energetycznego), a także dobór odpowiednich środków (narzędzi) potrzebnych do ich wykonania. Kształt polityki energetycznej w większości państw na świecie jest zdeterminowany wieloma czynnikami. Należą do nich: poziom rozwoju energetycz-nego danego kraju lub regionu, kultura energetyczna, wielkość i stan infrastruktury energetycznej, stopień dywersyfikacji źródeł energii i ich udziału w bilansie energe-tycznym, posiadane zasoby energetyczne, sytuacja polityczna, stan bezpieczeństwa (w tym ekonomicznego i energetycznego), świadomość energetyczna władz regio-nalnych i państwowych oraz lokalnych społeczności itp. O polityce energetycznej można mówić wtedy, gdy władza państwowa różnych szczebli zarządzania wykazuje się podejściem pozytywnym do energetyki, polegającym m.in. na bieżącej kontroli

13


wpływu tego zjawiska na życie gospodarczo-społeczne państwa oraz realizacji strate-gicznych celów energetycznych (Malko 2009).

Bezpieczeństwo energetyczne jako jeden z głównych celów polityki energetycznej

Praktyka pokazuje, że bezpieczeństwo energetyczne staje się jednym z najważniej-szych celów większości polityk ekonomicznych, w tym energetycznych, niezależnie od podmiotu, który je wdraża, i zasięgu, który go dotyczy. Uznawane jest najczęściej za najważniejszy składnik bezpieczeństwa ekonomicznego państwa. Przykładowo widoczny jest mocno zróżnicowany obecny stan bezpieczeństwa energetycznego w odniesieniu do poszczególnych subsektorów polskiej energetyki . Polska jest kra-jem samowystarczalnym przede wszystkim w elektroenergetyce oraz ciepłownictwie, których działalność oparta jest na posiadaniu własnych zasobów węgla kamiennego i brunatnego. W subsektorze gazu oraz paliw płynnych Polska w znacznej mierze uzależniona jest od polityki i działalności importowej, głównie z Rosji, choć podpi-sane zostały również kontrakty z krajami Zatoki Perskiej. Polska posiada duże zasoby energii odnawialnej, lecz ich praktyczne energetyczne wykorzystanie jak dotąd jest niewielkie. W kontekście spełnienia wymogów klimatycznych UE kluczowe wyzwa-nia dla polskiej energetyki i bezpieczeństwa energetycznego związane są m.in. z niedostosowaniem technologicznym krajowej elektroenergetyki i ciepłownictwa w zakresie minimalizacji działań emisyjnych gazów cieplarnianych, uzależnieniem elektroenergetyki i ciepłownictwa od węgla, pogarszającym się stanem technicznym przestarzałej infrastruktury ciepłownictwa i elektroenergetyki, niewielkim zakresem wykorzystania OZE, brakiem energetyki jądrowej oraz niską efektywnością energe-tyczną w obszarze odbioru i użytkowania energii, a także źródeł wytwórczych i sieci elektroenergetycznych (Szczerbowski 2013). Do ważnych czynników bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski należy zaliczyć dążenie do uzyskania odpowiedniego stopnia dywersyfikacji dostaw energii pierwotnej do sektora wytwarzania elektroener-getyki oraz nowoczesną strukturę technologiczną źródeł wytwórczych (Zaporowski 2014). Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego jest również jednym z trzech celów głównych polityki energetycznej UE (Motowidlak 2014).

Bezpieczeństwo ekonomiczne rozumiane jest w wielu definicjach jako niezakłó-cone funkcjonowanie danej gospodarki oraz utrzymywanie przez nią komparatywnej równowagi z gospodarkami innych państw (Księżopolski 2013), przede wszystkim tych, z którymi ona sąsiaduje, prowadzi wymianę handlową lub też w określonym zakresie jest uzależniona lub współzależna. Uzależnienie może wynikać z barku pewnych surowców lub produktów, które trzeba importować, aby dana gospodarka mogła niezakłócenie funkcjonować. Współzależność może dotyczyć sytuacji, kiedy stan gospodarki i sytuacja na rynku wewnętrznym jednego państwa może wpływać na stan i sytuację gospodarczą państwa współpracującego. Przykładem mogą być relacje

14

Daniel Szostak

gospodarcze między Polską a Niemcami. Kryzys w gospodarce niemieckiej może w sposób istotny wpłynąć na sytuację gospodarczą w Polsce, gdyż Niemcy są najwięk-szym partnerem gospodarczym i importerem dóbr wyprodukowanych w Polsce (Co to jest… 2016).

Bezpieczeństwo ekonomiczne państwa to względnie zrównoważony endo- i egzo-gennie stan funkcjonowania gospodarki narodowej, w którym występujące ryzyko zaburzeń równowagi utrzymane jest w wyznaczonych i akceptowanych normach orga-nizacyjno-prawnych oraz zasadach współżycia społecznego.

Jednym z najważniejszych zagrożeń dla bezpieczeństwa ekonomicznego państwa jest niedostosowanie podaży do popytu na energię i paliwa, czego przyczyną może być m.in. intensywny wzrost i rozwój gospodarki danego państwa. Ilość wyprodukowa-nej energii powinna odpowiadać popytowi aktualnie zgłaszanemu ze strony przedsię-biorstw, infrastruktury państwowej i gospodarstw domowych. Trudność w utrzymaniu punktu równowagi zależy od wielu czynników, tj. od:

– stanu i jakości infrastruktury produkującej energię i ją transportującej;– możliwości magazynowania surowców energetycznych, w tym obecnego

i przyszłego stanu zapasów;– stanu infrastruktury i możliwości przesyłowych surowców energetycznych;– polityki państwa w zakresie rozbudowy i budowy nowych zakładów

energetycznych;– stabilności źródeł energii;– poziomu dywersyfikacji dostaw surowców;– możliwości i kosztów spełnienia wymagań w zakresie walki ze zmianami klima-

tycznymi, przede wszystkim realizacji przyjętych i zaakceptowanych założeń Pakietu energetycznego 3×20 oraz Europejskiego Systemu Handlu Emisjami; wiąże się z koniecznością poniesienia przez krajową energetykę znacznych nakładów inwestycyjnych na modernizację infrastruktury energetyki konwen-cjonalnej, w szczególności instalacji niezbędnych technologii niskoemisyj-nych, promocji odnawialnych źródeł energii, rozważenia perspektywy budowy energetyki jądrowej oraz poprawy wskaźników efektywności energetycznej (Szczerbowski 2013).

Bezpieczeństwo energetyczne jest definiowane jako swoistego rodzaju stan gospo-darki umożliwiający pokrycie zapotrzebowania perspektywicznego odbiorców na energię i paliwa w sposób ekonomicznie i technicznie uzasadniony. Uszczegółowiając tę definicję, należy opisać bezpieczeństwo energetyczne jako stałą i niezakłóconą dostępność do energii w różnych jej formach i przy akceptowalnych jej cenach. Uzupełnienie tej definicji stanowi wskazanie, że powinny zostać uwzględnione rów-nież zasady zrównoważonego rozwoju oraz odpowiednie standardy ekologiczne i ochrony środowiska naturalnego (Pronińska 2013).

Analizując zagadnienia dotyczące osiągnięcia zadowalającego poziomu w zakresie bezpieczeństwa energetycznego kraju, należy odnieść się do kluczowych czynników

15


i wskaźników, które powinny być uwzględnione w takiej analizie. Podstawowymi miernikami są:

– struktura bilansu energetycznego (zestawienie produkcji energii i zapotrzebo-wania energetycznego gospodarki danego kraju);

– poziom zależności importowych dotyczących zarówno surowców energetycz-nych, jak i samej energii;

– zakres dywersyfikacji źródeł dostaw surowców energetycznych, dywersy-fikacja taka koncentruje się zarówno na dostawcach, jak i drogach trans-portu surowców, i pozwala analizować podatność na zaburzenia zewnętrzne importowo-transportowe;

– poziom energochłonności i emisyjności sektora energetycznego;– poziom cen energii przekładający się na ekonomiczną dostępność i występowa-

nie zjawiska tzw. ubóstwa energetycznego (Pronińska 2013).Bezpieczeństwo energetyczne finalnego użytkownika energii jest to przyjęty sto-

pień gwarancji dostępu przez niego do niezbędnych mu form energii, w potrzebnym określonym czasie i w wymaganej ilości, przy akceptowalnym dla niego poziomie ceny nabywanego produktu. Z kolei bezpieczeństwo zaopatrzenia energetycznego jest to gotowość danego systemu energetycznego do pokrycia, przy akceptowalnych społecznie cenach, pełnego przewidywanego zapotrzebowania energetycznego w nor-malnych warunkach eksploatacji systemu oraz zadowalającego w różnych możliwych sytuacjach awaryjnych, krytycznych, żywiołowych itp.

Każde państwo, czy też grupa państw, buduje i rozwija swój system energetyczny i dąży do zapewnienia sobie bezpieczeństwa energetycznego, opierając się przede wszystkim na surowcach, które posiada lub które musi w odpowiedniej ilości impor-tować. O kierunkach działań związanych z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycz-nego danego państwa decyduje przede wszystkim profil surowcowy danej przestrzeni, czyli rodzaj surowców, które dominują lub występują w tejże przestrzeni. Kluczowe dla bezpieczeństwa energetycznego surowce dany kraj powinien posiadać w odpo-wiedniej ilości i dostępności technologicznej na swoim terenie albo uzyskać poprzez odpowiednie systemy transportowe, infrastrukturę odbiorczo-magazynową i zawarte kontrakty umożliwiające niezakłócony dostęp do nich. Profil surowcowy w dużej mierze decyduje o profilu i pozycji samej gospodarki w określonym układzie geo-strategicznym, w szczególności w odniesieniu do aspektów energetycznych i bezpie-czeństwa energetycznego.

Polityka energetyczna Unii Europejskiej

Unijna polityka energetyczna koncentruje się wokół trzech głównych aspektów, tj. rozwoju konkurencji, bezpieczeństwa energetycznego i ochrony środowiska przy-rodniczego. Powinny być one realizowane zgodnie z przyjętymi zapisami traktato-wymi ustanawiającymi Wspólnoty Europejskie i Unię Europejską (UE) oraz z ideą

16

Daniel Szostak

zrównoważonego rozwoju i działaniami klimatycznymi ograniczającymi wpływ gospodarki, w tym energetyki, na środowisko naturalne. Dlatego też cele pakietu dzia-łań skoncentrowanych na aspektach klimatyczno-energetycznych (nazywanego także polityką klimatyczno-energetyczną Unii Europejskiej) dotyczą przede wszystkim zmniejszenia w pierwszej kolejności do 2020 roku emisji gazów cieplarnianych o 20%, zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w całkowitym zużyciu energii do 20%, wzrostu udziału biopaliw o 10% oraz zwiększenia efektywności energetycznej o 20% w stosunku do 1990 roku (rok bazowy). Cele te stanowią również ważny element długofalowej energetyczno-gospodarczej strategii rozwojowej UE. Zmiany klimatu i tworzona w UE polityka klimatyczno-energetyczna istotnie wpływają na przebudowę i restrukturyzację europejskiego sektora energetycznego, w tym w poszczególnych państwach członkowskich (Wojtkowska-Łodej 2015).

Zarówno poszczególne państwa członkowskie, jak i instytucje Unii Europejskiej odpowiadają za kształt wspólnej polityki energetycznej. Sformalizowanie kompeten-cji udzielonych w tym zakresie zostało uwzględnione i zawarte w Traktacie o funk-cjonowaniu Unii Europejskiej. Wyznaczył on następujące cele, które powinny być realizowane w ramach solidarności między państwami członkowskimi UE:

– zapewnienie sprawnego funkcjonowania rynku energii;– zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii w i do Unii Europejskiej;– wspieranie efektywności energetycznej, w tym oszczędności w zużyciu energii;– wspieranie rozwoju odnawialnych źródeł energii;– rozbudowa połączeń między poszczególnymi narodowymi sieciami energii

(www.oide.sejm.gov.pl).W ramach działań integracyjnych na rynku energetycznym Unii Europejskiej iden-

tyfikowanych jest szereg istotnych problemów do rozwiązania, m.in. brak harmoni-zacji technicznej infrastruktury energetycznej, w tym przesyłowej, oraz odmienne podejście wielu państw członkowskich Unii do ochrony środowiska. Do największych wyzwań energetycznych dla wszystkich państw członkowskich Unii należy zaliczyć m.in. brak zróżnicowania źródeł energii oraz kwestię bezpieczeństwa dostaw surow-ców. Problemem staje się również odmienna kultura energetyczna i sposób podejścia niektórych państw członkowskich do zapewnienia sobie bezpieczeństwa energetycz-nego. Dotychczasowa polityka energetyczna Unii Europejskiej polegała najczęściej na tym, że poszczególne państwa w ramach własnej polityki energetycznej realizowały swoje cele. Przykładowo samodzielnie podpisywały umowy na dostawę surowców, rozwijały własną technologię produkcji energii, a w swoich strategiach energetycz-nych uwzględniały najczęściej indywidualne możliwości zapewnienia sobie bezpie-czeństwa energetycznego. I dlatego opierając się na własnych zasobach, rząd Polski koncentruje się na rozwoju przemysłu węglowego. Dlatego też szczególnego znaczenia nabiera jeden z celów polityki energetycznej UE, tj. solidarność energetyczna w poli-tyce zewnętrznej i kreowanie jednej wspólnej polityki energetycznej, która opierałaby się na jednolitym rynku energetycznym i wspólnych zakupach surowców energetycz-nych – zakupu dokonywałaby Unia, a nie poszczególne kraje osobno (Miciuła 2015).

17


Obecnie realizowana europejska strategia polityczna opiera się na przyjętym w 2009 roku tzw. trzecim pakiecie energetycznym, na który składają się dwie dyrek-tywy rynkowe, dwa rozporządzenia przesyłowe oraz rozporządzenie powołujące Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energii. Cele tego pakietu, wpisane także do strategii „Europa 2020” i nazywane „Programem 20-20-20”, zakładają obniżenie emisji gazów cieplarnianych, wzrost wykorzystania energii odnawialnej i poprawę efektywności energetycznej do 2020 roku.

Unia Europejska nakreśliła ramy służące ukierunkowaniu polityki w zakresie ener-gii i klimatu. Ramy te integrują różne cele polityczne, takie jak:

– zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych; – zabezpieczenie dostaw paliw i energii;– wspieranie wzrostu, konkurencyjności i tworzenia miejsc pracy.Cele polityki energetycznej UE wynikają przede wszystkim z aktualnych uwarunko-

wań zaopatrzenia Unii jako całości i poszczególnych państw w energię, obejmujących:– brak samowystarczalności energetycznej UE – uzależnienie od zewnętrznych

dostaw przede wszystkim surowców energetycznych;– duże zróżnicowanie w poszczególnych państwach członkowskich struktury

zużycia nośników energii;– sytuację geopolityczną i duże napięcie w rejonach bogatych w surowce energe-

tyczne, które są źródłem dostaw do UE;– ograniczony wpływ polityczny i ekonomiczny poszczególnych państw UE na

rynki surowców energetycznych;– realizację pakietu klimatyczno-energetycznego, w tym wzrost znaczenia

ochrony środowiska i rozwój odnawialnych źródeł energii (Miciuła 2015).Cele te są realizowane za pomocą przyjętych dyrektyw, które wdrożone do pra-

wodawstwa poszczególnych krajów członkowskich mają z założenia doprowadzić do ich realizacji do roku 2020. Najważniejszymi filarami polityki energetycznej Unii Europejskiej, nazywanej też polityką energetyczną dla Europy (Paska i Surma 2013), są:

• w zakresie zrównoważonej i niskoemisyjnej gospodarki:– ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko;– opracowanie mapy drogowej dla odnawialnych źródeł energii;– efektywność energetyczna, w tym opracowanie planu działań;– rozwój nowych technologii dla paliw kopalnych;– rozwój programu nuklearnego, w tym zapewnienie bezpieczeństwa

reaktorów;• w zakresie rynku wewnętrznego:

– liberalizacja rynku energii;– rozwój infrastruktury przesyłowej;– monitorowanie rynku wewnętrznego;

• w zakresie relacji z otoczeniem zewnętrznym:– solidarność energetyczna UE;

18

Daniel Szostak

– nowe porozumienia i negocjacje z Rosją i USA;– dialog z rynkami zewnętrznymi, takimi jak Indie, Chiny i kraje afrykańskie.

Z kolei wyzwaniami energetycznymi UE są następujące obszary działania (Wyzwania energetyczne… 2016):

– wdrożenie wspólnotowego rynku energii, w tym wzmocnienie połączeń trans-granicznych oraz współpraca operatorów sieci;

– ograniczenie uzależnienia Unii Europejskiej od zewnętrznych dostawców paliw i energii;

– przeciwdziałanie zmianom klimatu, m.in. poprzez wdrażanie działań dekarbo-nizacyjnych i ograniczenie konsumpcji energii pochodzącej z paliw kopalnych, opracowanie nowych metod spalania węgla, inwestycje i rozwój odnawialnych źródeł energii;

– wskazanie miejsca energetyki jądrowej w bilansie energetycznym UE i kierun-ków jej rozwoju;

– realizacja projektów infrastrukturalnych w energetyce jako narzędzia zwiększe-nia bezpieczeństwa energetycznego i kompatybilności całego systemu w jeden europejski system energetyczny (np. budowa nowych terminali do odbioru skroplonego gazu ziemnego i rozbudowa sieci przesyłowych);

– rozwój współpracy międzynarodowej w zakresie energetyki: wewnętrznej – między krajami członkowskimi, i zewnętrznej – między Unią Europejską i resztą świata.

Z punktu widzenia Unii Europejskiej jednym z najważniejszych współczesnych wyzwań energetycznych staje się zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, które jest postrzegane przez poszczególne państwa oraz organy unijne jako dostęp-ność wystarczających dla wszystkich państw członkowskich wolumenów energii po przystępnych, osiągalnych dla nich cenach. Stan taki może zostać osiągnięty trzema sposobami:

– poprzez stopniowe ograniczanie przez wszystkie kraje unijne konsumpcji ener-gii pochodzącej z paliw kopalnych;

– poprzez zwiększenie produkcji własnej i uniezależnianie od ryzyka skoków cenowych i zewnętrznych dostaw;

– poprzez stworzenie odpowiedniego systemu transportu surowców energetycz-nych, maksymalnie dywersyfikującego kierunki dostaw i umożliwiającego odpowiednią ich dystrybucję na terenie całej Unii (Wyzwania energetyczne… 2016).

Komisja Europejska opublikowała w marcu 2013 roku Zieloną Księgę pod nazwą „Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030”, w której wskazała cele oraz kierunki dalszego rozwoju energetyki we Wspólnocie oraz w poszczególnych krajach członkowskich. Poniżej zaprezentowano najważniejsze narzędzia realizacji celów polityki klimatyczno-energetycznej UE do roku 2020 (Paska i Surma 2013), a przede wszystkim pakiet klimatyczno-energetyczny, dyrektywy klimatyczne, pakiety liberali-zujące rynek energii, pakiet infrastrukturalny, strategię energetyczną itp.

19


Pakiet klimatyczno-energetyczny

W marcu 2007 roku przywódcy państw członkowskich Unii Europejskiej zade-cydowali o przyjęciu nowych celów w zakresie obniżenia emisji dwutlenku węgla, zwiększenia wykorzystania odnawialnych zasobów energii oraz poprawy efektywno-ści wykorzystania energii do roku 2020. W konsekwencji tych postanowień, w kwietniu 2009 roku opublikowano dyrektywy wchodzące w skład Pakietu klimatyczno-energe-tycznego, które nakładają na kraje członkowskie zobowiązania w zakresie ogranicze-nia emisji gazów cieplarnianych o 20% do roku 2020 (w stosunku do roku 2005) oraz zwiększenia do 20% udziału produkcji energii ze źródeł odnawialnych, a biopaliw transportowych do 10%.

Dyrektywa o wspólnotowym systemie handlu uprawnieniami do emisji (Dyrektywa ETS)

Jej głównym celem jest redukcja emisji gazów cieplarnianych. Od 2013 roku wszystkie uprawnienia do emisji dwutlenku węgla można uzyskać tylko w drodze zakupu na licytacji (aukcji).

Dyrektywa w sprawie promocji energii ze źródeł odnawialnychDyrektywa wyznacza wiążący cel 20% udziału zużycia energii ze źródeł odna-

wialnych oraz wiążący cel 10% dla biopaliw transportowych na rok 2020. Cel ten ma być uzyskany przez ustanowienie wiążących celów krajowych dla wszystkich państw członkowskich, tak aby osiągnąć cel wspólnotowy.

Dyrektywa w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węglaCelem dyrektywy jest ustanowienie ram prawnych bezpiecznego wychwytywania,

transportu oraz składowania dwutlenku węgla powstałego w procesach przemysło-wych, w tym także wytwarzania energii. Dyrektywa określa wymagania stawiane pro-ducentom energii, operatorom składowisk CO2 oraz jego transportu.

Pakiety liberalizacyjne rynku energiiKomisja Europejska wskazała, że do kryteriów warunkujących rozwój konkurencji

na rynku energii należy właściwa struktura rynku, gdyż dominacja jednego lub dwóch wytwórców, często pionowo zintegrowanych, jak również brak zdolności przesyło-wych nadal są podstawową barierą rozwoju konkurencji. Wskazano w szczególności na znaczenie rozdziału działalności przedsiębiorstw związanej z wytwarzaniem energii i dostawą od jej przesyłu, wzmocnienia roli regulatorów rynku energii oraz wzmocnie-nia infrastruktury sieci energetycznych, w szczególności połączeń transgranicznych.

Pakiet infrastrukturalnyW ramach pakietu infrastrukturalnego Komisja Europejska zaproponowała realiza-

cję projektów priorytetowych dla bezpieczeństwa energetycznego UE. Ich realizacja

20

Daniel Szostak

ma doprowadzić do budowy niezbędnej infrastruktury dla stworzenia wspólnego unij-nego rynku energii, a w szczególności do:

– rozbudowy interkonektorów elektroenergetycznych oraz gazowych i powięk-szenia zdolności magazynowych;

– rozwoju połączeń wzdłuż osi północ – południe między Europą Środkową a Południowo-Wschodnią;

– ustanowienia pierścienia gazowego w ramach Wspólnoty;– wsparcia rozbudowy zdolności odbiorczych gazu skroplonego;– uruchomienia południowego korytarza gazowego (projekt Nabucco);– rozważenia prawnych możliwości blokowego zakupu gazu przez powołany do

realizacji tego celu podmiot (Caspian Development Corporation), co dałoby gwarancję stabilnego popytu;

– stworzenia śródziemnomorskiego pierścienia energetycznego.

Strategia energetyczna do roku 2020 Opublikowana w listopadzie 2010 r. Strategia energetyczna 2020 wyznaczyła kie-

runki polityki energetycznej do roku 2020. Strategia podkreśla konieczność realiza-cji już przyjętych celów ochrony środowiska i tworzenia wspólnego rynku energii, włączając w te działania dodatkowe priorytety, które mają być realizowane łącznie w następnej dekadzie. Strategia koncentruje wysiłki m.in. na: zintensyfikowaniu działań na rzecz poprawy efektywności energetycznej, utworzeniu zintegrowanego, prawdziwie ogólnoeuropejskiego rynku energii, nadaniu szerszych uprawnień kon-sumentom oraz uzyskaniu najwyższego poziomu bezpieczeństwa i niezawodności dostaw paliw i energii .

Plan na rzecz efektywności energetycznejEfektywność energetyczna to ekonomiczny sposób obniżania zużycia energii

przy jednoczesnym utrzymaniu niezmienionego poziomu aktywności gospodarczej. Poprawa efektywności energetycznej stanowi również wkład w zakresie ograniczenia emisji dwutlenku węgla poprzez:

– zmniejszenie zużycia energii w budynkach;– efektywne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła;– poprawę sprawności przesyłu energii;– informowanie konsumentów na temat efektywności energetycznej, w tym speł-

nienie wymagań ekoprojektowania urządzeń energetycznych, spełnienie przy-jętych standardów zużycia energii;

– powszechne stosowanie urządzeń energooszczędnych – etykietowanie urzą-dzeń zużywających energię.

21


Ramy wspólnotowej polityki energetycznej w zakresie klimatu i energii do 2030 roku

Głównymi celami, które przyświecają tej inicjatywie są:– utworzenie stabilnych warunków dla długoterminowych inwestycji w sektorze

energetycznym;– wsparcie innowacyjności i konkurencyjności w zgodzie z zasadami zrównowa-

żonego rozwoju;– zapewnienie wiodącej roli UE w działaniach na rzecz ochrony klimatu;– osiągnięcie celu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych o 80–95% do 2050 r.

w porównaniu do poziomu z 1990 r. w celu wypełnienia globalnego celu ogra-niczenia wzrostu średniej temperatury na Ziemi do 2°C;

– wspieranie długoterminowej konkurencyjności i bezpieczeństwa dostaw energii;

– większy udział energii odnawialnej (30% do roku 2030, zgodnie z propozycją zawartą w Planie działań w dziedzinie energii na rok 2050);

– poprawa efektywności energetycznej oraz lepsza i bardziej inteligentna infra-struktura energetyczna;

– zwiększenie nakładów inwestycyjnych na modernizację systemu energetycznego .

UE na podstawie obserwacji i analizy sytuacji geopolitycznej wyznaczyła sobie konkretne cele związane z energią i klimatem, które powinny zostać osiągnięte do 2020, 2030 i 2050 r. (www.europa.eu).

Cele, które powinny zostać osiągnięte do 2020 r.:– ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 20% w stosunku do

poziomów z 1990 r.;– 20% udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w ogólnym zużyciu

energii;– poprawa efektywności energetycznej o 20%.

Cele, które powinny zostać osiągnięte do 2030 r.:– zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o 40%;– osiągnięcie 27% udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w ogól-

nym zużyciu energii;– poprawa efektywności energetycznej o 27–30%,– uzyskanie 15% energii w połączeniach międzysystemowych (tzn. 15% energii

elektrycznej wytwarzanej w UE może być przesyłane do innych państw UE).

Cel, który powinien zostać osiągnięty do 2050 r., to przede wszystkim ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o 80–95% w stosunku do poziomów z 1990 r. W Planie działania w zakresie energii do roku 2050 opisano sposób realizacji tego celu.

22

Daniel Szostak

Polska polityka energetyczna

Po 1989 r. w wyniku zmian społeczno-gospodarczych oraz rynkowych rozpoczęła się stopniowa transformacja elektroenergetyki w Polsce. Polityka energetyczna, w tym polityka rozwoju sektora energetycznego, była i jest realizowana na podstawie m.in. następujących dokumentów rządowych oraz aktów prawnych:

– założenia polityki energetycznej Rzeczypospolitej Polskiej na lata 1990–2010, z sierpnia 1990 r.;

– założenia polityki energetycznej Polski do 2010 roku, z października 1995 r.;– ustawa z dnia 6 grudnia 2006 r. o zasadach prowadzenia polityki rozwoju (tekst

jednolity Dz.U. z 2016 r. poz. 383, 1250);– ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz.U. z 2012 r. poz.

1059, z późn. zm.) wraz z aktami wykonawczymi;– założenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku, z lutego 2000 r.;– ocena realizacji i korekta Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 roku,

z kwietnia 2002 r.;– polityka energetyczna Polski do 2025 r., ze stycznia 2005 r.;– polityka energetyczna Polski do 2030 roku, z listopada 2009 r., przyjęta uchwałą

Rady Ministrów nr 202/2009, wraz z załącznikami, tj. Ocena realizacji polityki energetycznej od 2005 roku (załącznik 1) oraz Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku (załącznik 2);

– Strategia Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – perspektywa do 2020 r. przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 15 kwietnia 2014 r. (M.P. z 2014 r., poz . 469);

– ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (tekst jednolity Dz.U. z 2015 r. poz. 478, 2365, z 2016 r. poz. 925, 1579).

Polska polityka energetyczna jest budowana na bazie zapisów ustawy Prawo ener-getyczne z 1997 roku, która wskazuje ministra właściwego do spraw energii jako naj-ważniejszego w sprawach realizacji polityki energetycznej. Ustawa określa zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytko-wania paliw i energii, w tym ciepła, oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych, a także organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią. Jednocześnie ustawa ta definiuje cele polityki energetycznej Polski w następujący sposób (ustawa Prawo energetyczne):

– zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego; – wzrost konkurencyjności gospodarki;– wzrost efektywności energetycznej, a także ochrony środowiska.W świetle ustawy polityka energetyczna państwa polskiego jest opracowywana

zgodnie z zasadą zrównoważonego rozwoju kraju i zawiera ocenę realizacji polityki energetycznej państwa za poprzedni okres. Zawiera również część prognostyczną obej-mującą okres nie krótszy niż 20 lat oraz program działań wykonawczych na okres 4 lat zawierający instrumenty jego realizacji. Politykę energetyczną państwa opracowuje

23


się co 4 lata. Politykę energetyczną państwa przyjmuje Rada Ministrów, na wniosek ministra właściwego do spraw energii. W ramach realizowanej polityki energetycznej minister właściwy do spraw energii musi współpracować z Komisją Europejską oraz organami innych państw członkowskich. Dotyczy ona m.in. zapewniania współpracy pomiędzy operatorami systemów przesyłowych, w celu stworzenia w pełni konku-rencyjnego rynku paliw gazowych i energii elektrycznej w Unii Europejskiej, bez-pieczeństwa dostarczania paliw oraz promowania solidarności regionalnej w zakresie zapewniania tegoż bezpieczeństwa. Obszary współpracy wyznacza m.in. rozporządze-nie Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 256/2014 oraz rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 994/2010.

10 listopada 2009 r. Rada Ministrów przyjęła dokument Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, który określa kierunki rozwoju sektora energetycznego w Polsce (Ministerstwo Gospodarki). Jak podkreślono w dokumencie, wysokie zapotrzebowa-nie na energię, nieadekwatny poziom rozwoju infrastruktury wytwórczej i transpor-towej paliw i energii, znaczne uzależnienie od zewnętrznych dostaw gazu ziemnego i niemal pełne od zewnętrznych dostaw ropy naftowej oraz zobowiązania w zakresie ochrony środowiska powodują konieczność podjęcia zdecydowanych działań zapobie-gających pogorszeniu się sytuacji odbiorców paliw i energii.

Podstawowymi kierunkami i celami polskiej polityki energetycznej są:– wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i surowców energetycznych, w tym inten-

sywna dywersyfikacja ich źródeł;– poprawa energetycznej efektywności;– dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej, m.in. poprzez wpro-

wadzenie energetyki jądrowej oraz udziału OZE w zużyciu finalnym energii na poziomie 15% w 2020 roku;

– wzrost wykorzystania źródeł odnawialnych energii, w tym biopaliw II genera-cji, oraz wykorzystanie terenów rolniczych na cele OZE;

– ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko;– ochrona zasobów leśnych państwa przed nadmiernym energetycznym

wyeksploatowaniem;– wykorzystanie urządzeń piętrzących wodę i hydroenergetycznych stanowią-

cych własność państwa do produkcji energii elektrycznej.Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię, przedstawiona jako dokument

towarzyszący Polityce energetycznej Polski do 2030, wskazuje na:– utrzymanie na zbliżonym poziomie wykorzystania węgla kamiennego oraz

brunatnego;– wzrost wykorzystania gazu ziemnego;– wzrost wykorzystania zasobów odnawialnych w dłuższej perspektywie;– wykorzystanie w przyszłości paliwa jądrowego.Polityka energetyczna Polski do 2030 roku zwraca również uwagę na znaczne

zasoby węgla, jakie Polska posiada i które będą pełnić rolę ważnego stabilizatora bez-pieczeństwa energetycznego kraju. Ma to szczególne znaczenie wobec uzależnienia

24

Daniel Szostak

polskiej gospodarki od importu gazu (w ponad 70%) i ropy naftowej (w ponad 95%). Polityka energetyczna jest ukierunkowana na dywersyfikację dostaw surowców i paliw, rozumianą również jako zróżnicowanie technologii, w tym także rozwój gene-racji rozproszonej. Polityka przewiduje uruchomienie do 2020 r. pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce.

Dokument Polityka energetyczna Polski do 2030 roku wskazał główne narzędzia realizacji tejże polityki, a mianowicie:

– regulacje prawne określające zasady właściwego działania sektora paliwowo--energetycznego w Polsce oraz ustanawiające standardy techniczne;

– efektywne wykorzystanie przez państwo, w ramach posiadanych kompetencji, nadzoru właścicielskiego nad przedsiębiorstwami energetycznymi dla realizacji celów krajowej polityki energetycznej;

– bieżące działania regulacyjne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki;– systemowe mechanizmy wsparcia realizacji działań zmierzających do osiągnię-

cia podstawowych celów polityki energetycznej, które w chwili obecnej nie są komercyjnie opłacalne (np. rynek „certyfikatów”, ulgi i zwolnienia podatkowe);

– bieżące monitorowanie sytuacji na rynkach energii i paliw przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz podejmowanie działań interwencyjnych zgodnie z posiada-nymi kompetencjami;

– działania na forum Unii Europejskiej, w szczególności prowadzące do two-rzenia polityki energetycznej UE oraz wspólnotowych wymogów w zakresie ochrony środowiska, tak aby uwzględniały one uwarunkowania polskiej ener-getyki i prowadziły do wzrostu bezpieczeństwa energetycznego Polski;

– aktywne członkostwo Polski w organizacjach międzynarodowych, takich jak Międzynarodowa Agencja Energetyczna;

– zhierarchizowane planowanie przestrzenne, zapewniające realizację prioryte-tów polityki energetycznej, planów zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe gmin oraz planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych;

– wsparcie ze środków publicznych, w tym z funduszy europejskich, realizacji ważnych dla kraju projektów energetycznych (np. prace badawczo-rozwojowe, projekty inwestycyjne, poszukiwania nowych złóż, badania geologiczne).

W projekcie dokumentu Polityki energetycznej Polski do 2050 roku opraco-wywanego w latach 2014–2015 wskazano, że główny cel polityki energetycznej stanowi tworzenie warunków dla zrównoważonego i stałego rozwoju krajowego sektora energetycznego jako ważnego czynnika i narzędzia wzrostu gospodarki narodowej, zapewnienia krajowego bezpieczeństwa energetycznego oraz zaspoko-jenia potrzeb energetycznych gospodarstw domowych i przedsiębiorstw (www.bip.me.gov.pl).

Wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł energii został wskazany w niniejszym dokumencie jako jeden z najważniejszych kierunków Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku. Udział energii odnawialnej w zużyciu energii finalnej brutto ogółem

25


ma w 2020 roku wynosić 20%. Według tych założeń OZE powinny rozwijać się m.in. w oparciu o zrównoważony rozwój poszczególnych technologii, wysokoefektywne przetwarzanie biomasy (poprzez zgazowanie, produkcję paliw płynnych II generacji, generację rozproszoną), energetykę wiatrową on- i offshore, energetykę wodną bez znaczącego wpływu na środowisko, energię geotermalną (pompy ciepła, wody geoter-malne) i energetykę słoneczną (kolektory, fotowoltaika) (www.emcg.pl).

W kwietniu 2014 roku Rada Ministrów przyjęła uchwałą Strategię „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – perspektywa do 2020 r.”, której głównym celem jest zapewnienie wysokiej jakości życia obecnych i przyszłych pokoleń ze szczególnym uwzględnieniem ochrony środowiska naturalnego oraz stworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju nowoczesnego sektora energetycznego, zdolnego zapew-nić Polsce bezpieczeństwo energetyczne oraz konkurencyjną i efektywną gospodarkę. Z kolei cele szczegółowe skoncentrowały się przede wszystkim na zrównoważonym gospodarowaniu zasobami środowiska, zapewnieniu gospodarce krajowej bezpiecz-nego i konkurencyjnego zaopatrzenia w energię oraz poprawie stanu środowiska (www.me.gov.pl).

26

Daniel Szostak

LiteraturaCo to jest bezpieczeństwo ekonomiczne?, www.bezpieczenstwoekonomiczne.san.edu.pl (02.11.2016).Frączek P. 2012. Wybrane aspekty zmiany polityki energetycznej Szwecji. „Polityka Energetyczna –

Energy Policy Journal”, nr 15, zeszyt 3.Grzywacz W. 1995. Metodyka polityki gospodarczej. Polskie Towarzystwo Ekonomiczne, Szczecin,

s . 88–97 .Kowalik T. 2000. Współczesne systemy ekonomiczne. Powstawanie, ewolucja, kryzys. Wydawnictwo

Wyższej Szkoły Przedsiębiorczości i Zarządzania, Warszawa, s. 12.Księżopolski K.M. 2013. Wpływ odnawialnych źródeł energii na bezpieczeństwo ekonomiczne Polski,

w: Odnawialne źródła energii w Polsce. Wybrane problemy bezpieczeństwa, polityki i administra-cji, red. K.M. Księżopolski, K.M. Pronińska, A.E. Sulowska. Dom Wydawniczy Elipsa, Warszawa, s . 15–34 .

Łucki Z. 2010. Instrumenty polityki energetycznej. „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal”, nr 13, zeszyt 1, s . 5–21 .

Malko J. 2009. Publiczna polityka energetyczna. „Rynek Energii”, nr 12, www.cire.pl (02.11.2016).Miciuła I. 2015. Polityka energetyczna Unii Europejskiej do 2030 roku w ramach zrównoważonego roz-

woju. „Studia i Prace Wydziału Nauk Ekonomicznych i Zarządzania”, nr 42, T. 2, Uniwersytet Szczeciński, Szczecin.

Motowidlak T. 2014. Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w polityce energetycznej UE. „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal”, nr 17, zeszyt 2.

Ocena realizacji i korekta Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 roku, z kwietnia 2002 r. Ministerstwo Gospodarki 2002. Dokument przyjęty przez RM w dniu 02.04.2002.

Paska J., Surma T. 2013. Polityka energetyczna Polski na tle polityki energetycznej Unii Europejskiej. „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal”, nr 16, zeszyt 4.

Polityka energetyczna Polski do 2025 r., ze stycznia 2005 r. Ministerstwo Gospodarki i Pracy 2005. Dokument przyjęty przez RM w dniu 04.01.2005.

Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki. Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r.

Polityka energetyczna Unii Europejskiej 2014. Ośrodek Informacji i Dokumentacji Europejskiej, Biblioteka Sejmowa, www.oide.sejm.gov.pl (02.11.2016).

Pronińska K.M. 2013. Wpływ rozwoju odnawialnych źródeł energii na bezpieczeństwo energetyczne Polski, w: Odnawialne źródła energii w Polsce. Wybrane problemy bezpieczeństwa, polityki i administracji, red. K.M. Księżopolski, K.M. Pronińska, A.E. Sulowska. Dom Wydawniczy Elipsa, Warszawa, s . 35–57 .

Przybylska-Kapuścińska W. (red.) 2002. Polityka pieniężna. Cele, strategie i instrumenty. Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej w Poznaniu, Poznań.

Rechul H. 2010. Polityka energetyczna gminy. Praca doktorska. Akademia Ekonomiczna im. Karola Adamieckiego w Katowicach, Katowice, s. 1–239, www.marszalek.com.pl (02.11.2016).

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 256/2014 z dnia 26 lutego 2014 r. w sprawie zgłaszania Komisji projektów inwestycyjnych dotyczących infrastruktury energetycznej w Unii Europejskiej, zastępujące rozporządzenie Rady (UE, Euratom) nr 617/2010 oraz uchylające rozpo-rządzenie Rady (WE) nr 736/96, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej z dnia 20.03.2014 r.

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 994/2010 z dnia 20 października 2010 r. w spra-wie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylenia dyrektywy Rady 2004/67/WE, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej z dnia 12.11.2010 r.

Sojka J., Waloszczyk E. Bezpieczeństwo ekonomiczne państwa w procesie globalizacji gospodarki, www.repozytorium.uni.wroc.pl (02.11.2016).

Strategia Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – perspektywa do 2020 r. przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 15 kwietnia 2014 r. Monitor Polski z 2014 r., poz. 469.

27


Szczerbowski R. 2013. Bezpieczeństwo energetyczne Polski – mix energetyczny i efektywność energe-tyczna, „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal”, nr 16, zeszyt 4.

Uchwała Rady Ministrów nr 202/2009 w sprawie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, www.me.gov.pl (09.01.2017).

Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, tekst jednolity Dz.U. z 2015 r. poz. 478, 2365, z 2016 r. poz. 925, 1579.

Ustawa z dnia 6 grudnia 2006 r. o zasadach prowadzenia polityki rozwoju, tekst jednolity Dz.U. z 2016 r. poz. 383, 1250.

Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, tekst jednolity na dzień 01.10.2016 r., Dz.U. z 2012 r., poz. 1059, z 2013 r. poz. 984 i poz. 1238, z 2014 r. poz. 457, poz. 490, poz. 900, poz. 942, poz. 1101 i poz. 1662, z 2015 r. poz. 151, poz. 478, poz. 942, poz. 1618, poz. 1893, poz. 1960 i poz. 2365 oraz z 2016 r. poz. 266, 831, 925, 1052 i 1165).

Winiarski B. (red.) 1994. Polityka ekonomiczna. Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu, Wrocław.

Winiarski B. (red.) 1999. Polityka gospodarcza. PWN, Warszawa.Wojtkowska-Łodej G. 2015. Polityka klimatyczno-energetyczna Unii Europejskiej – wyzwania dla przy-

szłości polskiej gospodarki. „Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal”, nr 18, zeszyt 1.Wyzwania energetyczne Unii Europejskiej, www.stosunki.pl (02.11.2016).Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku, z lutego 2000 r. Sejm Rzeczpospolitej Polskiej,

druk nr 1789 .Zaporowski B. 2014. Kierunki rozwoju źródeł wytwórczych energii elektrycznej. „Polityka Energetyczna

– Energy Policy Journal”, nr 17, zeszyt 3.www.bip.me.gov.pl (04.11.2016).www.emcg.pl (10.11.2016).www.europa.eu (04.11.2016).

29

Anna Cedero, Szymon WalczakiewiczPodstawy meteorologii i klimatologii Polski

Anna Cedro, Szymon WalczakiewiczPracownia Klimatologii i Meteorologii, Instytut Nauk o Morzu, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński, ul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

PODSTAWY METEOROLOGII I KLIMATOLOGII POLSKI

Słowa kluczowe: czynniki geograficzne, klimatologia i meteorologia, elementy klimatu, podział klima-tyczny Polski

Wstęp

Klimat to charakterystyczny dla danego obszaru zespół zjawisk i procesów atmosfe-rycznych, które kształtują się pod wpływem czynników geograficznych i fizycznych, okre-ślony na podstawie wieloletnich pomiarów i obserwacji (Słownik meteorologiczny 2003). Klimat wpływa praktycznie na wszystkie aspekty naszego życia, dlatego wszechstronne badanie i poznanie go jest niezbędne dla funkcjonowania społeczeństw. Jednocześnie zmieniając oblicze Ziemi poprzez odlesianie dużych powierzchni, zmianę stosunków wodnych (odwodnienie lub nawadnianie), emisję zanieczyszczeń do atmosfery, hydrosfery i biosfery oraz zabudowę terenu (pod miasta, drogi i obszary przemysłowe), zmieniamy klimat w skali globalnej. Powoduje to konieczność stałego monitorowania tych zmian i badania skutków ich wpływu na różne aspekty działalności człowieka.

Czynniki geograficzne kształtujące klimat Polski

Do najważniejszych geograficznych czynników kształtujących klimat w Polsce należą: szerokość geograficzna, oddziaływanie Oceanu Atlantyckiego i Morza Bałtyckiego, wzajemne położenie obszarów nizinnych i górskich w Europie umożliwiające napływ mas znad Atlantyku daleko w głąb kontynentu oraz ukształtowanie obszaru naszego kraju i notowane tu wysokości nad poziomem morza. Polska położona jest w szerokościach umiarkowanych pomiędzy 49 i 55° szerokości północnej, co wpływa m.in. na kąt padania promieni słonecznych (od minimalnie 11° w dniu przesilenia zimowego do 64° w pierwszy dzień lata) oraz długość dnia i nocy (od około 7 godzin na północy kraju w pierwszym dniu zimy do ponad 17 godzin na północy w dniu przesilenia letniego). Nad Oceanem Atlantyckim powstają masy powietrza cechujące się dużą wilgotnością oraz w miarę

30

Anna Cedero, Szymon Walczakiewicz

stabilną temperaturą powietrza, które w czasie adwekcji nad ląd w zależności od pory roku mogą być masami ciepłymi lub chłodnymi. Równoleżnikowy układ barier górskich oraz rozległy pas nizin ciągnący się od Francji, poprzez kraje Beneluksu, Polskę, aż po Ural umożliwia masom powietrza pochodzenia morskiego wyraźny wpływ na pogodę i klimat obszarów położonych w dużej odległości od oceanu. Tylko strefa przybrzeżna znajduje się pod bezpośrednim wpływem Bałtyku, morza płytkiego i niedużego, nie odgrywającego większej roli w kształtowaniu się warunków klimatycznych poza wąską strefą sąsiadującą z tym akwenem. Krajobrazy nizinne, dominujące w naszym kraju (54% leży poniżej 150 m n.p.m., a 37% – na wysokości od 150 do 300 m n.p.m.), uła-twiają przenikanie z zachodu mas powietrza morskiego, a ze wschodu mas powietrza kontynentalnego, w zasadniczy sposób kształtując klimat. Coraz większe deniwelacje terenu oraz wzrastająca wysokość nad poziomem morza na południu kraju (wyżyny i góry zajmują 8% powierzchni) powodują zwiększenie się gradientów elementów meteorologicznych oraz występowanie na terenach górskich cech klimatu wyróżniają-cych te tereny pod względem klimatycznym i charakteryzujących się występowaniem specyficznych zjawisk (np. wiatrów fenowych, cyrkulacji dolinno-górskiej, czy zastoisk chłodu). Ważnym czynnikiem wpływającym na klimat danego obszaru jest też pokrycie terenu, w tym szata roślinna oraz coraz istotniejsze w ostatnich kilku dziesięcioleciach zmiany antropogeniczne, które modyfikują ten czynnik (budowa dróg, zakładów prze-mysłowych, zabudowa obszarów miejskich). Uszczelniając coraz większe powierzchnie, tworzymy zjawisko miejskiej wyspy ciepła, modyfikując w ten sposób przebieg wartości elementów pogodowych i klimatu obszaru miejskiego, a także terenów przyległych. Wprowadzając do atmosfery coraz więcej zanieczyszczeń, zmieniamy jej skład i procesy w niej zachodzące (np. wpływamy na efekt cieplarniany) oraz powodujemy zmiany klimatu (Woś 1996a, 2010, Kożuchowski 2011).

Wszystkie wymienione wyżej czynniki geograficzne mają istotny wpływ na obser-wowany w Polsce klimat i na rozkład przestrzenny poszczególnych elementów pogody.

Promieniowanie i usłonecznienie

Ilość promieniowania dochodzącego do powierzchni ziemi na obszarze Polski jest zależna od położenia: największe sumy docierają do Polesia, Pobrzeży Południowobałtyckich oraz centrum kraju (średnio rocznie powyżej 3800 MJ/m2/rok), najniższe (poniżej 3600 MJ/m2/rok) do Pojezierza Lubuskiego oraz południowych krań-ców Polski, z wyłączeniem Śnieżki i Kasprowego Wierchu. W przebiegu rocznym maksymalne wartości notowane są w maju i czerwcu na wybrzeżu (okolice Gdańska i Pobrzeże Słowińskie – powyżej 20 MJ/m2/dzień), zaś najniższe w grudniu (poniżej 1,5 MJ/m2/dzień) (Woś 1996a, Kożuchowski 2011).

Usłonecznienie (liczba godzin ze słońcem) zależy w głównej mierze od zachmu-rzenia i długości dnia. Najwyższe wartości tego elementu klimatycznego notuje się w maju w północno-zachodniej Polsce, w maju i lipcu w środkowej części kraju oraz

31

Podstawy meteorologii i klimatologii Polski

w lipcu na południu, natomiast najniższe na przełomie grudnia i stycznia (Koźmiński i Michalska 2005). Średnie roczne usłonecznienie wynosi 1573 h, najniższą sumę roczną zanotowano w Krakowie – 809 h w 1980 r., najwyższą we Włodawie w 2000 r. – 1994 h (bez uwzględnienia obszarów górskich). Pojezierze Wielkopolskie, wybrzeże Bałtyku i Lubelszczyzna wiosną, środkowowschodnia część Polski i Kujawy latem oraz połu-dniowa część Polski jesienią i zimą to uprzywilejowane pod względem usłonecznienia obszary w Polsce (Koźmiński i Michalska 2005). Średnie roczne wartości usłonecznienia rzeczywistego w Polsce są największe na północy kraju w rejonie Władysławowa (ponad 1700 h), a najmniejsze na południowym zachodzie kraju (poniżej 1450 h) (Ryc. 1) (Kożuchowski 2011).

Ryc. 1. Średnie roczne sumy usłonecznienia rzeczywistego (h) w latach 1971–2000.Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

Czasowy i przestrzenny rozkład promieniowania i usłonecznienia w Polsce wska-zuje na Pojezierze Wielkopolskie, Polesie Lubelskie, Pobrzeże Bałtyku oraz Pojezierze Krajeńskie jako obszary o największych możliwościach pozyskiwania energii solarnej (Koźmiński i Michalska 2005).

32


Ciśnienie atmosferyczne

Pogoda i klimat w Polsce kształtowane są przede wszystkim przez masy powie-trza kierowane z głównych ośrodków działania atmosfery: Niżu Islandzkiego, Wyżu Azorskiego (działających przez cały rok), zimowego Wyżu Azjatyckiego i letniego Niżu Południowoazjatyckiego. Pole baryczne nad naszym krajem zależne jest od stopnia aktyw-ności i położenia wymienionych wyżej centrów działania atmosfery. Charakterystyczną cechą naszych szerokości jest duża zmienność aktywności i położenia, szczególnie Niżu Islandzkiego. Średnie roczne ciśnienie atmosferyczne zredukowane do poziomu morza wynosi dla całego obszaru Polski około 1015 hPa. Wartości te wzrastają z pół-nocy na południe od poniżej 1015 hPa do ponad 1018 hPa (Ryc. 2). Najniższą wartość ciśnienia atmosferycznego zanotowano w Polsce w Białymstoku 1 marca 2008 r. (962 hPa), najwyższą 16 grudnia 1997 r. – 1054 hPa w Suwałkach. W przebiegu rocznym najniższe wartości ciśnienia notuje się w okresie zimowym (przełom listopada i grud-nia oraz stycznia i lutego), co związane jest z wędrówką układów cyklonalnych znad północnego Atlantyku. Najwyższe wartości ciśnienia występują na początku marca oraz na przełomie września i października (Woś 2010).

Ryc. 2. Średnie roczne ciśnienie atmosferyczne na poziomie morza (hPa) w latach 1971–2000.Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

33


Masy powietrza

Kierunek napływu mas powietrza nad Polskę związany jest z układem pola barycznego nad Europą. Najczęściej napływa do nas powietrze z sektora zachodniego (ponad 36% dni w roku), równie częsty jest północny kierunek przemieszczania się mas powietrza, najmniejszą częstotliwość notuje się dla sektora wschodniego. W miesiącach letnich najczęściej napływa powietrze z kierunku północnego i północno-wschodniego, jesień to czas największej frekwencji mas powietrza napływających z kierunku południowego i południowo-zachodniego (większa frekwencja dla kierunku SW notowana jest także zimą oraz w marcu i kwietniu), w lipcu, we wrześniu oraz na przełomie listopada i grudnia nad nasz kraj przemieszcza się powietrze z północnego zachodu (Woś 1996a, 2010).

Głównymi masami powietrza występującymi nad Polską są: masy powietrza polar-nego (PP), masy powietrza arktycznego (PA) oraz masy powietrza zwrotnikowego (PZ). Powietrze polarne występuje w dwóch postaciach: powietrza polarno-morskiego (PPm) i polarno-kontynentalnego (PPk). Powietrze polarno-morskie napływa do nas przez cały rok znad północnego Atlantyku, kształtując pogodę przez około 65% dni w roku. Masy te cechują się dużą wilgotnością względną, przynoszą wzrost zachmurzenia i opady atmosferyczne, zimą ocieplenie oraz odwilż, natomiast latem ochłodzenie. W zależ-ności od trasy przemieszczania się tych mas z obszaru źródłowego nad teren Polski podzielić je można na masy „świeże”, w niewielkim jeszcze stopniu przetransformo-wane w wyniku przesuwania się nad podłożem lądowym (frekwencja 16% dni w roku), oraz masy „stare”, które w wyniku długiej drogi nad kontynentem utraciły część swo-ich pierwotnych cech (49% dni w roku). Powietrze polarno-kontynentalne dociera nad Polskę znad Europy Wschodniej i Azji przez około 29% dni w roku. Cechuje się małą wilgotnością względną, w okresie zimy prowadzi do silnych spadków temperatury i nie-wielkiego zachmurzenia, natomiast latem przynosi pogodę gorącą i suchą, z licznymi burzami termicznymi. Powietrze arktyczne (PA) napływa do nas z kierunku północnego (znad Oceanu Arktycznego, szczególnie z okolic Grenlandii i Spitsbergenu) przez 4% dni w roku, najczęściej wiosną i jesienią. Związane jest ono zawsze ze spadkiem temperatury powietrza i niewielkim zachmurzeniem (co przyczynia się do powstawania przymrozków w miesiącach wiosennych i jesienią), nieraz wiąże się z intensywnymi opadami śniegu. Tylko z 2% frekwencją w ciągu roku napływają do nas masy powietrza zwrotnikowego pochodzącego znad Morza Śródziemnego (powietrze gorące i wilgotne) lub znad pół-nocnej Afryki i Azji Mniejszej (powietrze gorące, suche i często cechujące się dużym zapyleniem). Powietrze zwrotnikowe napływa głównie w okresie letnim oraz na koniec jesieni (okres określany jako „polska złota jesień”) (Woś 2010, Kożuchowski 2011).

Zachmurzenie

Zachmurzenie jako wynik kondensacji pary wodnej to inaczej stopień pokrycia nieba przez wszystkie widziane w danym momencie chmury. Określa się je w oktanach (1/8

34


części widocznej powierzchni nieba) lub w procentach (1 oktant odpowiada 12,5%), np. 2/8 to 25%, 4/8 to 50%, 6/8 to 75%. Wpływa ono na natężenie promieniowania sło-necznego i jest odpowiedzialne za transport wody oraz opady atmosferyczne . W wyniku przemian fazowych wody i lodu chmury uczestniczą również w wymianie ciepła (Woś 2010, Kożuchowski 2011).

W Polsce chmury zajmują średnio więcej niż 2/3 nieba. Średnie zachmurzenie w roku waha się od około 4,8 oktantów w Świnoujściu do 5,4 oktantów na Pojezierzu Krajeńskim, Wałeckim i Drawskim, na Garbie Lubawskim i Wzniesieniu Mławskim oraz na zachód od Wrocławia (Ryc. 3). Średnia wielkość zachmurzenia wynosi dla obszaru Polski 66%. Wzrost zachmurzenia przypada na miesiące jesienno-zimowe, a spadek na wiosenno-letnie. Największe zachmurzenie notowane jest w grudniu i wynosi 78%, a najmniejsze w sierpniu – 56%. W naszym kraju najczęściej pojawiają się chmury rodzaju Stratocumulus (Sc) kłębiasto-warstwowe, które stanowią 22,5% w zachmurzeniu ogólnym. Duży udział w zachmurzeniu ogólnym mają też chmury: Altocumulus (Ac) średnie kłębiaste (17,7%), Cumulus (Cu) kłębiaste (15,3%) i Cirrus (Ci) pierzaste (12,4%). Najrzadziej pojawia się Cirrocumulus (Cc) pierzasto-kłębiaste (0,3%) (Kożuchowski 2011).

Ryc. 3. Średnie roczne zachmurzenie ogólne (oktanty) w latach 1971–2000. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

35


Temperatura powietrza

Najwyższe średnie roczne temperatury powietrza w Polsce, przekraczające 8°C, występują na Dolnym Śląsku, Nizinie Wielkopolskiej oraz w zachodniej i południowo--zachodniej części Pojezierza Pomorskiego. Najniższe średnie roczne temperatury spa-dają poniżej 6,5°C na Pojezierzu Suwalskim oraz w Tatrach i Karkonoszach (Kasprowy Wierch 0,7°C, Śnieżka 0,5°C), do 6,5–7°C we wschodniej części Pojezierza Mazurskiego i Podlasia (Ryc. 4). W zimie (w styczniu) przebieg izoterm nawiązuje do układu połu-dnikowego, tylko bezpośrednie sąsiedztwo Morza Bałtyckiego (pobrzeża) oraz obszary górskie cechują się odmiennym przebiegiem izoterm (Ryc. 5). Jest to wynik silnego wpływu mas powietrza polarno-kontynentalnego oraz układu wysokiego ciśnienia znad Azji. Najniższe temperatury stycznia poza terenami górskimi notuje się w północno--wschodniej Polsce, gdzie średnia temperatura spada do poniżej −5°C. Najcieplejsza jest ściana zachodnia kraju, w tym obszar doliny Odry, gdzie średnia temperatura najchłod-niejszego miesiąca spada niewiele poniżej 0°C. Najcieplejszym miesiącem w Polsce jest lipiec, którego średnia temperatura wynosi 16–19°C. W lecie (lipiec) zmienia się układ izoterm, które przybierają kierunek zbliżony do równoleżnikowego (Ryc. 6). Najwyższe temperatury rejestrowane są na obszarach leżących między pasem pojezierzy a Przedgórzem Sudeckim i Karpatami (Nizina Południowowielkopolska, Śląska, Kotlina Sandomierska). W strefie oddziaływania Bałtyku oraz na pojezierzach notuje się niższe temperatury lipca, co jest wynikiem ochładzającego wpływu tego zbiornika morskiego.

Ryc. 4. Średnia roczna temperatura powietrza (°C) w latach 1971–2000.Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

36


Amplituda ekstremalnych wartości notowanych temperatur jest w Polsce wyższa od 80°C: najniższą temperaturę (absolutne minimum) zanotowano w Siedlcach 11 stycznia 1940 r. (−41,0°C), natomiast najwyższą zarejestrowano w Prószkowie koło Opola 29 lipca 1921 r. (40,2°C) (Kondracki 1988, IMGW-PIB). Istotnym elementem opisu warunków termicznych danego obszaru jest podanie liczby dni z mrozem (to dni, w których temperatura maksymalna nie przekroczyła 0°C) oraz dni z przymroz-kami (dni, w których temperatura minimalna spadła poniżej 0°C), a także dni ciepłych (z temperaturą minimalną wyższą od 0°C). Najmniej dni z mrozem występuje w pasie pobrzeży oraz w dolinie Odry (poniżej 30 dni rocznie), najwięcej takich dni notowanych jest we wschodniej części kraju, głównie na Podlasiu (powyżej 60). W najwyższych partiach obszarów górskich dni z mrozem występują nawet przez 4–5 miesięcy w roku. Podobnie wygląda okres z przymrozkami, najmniej takich dni jest na zachodzie kraju (najmniej w Świnoujściu – 55 dni), najwięcej zaś w górach (do 100 dni). Okres przy-mrozkowy na wiosnę trwa w nizinnej części Polski do połowy maja, na jesień rozpoczyna się w pierwszej połowie października. Największa liczba dni ciepłych występuje na Pobrzeżu Szczecińskim (ponad 270–280 dni), a najmniej, wykluczając obszary górskie, na Pojezierzu Suwalskim (poniżej 230 dni). W górach liczba ta jest wyższa od 137 dni (Kasprowy Wierch) (Kondracki 1988, Woś 1996a 2010).

Ryc. 5. Średnia miesięczna temperatura powietrza w styczniu w latach 1971–2000.Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

37


Ryc. 6. Średnia miesięczna temperatura powietrza w lipcu w latach 1971–2000.Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

Termiczne pory roku

Przedwiośnie (okres z dobową temperaturą powyżej 0°C) najwcześniej (połowa lutego) rozpoczyna się w północno-zachodniej Polsce (okolice Zalewu Szczecińskiego), najpóźniej pojawia się na Pojezierzu Suwalskim (w końcu marca). Trwa od 30 dni (wschodnia część kraju) do 40 dni (zachód i wybrzeże). Wiosna to okres ze średnią temperaturą dobową zawierającą się w zakresie 5–15°C. Ta pora roku najszybciej zaczyna się na Nizinie Śląskiej (w końcu marca), w pierwszych dniach kwietnia notowana jest już w całym kraju, trwa około 70 dni. Termiczne lato pojawia się, gdy średnia temperatura dobowa wzrasta powyżej 15°C. W ostatniej dekadzie maja obejmuje Dolny Śląsk, Kotlinę Sandomierską i Pogórze Karpackie, w połowie czerwca notowane jest już także w pozostałej części kraju (poza górami). Jest to najdłuższa termiczna pora roku, w środkowej Polsce trwa ponad 100 dni (Woś 1996b). Na obszarach górskich położonych powyżej 800 m n.p.m. termiczne lato nie występuje. Jesień to okres ze średnią temperaturą dobową w zakresie 5–15°C. Najszybciej pojawia się w nizinnej części Polski, na Pojezierzu Mazurskim i Pomorskim (ostatnie dni sierpnia). W pierwszej dekadzie września obejmuje już cały kraj, trwa około 50 dni (jedynie na obszarach znajdujących się pod silnym wpływem

38


Bałtyku trwa dłużej, do 70 dni – Pobrzeże Słowińskie i Pojezierze Pomorskie). Przedzimie charakteryzuje się średnią temperatura dobową pomiędzy 0 a 5°C. Wchodzi na terytorium Polski od północnego wschodu (pod koniec października), najpóźniej dociera do Niziny Szczecińskiej (w połowie listopada). Spadek średniej dobowej temperatury powietrza poniżej 0°C wyznacza początek termicznej zimy, która poza górami najszybciej pojawia się na Pojezierzu Suwalskim (koniec listopada). Najpóźniej (koniec grudnia) ta pora roku obejmuje pas pobrzeży (Woś 1996b). Zima najdłużej trwa w górach (pojawia się tu także najszybciej, bo już w połowie października w Tatrach) – ponad 120 dni, we wschodniej części Polski ponad 90 dni, na zachodzie poniżej 60 dni, zaś najkrócej na wyspie Uznam – mniej niż 50 dni. Termiczne pory roku w Sudetach i Karpatach uza-leżnione są od wysokości nad poziomem morza, jednocześnie duże masywy górskie wytwarzają własne klimaty i silnie oddziałują na klimat obszarów sąsiadujących z nimi (Martyn 1987, Kondracki 1988, Trepińska 2002).

Okres wegetacyjny (ze średnią temperaturą dobową powyżej 5°C) w nizinnej części kraju trwa od 195 dni na ścianie wschodniej do 220 dni w zachodniej i południowej części Polski (najdłuższy – ponad 220 dni – jest na Nizinie Szczecińskiej i Śląskiej) (Kondracki 1988, Koźmiński i in. 2012).

Wilgotność powietrza

Średnia roczna wilgotność względna na terenie Polski wynosi około 80% (Ryc. 7), maksymalne wartości osiąga w okresie zimowym (do 90%, szczególnie na wybrzeżu Bałtyku), najmniejsze wartości notuje się na wiosnę (50-60% na zachodzie kraju). Średnia roczna wilgotność bezwzględna (ciśnienie wywierane przez parę wodną zawartą w słupie powietrza) wynosi na terenie naszego kraju około 8–9,5 hPa. W lecie, w trakcie napływu mas powietrza zwrotnikowego morskiego, maksymalnie osiąga wartość 15–17 hPa. Najniższe wartości spadają do 3–5 hPa w okresie zimowym i związane są z suchymi mroźnymi masami powietrza pochodzenia polarno-kontynentalnego (Kondracki 1988).

Opady atmosferyczne

Opady atmosferyczne są elementem meteorologicznym wykazującym największe zróżnicowanie czasowe i przestrzenne na terytorium naszego kraju. Głównymi czynni-kami wpływającymi na ich sumę i rozkład są: kierunek napływu i rodzaj masy powietrza, w pasie pobrzeża bliskość Morza Bałtyckiego oraz czynniki lokalne, takie jak rzeźba terenu, wysokość nad poziomem morza czy ekspozycja w stosunku do napływających mas powietrza. Średnia roczna suma opadów dla Polski wynosi około 600 mm, najniższe wartości osiągając w „cieniu opadowym” Niziny Wielkopolskiej i Mazowieckiej (poniżej 550 mm). W pasie pojezierzy i na Wyżynie Małopolskiej wzrastają do 600–750 mm, najwyższe wartości notowane są w górach (w Tatrach przekraczają 1700 mm) (Ryc. 8) (Martyn 1987, Kondracki 1988, Woś 2010, Kożuchowski 2011).

39


Ryc. 7. Średnia roczna wilgotność powietrza (%) w latach 1971–2000. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

Ryc. 8. Średnie roczne sumy opadów atmosferycznych (mm) w latach 1971–2000.Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

40


Na obszarach górskich znaczącą część sumy opadu stanowić mogą osady atmosfe-ryczne (rosa, szron, szadź) (Trepińska 2002). Największa liczba dni z opadem (powyżej 0,1 mm) występuje w górach i na pojezierzach (ponad 180 dni w roku), najmniej dni opadowych (130) notuje się w nizinnej środkowej części kraju. Koniec roku (listopad i grudzień) to okres, na który przypada najwięcej dni z opadem, najmniej tych dni jest na wiosnę. W przebiegu rocznym największe sumy opadu występują w lipcu, najmniejsze zaś w styczniu i lutym (Woś 2010, Kirschenstein 2013).

Opady śniegu i pokrywa śnieżna

Liczba dni z opadem śniegu na terenach nizinnych Polski waha się od poniżej 30 dni na Nizinie Szczecińskiej do ponad 70–80 dni na północnym wschodzie (Ryc. 9). W górach możliwość wystąpienia opadu śniegu wzrasta wraz z wysokością (nawet do ponad 120 dni na szczytach górskich), a opad w tej postaci może zdarzyć się nawet w miesiącach letnich. Trwałość pokrywy śnieżnej cechuje się dużą zmiennością na terenie kraju. Najdłuższy czas jej zalegania związany jest z obszarami górskimi, na szczytach przekracza nawet 200 dni (231 dni na Kasprowym Wierchu), na terenach nizinnych najdłużej śnieg zalega w północno-wschodniej części kraju (ponad 90 dni). W zachodniej części Polski pokrywa śnieżna charakteryzuje się niewielką trwałością, gdyż napływ ciepłych mas powietrza polarnomorskiego powoduje częste odwilże; zalega tam jedynie od 40 do 60 dni (Woś 2010, Kożuchowski 2011).

Ryc. 9. Średnia liczba dni w sezonie z pokrywą śnieżną w latach 1971–2000. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

41


Wiatr

W Polsce, ze względu na uwarunkowania cyrkulacji mas powietrza i aktywność centrów działania atmosfery, przeważają wiatry z sektora zachodniego, od około 25 do 35% przypadków w skali roku (Woś 2010). Przynoszą powietrze morskie o dużej wilgotności, co wpływa na wielkość zachmurzenia i opady. Przeciętna prędkość wiatru jest niewielka, dominują wiatry słabe do 5 m/s (Ryc. 10). W górach występuje duże zróżnicowanie siły i kierunku wiatru, co związane jest z rzeźbą terenu, ekspozycją zboczy i znacznymi różnicami wysokości. W Karpatach częściej notuje się wiatry z sek-tora wschodniego. Największe prędkości wiatru występują w górach (często powyżej 25 m/s) oraz na wybrzeżu (prędkości ponad 20 m/s), w pasie pojezierzy dominują wiatry o prędkości do 15 m/s, a najsłabsze wiatry występują w kotlinach podkarpackich (do 12 m/s). Bardzo silne huraganowe wiatry (o prędkościach ponad 33 m/s) mogą występować na terenie całego kraju (Kondracki 1988, Woś 2010, Kożuchowski 2011). Stany bezwietrzne (cisze), najczęściej występują w południowej części kraju (Kraków 73 dni), zaś na północy i zachodzie są one rzadkością (Łeba 5 dni) (Kożuchowski 2011).

W pasie wybrzeża w letniej porze roku w okresie słabogradientowej pogody wyżo-wej zaobserwować można wiatry lokalne typu bryzy, których zasięg sięga do 20–30 km w głąb lądu, a prędkość dochodzi do 5 m/s. W górach występują także lokalne ruchy powietrza typu cyrkulacji dolinno-górskiej (np. w kotlinie Morskiego Oka czy Dolinie Suchej Wody) lub wiatru fenowego (halnego w Tatrach i na Podhalu, wiatru ryterskiego w Beskidzie Sądeckim, czy wiatru rymanowskiego w Beskidzie Niskim) (Trepińska 2002).

Ryc. 10. Średnie 10-minutowe prędkości wiatru (m/s) w latach 1971–2000. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2005.

42


Podział klimatyczny Polski

W literaturze znanych jest kilka regionalizacji klimatu Polski: najstarsza Romera z 1912 roku (uzupełniana i dostosowywana do zmieniających się granic z 1939 i 1949 r.), Gumińskiego z 1948 roku, Okołowicza z 1966 roku, Wiszniewskiego i Chełchowskiego z 1975 roku i najnowsza Wosia z 2010 roku (Woś 2010, Kożuchowski 2011). Romer (1949) wydzielił na podstawie analizy 30 wskaźników meteorologicznych następujące typy klimatu: bałtycki, pojezierny, Krainy Wielkich Dolin, wyżyn środkowych, podgór-skich nizin i kotlin, górski, zaciszy śródgórskich i kontynentalny oraz sześćdziesiąt krain klimatycznych. Gumiński (1948) opracował regionalizację rolniczo-klimatyczną, wydzie-lając następujące dzielnice klimatyczne: szczecińską, wschodniobałtycką, pomorską, mazurską, bydgoską, lubuską, środkową, podlaską, łódzką, radomską, lubelską, chełmską, wrocławską, częstochowsko-kielecką, tarnowską, sandomiersko-rzeszowską, podsudecką, podkarpacką, sudecką i karpacką. Okołowicz (1966) wyróżnia 12 regionów klimatycznych, podzielonych dodatkowo na 38 jednostek, jednak bez podania metody i okresu opraco-wania. Wiszniewski i Chełchowski (1975), wykorzystując okres 1931–1960 oraz dane dotyczące temperatury powietrza, opadów atmosferycznych, wilgotności, zachmurzenia i ciśnienia atmosferycznego, wydzielili następujące regiony klimatyczne: nadmorski, Pojezierza Pomorskiego, pomorsko-warmiński, mazursko-białostocki, wielkopolsko-mazo-wiecki, mazowiecko-podlaski, lubusko-dolnośląski, łódzko-wieluński, lubelsko-zamojski, Wyżyny Krakowsko-Częstochowskiej, Gór Świętokrzyskich, krakowsko-sandomierski, karpacki i sudecki. Regionalizacja Wosia (2010) opiera się na wynikach pomiarów i obser-wacji meteorologicznych z lat 1951–2000 w 50 miejscowościach w Polsce. Częstość występowania określonych typów pogody (wyróżnionych na podstawie termiki powietrza, zachmurzenia ogólnego nieba i opadów atmosferycznych w okresach dobowych) była tu podstawą wyróżnienia następujących regionów klimatycznych: Zachodniopomorskiego, Środkowonadmorskiego, Wschodnionadmorskiego, Dolnej Wisły, Północnomazurskiego, Zachodniopomorskiego, Środkowopomorskiego, Wschodniopomorskiego, Chełmińsko-Toruńskiego, Zachodniomazurskiego, Środkowomazurskiego, Mazursko-Podlaskiego, Dolnej Warty, Lubuskiego, Środkowowielkopolskiego, Południowowielkopolskiego, Środkowopolskiego, Środkowomazowieckiego, Podlasko-Poleskiego, Zachodnio-małopolskiego, Wschodniomałopolskiego, Sandomierskiego, Dolnośląskiego Zachodniego, Dolnośląskiego Środkowego, Dolnośląskiego Południowego, Śląsko-Krakowskiego, Tarnowsko-Rzeszowskiego, Zamojsko-Przemyskiego, dodatkowo wyodrębniono obszary górskie.

Dla obszaru naszego kraju znane są również inne regionalizacje, np. wydzielenie regionów pluwiotermicznych zaproponowane przez Schmucka (1965), czy podział na regiony bioklimatyczne Kozłowskiej-Szczęsnej z 1991 r (Kozłowska-Szczęsna i in. 1997). W tych wszystkich opracowaniach autorzy uwzględniają różne okresy oraz biorą pod uwagę odmienne parametry meteorologiczne. Jest to przyczyną występujących różnic, a w miarę upływu czasu, zmian kryteriów, a przede wszystkim zmieniającego się dyna-micznie klimatu, mogą pojawiać się nowe propozycje podziału klimatycznego Polski.

43


Podsumowanie

Polska leży w klimacie umiarkowanym ciepłym przejściowym. Przejściowość klima-tyczna wyraźnie widoczna jest w przestrzennym rozkładzie elementów klimatu. Obszar naszego kraju znajduje się w strefie oddziaływania czynników klimatu morskiego (od zachodu), jak i kontynentalnego (od wschodu). Dominacja jednego z nich skutkuje zmianą pogody i klimatu. Na przykład większy wpływ klimatu kontynentalnego cha-rakteryzuje suche i upalne lato lub mroźna zima. Natomiast chłodne, deszczowe lato lub ciepła zima to efekt oddziaływania klimatu morskiego.

Analizując przestrzennie obszar Polski pod względem wykorzystania odnawial-nych źródeł energii, można wskazać regiony z korzystnymi warunkami solarnymi czy anemometrycznymi. Czasowe zróżnicowanie tych warunków pokazuje, że w ciepłej porze roku wzrasta znaczenie energii słonecznej, natomiast w chłodnej – energii wiatru.

Ze względu na zasoby energii Słońca najkorzystniejszymi miejscami do lokalizacji kolektorów słonecznych wydają się wschodnie rejony kraju (części województw lubel-skiego, mazowieckiego i podlaskiego), gdzie osiągają one około 1080 kWh/m2/rok. Nieco niższe wartości (1070 kWh/m2/rok) notowane są w północnej części Pobrzeży Południowobałtyckich. Najmniejszy potencjał energii (960 kWh/m2/rok) posiadają rejony podgórskie. Oczywiste jest, że warunki te są najbardziej korzystne w miesiącach wiosennych i letnich, a najmniej jesienią i zimą, kiedy Słońce znajduje się nisko nad horyzontem i występuje zwiększone zachmurzenie. Istnieją jednak kolektory, które przy pochmurnej pogodzie zbierają energię promieniowania rozproszonego, stanowiącego około połowy promieniowania całkowitego w Polsce (Kożuchowski 2011).

W przypadku energii wiatrowej – jej roczne zasoby w Polsce na wysokości 30 m n.p.g. wynoszą od około 400–500 kWh/m2 w podgórskich dolinach do ponad 2500 kWh/m2 na wybrzeżu Bałtyku. Przyjęło się, że jeśli energia wiatru na tym poziomie jest równa lub większa od 1250 kWh/m2/rok, to instalowanie turbin jest opłacalne. Kryterium to jest spełnione dla około 40% powierzchni kraju (Kożuchowski 2011, za Lorenc 1996), chociaż niektóre źródła podają, że jest to 60% (Kożuchowski 2011). W Polsce, ze względu na wielkość energii użytecznej wiatru, wydzielone zostały następujące obszary, tzw. strefy energetyczne wiatru dla lokalizacji turbin wiatrowych: I – wybitnie korzystna, II – bardzo korzystna, III – korzystna, IV – mało korzystna, V – niekorzystna. Najkorzystniejsza strefa (I) obejmuje wybrzeże od Świnoujścia po Braniewo oraz Wzgórza Szeskie i Pojezierze Suwalskie. Warunki bardzo korzystne (strefa II) występują w wąskim pasie na południe od I strefy oraz od Pojezierza Lubuskiego przez Pojezierze Wielkopolskie po Pojezierze Chełmińsko-Dobrzyńskie i Nizinę Północnomazowiecką. Mało korzystne warunki (strefa IV) obejmują wyżyny, pogórza (bez Podkarpacia i okolic Bielska-Białej) oraz Nizinę Podlaską. W strefie niekorzystnej (V) znajdują się doliny i kotliny osłonięte od wiatru. Zimą energia wiatru jest największa i stanowi około 40% energii rocznej. Na jesień przypada około 31%, na wiosnę 19%, a na lato 10% (Kożuchowski 2011).

44


LiteraturaKirschenstein M. 2013. Zmienność temperatury powietrza i opadów atmosferycznych w północno-zachod-

niej Polsce. Akademia Pomorska w Słupsku.Kondracki J. 1988. Geografia fizyczna Polski. PWN, Warszawa. Kozłowska-Szczęsna T., Błażejczyk K., Krawczyk B. 1997. Bioklimatologia człowieka. Metody i ich

zastosowanie w badaniach bioklimatu Polski. IGiPZ PAN, Warszawa.Koźmiński Cz., Michalska B. 2005. Usłonecznienie w Polsce. Akademia Rolnicza w Szczecinie,

Uniwersytet Szczeciński, Szczecin.Koźmiński Cz., Michalska B., Czarnecka M. 2012. Klimat województwa zachodniopomorskiego. ZAPOL,

Szczecin.Kożuchowski K. 2011. Klimat Polski. Nowe spojrzenie. PWN, Warszawa.Lorenc H. 1996. Struktura i zasoby energetyczne wiatru w Polsce. Materiały badawcze IMiGW, nr 25,

Warszawa .Lorenc H. (red.) 2005. Atlas klimatu Polski, IMGW, Warszawa.Martyn D. 1987. Klimaty kuli ziemskiej. PWN, Warszawa.Słownik meteorologiczny. 2003. Red. Tadeusz Niedźwiedź. Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej,

Warszawa .Trepińska J. 2002. Górskie klimaty. Wydawnictwo Instytutu Geografii i Gospodarki Przestrzennej

Uniwersytetu Jagiellońskiego, Kraków.Woś A. 1996a. Zarys klimatu Polski. Wydawnictwo Naukowe UAM, Poznań.Woś A. 1996b. Struktura sezonowa klimatu Polski. Bogucki Wydawnictwo Naukowe, Poznań.Woś A. 2010. Klimat Polski w drugiej połowie XX wieku. Wydawnictwo Naukowe UAM, Poznań.

45

Małgorzata ŚwiątekPodstawy hydrologii Polski w świetle możliwości rozwoju energetyki

wodnej

Małgorzata ŚwiątekPracownia Hydrologii i Gospodarki Wodnej, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński ul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

PODSTAWY HYDROLOGII POLSKI W ŚWIETLE MOŻLIWOŚCI ROZWOJU ENERGETYKI WODNEJ

Słowa kluczowe: obieg wody, retencja, bilans wodny, zasoby wodne powierzchniowe i podziemne

Obieg wody w przyrodzie, retencja wody

Woda stanowi, obok powietrza, najbardziej mobilny element składowy środowiska przyrodniczego. W przyrodzie występuje w trzech stanach skupienia: płynnym (ciekła woda), stałym (lód i śnieg) oraz gazowym (para wodna), stale podlegającym przemianom polegającym na parowaniu, skraplaniu, zamarzaniu, topnieniu oraz sublimacji (zamiana lodu bezpośrednio w parę wodną) i resublimacji (zjawisko odwrotne, umożliwiające powstanie szronu). Obieg wody, zwany też krążeniem wody w przyrodzie lub cyklem hydrologicznym, uwarunkowany jest przede wszystkim klimatem – sumą opadów oraz temperaturą powietrza atmosferycznego, od której uzależniona jest wielkość parowania a więc tempo krążenia wody. Parowanie zwiększa się ponadto wraz ze wzrostem pręd-kości wiatru oraz spadkiem wilgotności względnej powietrza, czyli stosunku aktualnego ciśnienia pary wodnej (zawartości pary wodnej w powietrzu) do maksymalnego możliwego w danej temperaturze powietrza (Kossowska-Cezak i Bajkiewicz-Grabowska 2009).

Na obieg wody najogólniej składają się: – parowanie z oceanów (oraz mórz) i lądów, w tym transpiracja, czyli parowanie

z komórek roślinnych; – kondensacja pary wodnej w atmosferze, czyli zamiana pary wodnej w krople

wody lub lodu, tworzące chmurę;– przemieszczanie się w troposferze (przypowierzchniowej warstwie atmosfery)

pary wodnej i chmur, w tym chmur deszczowych;– opady atmosferyczne w postaci deszczu, śniegu, gradu lub krup śnieżnych, umożli-

wiające powrót zasobów wodnych z atmosfery z powrotem na powierzchnię Ziemi;– wsiąkanie w podłoże, czyli infiltracja wody z powierzchni terenu do podziemnej

warstwy wodonośnej; – spływ podziemny i powierzchniowy, w tym w formie cieków wodnych, ponownie

zasilający morza i oceany.

46


Woda, która nie wyparuje z powierzchni terenu, stanowi miarę zasobów wodnych. Podlega odpływowi, który może być powierzchniowy lub podziemny, albo retencji, czyli czasowym zatrzymaniu w środowisku biotycznym (przyroda ożywiona) bądź abio-tycznym (przyroda nieożywiona). Retencja może być powierzchniowa lub podziemna, sterowana bądź niesterowana, naturalna (zawsze jest niesterowana) lub sztuczna. Może przybierać formy zaprezentowane na rycinie 1.

Ryc. 1. Formy retencji wody w środowisku.Opracowanie własne.

Poniżej podano wyjaśnienia pojęć użytych na rycinie 1. Mokradło – obszar podmokły, na którym zwierciadło wody podziemnej występuje

na głębokości najwyżej 0,5 m w ciągu całego roku (mokradło stałe) lub z wyjątkiem okresów suchych (mokradło okresowe) (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013).

Bagno – obszar zatapiany wodą w okresach wilgotnych i zwykle podmokły w pozosta-łym czasie (Wojtala 2001). W Polsce za bagno uważa się siedlisko, którego 80% (nawet do 90%) stanowi woda, porośnięte specyficzną roślinnością (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013).

Torfowisko – bagno, którego roślinność po obumarciu, dzięki trwałemu nawod-nieniu, przekształca się w torf. Rozróżniamy torfowiska niskie, wysokie i przejściowe. Torfowiska niskie występują najczęściej w obrębie rozległych dolin rzecznych, zasilane są przez wody podziemne i rzeczne, natomiast torfowiska wysokie wyłącznie przez wody opadowe (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013). W Polsce wyraźnie dominują bogatsze pod względem biologicznym torfowiska niskie.

Las monokulturowy – las składający się z drzew jednego gatunku. Jezioro – naturalny zbiornik wodny, nieposiadający bezpośredniego kontaktu z oce-

anem światowym, o powierzchni powyżej 1 ha.Starorzecze – jezioro powstałe w wyniku odcięcia meandra (zakola rzecznego) od

głównego koryta rzeki (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013).

47

Podstawy hydrologii Polski w świetle możliwości rozwoju energetyki wodnej

Jezioro podpiętrzone – naturalny zbiornik wodny o pojemności zwiększonej wsku-tek podniesienia poziomu wody za pomocą budowli piętrzącej, czyli jazu (Mikulski 1998). Jaz różni się od zapory wodnej tym, że nie tworzy zbiornika – umożliwia wodzie przepływ o różnym stopniu ograniczenia.

Zbiornik suchy (okresowy) – zbiornik napełniający się wodą podczas wezbrania (nadmiaru wody w rzece) i stopniowo opróżniający się po przejściu wezbrania (Mikulski 1998) .

Retencja pełni bardzo ważną rolę w cyklu hydrologicznym, gdyż spowalnia odpływ wód powierzchniowych do cieku w sytuacji wzmożonego zasilania w postaci intensyw-nych, długotrwałych opadów lub szybkiego topnienia śniegu. Zbyt szybki przybór wody w cieku może skutkować przekroczeniem bezpiecznego poziomu wody i wylaniem się wody poza koryto rzeczne . Czasowe zatrzymanie wody na powierzchni zlewni (obszaru, z którego wody odpływają do jednego odbiornika, najczęściej rzeki lub jeziora) umożli-wia również wykorzystanie jej podczas okresów o osłabionym zasilaniu i jednocześnie intensywnym parowaniu wywołanym wysoką temperaturą powietrza. Z tego względu nie należy niszczyć siedlisk takich jak np. obszary podmokłe, które stanowią, obok jezior i stawów, naturalne zbiorniki wodne .

Szczególną rolę w retencjonowaniu wody pełnią obszary leśne i zadrzewione. Im las jest bardziej naturalny i zróżnicowany, o bogatszym runie i podszycie, tym spełnia ważniejszą i korzystniejszą dla gospodarki rolę w systemie hydrologicznym, magazynując wodę i zapobiegając jej zbyt szybkiemu przedostaniu się z powierzchni zlewni do cieku. Niestety lasy gospodarcze, monokulturowe, pełnią tę funkcję jedynie w wąskim zakresie.

Analizując zagrożenia powodziowe, warto rozróżnić wezbranie powodziowe i powódź. Wezbranie powodziowe jest zjawiskiem hydrologicznym, natomiast powódź stanowi przyczynę konkretnych strat gospodarczych i społecznych. Przez powódź rozumie się „takie wezbranie wody w ciekach naturalnych, zbiornikach wodnych, kanałach lub na morzu, podczas którego woda po przekroczeniu stanu brzegowego zalewa doliny rzeczne albo tereny depresyjne i powoduje zagrożenie dla ludności lub mienia” (ustawa Prawo wodne 2001).

W związku z obiegiem wody w środowisku przyrodniczym następuje zróżnicowana pod względem tempa (czasu przebywania cząsteczki wody) wymiana wody w poszcze-gólnych częściach hydrosfery (Tab. 1). Woda może być oczywiście zarówno w stanie ciekłym, stałym (głównie lód), jak i gazowym (para wodna). Ze względu na szybkie tempo wymiany wody, czyli odnawialność zasobów, najkorzystniejszymi wodami do wykorzystania gospodarczego są rzeki.

48


Tab. 1. Czas wymiany wody w poszczególnych częściach hydrosfery.

Element hydrosfery Średni czas wymiany wody

ocean światowy 4000 lat

wody podziemne (do 2 km głębokości), średnio 300–5000 lat

wody podziemne w strefie aktywnej wymiany kilka – kilkadziesiąt lat

woda w glebie 14 dni – 1 rok

lodowce śr. 8 000 lat

jeziora 3–7 lat

bagna kilka lat

rzeki śr. 12–13 dni

para wodna w atmosferze 8–10 dni

woda w organizmach żywych (gł. w roślinach) 7 dni

Źródło: Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013.

Bilans wodny

Podstawowe równania bilansu wodnego przedstawiają równania 1 i 2. Równanie 2 uwzględnia wodę zatrzymaną w środowisku przyrodniczym przed i po zakończeniu okresu bilansowego . Okres bilansowy stanowi najczęściej jeden rok. Bilans zrów-noważony dotyczy obszarów, w których z roku na rok nie przybywa ani nie ubywa wody. W związku ze stosunkowo małymi (na tle Europy) zasobami wodnymi w Polsce wystąpienie ujemnego bilansu wodnego stanowiłoby poważne zagrożenie ekologiczne i gospodarcze dla naszego kraju .

P = H + E Z + P = H + E + R

gdzie: Z – woda w zlewni na początku okresu bilansowego,P – opad,H – odpływ,E – parowanie,R – retencja,R – Z > 0 – bilans dodatni,R – Z = 0 – bilans zrównoważony,R – Z < 0 – bilans ujemny.

49


Średnia roczna warstwa opadu w Polsce wynosi 750 mm. Na odpływ (zwany odpływem rzecznym) przypada 175 mm, z czego na odpływ powierzchniowy 45%, a na podziemny 55%. 96,8% bilansu wodnego zasobowego Polski pochodzi z opa-dów atmosferycznych, a 3,2% z rzek płynących z zagranicy. Korytami rzek i poza granice kraju odpływa 10,1% wody powierzchniowo i 12,6% podziemnie. Parowanie, transpiracja i zużycie gospodarcze pochłaniają pozostałe 77,3% wody (Gutry-Korycka 2005). Stosunek odpływu do opadu nazywany jest współczynnikiem odpływu. Na jego podstawie wyznaczane są typy hydrologiczne zlewni.

Zasoby wody

Zasoby wody na danym obszarze uzależnione są nie tylko od zasilania, czyli głównie opadów atmosferycznych, ale również od wysokości temperatury wpływa-jącej na wielkość parowania. Im więcej wody wyparuje do atmosfery, tym mniejsze będą jej zasoby na powierzchni terenu, co utrudnia chociażby wegetację roślinną. W obrębie lądów średnio 60,63% wody opadowej podlega parowaniu, czyli wraca bezpośrednio do atmosfery. Ze względu na wysoką temperaturę w Afryce wypa-rowuje średnio prawie 80% wody opadowej, w Europie jest to ok. 63% (Desperak i Balon 2003). Według Mikulskiego (1998) stosunek odpływu do opadu wynosi w Polsce średnio 0,278, a więc zaledwie około 28% opadów odpływa z terenu kraju, reszta wyparowuje .

Mimo że Ziemia pokryta jest w 71% wodą, to zdecydowaną jej większość stanowią słone wody oceanów i mórz (Tab. 2), niezdatne do wykorzystania gospodarczego bez kosztownych i energochłonnych procesów odsalania. Dodatkowo większość słod-kiej wody zmagazynowana jest w czapach lodowych w rejonie biegunów (Tab. 2). Wody te niestety nie są dostępne dla człowieka. Ponadto wody podziemne często są zasolone lub ich eksploatacja jest niemożliwa ze względów technicznych lub ekologicznych. Należy pamiętać, że zasoby wód podziemnych odnawiają się dużo wolniej niż wód powierzchniowych, więc ich nadmierna eksploatacja skutkuje chociażby obniżeniem zwierciadła wód podziemnych, czyli głębszym zaleganiem warstwy wodonośnej, co stanowi zagrożenie dla środowiska przyrodniczego oraz gospodarki. Z tego względu wody podziemne wykorzystuje się prawie wyłącznie do celów komunalnych – jako wodę pitną, ze względu na mniejszy udział szko-dliwych dla człowieka zanieczyszczeń niż w wodach powierzchniowych. Udział poszczególnych form wody w całkowitej objętości wody ogólnie oraz wody słodkiej prezentuje tabela 2 .

50


Tab. 2. Udział poszczególnych form wody w zasobach wody na Ziemi.Rodzaj wód Udział w ogólnych

zasobach [%]Udział w zasobach wody

słodkiej [%]Ocean światowy 96,5 0Wody powierzchniowe na lądach,

1,754 68,897w tym:Lodowce i stała pokrywa śnieżna 1,74 68,7Jeziora 0,013 0,26Bagna, mokradła, torfowiska 0,0008 0,03Rzeki 0,0002 0,006Wody pod powierzchnią lądów,

1,723 31,06w tym:Wody podziemne 1,7 30,15Lód gruntowy 0,022 0,86Wilgoć glebowa 0,001 0,05Woda w atmosferze 0,001 0,04Wody w żywych organizmach 0,0001 0,003

Źródło: Desperak i Balon 2003.

Zasoby wody w Polsce Zróżnicowanie czasowe (sezonowe) zasobów wodnych w Polsce uzależnione jest

silniej od wielkości parowania potencjalnego i rzeczywistego niż od zasilania. Wynika to z dużej sezonowej (rocznej) zmienności temperatury, podczas gdy suma opadów w ciągu całego roku jest zbliżona, najwyższa w lipcu, a najniższa w lutym i marcu.

Parowanie potencjalne to maksymalna ilość wody, która mogłaby być odprowa-dzona do atmosfery w postaci pary wodnej w danych warunkach meteorologicznych (Soczyńska 1997), gdyby nie było ograniczeń związanych z występowaniem wody na powierzchni terenu (w zbiornikach wodnych, roślinach, glebie itp.).

Bilans wodny w Polsce jest niesłychanie napięty i delikatny. Niedobory wody stano-wią bardzo istotny problem dla naszego kraju, zwłaszcza w części centralnej (obszary wyżyn, pojezierzy, a zwłaszcza gór, charakteryzują się wyższymi sumami opadów niż Niż Polski). Opady stanowią główny element odnawialności zasobów wodnych. Ich zróżnicowanie przestrzenne w Polsce jest znaczne. Wynosi od około 500 mm na Kujawach i w Wielkopolsce do powyżej 1000 mm rocznie na obszarach górskich, w partiach szczy-towych Tatr nawet 1600–1700 mm (Stopa-Boryczka i Boryczka 2006). Niekorzystna sytuacja w Wielkopolsce wiąże się z tzw. cieniem opadowym wysoczyzn Pojezierza Pomorskiego eksponowanych w kierunku wiatrów deszczonośnych, wywołującym zjawisko zwane stepowieniem Wielkopolski. W związku z przestrzennym zróżnico-waniem nie tylko zasilania, ale również zapotrzebowania antropogenicznego na wodę, do obszarów o znacznym deficycie wody należą także Górny Śląsk oraz okolice Łodzi.

51


Pod względem wielkości zasobów wodnych Polska zajmuje dopiero 26 miej-sce w Europie. Odnawialne zasoby wód powierzchniowych (średni roczny odpływ z powierzchni całego kraju) w przeliczeniu na jednego mieszkańca wynoszą 1 633 m3, podczas gdy średnia dla Europy to 4 011 m3. Po uwzględnieniu konieczności zacho-wania przepływu nienaruszalnego, uwarunkowanego kryteriami hydrobiologicznymi, wielkość zasobów dyspozycyjnych średnio na terenie kraju szacuje się na 250 m3 wody na jednego mieszkańca na rok (Poskrobko i in. 2007). Tak mała objętość wynika z faktu, że Polska znajduje się na obszarze, gdzie ścierają się wpływy klimatu oceanicznego i kontynentalnego. Ilość opadów maleje w kierunku z zachodu na wschód, od oceanu w głąb kontynentu. Dlatego w krajach Europy Zachodniej opady są większe niż w Polsce, natomiast parowanie jest zbliżone. Poza tym większość opadów w naszym kraju cha-rakteryzuje duża intensywność, co w połączeniu z uwolnieniem znacznych objętości wody pochodzących z topniejących śniegów powoduje, że woda w większym stopniu odpływa niż wsiąka w podłoże, co umożliwiłoby uzupełnienie podziemnych zasobów wodnych (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013).

W naszym kraju występują również obszary o nadmiarze wód. Należą do nich przede wszystkim tereny górskie – Karpaty i Sudety, gdzie występują duże sumy opadów, zwłaszcza latem; Żuławy Wiślane ze względu na swoje depresyjne poło-żenie oraz Pojezierze Mazurskie zasobne w naturalne zbiorniki wodne – jeziora i obszary podmokłe w zagłębieniach bezodpływowych (bez odpływu powierzch-niowego wody) .

Reżimy rzeczne w Polsce Reżim (ustrój) rzeczny (wodny) odzwierciedla rodzaj i strukturę czasową stanów

i przepływów rzecznych w normalnym (zrównoważonym pod względem bilansu wod-nego) roku hydrologicznym (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013). Stan wody to wyniesienie zwierciadła wody w cieku ponad pewien poziom, przyjęty jako zerowy. W przeciwieństwie do głębokości rzeki stan wody jest jednakowy w całym przekroju poprzecznym cieku (Byczkowski 1996). Przepływ rzeczny to objętość wody, która przepływa przez przekrój poprzeczny koryta cieku w danym miejscu w jednostce czasu. Wyrażany jest w m3/s, a w przypadku mniejszych cieków w dm3/s.

Reżimy uzależnione są przede wszystkim od uwarunkowań klimatycznych – tem-peratury powietrza generującego parowanie (oraz topnienie śniegu) oraz zasilania. W rzekach, które są zasilane przede wszystkim przez wiosenne roztopy śnieżne, mak-simum przepływów przypada na okres wiosenny. Rzeki zasilane przez opady mają największe przepływy w okresie wzmożonych opadów, przy czym duże znaczenie ma temperatura powietrza. W Polsce rzeki zasilane są jednocześnie przez opady i roztopy śnieżne, w zmiennych proporcjach. Typy występujących w Polsce ustrojów rzecznych prezentuje tabela 3 .

52


Tab. 3. Typy ustrojów rzecznych (hydrologicznych) w Polsce.

Typ ustroju Opis

śnieżny silnie wykształcony

średni przepływ miesiąca wiosennego (III lub IV) przekracza 180% średniego przepływu rocznego

śnieżny średnio wykształcony

średni przepływ miesiąca wiosennego wynosi 130–180% średniego przepływu rocznego

śnieżny słabo wykształcony

średni przepływ miesiąca wiosennego nie przekracza 130% średniego przepływu rocznego

śnieżno-deszczowy

średni przepływ miesiąca wiosennego wynosi 130–180% średniego przepływu rocznego i wyraźnie zaznacza się wzrost przepływu w miesiącach letnich, wynoszący co najmniej 110% średniego przepływu rocznego

deszczowo-śnieżny średni przepływ miesiąca letniego jest wyższy lub prawie równy średniemu przepływowi miesiąca wiosennego

Źródło: Dynowska 1994.

Według Dynowskiej (1994) rzeki przepływające przez Pomorze Zachodnie mają reżim śnieżny średnio wykształcony. Reżimy śnieżno-deszczowy i deszczowo-śnieżny występują jedynie w górach.

Na Pomorzu Zachodnim największe przepływy notowane są w półroczu chłod-nym, ze względu na małe parowanie, a jednocześnie ciągłe zasilanie opadowe nawet w miesiącach zimowych. W tych częściach Polski (np. w górach i na Suwalszczyźnie), gdzie zimą występują temperatury ujemne o dużych wartościach bezwzględnych, zimą zasilanie jest ograniczone ze względu na retencję śnieżną (niwalną), czyli magazyno-wanie wody w postaci pokrywy śnieżnej na powierzchni terenu, oraz przemarznięcie gruntu uniemożliwiające przemieszczanie się wód podziemnych w glebie i wierzch-niej warstwie skał osadowych.

Reżimy przykładowych rzek w Polsce położonych na obszarach o zróżnicowanych warunkach klimatycznych zostały zaprezentowane na Ryc. 2. Pierwszą wartością na osi odciętych jest XI, ze względu na początek roku hydrologicznego 1 listopada, np . rok hydrologiczny 2016 zaczyna się 1 listopada 2015 i kończy 31 października 2016. Związane jest to z nietypową sytuacją hydrologiczną 1 stycznia wywołaną przemarz-nięciem gruntu i retencją niwalną.

53


Ryc. 2. Zmienność sezonowa przepływów rzek w Polsce (1951–1995): a) na niżu, b) na obszarach górskich i podgórskich. Ze względu na duże zróżnicowanie wielkości przepływów w poszczególnych ciekach wartości przepływów przedstawiono w formie zmiennych standaryzowanych. W nawiasach podano nazwy miejscowości, w których dokonywano pomiarów przepływu.Opracowanie własne na podstawie Fal i in. 2000.

54


Zarówno na obszarach nizinnych, jak i górskich i podgórskich największe prze-pływy (zasoby wodne) występują w kwietniu (oprócz Drawy, na której średni maksy-malny przepływ występuje w marcu), a najmniejsze zazwyczaj we wrześniu (Ryc. 2), po okresie wysokich temperatur letnich. Analogicznie, w tych samych miesiącach, obserwowane są najwyższe i najniższe poziomy płytkich wód podziemnych (występują odpowiednio najpłycej – najbliżej powierzchni terenu – oraz najgłębiej), w przypadku wód podziemnych zalegających głębiej okresy minimalnych i maksymalnych stanów są opóźnione w zależności od głębokości występowania i przepuszczalności skał nad warstwą wodonośną.

O ile latem na nizinach przepływy są stosunkowo niewielkie (Ryc. 2a), to w górach utrzymują się na wysokim poziomie ze względu na intensywne opady w czerwcu i lipcu, spływające po powierzchni stoków bezpośrednio do cieków, bez pośrednictwa wód podziemnych (Ryc. 2b).

Zasoby wód podziemnych

Do podstawowych pojęć dotyczących wód podziemnych należą:strefa aeracji (napowietrzenia) – przypowierzchniowa część utworów geologicznych

(gleby, skały), w której występują cząsteczki skały, wody i powietrza (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013); woda ciekła przedostaje się grawitacyjnie przez tę warstwę do strefy saturacji, czyli warstwy wodonośnej, gdzie jest magazynowana;

strefa saturacji (nasycenia) – część środowiska skalnego, w której wszystkie prze-strzenie porowe, próżnie i szczeliny wypełnia woda; górną jej granicę stanowi zwiercia-dło wody podziemnej, a dolną warstwa skał nieprzepuszczalnych; skały przewodzące i zawierające wodę to utwory wodonośne (warstwa wodonośna), a skała zatopiona w wodzie to poziom wodonośny (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013);

zasoby eksploatacyjne warstwy wodonośnej – część zasobów naturalnych wody podziemnej, które z uwzględnieniem zasad ich ochrony i odnawialności mogą być pobierane, czyli eksploatowane (Wojtala 2001).

Ze względu na głębokość występowania wody podziemne dzielimy następująco:wody przypowierzchniowe – wody podziemne występujące do kilkudziesięciu centy-

metrów pod powierzchnią terenu, lokalnie tworzące zabagnienia (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013); wody przypowierzchniowe, zwane również wierzchówkowymi lub zaskórnymi (Coufal i Racinowski 2004), z reguły zaliczane są do wód gruntowych;

wody gruntowe – wody podziemne zasilane bezpośrednio przez opady i roztopy, które przenikają przez warstwy przepuszczalne dla wody i zatrzymują się ponad war-stwami nieprzepuszczalnymi;

wody wgłębne – wody podziemne zasilane przez opady atmosferyczne, ale znajdujące się pod utworami nieprzepuszczalnymi; zasilanie tych wód może się odbywać przez infiltrujące opady na wychodniach (miejscach bezpośredniego kontaktu z powierzchnią

55


terenu) warstw wodonośnych – tzw. obszarach zasilania lub poprzez powiązania z innymi warstwami wodonośnymi (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013); jeśli po przewier-ceniu się przez warstwę nieprzepuszczalną ciśnienie piezometryczne (ciśnienie wody napierającej na spąg, czyli dolną granicę, warstwy nieprzepuszczalnej znajdującej się nad daną warstwą wodonośną) powoduje wypchnięcie wody na powierzchnię, to wody takie nazywamy artezyjskimi; jeżeli ich zwierciadło wznosi się do poziomu nieznacznie poniżej powierzchni terenu, to są to wody subartezyjskie (Macioszczyk 2011); sche-mat występowania wód artezyjskich i subartezyjskich oraz zwierciadła swobodnego (dotyczącego wód gruntowych) i napiętego (dotyczącego wód wgłębnych) przedstawia Ryc. 3; napięte zwierciadło wód podziemnych stanowi górną granicę warstwy wodonośnej znajdującej się pod warstwą nieprzepuszczalną; różni się od zwierciadła swobodnego tym, że jego kształt jest wymuszony przez nadległą warstwę skał;

wody głębinowe – wody podziemne występujące głęboko pod powierzchnią ziemi, izolowane od niej całkowicie; nie są odnawialne, wody infiltrujące z powierzchni terenu nie mają do nich dostępu, nie mogą ich zasilać; z reguły mają wysoką mineralizację i m.in. z tego względu nie nadają się do celów konsumpcyjnych (Bajkiewicz-Grabowska i Mikulski 2013).

Ryc. 3. Przykład występowania swobodnego i napiętego zwierciadła wód podziemnych.Źródło: Macioszczyk 2011.

Temperatura wód podziemnychTemperatura najpłytszych wód podziemnych podlega zmianom dobowym (w Polsce

najczęściej do głębokości 2 m), sezonowym (do 5–10 m) i rocznym (do 15–40 m). Miąższość tej warstwy uzależniona jest od rodzaju skał, a także od warunków tektonicz-nych (sposobu ułożenia warstw skalnych, spękań itp.) i hydrogeologicznych (dotyczących cech i umiejscowienia wód podziemnych) oraz ukształtowania powierzchni terenu.

Poniżej strefy heliotermicznej, podlegającej wpływom promieniowania słonecznego, w której wody podziemne nagrzewają się w zależności od zmienności natężenia tego

56


promieniowania, znajduje się strefa termicznie neutralna . Temperatura wody w tej strefie jest nieznacznie wyższa od średniej rocznej temperatury powietrza na danym obszarze. W Polsce sięga średnio do głębokości 18 m. Poniżej tej strefy temperatura wody wzrasta wraz z głębokością (Macioszczyk 2011).

Wzrost temperatury wody podziemnej poniżej strefy termicznie neutralnej określa gradient geotermiczny (jednostka to K/m lub °C/m) odpowiadający przyrostowi tem-peratury na każdy 1 m lub 100 m głębokości. Odwrotność gradientu geotermicznego stanowi stopień geotermiczny – określa, co ile metrów temperatura wzrośnie o 1 kel-win, ew. stopień Celsjusza (jednostka: m/K lub m/°C). W Polsce stopień geotermiczny wynosi, w zależności od warunków geologicznych, od 20 do 100 m/°C, średnio 33 m/°C (Macioszczyk 2011). Podział wód podziemnych ze względu na ich termikę prezentuje tabela 4 .

Tab. 4. Podział hydrogeologiczny termiki wód podziemnych (stosowany w Polsce). Tw – tem-peratura wody podziemnej, Tpśr – średnia temperatura powietrza na danym obszarze.

Typ wody podziemnej Opis

wody chłodne Tw < Tpśr

wody zwykłe Tw ≈ Tpśr

wody ciepłe Tw > Tpśr

podział balneologiczny

wody zwykłe Tw < 20°C

wody termalne Tw > 20°C

wody hipotermalne 20°C ≤ Tw > 34°C

homeotermalne 34°C ≤ Tw > 38°C

hipertermalne Tw > 38°CŹródło: Macioszczyk 2011.

Najważniejsze z punktu widzenia produkcji energii z OZE cechy hydrologiczne Polski

Polska charakteryzuje się niewielkim potencjałem hydroenergetycznym. Wynika to z wyraźnej dominacji terenów nizinnych, o niewielkich deniwelacjach terenu, a w kon-sekwencji niewielkich spadkach podłużnych koryt rzecznych. Rzeki charakteryzują się ponadto stosunkowo małymi przepływami, wynikającymi z niewielkich sum opadów, zwłaszcza w części centralnej kraju. Najmniejszy potencjał hydroenergetyczny cechuje niziny środkowopolskie i Pojezierze Wielkopolskie, większy występuje na pojezierzach Mazurskim i Pomorskim ze względu na bardziej urozmaiconą topografię terenu oraz

57


większe sumy opadów. Najlepsze warunki do budowy hydroelektrowni występują na obszarach górskich, gdzie istnieją znaczne spadki koryt rzecznych oraz duże odpływy rzeczne ze względu na wyższe niż na terenach niżej położonych sumy opadów oraz niższe temperatury warunkujące mniejsze parowanie. Poza tym wąskie i głębokie doliny rzeczne występujące w górach sprzyjają przegradzaniu ich zaporami wodnymi, umoż-liwiającymi spiętrzenie wody i wykorzystanie jej energii. Kolejny problem dotyczący produkcji energii w elektrowniach wodnych stanowi duża sezonowa zmienność prze-pływów rzecznych wpływająca na zmienny potencjał energetyczny wód rzecznych.

Polska dysponuje stosunkowo dużym potencjałem energetycznym pochodzenia geo-termalnego. Szacuje się, że około 80% obszaru naszego kraju zajmują baseny przynależne do centralnoeuropejskiej, przedkarpackiej i karpackiej prowincji geotermalno-ropo--gazonośnej. Potencjał energetyczny nagromadzonych w nich wód geotermalnych jest znaczny – odpowiada około 4,6·109 Mg ropy naftowej. Szacuje się, że na ponad 1/3 powierzchni Polski, zamieszkiwanej przez ponad 30 mln mieszkańców, wody geotermalne występują na głębokości od 1000 do 3000 m. Cechuje je temperatura od 20 do ponad 100°C i mineralizacja ogólna (zasolenie) od 1 do ponad 100 g/dm3 (Lewandowski 2012).

58


LiteraturaBajkiewicz-Grabowska E., Mikulski Z. 2013. Hydrologia ogólna. PWN, Warszawa.Byczkowski A. 1996. Hydrologia, t. I. Wydawnictwo SGGW, Warszawa.Coufal R., Racinowski R. 2004. Zarys hydrogeologii. Politechnika Szczecińska, Szczecin.Desperak J., Balon J. 2003. Tablice geograficzne. Świat Książki, Białystok. Dynowska I. 1994. Reżim odpływu rzecznego, plansza 32.3, w: Atlas Rzeczpospolitej Polskiej. Główny

Geodeta Kraju, PPWK im. E. Romera S.A., Warszawa. Fal B., Bogdanowicz E., Czernuszenko W., Dobrzyńska I., Koczyńska A. 2000. Przepływy charakte-

rystyczne głównych rzek polskich w latach 1951–1995. „Materiały Badawcze IMGW”, seria: Hydrologia i Oceanologia, nr 26.

Gutry-Korycka M. 2006. Bilans wodny, w: Geografia fizyczna Polski, red. A. Richling, K. Ostaszewska. PWN, Warszawa, s. 128–130.

Kossowska-Cezak U., Bajkiewicz-Grabowska E. 2009. Podstawy hydrometeorologii. PWN, Warszawa.Macioszczyk A. 2011. Podstawy hydrogeologii stosowanej. PWN, Warszawa.Mikulski Z. 1998. Gospodarka wodna. PWN, Warszawa.Poskrobko B., Poskrobko T., Skiba K. 2007. Ochrona biosfery. PWN, Warszawa.Soczyńska U. (red.) 1997. Hydrologia dynamiczna. PWN, Warszawa.Stopa-Boryczka M., Boryczka J. 2006. Klimat, w: Geografia fizyczna Polski, red. A. Richling,

K. Ostaszewska. PWN, Warszawa, s. 84–127.Ustawa Prawo wodne, Dz.U. 2001, nr 115, poz. 1229.Wojtala K. (red.) 2001. Międzynarodowy Słownik Hydrologiczny. PWN, Warszawa.

59

Dariusz RakowskiBiopaliwa – zagadnienia ogólne

Dariusz RakowskiWydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczecińskiul. A. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

BIOPALIWA – ZAGADNIENIA OGÓLNE

Słowa kluczowe: generacje biopaliw, produkty biopaliw, biomasa, rośliny energetyczne

Wstęp

Występujący w ostatniej dekadzie szybki rozwój transportu przyczynia się do istot-nego wzrostu zanieczyszczeń atmosferycznych. Szczególnie niepokojąco zwiększa się emisja dwutlenku węgla (CO2), tlenków siarki (SOx), tlenków azotu (NOx), tlenku diazotu (N2O) i innych związków. Zanieczyszczenia, powodowane głównie przez transport dro-gowy, skłaniają ludzi do zwrócenia uwagi na możliwość zastąpienia paliw tradycyjnych odnawialnymi. Paliwa produkowane z biomasy stanowią realną szansę na częściowe zastąpienie ropy naftowej w ruchu drogowym (Kryński i in. 2013). Przekonujące jest porównanie, że pod względem energetycznym 2 tony drewna czy słomy równoważne są 1 tonie węgla kamiennego dobrej jakości. Z jednego ha użytków rolnych zbiera się rocznie 10–12 ton biomasy, czyli równowartość 5–10 ton węgla. W polskim rolnictwie i leśnictwie rocznie wytwarzana jest biomasa równoważna pod względem kalorycznym 150 mln ton węgla (Grzybek i in. 2001). W ostatnich latach na obszarach o dużej lesi-stości coraz szerzej wykorzystuje się drewno do ogrzewania domów, głównie na wsi. Ze względu na stosunkowo małe zalesienie kraju dalsze możliwości pozyskania energii tą drogą są ograniczone, chociaż prowadzone w wielu krajach badania wykazują, że można je zwiększyć przez wprowadzenie plantacji energetycznych. Znacznie więk-sze możliwości pozyskania ze źródeł odnawialnych daje zagospodarowanie biomasy pochodzącej z rolnictwa.

Poza słońcem, wiatrem i wodą istotne źródło energii odnawialnej stanowić mogą rośliny zbożowe, trawy i szybko rosnące drzewa. Biomasa jest największym potencjal-nym źródłem energii na świecie, w tym także w Polsce. Jest to substancja organiczna powstała w procesie akumulowania energii słonecznej. Najważniejszą cechą biomasy jest to, że nie powoduje ona tak dużej emisji dwutlenku siarki, jak ma to miejsce w procesie spalania węgla kamiennego lub innych paliw kopalnych (Grzybek 2011). Ponadto bilans dwutlenku węgla w trakcie spalania biomasy jest równy zeru ze względu na pochłania-nie go w procesie odnawiania tych paliw, tj . w procesie fotosyntezy . Obok konieczno-ści ograniczenia emisji dwutlenku węgla za energetycznym wykorzystaniem biomasy

60

Dariusz Rakowski

przemawia nadprodukcja żywności i bezrobocie na wsi (Grzybek 2013). Wykorzystanie biomasy zwiększa bowiem popyt na produkty rolne oraz umożliwia tworzenie nowych miejsc pracy na wsi i w mieście. Energię z biomasy można uzyskać w wyniku procesów spalania, gazyfikacji, fermentacji alkoholowej czy metanowej oraz przez wykorzystanie olejów roślinnych jako biopaliwa.

Rodzaje biopaliw

Biopaliwa mogą mieć formę stałą lub płynną. Biopaliwa stałe to słoma, specjalne gatunki drzew, takie jak wierzba krzewiasta, topola, ślazowiec pensylwański oraz inne gatunki roślin. W wyniku spalania lub gazyfikacji tej formy biomasy uzyskujemy energię cieplną lub elektryczną. Natomiast do płynnych biopaliw należą:

– oleje roślinne z rzepaku i słoneczników, powstaje biodiesel jako przetworzona forma oleju rzepakowego;

– paliwa z roślin zawierających cukier lub skrobię, takich jak: buraki cukrowe, trzcina cukrowa, sorgo cukrowe oraz niektóre owoce, a także zboża, ziemniaki, kukurydza, ryż, maniok i inne – z nich produkowany jest bioetanol;

– paliwa z biomasy lignocelulozowej tzw . drzewnej, np . czarna akacja, topola, euka-liptus, frakcja odpadów komunalnych w postaci papieru i tektury, produkty uboczne z rolnictwa – produkcja bioetanolu lub paliw z płynnej biomasy – BtL (Biomass to Liquid) jako ciekłe frakcje i ich mieszaniny otrzymywane z biomasy, mogące stanowić biopaliwa lub komponenty paliwowe .

Poza tym w transporcie drogowym zastosowanie znajdują również paliwa gazowe, np. biogaz rolniczy, wysypiskowy, z oczyszczania ścieków oraz biowodór i gaz drzewny.

W jednym z aktów prawnych Unii Europejskiej (Dyrektywa 2003/30/WE ws. pro-mowania użycia biopaliw lub innych odnawialnych paliw w celu zastąpienia oleju napędowego i benzyn w transporcie) sformułowano założenia dotyczące wszystkich państw Wspólnoty. W tej dyrektywie określono definicję biopaliw jako: „ciekłe lub gazowe paliwa dla transportu, produkowane z biomasy” .

Do biopaliw zaliczono następujące produkty:bioetanol – etanol, alkohol (C2H5OH) produkowany z biomasy lub ulegającej bio-

degradacji części odpadów;biometanol – metanol (CH3OH, najprostszy alkohol alifatyczny) produkowany

z biomasy, można go otrzymać w wyniku suchej destylacji drewna lub reakcji Fischera-Tropscha z gazu uzyskanego po zgazowaniu biomasy, poza tym otrzymujemy go w wyniku procesu sztucznej fotosyntezy;

biodiesel – ester metylowy produkowany z oleju roślinnego lub zwierzęcego, o jako-ści oleju napędowego;

biogaz – paliwo gazowe produkowane z biomasy i ulegającej biodegradacji części odpadów, które może być oczyszczone do jakości naturalnego gazu, do użycia jako biopaliwo lub gaz drzewny;

61

Biopaliwa – zagadnienia ogólne

biobutanol – butanol produkowany z biomasy i biodegradowalnych odpadów. Jest to mieszanina izomerów alkoholu C4H9OH: n-butanolu, 2-butanolu, 2-metylo-2-propa-nolu, 2-etylo-2-propanolu, butanol można otrzymać w wyniku procesów chemicznych i fermentacyjnych w obecności odpowiednich szczepów bakteryjnych, np. Clostridium acetylobutylicum, bakteria ta ma możliwość produkowania biobutanolu z buraków cukro-wych, trzciny cukrowej, zboża, kukurydzy, słomy, odpadów drzewnych, biobutanol jest paliwem zbliżonym pod względem właściwości do benzyny;

biodimetyloeter – dimetyloeter produkowany z biomasy;bio ETBE – Eter Etylo-Tert-Butylowy, paliwo produkowane na bazie bioetanolu,

udział objętości ETBE liczony jako biopaliwo wynosi 47%;bio MTEB – Eter Metylo-Tert-Butylowy, paliwo produkowane na bazie biometanolu,

udział objętości MTEB liczony jako biopaliwo wynosi 36%;biopaliwa syntetyczne – syntetyczne węglowodory lub mieszanki syntetycznych

węglowodorów wytworzone z biomasy;czyste oleje roślinne (PVO, Pure Vegetable Oils) – oleje produkowane z roślin ole-

istych poprzez tłoczenie na zimno, ekstrakcję lub za pomocą porównywalnych metod, uzyskujemy czysty lub rafinowany olej, ale nie modyfikowany chemicznie;

biowodór – wodór produkowany z biomasy i/lub ulegającej biodegradacji części odpadów, powstaje na drodze zgazowania biomasy roślinnej do syngazu;

bioolej (tzw. zielony diesel), powstaje w procesie hydrotermicznego wzbogacania (HTU, Hydrothermal Upgrading) odpadowych olejów roślinnych i tłuszczów zwie-rzęcych, w efekcie powstają oleje surowe; biopaliwa gazowe, tj. biogaz, bio-DME (biodimetyloeter) i biowodór;

Bio-DME – eter dimetylowy (CH3OCH3), produkowany z biomasy, jest to paliwo gazowe przeznaczone do silników typu diesla cechujących się wysoką liczbą cetanową LC – ponad 55 (wskaźnik zdolności olejów napędowych do samozapłonu – jeden z pod-stawowych parametrów olejów napędowych, zależący od ich składu chemicznego), można go otrzymać z gazu syntezowego uzyskanego z biomasy w wyniku jej zgazo-wania, a także metanolu poprzez reakcję odwodnienia.

W polskich przepisach prawnych odpowiednie zapisy i objaśnienia dotyczące biopa-liw znajdują się w ustawie o biokomponentach i biopaliwach ciekłych z dn. 25 sierpnia 2006 r. z późn. zmianami (Dz.U. nr 169, poz. 1199). Najbardziej rozpowszechnione na świecie biopaliwa ciekłe to popularne bioestry oraz bioetanol, którego wykorzystanie promuje się głównie w Ameryce.

Bioestry są to estry wyższych kwasów tłuszczowych, zwane powszechnie biodieslem – produkowane są one z olejów roślinnych lub tłuszczów zwierzęcych w procesie tran-sestryfikacji. Podstawowym komponentem do produkcji biodiesla są oleje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, zarówno ciekłe, jak i stałe. Biodiesel jest szczególnie przy-datnym paliwem z uwagi na bardzo zbliżone parametry do stosowanego powszechnie w silnikach Diesla oleju napędowego (Klugmann-Radziemska 2010).

Bioetanol to alkohol etylowy (etanol) produkowany z odnawialnych surowców w procesie fermentacji. Produkcja paliw etanolowych daje możliwości racjonalnego

62

Dariusz Rakowski

zagospodarowania zarówno nadwyżek surowców rolniczych (zwłaszcza niskiej jako-ści zbóż, ziemniaków, melasy), jak i wszelkich organicznych surowców odpadowych rolniczych oraz pozarolniczych (Klugmann-Radziemska 2010).

W zależności od surowców wykorzystanych do produkcji paliw płynnych wyróżnia się ich następujące rodzaje:

– Biopaliwa I generacji – do grupy tej zalicza się paliwa, które wytwarzane są bezpośrednio lub pośrednio z surowców żywnościowych na drodze fermentacji lub transestryfikacji, takie jak etanol, biodiesel, oleje roślinne, biogaz rolniczy, wysypiskowy lub z oczyszczalni ścieków oraz Bio-ETBE.

– Biopaliwa II generacji – oczyszczony i wzbogacony biogaz jest już paliwem II generacji, podobnie jak bioetanol, który jest produkowany z surowców niespożywczych, takich jak: biomasa drzewna i odpady z przemysłu drzewnego, odpady i pozostałości rolnicze oraz odpady organiczne i komunalne. Druga generacja paliw obejmuje także paliwa pozyskiwane z upraw energetycznej biomasy, odpadów organicznych oraz nie-jadalnych roślin oleistych. Do tej kategorii zalicza się właśnie bioetanol niespożywczy, Bio-DME, biodiesel syntetyczny otrzymywany z produktów lignocelulozowych, syn-tetyczne paliwa powstałe w procesach zgazowania biomasy oraz biodiesel w postaci komponentów paliwowych (Biernat 2006). Obecnie trwają prace nad wprowadzeniem do użycia biopaliw drugiej generacji produkowanych na bazie celulozy. Zaletą biopaliw drugiej generacji jest większy potencjał redukcji emisji gazów cieplarnianych, jak np. dwutlenek węgla (CO2), podtlenek azotu (N2O), metan (CH4). Z powyższych klasyfikacji wnioskować można, iż nawet dalsze przetwarzanie paliw I generacji nie prowadzi do uzyskania paliw II generacji. Jednocześnie tendencja rynkowa na świecie jest taka, że produkowane są paliwa II generacji, a jak wskazują analizy, paliwa te mają szanse stać się powszechnie dostępne w najbliższych latach.

– Biopaliwa III generacji – w ostatnim czasie pojawiają się koncepcje wydzielenia kolejnej kategorii w postaci paliw III generacji. Badania wskazują, że paliwa te pojawią się na większą skalę dopiero po 2030 roku. Będą one otrzymywane podobnie jak paliwa II generacji, ale zmodyfikowane przy zastosowaniu molekularnych technik biologicz-nych, umożliwiających np. uprawę drzew o małej zawartości ligniny lub rozwój upraw z wbudowanymi odpowiednio enzymami .

– Biopaliwa IV generacji – ze względu na redukcję emisji dwutlenku węgla (CO2) powstała propozycja stworzenia IV generacji biopaliw, czyli technologii produkcji bio-paliw z możliwością wychwytu i składowania węgla (ang. CCS – Carbon Capture and Storage). Surowcem mają być rośliny o zwiększonej asymilacji dwutlenku węgla pod-czas uprawy, a odpowiednie technologie zapewnią utylizację CO2 przez jego redukcję do węgla (C), tlenku węgla (CO) lub metanolu (CH3OH) (Szoszkiewicz 2011) albo magazynowanie w wyrobiskach ropy naftowej i gazu. Definicja paliw IV generacji może zostać zweryfikowana, gdy do opinii publicznej dotrze, że teza o największej szkodli-wości emisji CO2 jako gazu cieplarnianego (GHG) jest błędna (Lewandowski i Ryms 2013). Należy bowiem wiedzieć, iż o wiele bardziej szkodliwym gazem cieplarnianym od dwutlenku węgla (CO2) jest metan (CH3) .

63


Podział biopaliw na poszczególne rodzaje odnosi się do rodzaju surowców, z których powstają, co zostało zaprezentowane na rycinie 1.

65

Ryc .1 .Technologieprodukcjibiopaliwiichrodzajewzależnościodrodzajusurowców.OpracowaniewłasnenapodstawieKlimiuk2012.

DoprodukcjibiopaliwIgeneracjiużywasięsurowcówrolniczychzroślinuprawianychnacele

konsumpcyjne,wtymroślinoleistych (np.rzepak,soja,słonecznik),zbóż orazburaków cukrowych

itrzciny

cukrowej.Biopaliwatestanowiąobecniesubstytutylubkomponentyproduktównaftowych.

Biodieseltomieszankaolejunapędowegoidodatkówpochodzeniaroślinnego,tzw.estrów(m

etylowychlubetylowych)wyższychkwasówtłuszczowych.Estryotrzymujesięnp.zrzepaku.Produ

kcjabiopaliwazolejurzepakowegoodbywasięwtrakciereakcjipodwójnejwymianytriglicerydówi

małocząsteczkowychalkoholialifatycznych(C1 –

C4,główniemetylowego)doestrówwyższychkwasówtłuszczowychiglicerynywedługreakcjitran

sestryfikacji:olejrzepakowy+metanol=diester+gliceryna(Gradziukiin.2003).DobiopaliwIIgene

racjinienależyzaliczaćprzetworzonychbiopaliwIgeneracji.Koncepcjarozwojubiopaliwdrugiejg

eneracjiopierasięnazałożeniu,żesurowcemdoichwytwarzaniapowinnabyćzarównobiomasa,jaki

odpadoweolejeroślinneitłuszczezwierzęceorazwszelkieodpadowesubstancjepochodzeniaorgan

icznego,nieprzydatnewprzemyślespożywczymlubleśnym.Badaniaprowadzonewostatnichlatac

hpotwierdzająmożliwośćprodukcjiwniedalekiejprzyszłości(poroku2030)biopaliwIIIgeneracji,

BIOMASA

Odpady Rośliny oleiste Rośliny zawierające skrobię i sacharozę

Biomasa lignocelulozowa

Fermentacja metanowa (biogaz)

Hydrotermiczne upłynnianie

Ekstrakcja Fermentacja Piroliza Zgazowanie

Hydroliza

Hydrorafinacja Transestryfikacja Hydrorafinacja SyntezaFischera-Tropscha

Bioolej(Zielony diesel)

Biodiesel Etanol, butanol

Gaz syntezowyM

iesz

ane

alko

hole

Met

anol

DM

E

Węg

lo-

wod

ory

Bio

gaz

Ryc. 1. Technologie produkcji biopaliw i ich rodzaje w zależności od rodzaju surowców. Opracowanie własne na podstawie Klimiuk 2012.

Do produkcji biopaliw I generacji używa się surowców rolniczych z roślin uprawia-nych na cele konsumpcyjne, w tym roślin oleistych (np. rzepak, soja, słonecznik), zbóż oraz buraków cukrowych i trzciny cukrowej. Biopaliwa te stanowią obecnie substytuty lub komponenty produktów naftowych .

Biodiesel to mieszanka oleju napędowego i dodatków pochodzenia roślinnego, tzw. estrów (metylowych lub etylowych) wyższych kwasów tłuszczowych. Estry otrzymuje się np. z rzepaku. Produkcja biopaliwa z oleju rzepakowego odbywa się w trakcie reakcji podwójnej wymiany triglicerydów i małocząsteczkowych alkoholi alifatycznych (C1 – C4, głównie metylowego) do estrów wyższych kwasów tłuszczowych i gliceryny według reakcji transestryfikacji: olej rzepakowy + metanol = diester + gliceryna (Gradziuk i in. 2003). Do biopaliw II generacji nie należy zaliczać przetworzonych biopaliw I generacji. Koncepcja rozwoju biopaliw drugiej generacji opiera się na założeniu, że surowcem do ich wytwarzania powinna być zarówno biomasa, jak i odpadowe oleje roślinne i tłuszcze zwierzęce oraz wszelkie odpadowe substancje pochodzenia organicznego, nieprzydatne w przemyśle spożywczym lub leśnym. Badania prowadzone w ostatnich latach potwierdzają możliwość produkcji w niedalekiej przyszłości (po roku 2030) biopaliw III generacji, które stanowią biowodór i biometanol. Otrzymywane są one w wyniku zgazowania lignocelulozy i syntezy produktów zgazowania lub w wyniku procesów biochemicznych .

64

Dariusz Rakowski

Warto wspomnieć o tym, iż krajowa ustawa o biopaliwach wprowadza kilka podsta-wowych a zarazem ważnych objaśnień w tej dziedzinie, np. następujące biokomponenty:

ester – estry metylowe albo etylowe wyższych kwasów tłuszczowych;bioetanol – odwodniony alkohol etylowy;biopaliwa – paliwa z zawartością powyżej 5% biokomponentów;paliwa ciekłe – paliwa z zawartością do 5% biokomponentów.W żadnym kraju Unii Europejskiej nie stosuje się dodatkowych dystrybutorów na

stacjach paliw, jeśli paliwa te spełniają normy. Benzyny z zawartością etanolu do 5% nie są szczególnie oznakowane, gdyż spełniają normę EN 228, zaś mieszanka 95% oleju napędowego i 5% estrów metylowych oleju rzepakowego spełnia normę EN 590 obowiązującą w Unii Europejskiej dla oleju napędowego.

Wieloletnie doświadczenia krajów Europy Zachodniej, które produkują paliwa z 5% dodatkiem estru rzepakowego, wykazują, że:

– nie ma negatywnego wpływu na silniki, wręcz odwrotnie – następuje poprawa właściwości spalania paliw;

– nie jest wymagane żadne dostosowanie silników, nawet starszych modeli;– stosowanie biokomponentów (bioestru lub bioetanolu) jest popierane przez koncerny

samochodowe (np. Peugeot, Renault, Iveco) i petrochemiczne (np. Total).

Tab. 1. Źródła biopaliw płynnych i ich zastosowanie.Biopaliwo Roślina Proces konwersji Zastosowanie

Biodiesel rzepak, słonecznik, soja estryfikacja substytut lub dodatek

do oleju napędowego

Biometanoluprawy energetyczne,

miskantzgazowanie biomasy lub węgla i synteza

Fishera-Tropscha lub synteza metanolu

ogniwa paliwowe

Bioetanol

zboża, ziemniaki, pseudozboża, topinambur

hydroliza, fermentacja

substytut lub dodatek do benzyn

buraki cukrowe, trzcina cukrowa, słodkie sorgo fermentacja

uprawy energetyczne, słoma, miskant, rośliny

trawiasteobróbka wstępna,

hydroliza, fermentacja

Olej roślinny rzepak, słonecznik, soja – substytut lub dodatek

do oleju napędowego

Bioolej uprawy energetyczne, miskant piroliza substytut benzyn lub

oleju napędowegoOpracowanie własne na podstawie Klimiuk i in. 2012.

Inną technologią pozyskiwania energii z biomasy jest produkcja biogazu z jednoczesną utylizacją odpadów rolniczych. Biogaz otrzymywany w rolnictwie jest produktem fer-mentacji odpadów zwierzęcych lub roślinnych, który pozyskiwany jest w biogazowniach

65


rolniczych. Przeciętnie od sztuki dużej (SD) można uzyskać w ciągu roku surowiec do produkcji 220 m3 gazu. Źródłem biogazu mogą być także odpady komunalne (Grzybek 2013). Niemal cała masa odpadów komunalnych usuwanych w procesie oczyszczania jednostek osadniczych jest obecnie składowana na wysypiskach. Składowanie odpadów na wysypiskach coraz częściej napotyka na trudności organizacyjne i techniczne, co uzasadnia poszukiwanie innych sposobów unieszkodliwiania odpadów . W warunkach beztlenowego rozkładu odpadów w trakcie ich składowania lub unieszkodliwiania powstają gazy rozkładu biochemicznego. Najbardziej istotnym składnikiem tego gazu jest metan (CH4). Przykładowo wysypisko na 100 tys. ton odpadów dostarcza 50 m3 gazu na godzinę. Przy zawartości metanu 50% daje w efekcie moc 90 kW w postaci energii elektrycznej i 156 kW energii cieplnej (Myczko i in. 2011).

Drugi kierunek wykorzystania biomasy to produkcja paliw płynnych (etanolu), które mogą być stosowane jako domieszka do benzyn, oraz wykorzystanie upraw roślin oleistych do produkcji biodiesla . Etanol jest paliwem praktycznie nieszkodliwym dla środowiska. Powstaje w wyniku fermentacji rodzimych roślin o wysokiej zawartości węglowodanów. Stosuje się go z powodzeniem w wielu krajach, np. w Brazylii 50% taboru samochodowego napędzane jest właśnie etanolem. W Polsce od 1992 roku dodaje się go do benzyn, co pozwala zmniejszyć udział substancji szkodliwych nawet o połowę (Klimiuk i in. 2012). Ponadto etanol, tworząc nowy rynek na produkty rolne, może stwarzać koniunkturę na wsi, co wpływa również na zmniejszenie bezrobocia.

Kolejnym produktem o znaczeniu energetycznym jest olej rzepakowy . Polska wytwa-rza 5% produkcji światowej tego oleju (GUS). Olej zmieszany z metanolem tworzy glicerynę i ester metylowy. Ten ostatni produkt jest wykorzystywany bezpośrednio do napędu silników Diesla. Produkcja metylestru wydaje się atrakcyjną perspektywą z dwóch powodów. Po pierwsze, obserwuje się coraz większą nadprodukcję żywności w Europie przy wciąż trwającym deficycie ropy naftowej, po drugie, na ponad 20% powierzchni naszego kraju niebezpiecznie przekroczone zostały stężenia metali ciężkich w glebach i roślinach (Lewandowski i Ryms 2013). Uprawiany na takich glebach rzepak wymaga wykorzystania w przemyśle, ponieważ nie może być kierowany do produkcji żywności.

Podstawową przeszkodą w szerszym stosowaniu biometanolu i biogazu są wysokie koszty ich pozyskiwania. Dlatego też poszukiwane są inne możliwości wykorzystania biomasy na cele energetyczne. Takim przykładem może być wykorzystanie słomy zbóż, rzepaku i roślin strączkowych do spalania w lokalnych kotłowniach. Szczególnie cenna energetycznie jest zupełnie nieprzydatna w rolnictwie słoma rzepakowa, bobikowa i słonecznikowa. Bogate doświadczenia z wykorzystaniem słomy jako paliwa zgro-madzono w Danii. W 1992 roku wykorzystanie słomy na cele energetyczne osiągnęło 55% całości produkcji, a w ostatnich latach powyżej 70%. Tak znaczne wykorzystanie słomy na cele energetyczne wynika z niższych kosztów wytwarzania energii cieplnej niż w przypadku spalania węgla, gazu i oleju opałowego. Ponadto niższa jest emisja zanieczyszczeń w trakcie spalania słomy.

Słoma w Polsce może stanowić poważne źródło energii odnawialnej pochodzącej z biomasy. Zakładając, że tendencje w produkcji i w zapotrzebowaniu zostaną utrzymane,

66

Dariusz Rakowski

można stwierdzić, iż w najbliższym czasie słoma mogłaby dostarczyć 237 PJ energii, tj. 5% zapotrzebowania gospodarki narodowej na energię (Grzybek i in. 2001).

Jedną z możliwości zagospodarowania nadwyżek słomy jest wykorzystanie jej w energetyce. Do tych celów mogą być użyte praktycznie wszystkie rodzaje zbóż oraz rzepaku i gryki. Jednak ze względu na właściwości najczęściej używana jest słoma; żytnia, pszenna, rzepakowa i gryczana oraz słoma i osadki kukurydzy. Słoma owsiana, ze względu na bardzo niską temperaturę topnienia popiołu, nie jest zalecana jako paliwo. W porównaniu z innymi powszechnie stosowanymi nośnikami energii słoma jest dość uciążliwym materiałem energetycznym. Wynika to z niejednorodności tego surowca oraz jego stosunkowo niskiej wartości energetycznej, szczególnie odniesionej do jed-nostki objętości, w porównaniu do konwencjonalnych nośników energii. Szczególną uwagę zwraca większa ilość substancji lotnych oraz niższa zawartość siarki w słomie niż w węglu. Słoma wykorzystywana do celów energetycznych musi spełniać określone wymagania technologiczne. Jednak w Polsce parametry charakteryzujące słomę jako materiał energetyczny do tej pory nie zostały znormalizowane. Najczęściej oceny jakości dokonuje się na podstawie wartości opałowej, wilgotności oraz stopnia zwiędnięcia.

Najważniejszymi parametrami termofizycznymi paliw są: wartość opałowa oraz ciepło spalania, nazywane też czasami dolną wartością opałową (Tab. 2). Parametry te zależą od składu chemicznego i wilgotności materiału.

Ciepło spalania (zgodnie z normą PN-81/G-04513) jest to ilość ciepła uzyskana podczas spalenia jednostki masy paliwa stałego w atmosferze tlenu, natomiast wartość opałowa to ciepło spalania pomniejszone o ciepło parowania wody uzyskanej z paliwa w procesie spalania oraz wilgoci higroskopijnej .

Dla słomy suchej wartość opałowa zawiera się w stosunkowo wąskim przedziale 14–15 MJ/kg i zależy przede wszystkim od rodzaju rośliny. Dla porównania: wartość opałowa węgla waha się od 18,8 do 29,3 MJ/kg. Można więc przyjąć, że pod wzglę-dem energetycznym 1,5 tony słomy równoważne jest 1 tonie węgla średniej jakości (Lewandowski i Ryms 2013).

Tab. 2. Porównanie średniej wartości opałowej 1 kg różnych surowców energetycznych.Nośnik energii Wartość opałowa (MJ/kg*)

Słoma żółta 14,3Słoma szara 15,2

Drewno odpadowe 16,0Węgiel kamienny 25,0

Gaz ziemny 48,0* MJ/kg – megadżul na 1 kg = l · 106 J/kgŹródło: Kowalik 1994.

Wartość energetyczna słomy zależy głównie od jej wilgotności. Wilgotność słomy świeżej zawiera się w przedziale 12–22%, a w pewnych przypadkach może być nawet wyższa i zależy od rodzaju rośliny oraz od warunków atmosferycznych, w jakich odbywa

67


się zbiór. Zbyt wysoka wilgotność słomy wpływa nie tylko na zmniejszenie wartości uzyskanej energii, ale również na przebieg samego spalania, powodując podwyższoną emisję zanieczyszczeń w spalinach. Poza tym zbyt duża wilgotność może powodować problemy w jej magazynowaniu, transporcie, rozdrabnianiu oraz zadawaniu do pale-niska. Maksymalna dopuszczalna wilgotność jest różna dla różnych instalacji, lecz na ogół waha się w granicach 18–25%.

Słoma świeża, w literaturze nazywana „żółtą”, zawiera w swoim składzie wiele metali alkalicznych i związków chloru, które nie pozostają bez wpływu na procesy korozji i powstawanie żużlu. Z tego względu słoma przeznaczana na cele energetyczne powinna być poddana procesowi więdnięcia, który polega na wymywaniu tych szko-dliwych związków przez opady atmosferyczne. Stopień zwiędnięcia świadczy o tym, jak długo słoma pozostawała na polu i była poddana działaniu zmiennych warunków atmosferycznych, a następnie została wysuszona. Im większy jest stopień zwiędnięcia słomy, tym większe prawdopodobieństwo, że zmniejszona została zawartość metali alka-licznych i związków chloru, co w konsekwencji prowadzi do zmniejszenia korozyjności zażużlania elementów kotła w procesie spalania. Charakterystyczną cechą takiej słomy jest szary kolor, w przeciwieństwie do słomy świeżej, która ma kolor żółty. Słoma szara jest więc bardziej przydatna do celów energetycznych niż słoma żółta.

W zależności od sposobu zbioru, magazynowania, transportu i konserwacji słomy oraz innych rodzajów pozostałości pożniwnych wyszczególnić można następujące rodzaje paliw stałych z nich uformowanych: baloty, brykiety, pelety, sieczkę i pył.

Baloty są to pakiety sprasowanej biomasy (słomy, gałęzi lub siana) o kształcie prostopadłościennym lub walcowym. W przypadku słomy wyróżnia się 4 podstawowe rodzaje balotów:

– baloty małe o masie 10–15 kg są stosowane jako ściółka dla zwierząt w małych i średnich gospodarstwach lub jako paliwo w najmniejszych kotłach o mocy do 30 kW. Ich wadą jest mały stopień zmechanizowania zbioru, transportu i składowania oraz duża ilość sznurka potrzebnego przy prasowaniu słomy. Zaletę stanowi możliwość ręcznego załadunku słomy do pieca, łatwość formowania stert magazynowych i powszechność występowania pras zbierających;

– baloty średnie, również prostopadłościenne (0,8/0,8/1,7 m o masie ok. 150 kg) lub walcowe (L = 1,2 m długości, D = 0,7–1,0 m średnicy), zwijane w prasach zwijających wyposażonych w regulację średnicy lub ciężaru beli. Mogą być stosowane jako pasza i ściółka dla zwierząt albo jako paliwo w średnich gospodarstwach lub pojedynczych blokach mieszkalnych ogrzewanych kotłami o mocy od 35 kW do 99 kW, w których średnica wewnętrzna komory spalania wynosi 0,9 lub 1,3 m. Dotychczas są rzadko stosowane w Polsce, ale według prognoz zapotrzebowanie na nie będzie rosło;

– baloty duże okrągłe (L = 1,2 m; D = 1,5 m; masa około 200–300 kg) są stosowane jako pasza, ściółka oraz paliwo spalane w kotłach okresowych – pracujących cyklicz-nie. Ich zaletą są niskie koszty zbioru słomy, wysoki stopień mechanizacji zbioru, stosunkowo niskie koszty inwestycyjne, mała podatność słomy na wtórne zawilgocenie podczas składowania, łatwy załadunek beli do pieca za pomocą ciągnika wyposażonego

68

Dariusz Rakowski

w podnośnik widłowy, stosunkowo długi okres spalania (do 4 godzin) oraz powszechność występowania w Polsce pras zwijających. Wady to: duże powierzchnie składowania i konieczność stosowania sprzętu specjalistycznego;

– baloty duże prostopadłościenne (Hesstona) o wymiarach 1,2 x 1,3 x 2,4 m i masie około 450 kg. Wymagają specjalistycznych pras zbierających. Wykorzystywane są wyłącznie w ciepłowniach o stałej wydajności. Wysoki stopień zgniotu słomy i wymiary prostopadłościanu umożliwiają składowanie słomy w wysokich stertach, dochodzących do kilkunastu metrów, co znacznie ogranicza obszar powierzchni magazynowych .

Brykiety to sprasowane paliwo (węgiel, torf lub słoma), które dzięki tej operacji nabiera korzystniejszych cech energetycznych, tj. większy ciężar nasypowy (w przypadku słomy do 4 razy większy w porównaniu z balotami), znormalizowany kształt ułatwiający transport, magazynowanie, dozowanie i umożliwiający automatyzację procesu spalania. Brykiety posiadają zwiększoną odporność na absorpcję wilgoci, wyższą temperaturę zapłonu i większą wartość opałową (1 t brykietu ze słomy = 1,25 t węgla). Brykiety ze słomy mają średnicę d = 70–150 mm i przypadkową długość, gęstość nasypową g = 400–700 kg/m3 (w zależności od rodzaju prasy), 15% wilgotność, wartość opałową 16,5–17,5 MJ/kg i 2–4% zawartość popiołu. Rozróżnia się dwa podstawowe rodzaje brykietów: typowe i z przelotowym otworem w środku, który korzystnie wpływa na przebieg spalania . Wybrane parametry energetyczne brykietów i peletów wykonanych ze słomy pszennej, rzepakowej, makuchów i paździerzy rzepakowych zestawiono w tabeli 3.

Tab. 3. Parametry energetyczne brykietów i peletów ze słomy: pszennej (sp), rzepakowej (sr), mieszaniny makuchów 10%, paździerzy 10% i słomy rzepakowej 80% (smpr) oraz mieszaniny słomy 70% i makuchów rzepakowych 30% (smr).

Parametr Jednostki Brykiety Peletysp sr smpr smr sp

Ciepło spalania MJ/kg 16,5 21,4 15,9 18,9 19,8Wartość opałowa MJ/kg 15,2 20,1 13,1 16,7 18,2

Wilgotność % wag. 15,1 9,6 15,1 11,0 8,3Gęstość nasypowa kg/m3 320 310 338 325 540

Średnica mm 50 50 50 50 9Chlor (Cl) % wag. 0,047 0,013 0,231 0,050 0,270Siarka (S) % wag. 0,100 0,592 0,407 0,110 0,000Węgiel (C) % wag. 45,5 50,0 47,7 46,8 45,5

Opracowanie własne na podstawie www.zgl.pl.

Według przeprowadzanych badań chemicznych przedstawionych w tabeli 3 zawar-tość chloru w brykietach i peletach ze słomy zmienia się od 0,05 do 0,27% wagowych i jest mniejsza niż w świeżej słomie żółtej o 0,75%. Jednak nawet i ta ilość musi być brana pod uwagę przy spalaniu, ze względu na możliwość powstawania kwasu sol-nego (HCl) i dioksyn. Pierwszy ze związków będzie przyspieszał korozję instalacji

69


elektrociepłowniczej lub ciepłowniczej. Dioksyny są natomiast silnie trujące, toksyczne i kancerogenne. Dlatego w projektowaniu instalacji należy przewidzieć mokre oczysz-czanie spalin .

Pelety to paliwo jeszcze bardziej sprasowane niż brykiety. Intensywność pro-cesu peletowania jest tak duża, że produkt końcowy, pomimo wykorzystania do jego produkcji bardzo lekkiej słomy, jest cięższy od wody. Pelet słomiany jako paliwo energetyczne zawiera stosunkowo dużo części lotnych, sprawiających, że spalanie tego paliwa odbywa się z wysoką efektywnością. Wytwarzana jest jednocześnie mała ilość popiołu. Wartość opałowa peletów i ich ciepło spalania są większe niż słomy sprasowanej, co wiąże się z obniżeniem zawartości wilgoci i substancji mineralnej podczas procesu ich produkcji. Właściwości fizykochemiczne peletu ze słomy przed-stawiono w tabeli 4 .

Tab. 4. Właściwości fizykochemiczne peletów ze słomy.

Oznaczenie Jednostki Pelety ze słomyżytniej mieszanej

Ciepło spalania MJ/kg 19,416 19,817Wartość opałowa MJ/kg 19,200 18,094

Wilgotność % 6,60 10,50Zawartość popiołu % 5,00 7,91Ciężar właściwy t/m3 1,20 0,9688

Gęstość nasypowa t/m3 0,5800 0,5438Zawartość węgla % 40,06 47,71

Zawartość wodoru % – 6,72Zawartość azotu % 1,60 1,02Zawartość siarki % 0,39 0,00Zawartość chloru % – 0,2712

Wartość EOX mg/kg – 1,8Źródło: Lewandowski i Ryms 2013.

W tabeli 4, oprócz oznaczenia poszczególnych parametrów fizycznych i che-micznych w peletach, bardzo istotna jest wartość EOX, informująca o zawartości niebezpiecznych syntetycznych preparatów z grupy związków chloroorganicznych. Znaczne przekroczenie tej wartości może świadczyć o obecności w surowcu pesty-cydów halogenoorganicznych lub innych substancji. Jest to typowe w przypadku produkcji peletów z drewna wtórnego i zawartości w nich lakierów i impregnatów (Lewandowski i Ryms 2013).

Ze względu na higroskopijność pelety ze słomy muszą być odpowiednio prze-chowywane. Producenci preferują pakowanie w worki o masie 25 kg do ręcznego załadunku zasobnika kotłowego, lub worki typu big-bag o masie 1000 kg, nadające się do załadunku silosów lub magazynów. Pelety ze słomy żytniej są produkowane bez lepiszcza, natomiast ze słomy mieszanej (żytniej i pszennej) z lepiszczem, którym

70

Dariusz Rakowski

jest wodny roztwór melasy. Proces produkcji tych ostatnich składa się z następujących operacji:

– rozdrabniania słomy na pył o średnicy do 1 mm oraz oddzielania zanieczyszczeń;– nasączania zmielonej słomy wodnym roztworem melasy w taki sposób, aby jej

zawartość w granulacie nie przekraczała 2%;– wytłaczania na prasach ślimakowych granulatu na odpowiednio dobranych matry-

cach, w których otwory mają wymodelowane pod właściwym kątem stożki: sprężający i rozprężający;

– utwardzania granulatu przez jego natychmiastowe schładzanie w chłodnicy.

Biomasa leśnaInnym rodzajem biopaliwa występującym w Polsce w dużych ilościach jest drewno.

W skład pierwiastkowy drewna wchodzą: węgiel – 50%, tlen – 43%, wodór – 6%, azot – 1%, związki mineralne – poniżej 1%. Pierwiastki te występują w postaci związków organicznych: celulozy, hemicelulozy i ligniny. Wartość opałowa drewna zaraz po ścię-ciu (ok. 50% wilgotności) wynosi 10–15 MJ/kg i ulega zwiększeniu do 18 MJ/kg po wysuszeniu do wilgotności 15–20%.

Z corocznego wyrębu lasów w Europie (173 km3/rok) ok. 63 km3/rok stanowi bio-masa odpadowa w postaci korony, gałęzi itd. Do tego należy również doliczyć 9 km3 pozostałych w ziemi pni i karpin, co razem z cetyną (igliwie), korą i chrustem stanowi potencjał ok. 78 km3/rok biopaliwa rocznie. Przyjmuje się, że ze 100 m3 pozyskiwanego w lesie drewna 10 m3 stanowi kora, 15 m3 chrust, 20 m3 – grubizna opałowa (gałęzie, karpina itd .), 19 m3 – trociny i zrzyny, 36 m3 – tarcica (deski i legary itd.). Z tarcicy tylko 20–25 m3 (25%) znajduje się w gotowym wyrobie, a reszta może być wykorzy-stana jako biopaliwo .

W Europie największymi użytkownikami drewna do celów energetycznych są następujące kraje: Francja – 507 PJ/rok1 (12,1 Mtoe/rok2), Szwecja – 339 PJ/rok (8,1 Mtoe/rok), Niemcy – 297 PJ/rok (7,1 Mtoe/rok), Finlandia – 268 PJ/rok (6,4 Mtoe/rok). Polska z wartością 163 PJ/rok (3,9 Mtoe/rok) plasuje się na 7 miejscu w Europie (Karjalainen i in. 2004).

Potencjał niewykorzystanej biomasy odpadowej z lasów Polski szacuje się na około 244 PJ/rok i pod tym względem zajmujemy 3 miejsce w Europie Środkowo-Wschodniej za częścią europejską Rosji (1483 PJ/rok) i Rumunią (355 PJ/rok) (Bedi 1996). W 2012 roku lasy w Polsce zajmowały ponad 9 mln ha, co stanowiło ponad 30% powierzchni lądowej kraju, w tym 1,62 mln ha to lasy prywatne. Stan zalesienia Polski jest zatem porównywalny ze średnią europejską wynoszącą 32%. Drzewostan lasów państwowych w Polsce to w 73% (5,39 Mha) lasy iglaste, a w 22% (1,66 Mha) liściaste.

Wśród nieprzetworzonych biopaliw stałych, tzw. biomasy palnej, należy wskazać plantacje roślin energetycznych, tj. wierzby energetycznej, miskanta, ślazowca, topoli

1 PJ/rok – petadżul na rok = 1 J · 1015 .2 Mtoe – milion ton oleju ekwiwalentnego, z reguły odnosi się to do oleju opałowego.

71


i innych, którym poświęcony jest rozdział w dalszej części opracowania. Wierzba ener-getyczna stanowi uprawę dominującą pod względem areału w kraju.

Najpopularniejsze rośliny rolnicze w Polsce uznawane za energetyczne to: zboża ze względu na słomę, rzepak ze względu na produkcję biodiesla oraz buraki cukrowe i ziemniaki, które mogą być przetwarzane na bioetanol.

72

Dariusz Rakowski

LiteraturaBedi E. 1996. W kierunku odnawialnych źródeł energii. Nowe wiadomości dla Europy Środkowo-

Wschodniej. Wydawnictwo Zarządu Głównego Polskiego Klubu Ekologicznego, t. 12, Kraków.Biernat K. 2006. Biopaliwa – definicje i wymagania obowiązujące w Unii Europejskiej. „Czysta Energia”

nr 10 (110), s. 25–30.Gradziuk P., Grzybek A., Kowalczyk K., Kościk B. 2003. Biopaliwa. Wyd. Wieś Jutra, Warszawa.Grzybek A. (red.) 2011. Alternatywne źródła energii i ich zastosowanie. Wyd. CDR, Brwinów.Grzybek A. (red.) 2013. Biogazownie szansą dla rolnictwa i środowiska. Wyd. Fundacja na rzecz Rozwoju

Polskiego Rolnictwa – FDPA, Warszawa.Grzybek A., Gradziuk P., Kowalczyk K. 2001. Słoma – energetyczne paliwo. Wyd. Wieś Jutra, Warszawa. Jędraszak A. 2008. Biologiczne przetwarzanie odpadów. Wyd. PWN, Warszawa.Karjalainen T., Asikainen A., Ilavsky J., Zamboni R., Hotari K.-E., Röser D. 2004. Estimation of energy

wood potential in Europe . Klimiuk E., Pawłowska P., Pokój T. 2012. Biopaliwa. Technologie dla zrównoważonego rozwoju. Wyd.

PWN, Warszawa.Klugmann-Radziemska E., Meler P., Ciunel K., Lewandowski W.M. 2010. Odnawialne źródła energii

w świetle globalnego kryzysu energetycznego: wybrane problemy, w: Biopaliwa, red. F. Krawiec. Difin, Warszawa, s. 55–78.

Kowalik P. 1994. Potencjalne możliwości energetycznego wykorzystania biomasy w Polsce. „Gospodarka Paliwami i Energią” nr 3.

Kryński A., Kramer M., Caekelbergh A.F. (red.) 2013. Zintegrowane zarządzanie środowiskiem. Oficyna a Wolters Kluwer business .

Lewandowski W., Ryms M. 2013. Biopaliwa. Proekologiczne odnawialne źródła energii. Wyd. WNT, Warszawa .

Myczko A., Myczko R., Kołodziejczyk T., Golimowska R., Lenarczyk J., Janas Z., Kliber A., Karłowski J., Dolska M. 2011. Budowa i eksploatacja biogazowni rolniczych. Poradnik dla inwestorów. Wyd. ITP, Warszawa–Poznań.

PN-81/G-04513: 1981. Paliwa stałe – oznaczanie ciepła spalania i obliczanie wartości opałowej.Szoszkiewicz A. 2011. Biopaliwa z Lublina. „Innowacyjni nr 1/11”, s. 23–24.http://www.stat.gov.pl (25.10.2016).http://www.metla.fi/julkaisut/workingpapers/2004/mwp006.pdf (28.10. 2106).

73

Dariusz RakowskiBiologiczno-rolnicze podstawy produkcji biopaliw

Dariusz RakowskiWydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczecińskiul. A. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

BIOLOGICZNO-ROLNICZE PODSTAWY PRODUKCJI BIOPALIW

Słowa kluczowe: biomasa, biogaz rolniczy, energia odnawialna, rośliny energetyczne

Wstęp

Wyzwania związane z przyszłym ograniczeniem wydobycia paliw kopalnych oraz ograniczeniem emisji CO2 do atmosfery powodują coraz większe zainteresowanie nowymi źródłami energii odnawialnej. Dzięki ogromnej ilości energii słonecznej docierającej do powierzchni ziemi organizmy roślinne w procesie fotosyntezy przekształcają tę ener-gię w doskonały surowiec energetyczny, jakim jest biomasa. Biomasa roślinna może być wytworzona w wyniku spalania, fermentacji tlenowej i beztlenowej, zgazowania lub estryfikacji, przekształcona w energię cieplną, elektryczną lub paliwa ciekłe. Te ostatnie, otrzymywane z materiału roślinnego, wydają się atrakcyjnym alternatywnym źródłem energii. W porównaniu z innymi formami pozyskiwania energii odnawialnej (np. z wiatru, pływów, kolektorów słonecznych lub ogniw fotowoltaicznych) energia biopaliw może być magazynowana oraz wykorzystywana w istniejącej infrastrukturze transportowej (Kryński i in. 2013).

Należy zaznaczyć, że obecnie zastąpienie paliw tradycyjnych biopaliwami nie jest realne. Jednak świadomość nieodnawialności paliw kopalnych w ostatnich latach jest coraz większa, co skłania naukę do podejmowania nowych badań w tym zakresie (Lewandowski i Ryms 2013).

Udział poszczególnych rodzajów odnawialnych źródeł energii w produkcji energii pierwotnej w Polsce i w Unii Europejskiej jest największy w przypadku biomasy i wynosi odpowiednio: 77% i 46% (http://www.eurobserv-er.org). Biomasę stanowią m.in. słoma, rośliny energetyczne, odpady drzewne. Charakteryzuje się ona małą zawartością azotu i siarki oraz części niepalnych. Można ją wykorzystywać do spalania bezpośrednio lub w formach przetworzonych. Bardzo ważnym źródłem biomasy są rośliny energetyczne, czyli rośliny uprawne (np. zboża, rzepak, trzcina), rośliny drzewiaste o szybkiej rotacji (topola, wierzba), a także szybko rosnące i wieloletnie rośliny trawiaste, np. miskant, sorgo (Gradziuk i in. 2003).

74

Dariusz Rakowski

W zależności od materiału wyjściowego biomasę można wykorzystywać w postaci: – drewna rozdrobnionego – zrębków, ścinek, wiórów, trocin, pyłu drzewnego, – drewna kompaktowego – brykietów lub peletów, sprasowanych kostek, balotów,– sieczki słomy i biopaliw z roślin niezdrewniałych (Nantka 2006). Do podstawowych rodzajów biopaliw stałych wytwarzanych z drewna zalicza się:

drewno opałowe, zrębki, produkty uboczne przemysłu drzewnego (kora, trociny i wióry), brykiety i pelety, odpady drzewne (często zanieczyszczone klejem, farbami, gumą) (Pisarek i Hunder 2002).

Biomasa jest głównym i wykorzystywanym tylko w części nośnikiem energii odnawialnej. W warunkach Polski największe znaczenie ma biomasa rolnicza, choć wykorzystuje się również inne rodzaje biomasy. Szczególną uwagę należy zwrócić na krajowy potencjał poszczególnych źródeł biomasy (rolnictwo, leśnictwo, przemysł rolno-spożywczy, odpady, osady) (Jędraszak 2008). Zgodnie z dyrektywą 2001/77/WE za biomasę uznaje się ulegające biodegradacji frakcje produktów pochodzenia roślin-nego i zwierzęcego, odpady i pozostałości z produkcji rolnej i leśnej, a także odpady przemysłowe i komunalne, które służą jako substrat do produkcji paliw stałych, ciekłych i gazowych. Aby uzyskać energię, biomasa musi być poddana procesowi konwersji, np. spalania, fermentacji, gazyfikacji lub estryfikacji. Jest bardzo ważnym źródłem energii pierwotnej1 w trzech sektorach przemysłu: elektroenergetyki, transportu oraz ciepłow-nictwa i chłodnictwa. Zastosowanie odpowiedniego rodzaju konwersji biomasy zależy od tego, jaki rodzaj energii chcemy wyprodukować. Końcowym produktem może być energia cieplna, elektryczna lub paliwa płynne (Korycińska 2009).

Wyróżnia się trzy postacie biomasy:– biomasa stała – największy udział stanowią: biomasa leśna (drewno, odpady

z jego przeróbki), biomasa rolnicza (słoma, rośliny energetyczne), a także biomasa odpadowa (niektóre komunalne odpady organiczne i przemysłowe). Jest ona najczęściej poddawana procesowi spalania w celu uzyskania ciepła (Tab. 1);

– biomasa płynna – przeważnie jest to biomasa rolnicza (olej roślinny, tłuszcze zwierzęce), przetworzona na biokomponenty, tzn. ester i alkohol etylowy, która może być stosowana jako biopaliwa samoistne (p. B100), a po dodaniu do konwencjonalnych paliw płynnych tworzy biopaliwa ciekłe I generacji (np. B20 – biodiesel, E85 – bioetanol);

– biomasa gazowa – biogaz, który powstaje w procesie fermentacji beztlenowej związków organicznych, głównie biomasy odpadowej (na składowiskach odpadów organicznych, przy oczyszczalniach ścieków, w instalacjach do przerobu odpadów zwie-rzęcych), a także biomasy rolniczej (w biogazowniach rolniczych). Może być wyko-rzystany do produkcji energii cieplnej i elektrycznej oraz jako biopaliwo II generacji (biogaz rolniczy, wysypiskowy, z oczyszczalni ścieków po oczyszczeniu i wzbogaceniu jest biopaliwem II generacji). Biopaliwa II generacji, w odróżnieniu od I generacji,

1 Energia pierwotna (wg GUS, www.stat.gov.pl, data dostępu: 22.10.2016) jest to energia, do której zalicza się takie formy energii, które nie zostały jeszcze poddane żadnemu procesowi technicznego przetwarzania (np. węgiel kamienny, surowy węgiel brunatny, ropa naftowa, biomasa, siła wiatru, promieniowanie słoneczne, ciepło ziemi – czyli odnawialne i nieodnawialne pierwotne nośniki energii).

75

Biologiczno-rolnicze podstawy produkcji biopaliw

produkowane są z surowców niespożywczych, jak np. biomasa drzewna, odpady z prze-mysłu drzewnego, odpady i pozostałości rolnicze, odpady organiczne i komunalne, niejadalne rośliny oleiste.

Z większości dotychczasowych ocen potencjału biomasy wynika, że spośród różnych rodzajów biomasy to właśnie w rolniczej tkwi największy potencjał energetyczny. Ze względu na różny stopień przetwarzania jej zasoby można podzielić na:

– pierwotne: rośliny energetyczne jednoroczne (zboża, rzepak, słonecznik, buraki cukrowe i pastewne, ziemniaki); rośliny energetyczne wieloletnie (wierzba, topola, miskant) – a zatem rośliny uprawiane w celu uzyskania biomasy; biomasa powstała w procesie produkcji rolnej, ale niemająca wpływu na poziom produkcji żywności (np. słoma zbożowa i rzepakowa) oraz nadwyżki biomasy z trwałych użytków zielonych niezagospodarowane przez produkcję zwierzęcą;

– wtórne: odpady i pozostałości z produkcji rolnej i przetwórstwa rolno-spożyw-czego: płynne i stałe odchody zwierzęce (gnojowica, gnojówka, obornik); pozostało-ści organiczne z przemysłu rolno-spożywczego (np. gliceryna, wywar gorzelniany, odpady poubojowe, ścieki mleczarskie itp.). Poszczególne źródła biomasy rolniczej i sposoby ich przetwarzania na odpowiednie rodzaje bioenergii przedstawiono w tabeli 1 (Korycińska 2006).

Tab. 1. Źródła i rodzaje bioenergii pochodzącej z biomasy rolniczej.

Źródło biomasy rolniczej

Rodzaje bioenergii

biopaliwa transportowe

odnawialna energia

elektryczna

odnawialna energia cieplna gaz (biogaz)

Surowce rolne jednoroczne

bioetanol, biodiesel, biogaz

biogaz, spalanie biomasy stałej

(np. ziarno)


(ziarno)biogaz

Pozostałości i odpady z produkcji rolnej

biodiesel, bioetanol, biogaz

(II generacja)


(słoma)


(słoma)biogaz

Rośliny energetyczne wieloletnie

bioetanol (II generacja), BTL

(biomass to liquid), biogaz

biogaz, spalanie biomasy stałej (pelety, zrębki

drzewne)

biogaz, spalanie biomasy stałej (pelety, zrębki

drzewne)

biogaz

Opracowanie własne na podstawie http://www.oecd.org

W dalszym materiale przedstawiono podstawowe właściwości fizyczne oraz charak-terystykę wybranych roślin energetycznych jako biomasy stałej, które mogą stanowić zaplecze surowcowe dla energetyki, zarówno lokalnej, jak i zawodowej (wierzba, ślazowiec pensylwański, miskant olbrzymi, topinambur, topola, robinia akacjowa). Są to rośliny najczęściej uprawiane w polskich warunkach. Kolejnym omówionym rodzajem biomasy jest biomasa gazowa, a dokładnie substraty wykorzystywane w biogazowniach rolniczych.

76

Dariusz Rakowski

Biomasa rolnicza

Wierzba wiciowa (Salix viminalis) – w Polsce podstawową wieloletnią rośliną energetyczną jest wierzba. Zdecydowały o tym warunki przyrodniczo-organizacyjne i tradycja uprawy. Wymagania glebowe wierzby wiciowej nie są zbyt duże, chociaż najlepiej rośnie na glebach żyznych, jest rośliną wodolubną. Zasadniczymi elementami poprawnej agrotechniki tego gatunku, jeszcze przed założeniem plantacji, powinno być staranne odchwaszczenie pola oraz uregulowanie odczynu gleby i zawartości skład-ników pokarmowych w warstwie orno-próchnicznej (dotyczy to wszystkich roślin). Wymagania nawozowe wierzby są stosunkowo nieduże, ponieważ gatunek ten posiada silny i głęboko sięgający system korzeniowy. Gęstość sadzenia zrzezów zależy od wielu czynników, ale najważniejszym jest częstotliwość zbiorów. Im częściej zamierzamy ich dokonywać, tym nasadzenia powinny być gęstsze. W warunkach Polski obsada roślin na 1 ha powinna wynosić 20–40 tys. sadzonek. W przypadku zbiorów raz na 3–4 lata obsadę można zmniejszyć nawet do 15 tys. sadzonek. Termin sadzenia zależy od warunków organizacyjnych gospodarstwa. Możliwe jest sadzenie wierzby zarówno jesienią, jak i wiosną, ale w glebę odpowiednio wilgotną (Lewandowski i Ryms 2013).

Eksploatacja prawidłowo założonej plantacji powinna trwać co najmniej 15–20 lat z możliwością 5–8-krotnego pozyskiwania drewna w ilości 10–15 t s.m.2 w przeliczeniu na 1 ha rocznie. Zbiór można wykonywać corocznie bądź w cyklach 2- lub 3-letnich jednoetapowo za pomocą sieczkarni samojezdnych (np. kombajn Claas, Jaguar) lub dwuetapowo (wykaszarka i rębak).

Ślazowiec pensylwański (Sida hermaphrodita) – zwany również malwą lub sidą – udaje się praktycznie na wszystkich typach gleb, nawet na piaszczystych, V klasy bonitacyjnej. Jednak muszą być dostatecznie uwilgotnione, ponieważ plon biomasy w sta-nowiskach suchych ulega silnemu zmniejszeniu. Roślina dobrze odrasta, zwiększając przy tym liczbę łodyg nawet do 20–30 szt. W czwartym roku użytkowania i latach następnych tworzy dość silnie ulistniony krzew. Roślina ta rozmnaża się zarówno wegetatywnie – przez sadzonki z odcinków korzeni lub sadzonki zielone, jak też generatywnie – poprzez nasiona. Na podstawie dotychczasowych badań można jednoznacznie stwierdzić, iż jego biomasa nadaje się do spalania w postaci zrębków oraz jako surowiec do produkcji brykietów i peletów. Istotną zaletą biomasy ślazowca, w kontekście energetycznego wykorzystania, jest jej niska wilgotność w okresie zbioru. Jesienią po zakończeniu wegetacji rośliny zawierają około 43% wody, natomiast w grudniu wilgotność spada poniżej 30%. W przypadku ślazowca nie ma konieczności sezonowania czy dosuszania w suszarniach; biomasa bezpośrednio po zbiorze nadaje się do wykorzystania na cele energetyczne. Zbiór łodyg przeznaczonych na cele energetyczne łączyć można z pozy-skiwaniem nasion. Okres zbioru jest dość długi i uzależniony od warunków pogodo-wych, stanu gleby warunkującego użycie maszyn itp. Do zbioru można przystępować po zakończeniu wegetacji roślin, kiedy łodygi uzyskują odpowiednio niską zawartość wody. Do zbioru wykorzystać można kosiarki listwowe lub kosy spalinowe z tarczą.

2 t s .m . – tona suchej masy .

77


Łodygi ślazowca można wiązać w snopy i w takiej postaci transportować do miejsca przerobu lub przechowywania. Z łodyg można produkować zrębki, brykiety lub pelety (Lewandowski i Ryms 2013).

Miskant olbrzymi (Miscanthus giganteus) – to trawa kępowa, wytwarzająca silny system korzeniowy. Posiada grube, sztywne, wypełnione gąbczastym rdzeniem źdźbła o długości 200–350 cm. Rośliny te w warunkach polskich mogą być rozmnażane tylko w sposób wegetatywny – poprzez rozłogi korzeniowe, podział karp oraz kultury in vitro . W roku założenia plantacji na glebach średniej jakości rośliny miskanta olbrzymiego uzyskują wysokość ok. 2 m i dają 2–3 t s.m./ha3 . W drugim roku uprawy miskant olbrzymi osiąga wysokość przekraczającą 3 m i plonuje na poziomie 8–15 t s.m./ha. Od 3 roku wegetacji plony stabilizują się na poziomie 15–18 t s.m./ha. Okres eksploatacji wynosi ponad 15 lat. Zbiór miskanta przeprowadzany jest od listopada do lutego za pomocą różnych maszyn. Mogą tu być wykorzystane następujące zestawy: kombajn do kuku-rydzy z sieczkarnią, kosiarka połączona z sieczkarnią, kosiarka połączona z prasą lub z sieczkarnią i prasą. Najczęściej miskant przeznaczony na cele energetyczne zbierany jest jednak za pomocą pras (Lewandowski i Ryms 2013).

Słonecznik bulwiasty – topinambur (Helianthus tuberosus L.) – w Polsce rozmnaża się tylko wegetatywnie, gdyż nasiona nie dojrzewają przed nastaniem jesiennych przy-mrozków. Topinambur najczęściej uprawia się poza płodozmianem przez kilka lat na tym samym polu. Dlatego konieczne jest odnawianie plantacji. Zbytnie zagęszczanie łanu topinamburu powoduje obniżenie plonu zielonej masy i bulw, dlatego co 3 lata należy ją przerzedzać. Bulwy topinamburu mają wszechstronne zastosowanie. Są one dobrym surowcem do produkcji alkoholu (także na cele energetyczne) i syropów fruktozowych. Mogą być też wykorzystane do żywienia zwierząt bez konieczności parowania, jak to ma miejsce przy skarmianiu ziemniakami. Roślina ta najczęściej udaje się na glebach średnich, przewiewnych, o dużej zasobności w składniki pokarmowe i dostatecznej wilgotności. Topinambur wykazuje wiele cech szczególnie istotnych z punktu widzenia wykorzystania energetycznego. Podstawową cechą jest wysoki potencjał plonowania oraz niska wilgotność uzyskiwana w sposób naturalny, bez konieczności energochłonnego suszenia. W przypadku wykorzystania zdrewniałych części nadziemnych w procesie spalania (jako surowca do produkcji granulatów) zbiór należy przeprowadzić zimą, kiedy łodygi osiągają wysoką zawartość suchej masy. Wskazane jest, aby podczas zbioru gleba była zmarznięta, co pozwoli uniknąć uszkodzenia zimujących bulw. Nadmierne opóźnianie terminu zbioru jest niekorzystne, gdyż burze lub intensywne opady śniegu mogą powodować łamanie i przewracanie roślin, co za tym idzie utrudnianie zbioru biomasy i stratę plonu (Lewandowski i Ryms 2013).

Technika zbioru części nadziemnych jest podobna jak kukurydzy na kiszonkę. W tym celu można wykorzystać sieczkarnie samobieżne w zestawie z przyczepami, a uzyskane zrębki przetransportować przyczepami do miejsca składowania lub przerobu. Do zbioru można też wykorzystać zwykłe kosiarki listwowe lub kosy spalinowe, a następnie łodygi sprasować i składować w postaci balotów.

3 t s.m./ha – ton suchej masy z 1 hektara.

78

Dariusz Rakowski

Topola (Populus) – plantacje drzew do pozyskania surowca energetycznego zakła-dane są z gatunków szybkorosnących. Stosuje się w nich skrócone cykle produkcyjne 3–10-letnie. Spośród drzew ostatnio największym zainteresowaniem cieszą się topole. Ich naturalne stanowiska położone są w dolinach cieków i w otoczeniu zbiorników wodnych oraz w zbiorowiskach łęgowych. Pod uprawę topól zalecane są mady rzeczne na terenach zalewowych i nadzalewowych, rędziny (gleby powstające na skałach węglanowych położonych na głębokości poniżej 1 m). W przypadku zakładania plantacji o skróconym cyklu za najbardziej przydatne uważa się żyzne gleby o dobrych stosunkach powietrzno--wodnych (Grzybek 2011). Badania w warunkach polskich dokumentują zadowalającą produktywność plantacji topolowych o skróconym cyklu na glebach IIIb i IVa klas bonitacyjnych użytków rolnych. W warunkach klimatu umiarkowanego w Europie plon możliwy do uzyskania określa się na 12 t s.m./ha w ciągu roku.

Robinia akacjowa (Robinia pseudoacacia L.) – interesującym gatunkiem zalecanym na cele energetyczne jest robinia akacjowa. Jej zaletą są małe wymagania glebowe. Dzięki symbiozie z bakteriami z rodzaju Rhizobium wytwarza na korzeniach brodawki wiążące wolny azot z powietrza, dlatego wymaga mniejszych dawek azotu niż wierzba lub topola. Robinię akacjową można polecać do wprowadzenia na stosunkowo niewiel-kie działki w celu zakładania zadrzewień do produkcji drewna opałowego, na lokalne potrzeby grzewcze (indywidualnych gospodarstw i małych ciepłowni). Jest to drewno nie ustępujące wartości opałowej drewnu dębowemu i grabowemu. Jest gatunkiem poszukiwanym do indywidualnych systemów grzewczych, szczególnie „typu kominko-wego”. Produkcja drewna kawałkowego odbywa się w dłuższych cyklach niż w przy-padku zrębkowego. Zależnie od siedliska cykl produkcyjny powinien wynosić 15–20 lat (Lewandowski i Ryms 2013). Najwyższe plony uzyskuje się przy obsadzie 20 tys. ha w pięcioletnim cyklu, ale jej zbiór musi być dokonywany sprzętem mechanicznym, ze względu na ciernistość pędów.

Biomasa leśna

W Polsce wyodrębnia się biomasę leśną i różne rodzaje drewna energetycznego. Do drewna energetycznego zalicza się wszystkie formy biomasy pozyskane bezpośrednio i pośrednio z wycinki lasów (drewno, kora, liście, igły) – niepoddane obróbce chemicznej drewno i odpady. Ze względu na źródło pochodzenia wyróżnia się drewno energetyczne:

– leśne – pierwotna pozostałość, odpad lub produkt uboczny po wyrębie oraz dzia-łalności przemysłowej leśnej (liście, karpiny, pniaki, czuby, kora, trociny, wióry itd.);

– z odzysku, będące drewnem wtórnym, wcześniej już używanym jako szalunek, podkłady, rusztowania, skrzynki, palety itd.

Można przyjąć także inny podział drewna energetycznego, który obejmuje drewno nieprzerobione i przerobione. Do drewna nieprzerobionego zalicza się:

– drewno opałowe do domowego użytku, sprzedawane w postaci: drewna opałowego, drobnicy opałowej iglastej (So – sosna, Św – świerk) i liściastej (Brz – brzoza, Db – dąb

79


itd.), drewna małogabarytowego (M1, M2), średniogabarytowego (S), kominkowego, łupanego;

– drewno rozgniatane, uzyskane po rozdrobnieniu drewna, kory, igieł itd. w zgnia-taczu rolkowym lub młynie bijakowym;

– drewno rozbijane; – zrębki uzyskane po rozdrobnieniu na kawałki o wymiarach 5–50 mm w rębaku

nożowym.Przerobione drewno energetyczne dzieli się na: – trociny, cząstki drewna o wymiarach 1–5 mm;– brykiety – o kształcie prostopadłościennym lub cylindrycznym, otrzymywanym

przez prasowanie w prasach tłokowych lub ślimakowych wcześniej rozdrobnionej bio-masy, i wymiarach powyżej 25 mm;

– granulat opałowy (pelety) – otrzymywane podobnie jak brykiety przez prasowanie, ale na prasach matrycowych, o wymiarach nie przekraczających 25 mm;

– pył drzewny – wysuszony i zmielony materiał o wymiarach cząstek poniżej 1 mm (Lewandowski i Ryms 2013).

Zrębki – są rozdrobnionym drewnem, o charakterystycznym romboidalnym kształcie i długości wióra 5–55 mm. Otrzymywane są z pni, gałęzi, pozostałości po wyrębach, odpadów tartacznych, plantacji szybko rosnących drzew, np. wierzb i topoli. Ich gęstość nasypowa wynosi ok. 300 kg/m3. Tona zrębków ma ok. 4 m3 objętości i zawiera ok. 1,4 m3 litego drewna. Dla porównania 1 t zrębków to równowartość 10,4 GJ4 lub 3,4 GWh5 lub 0,24–0,42 kg oleju opałowego lub 0,27–0,51 m3 gazu ziemnego lub 0,45–0,81 kg węgla kamiennego. Zwiększenie wilgotności o 10% powoduje obniżenie wartości opałowej o 3–5%. Optymalna wilgotność zrębków powinna wynosić 25–45%. W przypadku złego przechowywania zrębków, np. w hałdach wyższych niż 7 m, na skutek procesów gnilnych, utleniających i działania grzybów temperatura złoża może wzrosnąć do prawie 80°C, co z kolei prowadzić może do samozapłonu, ale tylko w przypadku obecności w zrębkach biomasy łatwopalnej, takiej jak liście, siano czy słoma. Samo drewno się nie zapali, gdyż temperatura jego zapłonu wynosi 230°C (Lewandowski i Ryms 2013).

Przechowując zrębki w silosach z wymuszonym nadmuchem ogrzanego ciepłego powietrza, tak jak suszy się zboże lub siano, można w ciągu tygodnia przesuszyć je do 25%. Jednak w przypadku zrębków ten proces jest ekonomicznie nieopłacalny. Sumarycznie więcej tańszej energii uzyskuje się spalając zrębki w stanie wilgotnym, niż część z niej przeznaczając na podsuszanie. Korzystne jest natomiast przechowywa-nie zrębków pod dachem, ale bez bocznych ścian, na suchym podłożu, z możliwością naturalnego doprowadzenia powietrza drenażem. Pozwala to już po 2–3 miesiącach składowania, bez dodatkowych kosztów, ciepłem fermentacji świeżych zrębków zmniej-szyć ich wilgotność z 70% do 30%.

4 GJ – gigadżul = 1 · 109 J.5 GWh – gigawatogodzina – jednostka mocy .

80

Dariusz Rakowski

Brykiety drzewne – są paliwem w postaci kostek prostopadłościennych, owalnych lub walca, czasami z otworem w środku. Otrzymuje się je w wysokociśnieniowych prasach mechanicznych lub hydraulicznych z rozdrobnionego drewna (liści, trocin, wiórów itd.), bez dodatku substancji klejących. Przeciętna wartość opałowa brykietów o gęstości nasypowej 600 kg/m3 wynosi 15–17 MJ/kg6 przy wilgotności 5–10%. Wymiary brykietów walcowych mieszczą się w granicach: L = 10–300 mm, D = 50–120 mm, kostki mają wymiary 150 x 90 x 65 mm, a brykiety o poprzecznym przekroju kwadra-towym, sześciokątnym lub ośmiokątnym mają bok (wpisany w kwadrat) 70–100 mm, a z otworem w środku 55–70 mm i długość 250–300 mm (Lewandowski i Ryms 2013).

Pelety drzewne – jest to sprasowane pod wysokim ciśnieniem rozdrobnione drewno iglaste, liściaste lub mieszane. Mają one postać walca (pałeczki) o średnicy D = 6–25 mm i długości L = 5–30 mm oraz gęstość 1,0–1,4 t/m3. Charakteryzują się stosunkowo dużą wartością opałową, ok. 18,5 MJ/kg (5,0–5,5 KWh/kg), niewielką wilgotnością (poniżej 12%) oraz zawartością popiołu (poniżej 1%). W wyniku prasowania dochodzi do 10–30-krotnej redukcji objętości (trocin), przez co zmniejszają się koszty składowa-nia, magazynowania i transportu peletów, wzrasta ich wartość energetyczna (powyżej 70% kaloryczności najlepszych gatunków węgla) oraz temperatura zapłonu (odporność na samozapłon), wzrasta również odporność na asymilację wilgoci. Dzięki możliwości automatyzacji dozowania dwukrotnie obniżają się koszty eksploatacji w stosunku do kotłowni olejowych lub gazowych i jednocześnie rosną korzyści ekologiczne (zmniej-szenie emisji S i CO2). Spalenie jednej tony peletów pozwala zaoszczędzić 0,5 m3 oleju opałowego, około 0,7 t węgla lub 2 m3 drewna, a w rezultacie oprócz ciepła i CO2 – powstaje 10–20 g popiołu. Do ogrzania domu jednorodzinnego potrzeba około 5 ton peletów rocznie (Lewandowski i Ryms 2013).

Surowcem do produkcji peletów lub brykietów z drewna mogą być: kora, trociny lub wióry. Surowce te mogą być również wykorzystywane energetycznie w swojej pierwotnej, nieprzetworzonej formie. Kora jest zewnętrzną okrywą drzewa, składającą się głównie z ligniny i celulozy. Jest ona cennym surowcem odpadowym przemysłu drzewnego, stanowi 10–15% masy pozyskiwanego drewna. Kora ma wartość opałową 18,5–20 MJ/kg, wilgotność 55–65%, a zawartość popiołu, który ma tendencję do żużlowania, stanowi 1,3% s.m. W przypadku dozowania kory do kotła podajnikiem ślimakowym należy ją wcześniej poddać zrębkowaniu w rębaku.

Rolnicza biomasa gazowa

Jednym z procesów wykorzystujących biomasę na cele energetyczne, które mogą znaleźć zastosowanie w gospodarstwach, jest fermentacja metanowa prowadzona w bio-gazowniach rolniczych . Efekt tego procesu stanowi mieszanina gazów, nazywana bio-gazem (Tab. 2).

6 MJ/kg – megadżul na 1 kilogram = 1 · 106 J/kg.

81


Tab. 2. Zawartość poszczególnych składników w biogazie.Składnik Stężenie

Metan 50–70%Dwutlenek węgla 25–45%Woda 2–7%Siarkowodór 20–20 000 ppmAzot ≤ 2%Tlen ≤ 1%Wodór ≤ 1%Merkaptany, składniki śladowe ≤ 1%

Źródło: Oleszkiewicz 2006.

Ilość i jakość biogazu zależy od składu chemicznego związków organicznych pod-danych fermentacji oraz temperatury procesu i czasu przetrzymywania substratów w reaktorze. Biogaz składa się głównie z metanu oraz dwutlenku węgla i pozostałych gazów w niewielkich ilościach. Biogaz rolniczy oznacza paliwo gazowe otrzymywane w procesie beztlenowej fermentacji metanowej surowców rolniczych, produktów ubocz-nych rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocznych lub masy leśnej z wyłączeniem gazu pozyskanego z surowców pochodzących z odpadów (Grzybek 2013).

Polskie przepisy prawne wyraźnie rozdzielają biogaz i biogaz rolniczy. W zależno-ści od źródła pochodzenia biogaz w Polsce najczęściej pozyskuje się ze ścieków lub odpadów komunalnych (Myczko i in. 2011).

Głównym składnikiem biogazu jest metan (CH4), który jest najprostszym alifatycznym węglowodorem nasyconym. Wchodzi on także w skład gazu ziemnego, kopalnianego i błotnego i stosowany jest jako paliwo oraz surowiec w przemyśle petrochemicznym. Ilość i skład powstającego podczas fermentacji biogazu zależy od rodzaju materiału wsadowego i ilości zawartych w nim związków organicznych. Należy zaznaczyć, że metan dostający się do atmosfery pogłębia efekt cieplarniany. Jego ujemny wpływ jest 21-krotnie większy niż dwutlenku węgla. Ograniczenie emisji metanu do atmosfery jest bardzo trudne, ze względu na wiele naturalnych źródeł jego powstawania. Ocenia się, że 25% jego globalnej emisji powodują zalane wodą pola ryżowe. Naturalnym źró-dłem metanu są odchody zwierzęce, gnojowica, obornik, dlatego odpady te są dobrym surowcem do produkcji biometanu w biogazowniach rolniczych .

Celem funkcjonowania biogazowni rolniczych jest przede wszystkim redukcja emi-sji metanu i utylizacja odpadów, a równocześnie produkcja biogazu. Do tego procesu wykorzystywane są zarówno biodegradowalne odpady i produkty uboczne z rolnic-twa i przetwórstwa rolno-spożywczego, jak też biomasa z celowych upraw rolniczych (Grzybek 2013).

Największe możliwości pozyskiwania biogazu w Polsce mają gospodarstwa specja-lizujące się w produkcji zwierzęcej o koncentracji powyżej 100 DJP (duża jednostka przeliczeniowa, dawniej sztuka duża o masie 500 kg). Nie wyklucza to możliwości budowy biogazowni przez grupy producenckie utrzymujące mniejszą liczbę zwierząt

82

Dariusz Rakowski

w poszczególnych gospodarstwach (Myczko i in. 2011). Najczęściej wykorzystywanym w biogazowni substratem jest gnojowica, jednak również odchody o większej zawartości s.m., jak obornik lub odchody drobiu, mogą być poddawane fermentacji beztlenowej. O ile obornik znajduje obecnie w Polsce w całości wykorzystanie w rolnictwie jako nawóz organiczny, o tyle zagospodarowanie odchodów drobiu często stwarza problemy. Fermy drobiu prowadzące chów bezściółkowy nie potrzebują gruntów do produkcji pasz, nie dysponują więc terenem, na którym można by stosować odchody. W tej sytuacji fermentacja jest racjonalnym sposobem utylizacji odchodów i zmniejszenia obciążenia środowiska miogenami (Klimiuk i in. 2012). Poddawanie odchodów zwierząt i ptaków hodowlanych fermentacji beztlenowej w kontekście wykorzystania nawozowego niesie za sobą następujące efekty:

– poprawa warunków nawożenia pól uprawnych w porównaniu z surową gnojowicą,– zmniejszenie ilości azotu azotanowego na rzecz amonowego, – zdolność do utrzymania równowagi humusu w glebie,– zniszczenie nasion chwastów – zmniejszenie zużycia herbicydów,– eliminacja patogenów za pomocą azotu i fosforu oraz dzięki procesowi higienizacji,– ograniczenie zużycia nawozów sztucznych, – zmniejszenie ryzyka zanieczyszczenia wód gruntowych i powierzchniowych,– ograniczenie rozprzestrzeniania czynników chorobotwórczych zawartych w odcho-

dach zwierzęcych, tj. bakterii salmonelli, Escherichia coli i tuberkulozy oraz wirusów pryszczycy itp .,

– redukcja emisji gazów cieplarnianych: podtlenku azotu oraz metanu, wydziela-jących się podczas przechowywania nawozów naturalnych.

Tereny rolnicze są też miejscem produkcji celowych substratów do produkcji bio-gazu, czyli biomasy roślinnej.

Surowce celowe – to niejednorodne surowce roślinne wykorzystywane jako substrat do produkcji biogazu, co wpływa na intensywność i wydajność procesu fermentacji. Na przykład łatwo fermentujące węglowodany (cukier, skrobia – zawarte w burakach, w ziarnach zbóż, w melasie lub w kiszonce z kukurydzy) są szybciej rozkładane w pro-cesie fermentacji niż siano czy słoma o dużej zawartości ligniny, celulozy, hemicelulozy, pektyn i innych, które są trudno dostępne dla bakterii metanowych. Ważne jest, by surowiec nie zawierał substancji hamujących proces (inhibitorów).

Przy uprawie roślin z przeznaczeniem do produkcji biogazu obowiązują te same zasady co przy uprawie na cele żywieniowe czy paszowe. Najważniejszym kryterium doboru roślin do produkcji biogazu jest wydajność suchej masy z jednostki powierzchni, zawartość łatwo fermentujących składników i łatwość magazynowania po zbiorze świe-żej masy (Grzybek 2013).

Na podstawie wieloletnich badań określono opłacalny dla produkcji biogazu plon suchej masy (uwzględniono straty przy zbiorze i zakiszaniu):

– kukurydza o zawartości 32% s.m. – 8–16,5 t/ha,– cała roślina zbożowa (GPS) zbierana w fazie dojrzałości mlecznej ziarna –

8,5–11,5 t/ha,

83


– trawy z uprawy polowej, koniczyna z trawami – 6–10 t/ha,– porost z użytków zielonych – 4–9 t/ha,– ziarno zboża – 5–8,5 t/ha.Z upraw polowych jako substraty do biogazowni rolniczych zaleca się następujące

rośliny: kukurydzę, zboża w czystym siewie, mieszanki zbożowe, mieszanki zbożowo--strączkowe, słonecznik, topinambur (słonecznik bulwiasty), trawy, lucernę, koniczynę, mieszanki lucerny lub koniczyny z trawami, liście buraków cukrowych i inne występujące lokalnie. Wartościowe są także zielonki z trawników miejskich, pól golfowych, stadio-nów, lotnisk. Potencjalne źródła materii organicznej stanowią rzęsa wodna oraz glony.

Zielonka – uprawa roślin na zieloną masę jest bardzo prosta i często stosowana. Zbierając rośliny w odpowiedniej fazie wegetacji, musimy poddać je następnie pro-cesowi zakiszania. Dzięki temu zapewniamy stabilny wsad surowcowy do komory fermentacyjnej i produkcję biogazu przez dłuższy okres.

Kiszonka – proces zakiszania zielonek odbywa się w warunkach beztlenowych, przy odpowiedniej zawartości cukru. W tych warunkach bakterie beztlenowe wytwarzają kwas mlekowy, który jest czynnikiem konserwującym. Oprócz kwasu mlekowego powstaje również kwas octowy i inne lotne kwasy tłuszczowe (kwas propionowy, mrówkowy, kapronowy, walerianowy) oraz alkohole (etanol, metanol, propanol). Może powstawać kwas masłowy, jeżeli w zakiszanej masie nie zapewnimy warunków beztlenowych i wystąpi niedobór cukru. Produkty fermentacji mlekowej występujące w kiszonce są wykorzystywane przez bakterie metanowe jako składniki do produkcji biometanu. Szczególnie dobrze wykorzystywany jest kwas octowy i inne niskocząsteczkowe lotne kwasy tłuszczowe oraz alkohole (Grzybek 2013).

Jakość wyprodukowanych kiszonek ma zasadniczy wpływ na ilość uzyskiwanego metanu . Technologia produkcji kiszonek z przeznaczeniem na biogaz jest analogiczna jak technologia kiszenia pasz dla bydła. Obowiązują te same zasady, z wyjątkiem długości sieczki. Dla bydła stopień rozdrobnienia zakiszanej zielonki to 15–20 mm, a nawet 30 mm, natomiast dla biogazowni im krótsza sieczka, tym lepsza. Zalecana długość sieczki to 4–8 mm. Dokładne rozdrobienie substratu sprzyja fermentacji metanowej. Substrat dobrze rozdrobniony jest bardziej dostępny dla bakterii, bowiem drobniejsze cząstki cechują się większą powierzchnią, a tym samym jest większe pole działania enzymów wytwarzanych przez bakterie .

Przy zakiszaniu zielonek celowe jest dodawanie preparatów stymulujących proces fermentacji mlekowej i poprawiających tlenową stabilność. Zaleca się dodawanie pre-paratów mikrobiologicznych, chemicznych (ograniczających działanie bakterii kwasu masłowego i bakterii gnilnych) oraz stabilizatorów. Istnieje kilka sposobów sporządzania kiszonek roślinnych: owijanie folią w baloty, zakiszanie w rękawach lub zakiszanie w silosach (najczęściej stosowany sposób) (Grzybek 2013). Każda technologia ma określone wady i zalety. Pierwsze dwa sposoby charakteryzują się małymi stratami surowca, możliwością dozowania dodatków, dowolnością miejsca składowania, jed-nak ograniczeniem dla ich stosowania są wysokie koszty. Zakiszanie w silosach jest metodą tanią, wymaga jednak przestrzegania reżimów produkcji, gdyż istnieje ryzyko

84

Dariusz Rakowski

wysychania części odkrytej kiszonki i psucia się większych partii surowca, a metoda ta związana jest z największą uciążliwością zapachową.

Poszczególne surowce roślinne charakteryzują się zróżnicowaną łatwością zakiszenia:– zielonki trudno kiszące się – lucerna, koniczyna, groch, wyka, żyto,– zielonki średnio kiszące się – trawy, seradela, łubin, mieszanka koniczyny

z trawami,– surowce łatwo kiszące się – kukurydza, sorgo, rzepak, słonecznik, liście buraczane,

zielonka z owsa i jęczmienia, buraki, ziemniaki parowane, wilgotne ziarno zbóż (Grzybek 2013).

Kiszonki wprowadzają do substratu wodę w ilości 65–70 kg/dt7 . Ma to istotne znaczenie, bowiem w substracie wymagana jest odpowiednia wilgotność na poziomie 10–20% s.m. Konserwowanie zielonek przez suszenie, czyli produkcja siana, nie jest zalecane, bowiem wysuszone rośliny są gorzej fermentowane przez bakterie metanowe (Podkówka 2006). Z dużej liczby zielonek, które mogą być wykorzystane do zakiszania, a następnie jako substrat do produkcji biogazu, na uwagę zasługują: kukurydza, rośliny zbożowe i trawy z łąk i upraw polowych.

Zaletą kukurydzy jest przystosowanie do różnych warunków, dobre wykorzystanie składników pokarmowych, wysoki potencjał plonowania, odporność na monokulturę, duża wydajność biogazu, szeroki wybór odmian. Agrotechnika kukurydzy do produkcji biogazu powinna być taka sama jak przy produkcji paszowej (Podkówka 2006).

O jakości surowca decydują: staranność przeprowadzania zbioru, termin zbioru, jakość maszyn. Do zbioru zaleca się wykorzystanie sieczkarni wyposażonej w urzą-dzenie do zgniatania ziarna. Należy dbać o czystość zielonki, ponieważ zielonka nie może zawierać ciał obcych (kamienie, metal itp.) Przedostanie się takich elementów wraz z kiszonką do instalacji biogazowej może prowadzić do poważnych uszkodzeń przenośników czy mieszadeł. Przeprowadzając zabiegi ochronne (odchwaszczanie, opryski przeciwko chorobom i szkodnikom), należy ściśle przestrzegać okresów karen-cji, gdyż wprowadzenie do komory fermentacyjnej substancji biologicznie czynnych z pestycydów może zniszczyć mikroorganizmy i zahamować fermentację.

W produkcji kukurydzy na biogaz ważny jest dobór odmiany. Mieszańce wczesne i średniowczesne pozwalają na uprawę kukurydzy w płodozmianie zbożowym, gdzie pełnią rolę fitosanitarną, a ponadto pozwalają na siew poplonów i zbóż ozimych dzięki temu, że potrzebują krótszego okresu wegetacji. Cecha ta umożliwia też późniejszy siew (np. mix cropping z sorgiem). Mieszańce późniejsze (FAO 260 i powyżej) pozwalają rozłożyć w czasie terminy zbioru i efektywnie wykorzystać możliwości techniczne i organizacyjne gospodarstwa. Odmiany biogazowe nieco różnią się składem chemicznym od paszowych, dlatego najkorzystniej jest wybrać odmianę, którą hodowca wskazuje jako biogazową (Grzybek 2013).

Podstawowym kryterium doboru odmian jest plon suchej masy z jednostki powierzchni, przy wysokiej zawartości cukru i skrobi. Odmiany stay green, o przedłużonej zielono-ści, cechują się lepszymi parametrami. Zielone liście i łodyga zawierają mniej frakcji

7 kg/dt – kilogramów na 1 decytonę.

85


włókna i cechują się lepszą podatnością na rozkład w procesie metanolizy w komorze fermentacyjnej. Odmiana kukurydzy przeznaczona na kiszonkę z całych roślin, jako substrat do produkcji biogazu, winna cechować się następującymi parametrami:

– sucha masa na poziomie 30–35%, nie więcej niż 40%,– zawartość skrobi na poziomie 30% w s.m.,– zielone liście i łodygi.Optymalny termin zbioru, najbardziej korzystny do powstawania biometanu ma

miejsce przy zawartości suchej masy 30–35%.W okresie wegetacyjnym kukurydza jest w stadium dojrzałości mleczno-woskowej

i woskowej ziarna. Cechuje się ona najbardziej korzystnymi proporcjami pomiędzy zawartością białka, tłuszczu, włókna surowego, jak również skrobi i cukru, które są najefektywniej wykorzystywane do produkcji biometanu (Tab. 3). Wcześniejszy zbiór jest niewskazany ze względu na niepełne wykształcenie ziarna i niskie wypełnienie skrobią. Wysoki poziom wilgotności (poniżej 30% s.m.) w zielonce ma wpływ na koszty transportu zbieranej masy z pola do silosu. Również wyciekanie soku z kiszonki powoduje większe straty.

Tab. 3. Zależność między produkcją biogazu a fazą dojrzałości ziarna kukurydzy zbieranej na kiszonkę.

ParametrFaza dojrzałości ziarna

mleczna początek woskowej woskowa pełna

Sucha masa [%] 21,9 27,8 32,6 40,1Substancja organiczna [% s.m.] 95,7 94,8 94,7 96,3Produkcja biogazu [IN/kg s.m.o.] 578 651 642 593Plon zielonej masy [t/ha] 45 50 55 45Produkcja biogazu [Nm3/t św.m.] 121 171 198 229Produkcja biogazu [Nm3/ha] 5445 8550 10890 10305Zawartość metanu w biogazie [%] 51,9 51,9 54,0 54,0

Źródło: Podkówka 2006. Objaśnienia skrótów w tabeli 3: s.m.– sucha masa, s.m.o. – sucha masa organiczna, św.m. – świeża masa, Nm3 – tzw. normalny metr sześcienny, IN/kg s.m.o. – ilość normalnego biogazu na 1 kilogram suchej masy organicznej.

Na cele biogazowe można wykorzystać trawy z łąk i upraw polowych. Optymalny termin zbioru zielonki łąkowej z przeznaczeniem na kiszonkę przypada na fazę wykształ-cenia wiech przez główne trawy wysokie. W tej fazie wegetacji zielonka zawiera 17–22% s.m. Dobre efekty uzyskuje się zakiszając porost łąkowy podsuszony do zawartości suchej masy 30–40%. Wyższa zawartość suchej masy nie jest zalecana, bowiem występują trudności z jej zakiszeniem. Długość sieczki powinna wynosić 4–8 mm. Wskazane jest stosowanie konserwantów ułatwiających proces fermentacji mlekowej. Również trawy z upraw na gruntach ornych mogą być zakiszane, a następnie poddawane fermentacji. Zalecana jest uprawa następujących gatunków traw: rajgras wyniosły, wyczyniec łąkowy,

86

Dariusz Rakowski

tymotka łąkowa, życica wielokwiatowa, życica trwała, stokłosa bezostna, kostrzewa łąkowa, mietlica biaława. Zielonki należy kosić w fazie wyrzucania wiech lub kłoszenia przy zawartości s.m. około 20%, podsuszyć do 30–40% i zakiszać. Szczególnie zalecana jest życica wielokwiatowa, która już w III dekadzie kwietnia osiąga plon 45 dt s.m./ha o koncentracji 6,5 MJ/kg s.m.

Cenne kiszonki dla biogazowni można produkować z całych roślin zbożowych (GPS – Ganzpflanzensilage). Mogą to być zboża ozime (pszenica, żyto, pszenżyto) lub jare (jęczmień, owies) w czystym siewie lub w mieszance ze strączkowymi. Zbiór należy przeprowadzić w fazie dojrzałości mlecznej ziarna, co przypada na początek lipca. Zielonki zawierają wówczas około 25% s.m. Zakiszają się dobrze, nie należy ich podsuszać. Zboża ozime, a zwłaszcza żyto na glebach słabych, których w Polsce jest dużo, może być cennym substratem do produkcji biogazu. Zaleca się stosowanie sieczkarni wyposażonej w walce zgniatające ziarna, szczególnie przy późniejszym ter-minie zbioru . Przy korzystnych warunkach pogodowych optymalny termin zbioru jest krótki (Grzybek 2013). Do produkcji biogazu rolniczego wykorzystuje się również korzenie i liście buraków, zwłaszcza półcukrowych i pastewnych, ze względu na wysoki plon i znaczącą zawartość węglowodanów; liście i produkty uboczne z przetwórstwa buraka cukrowego (wysłodki, melasa), kiszonka ze słonecznika, żyta, sorga, lucerna oraz kiszonki z mieszanek zbożowo-strączkowych. Różnicowanie doboru gatunku do uprawy dla biogazowni wynika z różnych przyczyn: konieczności wprowadzania pło-dozmianu, ograniczenia dopłat do uprawy kukurydzy w monokulturze, specyficznych warunków glebowych, dbałości o różnorodność biologiczną, możliwości uzyskania niektórych plonów roślin w porównaniu z kukurydzą, dysponowania dużym obszarem trwałych użytków zielonych i innych.

Wzrost zainteresowania produkcją biogazu powoduje, że firmy nasienne proponują nowe odmiany roślin zalecane do przetwarzania na biogaz. Prowadzone są też badania nad wykorzystaniem do produkcji biogazu nowych gatunków roślin, w tym wieloletnich, jak na przykład topinambur (słonecznik bulwiasty), ślazowiec pensylwański, miskant cukrowy, perz wydłużony i inne. Wiele z tych gatunków charakteryzuje się małymi wymaganiami glebowymi, co pozwoliłoby na zagospodarowanie gleb gorszej jakości.

87


LiteraturaDyrektywa 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 r. w sprawie wspie-

rania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (Dz. Urz. WE L 283 z 27.10.2001).

Gradziuk P., Grzybek A., Kowalczyk K., Kościk B. 2003. Biopaliwa. Wyd. Wieś Jutra, Warszawa.Grzybek A. (red.) 2011. Alternatywne źródła energii i ich zastosowanie. Wyd. CDR, Brwinów.Grzybek A. (red.) 2013. Biogazownie szansą dla rolnictwa i środowiska. Wyd. Fundacja na rzecz Rozwoju

Polskiego Rolnictwa – FDPA, Warszawa.Grzybek A., Gradziuk P., Kowalczyk K. 2001. Słoma – energetyczne paliwo. Wyd. Wieś Jutra, Warszawa. Jędraszak A. 2008. Biologiczne przetwarzanie odpadów. Wyd. PWN, Warszawa.Klimiuk E., Pawłowska P., Pokój T. 2012. Biopaliwa. Technologie dla zrównoważonego rozwoju. Wyd.

PWN, Warszawa.Korycińska A. 2009. Stan rozwoju sektora bioenergii, w: Odnawialne źródła energii nowym wyzwaniem

dla obszarów wiejskich w Polsce. FAPA, Opole, s. 6–16.Kryński A., Kramer M., Caekelbergh A.F. (red.) 2013. Zintegrowane zarządzanie środowiskiem. Oficyna

a Wolters Kluwer business .Lewandowski W., Ryms M. 2013. Biopaliwa. Proekologiczne odnawialne źródła energii. Wyd. WNT,

Warszawa .Myczko A., Myczko R., Kołodziejczyk T., Golimowska R., Lenarczyk J., Janas Z., Kliber A., Karłowski

J., Dolska M. 2011. Budowa i eksploatacja biogazowni rolniczych. Poradnik dla inwestorów. Wyd. ITP, Warszawa–Poznań.

Nantka M.B. 2006. Ogrzewnictwo i ciepłownictwo, t. 1. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice. Oleszkiewicz J. 2006. Eksploatacja składowiska odpadów. Poradnik decydenta. Lem Projekt, Kraków.Pisarek M., Hunder M. 2002. Wykorzystanie biopaliw stałych na cele energetyczne w Polsce – stan roz-

woju, przykłady, perspektywy, w: Odnawialne źródła energii: biomasa i pompy ciepła. Referaty z seminariów. Stowarzyszenie „Uroczysko”, Supraśl, s. 11–24.

Podkówka W. 2006. Kukurydza – substrat do produkcji biogazu. „Przegląd Hodowlany” nr 12, s. 26–29.http://www.eurobserv-er.org (28.10.2016).https://www.oecd.org (24.10.2016).https://www.stat.gov.pl (22.10.2016).

89

Daniel SzostakEkonomiczne aspekty pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych...

Daniel SzostakKatedra Turystyki i Rekreacji, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński ul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

EKONOMICZNE ASPEKTY POZYSKIWANIA ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH

W ŚWIETLE KIERUNKÓW ROZWOJU WSPÓŁCZESNEJ ENERGETYKI

Słowa kluczowe: rynek energii, odnawialne źródła energii, ekonomika odnawialnych źródeł energii

Wstęp

Rozwój współczesnego rynku energetycznego koncentruje się w dużej mierze wokół aspektów związanych z produkcją i dostarczaniem produktów energetycznych (przede wszystkim energii elektrycznej) do finalnych odbiorców. Ważna jest również realizacja celów polityki energetycznej – np. dla wielu państw jednym z celów głównych jest dywersyfikacja dostaw surowców energetycznych. Sprawność funkcjonowania rynku energetycznego w danym państwie zależy najczęściej od wielu czynników. Należą do nich: stan i rozmieszczenie infrastruktury energetycznej, koszty pozyskania i przetworzenia dostępnych surowców energetycznych, możliwości zastosowania niekonwencjonalnych źródeł energii (w tym odnawialnych), opracowania oraz wdrożenia mechanizmów eko-nomicznych umożliwiających zastosowanie określonych technologii energetycznych. Mimo że rynek energetyczny w swojej istocie przypomina każdy inny rynek, w którym podstawą funkcjonowania jest mechanizm rynkowy (relacja popytu z podażą i kształto-wania się w związku z tym ceny równowagi), to jednak można zauważyć pewne istotne odstępstwa, głównie natury nieekonomicznej. Sprawiają one, że klasyczny rachunek ekonomiczny nie może mieć we wspomnianym mechanizmie pełnego zastosowania. Od względów typowo ekonomicznych (rachunek kosztów, rynkowa cena finalna, rachunek ekonomiczny, pozytywny wynik finansowy) ważniejsza staje się użyteczność publiczna w postaci zaspokajania potrzeb energetycznych społeczeństwa i gospodarki, utrzymania sprawności działania infrastruktury energetycznej, zapewnienia pokrycia faktycznego zapotrzebowania na energię (średniego i maksymalnego) oraz zapewnienia bezpieczeń-stwa energetycznego, w tym dostaw surowców energetycznych .

90

Daniel Szostak

Rdzeń obecnie funkcjonującego systemu energetycznego w Polsce opiera się na węglowej kulturze energetycznej. Zasadnicze jego elementy powstały w czasach, kiedy mechanizmy rynkowe nie miały powszechnego zastosowania a gospodarka opierała się na modelu centralnie sterowanym. Koszty produkcji i cena równowagi albo miały znaczenie drugorzędne, albo nie były stosowane w praktyce, gdyż rachu-nek ekonomiczny nie był podstawowym narzędziem działania poszczególnych pod-miotów na rynku. Produkcja i dystrybucja energii znajdowały się w gestii państwa i były całkowicie zmonopolizowane. Nie wymuszało to na producentach działań ukierunkowanych na efektywność, ochronę środowiska oraz poszukiwanie nowych technologii energetycznych .

W większości krajów, w których rozwijają się technologie energetyczne oparte na odnawialnych źródłach, model ich wdrażania był podobny. Państwo najpierw tworzyło ramy prawno-organizacyjno-ekonomiczne, które określały zasady dotyczące techno-logii, które mogą mieć na danym terenie najszersze zastosowanie. Następnie opraco-wywany był mechanizm ekonomicznego wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej i podejmowania działań inwestycyjnych ze strony prywatnych inwestorów. Państwo opracowywało model produkcji, dystrybucji i odbioru powstałej energii, w którym swoje miejsce powinni odnaleźć prywatni producenci, w tym prosumenci. Praktyka pokazuje, że prywatny inwestor nie będzie zainteresowany inwestowaniem swoich środków finansowych w technologie produkcji energii ze źródeł odnawialnych, gdy koszty będą większe o przychodów. W przypadku odnawialnych źródeł energii koszty surowców są dla wielu ich rodzajów zerowe, natomiast kosztowna jest technologia produkcji energii. Pojawia się również niestabilność i asymetria jej produkcji, co w efekcie powoduje, że cena energii finalnej jest dużo wyższa niż tej wyprodukowanej metodami konwencjonalnymi. Analizując ekonomiczne aspekty pozyskania energii z różnych źródeł, w tym odnawialnych, należy również uwzględnić następujące koszty: eksploatacji środowiska przyrodniczego i społecznego do celów energetycznych, wyni-kające z produkcji gazów cieplarnianych w przypadku energetyki konwencjonalnej, leczenia chorób, które powstały z powodu oddychania zanieczyszczonym powietrzem, zmian klimatycznych, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, dywersyfika-cji dostaw surowców itp. W przypadku odnawialnych źródeł, które w większości są darmowe, istotne stają się pozaekonomiczne motywy wdrażania takiej energetycznej technologii oraz wskazanie na podstawie przeprowadzonej inwentaryzacji, które OZE mają najefektywniejsze i najskuteczniejsze zastosowanie, tj. jak dużo energii na danym terenie można wyprodukować korzystając z energii słonecznej, wodnej czy wiatrowej. Przy obecnych uwarunkowaniach rynkowych koszt budowy infrastruktury niezbędnej do produkcji energii ze źródeł odnawialnych oraz koszty wyprodukowanej energii są wielokrotnie wyższe niż z tradycyjnych, konwencjonalnych źródeł opartych na węglu, ropie i gazie .

Współczesny świat jest uzależniony od energii, niezależnie od tego, z jakich źródeł ona pochodzi. Zapotrzebowanie na energię w kolejnych latach będzie się zwiększało, co spowoduje, że realne stanie się stopniowe odchodzenie od zasad funkcjonowania

91

Ekonomiczne aspekty pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych...

mechanizmu rynkowego w energetyce na rzecz mechanizmów pozwalających dostarczać energię w oderwaniu od kosztów jej produkcji. Kosztów produkcji energii nie można w prosty sposób ograniczyć, ale coraz częściej wdraża się mechanizmy ograniczania popytu na energię (np. poprzez energooszczędność i efektywne wykorzystanie dostęp-nej energii, realizację polityki klimatycznej i dekarbonizacyjnej). Produkcja energii z czystych źródeł, takich jak słońce, wiatr, woda czy ciepło wnętrza Ziemi, wymaga rozwiązania wielu problemów natury technologicznej i ekonomicznej, np.:

– skąd uzyskać fundusze na budowę niezbędnej infrastruktury energetycznej; – czy budować ją samodzielnie, czy też zlecić prywatnym inwestorom; – czy przekazać część kompetencji w zakresie produkcji finalnym odbiorcom

(prosumentom1) .Instalacje takie, nawet bez wsparcia dotacyjnego, są nadal bardzo kosztochłonne

i w wielu przypadkach produkują zbyt mało energii (np. z powodu deficytu światła słonecznego, wody lub wiatru na wielu obszarach) albo energii w danym momencie niepotrzebnej (np. elektrownie wiatrowe produkują prąd tylko wtedy, gdy wieje wiatr, a nie wtedy, gdy jest on potrzebny), by mogły one stanowić alternatywę paliw kopal-nych. Produkcja energii z wielu odnawialnych źródeł jest więc przy obecnych uwa-runkowaniach rynkowych i technologicznych kosztowna i stosunkowo mało wydajna, a koszty produkcji są większe niż cena finalna. Dlatego też koszty i nakłady należy skorelować z korzyściami ekonomicznymi wynikającymi ze sprzedaży energii rozło-żonymi w czasie oraz przychodami powiązanymi z różnymi mechanizmami wsparcia ekonomicznego i subsydiowania procesu produkcji. Takie mechanizmy pozwalają skutecznie konkurować OZE z energią powstałą ze źródeł kopalnych i konwencjo-nalnych. Przykładowo, żeby dziś zastąpić energię, jaką dostarcza jeden szyb naftowy, energią słoneczną, trzeba byłoby pokryć ogniwami fotowoltaicznymi powierzchnię około 90 km2 (Grzeszczak 2013).

Na efektywność ekonomiczną procesu pozyskania energii ze źródeł odnawialnych składa się przede wszystkim analiza wielkości nakładów inwestycyjnych związanych z wybudowaniem i uruchomieniem instalacji, a także kosztów stałych i zmiennych związanych z funkcjonowaniem instalacji, a wynikających z przyjętego biznesplanu i zakładanego montażu finansowania przewidywanych nakładów (dotacje, kredyty itp.). Niezbędne staje się opracowanie i wdrażanie odpowiednich dyrektyw i ustaw wspiera-jących OZE oraz mechanizmów ekonomicznych wyrównujących ich rynkowe szanse (np. system handlu emisjami, zielone certyfikaty). Sceptycy oraz przeciwnicy OZE wskazują na wyliczenia, które pokazują ekonomiczną nieracjonalność powszechnego stosowania „zielonej” energii. Według nich energetyka odnawialna funkcjonuje niemal wyłącznie dzięki subsydiom, a jej rozwój stanowi duże obciążenie dla współczesnych gospodarek i świata jako całości.

1 Prosument jest to konsument zaangażowany we współtworzenie i współprodukowanie danego produktu (całe-go lub jego elementów) .

92

Daniel Szostak

Odnawialne źródła energii jako kluczowy element „zielonej” gospodarki energetycznej

Problematyka zmian klimatycznych na świecie, spowodowanych m.in. nadmier-nym zapotrzebowaniem na energię, którą produkuje się przede wszystkim metodami konwencjonalnymi, wymusza na decydentach politycznych, a następnie producentach energii, stopniowe „zazielenianie” współczesnej gospodarki energetycznej poprzez coraz powszechniejsze zastosowanie technologii OZE . Poziom „zazielenienia” jest uzależniony m.in. od analizy uwarunkowań ekonomicznych związanych z wdrażaniem technologii OZE, a w szczególności od oceny porównawczej atrakcyjności ekonomicznej wszystkich dostępnych źródeł energii, w tym odnawialnych, oraz analizy krajowych i unijnych regulacji dotyczących funkcjonowania rynku energetycznego, systemu han-dlu emisjami CO2 i wsparcia dla energetyki odnawialnej w postaci dotacji i subwencji (zielonych certyfikatów) (Szyja 2015).

Zakres zainteresowań „zielonej” gospodarki energetycznej obejmuje następujące zagadnienia:

– wykorzystanie odnawialnych zasobów energetycznych,– pozyskiwanie, przetwarzanie, przesyłanie i dostawy paliw i energii, w tym odna-

wialnej z różnych źródeł,– efektywne użytkowanie różnych odnawialnych rodzajów paliw i energii,– eksploatacja urządzeń energetycznych,– programowanie i planowanie rozwoju energetyki odnawialnej stosownie do bie-

żących i przyszłych potrzeb odbiorców energii.Przyjmując za punkt wyjścia istnienie określonych cech produkcji paliw i energii

oraz zależności między nimi a działalnością ekonomiczną, uznać można, że ekonomika zielonej gospodarki energetycznej jest subdyscypliną naukową wykrywającą i badającą prawa i prawidłowości społeczne i ekonomiczne rządzące procesami pozyskiwania, przetwarzania, przesyłu i użytkowania odnawialnych źródeł paliw oraz energii, wyni-kające ze specyficznych właściwości tych procesów.

Odnosząc tę definicję do systemu obejmującego w skali kraju problemy popytu na energię, podaży energii i konieczności zachowania środowiska, ekonomikę „zielonej” energii należy rozumieć jako poszukiwanie możliwie najkorzystniejszych rozwiązań problemów dotyczących gospodarowania „zieloną” energią i związaną z jej użytko-waniem ochroną środowiska w różnych skalach czasowych. Powyższe zagadnienia wiążą się m.in. z:

– koniecznością ochrony środowiska,– perspektywą wyczerpywania się paliw kopalnych i sposobów ich zastępowania,– wzrastającym zapotrzebowaniem na energię w skali świata w wyniku rozwoju

ludzkości i wzrostu liczby ludności,– planowaniem i rozwojem odnawialnych źródeł energii,– perspektywą importu i eksportu określonych urządzeń energetycznych,

93


– możliwościami najefektywniejszego wykorzystywania różnych paliw i źródeł energii (w tym OZE) w horyzoncie krótko-, średnio- oraz długoterminowym, i w konsekwencji

– planowaniem rozwoju i eksploatacji różnych systemów energetycznych w kon-tekście zapewniania bezpieczeństwa energetycznego i realizacji polityki ener-getycznej państwa.

Ochronę środowiska, w aspekcie realizacji odpowiedzialnej polityki energetycznej, najczęściej rozumie się albo w aspekcie likwidacji szkód powstałych w wyniku eksplo-atacji konwencjonalnych źródeł energii, albo zapobiegania im. Najczęściej stosowane technologie paliw kopalnych są opłacalne z punktu widzenia właścicieli systemów energetycznych (niskie koszty surowca), ale równocześnie są niekorzystne dla otacza-jącego środowiska (m.in. obniża się jakość powietrza, chorują ludzie i degradowana jest biosfera). Dlatego też, aby chronić środowisko, należałoby stosować technologie energetyczne oparte na odnawialnych źródłach energii. Należy jednak liczyć się z kon-sekwencjami wprowadzenia takich technologii w postaci wzrostu cen wyprodukowanej energii, w szczególności dla odbiorcy finalnego.

W ujęciu sektorowym zielona gospodarka energetyczna odnoszona jest najczęściej do branż związanych z: odnawialnymi źródłami energii, ekologicznymi materiałami budowlanymi i efektywnym energetycznie budownictwem, ekologicznym transportem (tj. pojazdami wraz z infrastrukturą), zarządzaniem wodą i odpadami, zarządzaniem przestrzenią itp. W tym ujęciu wdrażanie takiej koncepcji może prowadzić do uzyskania przewagi konkurencyjnej także w wymiarze globalnym, m.in. w pozycji kosztowej, oraz mniejszego uzależnienia od konwencjonalnych zasobów energetycznych, w tym źródeł energii.

Stosowanie koncepcji zielonego podejścia do gospodarki, w tym energetyki, w ujęciu przestrzennym oznacza m.in. niską emisję CO2 w przedsiębiorstwach, gospodarstwach domowych i instytucjach, innowacje środowiskowe oraz dbałość o efektywność ener-getyczną wraz z oszczędnością w wykorzystaniu zasobów i większy udział transportu publicznego, w tym aktywnej mobilności, jako alternatywy dla transportu indywidualnego.

Na poziomie polityki sektorowej oraz regionalnej, szczególnie w aktualnej per-spektywie programowania Unii Europejskiej, tj. 2014–2020, pojawia się grupa mecha-nizmów i instrumentów finansowych wspierających rozwiązania w zakresie zielonej gospodarki energetycznej. Rozwiązania promujące „zieloną” ekonomię odnaleźć można m.in. w strategii Europa 2020 oraz w dokumentach wdrażających fundusze strukturalne. Zapisy te dotyczą w szczególności wspierania transformacji w kierunku gospodarki niskoemisyjnej we wszystkich sektorach, w tym:

– promowanie produkcji i dystrybucji energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (w ramach Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego oraz Funduszu Spójności);

– promowanie efektywności energetycznej i wykorzystywania odnawialnych źródeł energii w małych i średnich przedsiębiorstwach, a także wspieranie efektywności ener-getycznej i wykorzystywania odnawialnych źródeł energii w infrastrukturze publicznej i sektorze mieszkaniowym (w ramach Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego).

94

Daniel Szostak

W nowoczesnych gospodarkach następuje jednak proces podnoszenia efektywności wykorzystania zasobów dzięki rozwojowi przyjaznych dla środowiska sektorów gospo-darki, szczególnie w miastach, co jest uzasadnione w kontekście znacznie większego poziomu urbanizacji w państwach wysoko rozwiniętych. W tych krajach obserwuje się pewną specjalizację w zakresie rozwijanych technologii „zielonej” gospodarki energe-tycznej, m.in. opartej na odnawialnych źródłach energii (Tab. 1).

Tab. 1. Przykłady specjalizacji w zakresie rozwijanych technologii „zielonej” gospodarki ener-getycznej w wybranych państwach

Nazwa kraju Silne strony w zakresie „zielonych” technologii Dania technologie wiatrowe, efektywność energetyczna

Niemcy technologie solarne, „zielone” budownictwo, sieci elektryczne wykorzystujące technologie komunikacji cyfrowej

Szwecja efektywność energetyczna

Wielka Brytania wykorzystanie pływów morskich, pojazdy przyjazne środowisku, wiedza dotycząca „zielonych” technologii

Izrael zarządzanie w zakresie wykorzystania wody, pojazdy przyjazne środowisku

Szwajcaria energetyka wodna, sieci elektryczne wykorzystujące technologie komunikacji cyfrowej

Stany Zjednoczone odnawialne źródła energii, zrównoważone biopaliwa, „zielone” budownictwo, sieci elektryczne wykorzystujące technologie komunikacji cyfrowej

Zjednoczone Emiraty Arabskie odnawialne źródła energii, „zielone” budownictwo

Chiny technologie solarne i wiatrowe, pojazdy przyjazne środowisku, „zielone” budownictwo

Kanada energetyka wodna Źródło: Plac 2015.

Redukcja emisji gazów cieplarnianych to nie jedyny pozytywny efekt środowiskowy związany z rozwojem rynku OZE w Polsce, gdyż wszystkie tradycyjne technologie energetyczne wpływają negatywnie na różne aspekty życia człowieka i przyrody. Wśród różnych technologii energetyki odnawialnej, wykorzystywanych m.in. do produkcji energii elektrycznej i ciepła, najbardziej niekorzystnymi parametrami środowiskowymi charakteryzuje się coraz szerzej wdrażana i stosowana w Polsce technologia współspa-lania w elektrowniach węglowych biomasy z węglem (Potencjał efektywności… 2009).

Praktyka pokazuje jednak, że większość inicjatyw, które są lub będą wdrażane w celu redukcji emisji gazów cieplarnianych, motywowana jest bardziej chęcią osiągnięcia energooszczędności, podniesienia wydajności energetycznej i zmniejszenia kosztów produkcji i zużycia energii, niż pragnieniem ograniczenia zmian klimatycznych.

Na skutek zmian klimatycznych oraz braku właściwej polityki dotyczącej redukcji ilości gazów cieplarnianych poszczególne rozwinięte społeczeństwa i gospodarki (np. Unia Europejska) muszą radzić sobie z tzw. efektami zewnętrznymi, a więc kosztami,

95


których nie ponoszą ci, którzy się do nich przyczynili. Przykładowo, niemal 80% emi-towanych przez polskie elektrownie węglowe zanieczyszczeń trafia za granicę i przy-czynia się do zgonów naszych sąsiadów (głównie na nowotwory, choroby serca i układu krążenia). Wszystkie działające w Polsce elektrownie przyczyniają się każdego roku do 5830 przedwczesnych zgonów w Europie. Dla zredukowania tych kosztów w wielu krajach Unii Europejskiej wprowadza się restrykcyjne przepisy lokalne, które obligują elektrownie do obniżania emisji i wykorzystania najnowocześniejszych technologii, a także systematycznie dąży się do podnoszenia sprawności i efektywności elektrowni węglowych (Trujemy Europę… 2016).

W wielu przypadkach największą rolę w zakresie przeciwdziałania zmianom klima-tycznym powinny odgrywać rządy poszczególnych państw i organizacje międzynaro-dowe. Przede wszystkim powinny stworzyć odpowiednie mechanizmy ekonomiczne, gospodarcze i podatkowe, pozwalające na dążenie do wykreowania „zielonej” gospodarki energetycznej (m.in. gospodarki niskowęglowej), np. poprzez subwencjonowanie OZE, dodatkowe opodatkowanie podmiotów szczególnie zanieczyszczających środowisko oraz wprowadzanie odpowiednich zmian prawnych (Giddens 2010).

Inwestowanie w odnawialne źródła energii ma obecnie i na pewno będzie miało w przyszłości duże znaczenie dla przeciwdziałania zmianom klimatu. Jednym z kie-runków rozwoju systemów energetycznych i działań zapewniających dostęp do nieza-kłóconego wykorzystywania energii w życiu codziennym jest sytuacja, w której ludzie sami wytwarzają energię odnawialną z dostępnych im na co dzień źródeł (np. słońce, wiatr, woda), a następnie dzielą się nią z innymi użytkownikami energii poprzez kra-jowe i międzynarodowe sieci energetyczne. Coraz więcej rządów, regionów i miast ze wzrastającą intensywnością realizuje politykę wdrażania czystej, „zielonej” energii w życiu codziennym.

Przykładem jest Szwecja. W 2015 roku państwo to znalazło się wśród 10 najbar-dziej „zielonych” państw na świecie według przygotowywanego co dwa lata wskaźnika wydajności środowiskowej (Environmental Performance Index – EPI) stworzonego na uniwersytetach Yale i Columbia. W rankingu EPI brane są pod uwagę osiągnięcia w dwóch bardzo szerokich dziedzinach ochrony środowiska: zmniejszenia negatyw-nego oddziaływania na zdrowie ludzi oraz promocji zrównoważonego wykorzystania zasobów naturalnych. Do analizy wykorzystuje się 25 wskaźników w obrębie sześciu różnych kategorii: stan przyrody, zanieczyszczenie powietrza, zanieczyszczenie wody, wydajność eksploatowanych zasobów naturalnych, różnorodność gatunków i siedlisk oraz zmiany klimatu. Szwecja poczyniła poważne kroki, by poprawić poziom wydaj-ności energetycznej już po embargu naftowym OPEC z 1973 roku. Niedługo potem, z powodu obaw o zależność od ropy, kilka głównych regionów kraju ogłosiło programy redukcji domowego i komercyjnego zużycia energii poprzez poprawienie izolacji budyn-ków oraz wprowadzenie systemów ogrzewania w blokach mieszkalnych – programy te były następnie przez lata udoskonalane i usprawniane. Kraj zaczął także korzystać z energii atomowej (zezwolono na budowę 6 nowych reaktorów) i wodnej. W ciągu 20 lat ponad dwukrotnie zwiększył się udział energii atomowej w produkcji energii. Od

96

Daniel Szostak

wczesnych lat 80. XX wieku zużycie ropy spadło o prawie 50%. W 1970 roku import paliw kopalnianych stanowił 80% całkowitych dostaw energii kraju, natomiast w 2010 roku – stanowił już tylko około 35%. Rząd szwedzki zakłada, że do 2020 roku stanie się pierwszą wolną od ropy gospodarką na świecie. Jest na czele państw naciskających na wprowadzenie międzynarodowych regulacji w zakresie emisji gazów cieplarnianych. Zamierza redukować własną emisję z transportu poprzez intensywne wykorzystanie biopaliw pochodzących z ogromnych obszarów leśnych. Było to jedno z pierwszych państw, w którym biopaliwa zaczęto powszechnie sprzedawać na stacjach benzynowych, mimo wcześniejszych dużych oporów społecznych. Biomasa, głównie z pulpy drzewnej, jest zużywana w coraz większym stopniu od lat 70. XX wieku. Od początku lat 90. XX wieku rozpoczęty został program powszechnego zastosowania etanolu jako paliwa do samochodów. Do 2002 roku 40 stacji zaczęło sprzedawać etanol. Do połowy 2007 roku powstało około 1000 takich stacji, co stanowiło 25% wszystkich istniejących stacji paliw w kraju. Obecnie około 15% samochodów jeździ na biopaliwach. W Szwecji wdrażano inwestycje, które pozwalają obecnie rozwijać produkcję biopaliw bez konkurowania z produkcją żywności (biopaliwa II generacji produkowane z celulozy). Szwecja jest jednym z sześciu państwa członkowskich UE, które wprowadziły podatek od dwu-tlenku węgla. Wprowadziła również 16 celów jakości ekologicznej, które mają zostać osiągnięte do 2020 roku. Należy w związku z tym wykonać 72 zadania. Przykładowe cele to redukcja emisji CO2, poprawa jakości powietrza, gleby, lasów i wody Morza Bałtyckiego. Projekt monitoruje Rada Celów Środowiskowych. Szwecja również roz-wija program zastąpienia paliw kopalnych i biopaliw napędem elektrycznym w trans-porcie publicznym i prywatnym (Giddens 2010). W 2016 roku nastąpiło otwarcie tzw. „elektrycznej drogi” w okolicach miasta Gävle w centralnej Szwecji. Projekt ten jest efektem współpracy skandynawskiego rządu oraz sektora prywatnego i ma na celu uświadomienie społeczeństwu, że nawet wielotonowe środki transportu kołowego mogą poruszać się bez paliw kopalnych.

Charakterystyka potencjału ekonomicznego rynku odnawialnych źródeł energii w Polsce

Przystępując do charakterystyki potencjału ekonomicznego rynku odnawialnych źródeł energii w Polsce, należy krótko odnieść się do uwarunkowań (możliwości i ogra-niczeń) rozwoju poszczególnych jego subrynków. Polska to kraj charakteryzujący się nizinnym ukształtowaniem terenu, o stosunkowo niewielkich opadach, co wpływa na uwarunkowania hydrologiczne i powoduje, że udział energetyki wodnej w produkcji energii elektrycznej jest minimalny. Obecnie udział elektrowni wodnych z przepływu naturalnego (głównie rzecznego) w produkcji energii elektrycznej wynosi w przybli-żeniu ok. 1,3%. Ponad 40% potencjału hydroenergetycznego jest skupione na Wiśle (Bednarska). Energetyka wiatrowa w Polsce charakteryzuje się wyraźnym zróżnicowaniem regionalnym i rozwinęła się przede wszystkim w północnej i centralnej części Polski

97


(Wiśniewski i in. 2012). Energia słoneczna jest stosowana głównie do przygotowania ciepłej wody użytkowej jako uzupełniające źródło ciepła oraz coraz częściej poprzez ogniwa fotowoltaiczne jako źródło energii elektrycznej o charakterze lokalnym (Nowak i Stachel). Według oceny geologów na obszarach występowania wód geotermalnych, które mają dobre warunki do budowy ujęć na cele energetyczne, leży co najmniej kilkadziesiąt polskich miast i osiedli. W Polsce nie działa żadna elektrownia jądrowa. Polska jest jednak w dużej części teoretycznie samowystarczalna energetycznie, a to głównie dzięki posiadanym zasobom węgla kamiennego. Polska posiada niewielkie i ograniczone własne zasoby paliw konwencjonalnych, tj. ropy naftowej i gazu ziem-nego, a większa część zapotrzebowania na te paliwa pochodzi z importu, głównie Rosji i krajów arabskich (Wiśniewski 2000).

Przykładowe szanse rozwoju rynku energetycznego w oparciu m.in. o OZE w Polsce do 2020 roku są następujące (Wiśniewski i in. 2016):

– produkcja energii elektrycznej z zasobów biogazu; jak wskazują badania w więk-szości gmin w Polsce są dostępne i wykorzystywane do innych celów surowce naturalne do produkcji tego typu energii – nadal obowiązuje plan rządowy z 2010 roku;

– modernizacja i rozbudowa sieci elektroenergetycznych jako warunek konieczny dla przyłączania nowych dostawców energii, w szczególności wytwarzanej ze źródeł odnawialnych;

– rozwój nowoczesnych technologii w obszarze OZE, które mogą pozytywnie wpływać na rozwój lokalnej gospodarki, społeczeństwa i regionów kraju, a przede wszystkim krajowego rynku energetycznego (w tym odnawialnych źródeł energii);

– najszybszy rozwój energetyki wiatrowej, posiadającej jeden z największych udziałów w produkcji energii elektrycznej z OZE;

– dynamiczny rozwój energetyki słonecznej jako źródła ciepła oraz przyspieszenie rozwoju fotowoltaiki, szczególnie jako prosumenckiego źródła energii;

– rozwój biznesu geotermalnego poprzez produkcję i sprzedaż pomp ciepła.Odnawialne źródła energii, nawet jeśli obecnie nie mają, to w przyszłości mogą mieć

wpływ na jeden z podstawowych wymiarów bezpieczeństwa energetycznego Polski, a mianowicie wymiar ekonomiczny, w którym efektywność ekonomiczna stosowanych rozwiązań w zakresie OZE oraz ich wpływ na finalną cenę energii odgrywa szczególną rolę. Aspekt ten stanowi podstawę budowania konkurencyjności gospodarki, opierającej się na taniej energii elektrycznej. Szersze wykorzystanie OZE zmniejsza ryzyko zwią-zane z zależnościami importowymi, co prowadzi do zmniejszenia ryzyka cenowego (ceny surowców są bardziej stabilne i mniej podatne na zewnętrzne fluktuacje cen). Praktyka pokazuje, że ceny energii z OZE są stabilniejsze na rynku. OZE są również dobrym rozwiązaniem problemów potencjalnego braku energii na rynku wewnętrznym danego kraju. OZE może być jednym ze źródeł zaspokajania ekonomicznych potrzeb energetycznych kraju. OZE wprowadzają również nowy model kultury energetycznej, w której produkcja zlokalizowana jest blisko ośrodków konsumpcji – mniejsze straty i koszty powstające w trakcie transmisji i dystrybucji energii).

98

Daniel Szostak

Ekonomiczny wpływ OZE na politykę gospodarczą danego kraju jest uzależniony od wielu czynników, a przede wszystkim od:

– ich udziału w bilansie energetycznym krajowego systemu energetycznego;– dynamiki wzrostu ich wykorzystania i związanych z nimi regulacji prawnych;– stopnia zróżnicowania procesu produkcji energii elektrycznej z OZE, ze szczegól-

nym uwzględnieniem podziału na energetykę wielkosystemową oraz rozproszoną energetykę odnawialną;

– uwzględnienia różnej specyfiki OZE (technicznie, prawnie i organizacyjnie wystę-pują zasadnicze różnice między poszczególnymi OZE);

– zasobów energetycznych (w tym naturalnych), jakie posiada dany kraj, które są podstawą rozwoju określonych form OZE na danym obszarze (liczba słonecznych dni, warunki hydrologiczne i wiatrowe, potencjał biologiczny produkcji biopaliw itp .);

– tradycyjnych, konwencjonalnych nośników i zasobów energetycznych (kopal-nych), jakie posiada dany kraj i które stanowią dotychczasową podstawę rozwoju systemu energetycznego, dla których OZE mogą być konkurencją, alternatywą lub substytutem;

– uwarunkowań prawnych, politycznych i strategicznych władz danego państwa i miejsca w nich OZE;

– stopnia realizacji przez władze danego państwa wytycznych międzynarodowych (w tym UE i ONZ) w zakresie realizacji polityki zrównoważonego rozwoju i polityki klimatycznej;

– kosztów produkcji energii z różnych źródeł i stopnia zamożności danego społe-czeństwa i gospodarki;

– dostępności technologii w zakresie OZE (ich zakupu i eksploatacji, w większości przypadków za źródło energii się nie płaci).

Do najważniejszych barier, wyzwań i problemów ekonomicznych związanych z roz-wojem i wdrażaniem OZE w Polsce należą:

– kultura energetyczna Polski, której bezpieczeństwo energetyczne i rozwój gospo-darczy opierają się na węglu kamiennym i brunatnym; kultura energetyczna jest zestawem zachowań związanych z wytwarzaniem i konsumpcją energii charakte-ryzujących dane społeczeństwo; jest to także określony, typowy sposób myślenia o sposobach zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju i społeczeństwa; każdy kraj określa swój sposób myślenia o bezpieczeństwie energetycznym, preferowanych sposobach konsumpcji i produkcji energii; w Polsce dominuje w sektorze energetycznym spuścizna komunizmu i długoletnia przynależność energetyczna do bloku wschodniego (połączenia infrastrukturalne z systemem wschodnim); widoczne są długoletnie zaniedbania i niedoinwestowanie kra-jowego sektora energetycznego (energochłonność i przestarzała infrastruktura produkcyjna i przesyłowa);

– proces produkcji energii z OZE i wprowadzenia jej do sieci energetycznej; opar-cie systemu energetycznego wyłącznie na OZE może stanowić wyzwanie dla

99


stabilnych dostaw energii; produkcja energii z OZE uzależniona jest od cykli pogodowych, uprawnych, a także hydrologicznych; warunki pogodowe mogą mieć wpływ na ilość wyprodukowanej energii; wymagane staje się współistnienie i komplementarne uzupełnianie przez OZE konwencjonalnej energetyki;

– konwencjonalna energetyka, a także poszczególne OZE, które mogą spełniać wobec siebie funkcję komplementarną, zwłaszcza w sytuacjach krótkoterminowych fluktuacji produkcji energii z OZE, a przez to zwiększać w ten sposób stabilność systemu energetycznego; ten rodzaj współfunkcjonowania za cel stawia sobie Unia Europejska i wiele państw świata;

– integracja OZE z systemem energetycznym kraju i zapewnienie stabilnych dostaw energii, wymagające nakładów finansowych, zwłaszcza w technologie zarządzania siecią, zdolności zastępcze, połączenia międzysieciowe itp.;

– rozwiązanie problemów związanych z prawidłowym równoważeniem popytu i podaży energii oraz utrzymywaniem wolnych mocy produkcyjnych;

– uwzględnienie w planach strategicznych właściwego rozmieszczenia elektrowni OZE; problematyka wystąpienia asymetrii w rozmieszczeniu infrastruktury pro-dukcyjnej (geograficzne rozproszenie); infrastruktura tego typu zazwyczaj loka-lizowana jest ze względu na dostępność źródeł odnawialnych oraz ekonomiczną zasadność pozyskiwania takiej energii z tych źródeł, np. nie wszystkie rzeki w Polsce nadają się do wytwarzania energii z powodu zbyt niskiego spadku wody i możliwości jej retencji;

– brak możliwości rozwoju OZE bez odpowiedniego prawnego i finansowego systemu wsparcia ze strony państwa; niska konkurencyjność OZE w porównaniu do konwencjonalnej energetyki;

– szersze wykorzystanie OZE, uzależnione również od stworzenia kultury prosumenckiej;

– krótka żywotność ekonomiczna i eksploatacyjna niektórych rodzajów instalacji OZE oraz trudności związane z magazynowaniem energii;

– brak przychylnej OZE polityki energetycznej państwa;– duża fluktuacja cen tradycyjnych surowców energetycznych.Podsumowując można stwierdzić, że OZE w Polsce, w relacji do realizowanej

polityki gospodarczej i ekonomicznych uwarunkowań rynkowych, charakteryzują się następującymi cechami:

– mają najczęściej lokalny charakter eksploatacyjny i infrastrukturalny;– stosunkowo wysoka jest ich dostępność ekonomiczna dla potencjalnych niewiel-

kich producentów lub poszczególnych osób;– stosunkowo niska jest ich podatność na zakłócenia polityczne i ekonomiczne

(wysoka np. ze względu na zjawiska pogodowe);– niska jest szkodliwość ich funkcjonowania dla środowiska przyrodniczego

człowieka.

100

Daniel Szostak

Uwarunkowania rynkowe rozwoju sektora energetyki odnawialnej w Polsce

Rynek odnawialnych źródeł energii zaczął tworzyć się w Polsce już w latach 90. XX wieku. Zaczęły wtedy powstawać pierwsze profesjonalne instalacje wykorzystujące odnawialne zasoby energii pochodzące z wiatru, słońca, z energii geotermalnej oraz biomasy. Oczywiście pierwsze rozwiązania OZE pojawiały się znacznie wcześniej, np. wykorzystanie energii wodnej do wytwarzania energii elektrycznej. Jednak dopiero w tym okresie odnotowano zwiększony popyt na tego typu instalacje, zgłaszany przede wszystkim przez prywatnych inwestorów. Z początkiem lat 90. XX wieku rynek ten znajdował się w bardzo wczesnym stadium rozwoju. Konieczność realizacji międzyna-rodowych zobowiązań i spełnienia wymogów wspólnotowych po wstąpieniu Polski do Unii Europejskiej przyczyniła się do opracowania nowych, skuteczniejszych regulacji rynku energii, w tym OZE (Niedziółka 2012a).

Do przesłanek o charakterze ekonomicznym, które związane są z oszacowaniem ogólnej opłacalności inwestowania w OZE na rynku energetycznym, należą następujące dwa zagadnienia:

– odnawialne źródła energii są nadal postrzegane przez społeczeństwo jako droższe w wykorzystaniu niż powszechnie dostępne surowce kopalne;

– jeśli w analizie ekonomicznej uwzględnieni się koszty i korzyści zewnętrzne, to energia odnawialna okazuje się znacznie tańsza od źródeł tradycyjnych opartych na surowcach kopalnych .

Dysponując określonymi zasobami energetycznymi, ludzkimi, ekonomicznymi i w szcze-gólności naturalnymi, powinno się nimi gospodarować efektywnie, a także zgodnie z fun-damentalnymi zasadami zrównoważonego rozwoju energetycznego. Rozwój rynku źródeł odnawialnych w energetyce jest jedną z istotniejszych gwarancji wzrostu efektywności zużycia energii, bezpieczeństwa energetycznego oraz konkurencyjności rynku energetycz-nego. W początkowym okresie rozwoju rynku OZE konieczne stało się stworzenie i wdro-żenie, na wzór innych państw, skutecznego mechanizmu rynkowego, który zapewniałby właściwe wsparcie rozwoju i inwestycji w obszarze OZE, pozwalającego m.in. na zakup wytworzonej energii odnawialnej na korzystnych dla inwestorów warunkach, co z kolei stało się kolejnym pozytywnym bodźcem do rozwoju rynku alternatywnej energetyki. Doświadczenie większości krajów wskazało, że powinny funkcjonować mechanizmy wsparcia nie tylko na etapie projektowania i budowy instalacji pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych, ale również w trakcie produkcji i sprzedaży wyprodukowanej energii na takim poziomie, żeby działalność tego typu była opłacalna, a nie deficytowa.

Uchwalenie i wejście w życie w 1997 r. ustawy Prawo energetyczne uznaje się powszechnie za moment inicjujący rozpoczęcie procesu tworzenia krajowego rynku energii według nowych europejskich zasad. Budowanie rynku energii według nowych zasad obejmowało następujące powiązane ze sobą określone procesy organizacyjne (www.cire.pl):

101


– demonopolizację energetyki, według której nastąpił podział na cztery subsektory: wytwarzania energii w elektrowniach, przesył, dystrybucję oraz handel wypro-dukowaną energią;

– liberalizację rynku, która w sukcesywnie poszerzanych obszarach funkcjonowania konkurencji w sektorze energetycznym pozwoliła niezależnym przedsiębiorstwom wchodzącym w skład wspomnianych subsektorów na kooperację na zasadach komercyjnych;

– prywatyzację energetyki, która pozwoliła na przekształcenie państwowych przed-siębiorstw energetycznych w jednoosobowe spółki Skarbu Państwa, a następnie sprzedaż części lub całości ich udziałów zainteresowanym inwestorom krajowym lub zagranicznym. W szczególnych przypadkach dopuszczono prywatyzację przedsiębiorstw energetycznych poprzez sprzedaż ich akcji na giełdzie papierów wartościowych.

Głównym celem uruchomienia w polskiej energetyce mechanizmów rynkowych było zapewnienie racjonalnych cen energii dla nabywców finalnych, przy jednoczesnym (www.cire.pl):

– zapewnieniu wysokiej jakości produkowanej i dostarczanej energii oraz jakości obsługi odbiorców;

– stopniowemu zwiększeniu efektywności wykorzystania energii w trakcie przesyłu i wykorzystania finalnego,;

– zagwarantowaniu bezpieczeństwa dostaw energii;– zapewnieniu energetyce niezbędnych środków na odtworzenie i rozwój jej infra-

struktury technicznej;– wytwarzaniu energii w minimalnym stopniu zanieczyszczającej środowisko

(głównie poprzez emisję tlenków węgla, siarki i azotu oraz generowanie efektu cieplarnianego);

– zagwarantowaniu minimalnej rynkowej rentowności prowadzonej działalności gospodarczej przedsiębiorstw funkcjonujących w energetyce, w tym odnawialnej.

Do rodzajów wytwórców energii w Polsce zalicza się następujące elementy składowe strony podażowej rynku elektroenergetycznego (www.wysokienapiecie.pl):

– elektrownie systemowe, których w Polsce funkcjonuje obecnie 19 (zwane rów-nież elektrowniami zawodowymi), gdzie w procesie spalania węgla brunatnego i kamiennego wytwarzana jest energia elektryczna; w elektrowniach tych pro-dukowane jest około 75% całości energii zużywanej w kraju;

– elektrociepłownie, w których jednocześnie wytwarzana jest energia elektryczna i cieplna (tzw. wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem); w Polsce pracuje obecnie ponad 50 elektrociepłowni zlokalizowanych w większych aglo-meracjach miejskich; elektrociepłownie (tzw. przemysłowe) lokalizowane są również w obrębie większych zakładów przemysłowych; w Polsce funkcjonuje obecnie przeszło 160 takich obiektów;

– odnawialne źródła energii wykorzystywane przez elektrownie: wodne, wia-trowe (najczęściej grupowane w kilka lub kilkanaście obiektów tworzących tzw.

102

Daniel Szostak

„farmy wiatrowe”), a także źródła, w których energia elektryczna wytwarzana jest w wyniku spalania biomasy lub współspalania biomasy z węglem (źródłem biomasy jest najczęściej drewno lub rośliny uprawne), źródła energii elektrycznej wytwarzanej w wyniku spalania biogazu, źródła fotowoltaiczne.

Obowiązek zakupu przez zakłady energetyczne energii wyprodukowanej przez pod-mioty prywatne i prosumentów ze źródeł odnawialnych wynika m.in. z konieczności wsparcia przez państwo działań związanych z ochroną środowiska, a także zagwa-rantowania producentom, że energia przez nich wyprodukowana będzie odebrana i wprowadzona do systemu energetycznego . Producenci energii elektrycznej z OZE otrzymują tzw. świadectwa pochodzenia odpowiadające ilości wyprodukowanej energii. Powszechnie nazywa się je zielonymi certyfikatami. Firmy handlujące energią muszą kupować świadectwa pochodzenia w ilości odpowiadającej wymaganemu odsetkowi udziału energii wyprodukowanej w źródłach danego rodzaju, w całości sprzedawanej przez nie energii lub uiszczać tzw. opłatę zastępczą.

Ważnym zagadnieniem z punktu widzenia prawidłowej pracy systemu elektroener-getycznego jest utrzymanie stałej równowagi pomiędzy podażą i popytem na energię elektryczną, dlatego moc zainstalowana w elektrowniach musi być znacznie wyższa od średniorocznego obciążenia systemu elektroenergetycznego. Jednym z charaktery-stycznych punktów na krzywej zapotrzebowania na moc jest szczyt – przedział czasu, w którym jest ono największe.

Obecnie moc w szczycie popytu w Polsce wynosi około 25 000 MW. Agencja Rynku Energii prognozuje, że w roku 2030 moc w szczycie wyniesie około 33 300 MW. Moc zainstalowana w elektrowniach musi być jednak znacznie wyższa od mocy szczytowej – ze względu na utrzymanie odpowiedniej rezerwy na nieprzewidziane zmiany obciążenia systemu elektroenergetycznego, zastąpienie jednostki wytwórczej, która uległa awarii, remontów jednostek wytwórczych lub rezerwowanie jednostek, których pracę nie do końca można przewidzieć (www.are.waw.pl).

Oddolny rozwój energetyki odnawialnej był przyczyną częstego uwzględniania w decyzjach inwestycyjnych parametrów mikroekonomicznych (wdrażano przede wszystkim instalacje o krótkim okresie zwrotu nakładów – na przykład wykorzystanie energetyczne biomasy stałej) lub umiejętności pozyskania środków zewnętrznych dla konkretnej inwestycji (wiedza o funduszach wspierających i znajomość procedur przy-znawania dotacji w poszczególnych instytucjach finansowych).

Brak ogólnych studiów dotyczących możliwości wykorzystania poszczególnych technologii i ich pełnych charakterystyk techniczno-ekonomicznych powodował, że bywały budowane instalacje demonstracyjne technologii, które nie miały perspektyw na dostosowanie się do reguł rynkowych w ówczesnych warunkach prawno-ekono-micznych. Przypadkowość wdrożeń technologii OZE w Polsce była wynikiem braku długofalowej koncepcji rozwoju tego sektora i dostosowania odpowiedniego do niej wsparcia (w tym także finansowego), tak aby rozwój energetyki odnawialnej następował po najniższych kosztach.

103


Opłacalność oraz koszty związane z budową i funkcjonowaniem energetyki opartej na odnawialnych źródłach energii

Ważnym działaniem prowadzącym do znalezienia możliwie najkorzystniejszych rozwiązań problemów dotyczących gospodarowania energią i ochroną środowiska jest planowanie, w ramach którego powinno się podejmować decyzje możliwie najko-rzystniejsze w danych uwarunkowaniach. Ważna staje się również ocena opłacalności przedsięwzięć inwestycyjnych w odnawialne źródła energii, do której wykorzystuje się przede wszystkim metody oparte na przepływach pieniężnych (statyczne i dyna-miczne). Metodami statycznymi wykorzystywanymi w tym zakresie są okres zwrotu i stopa zwrotu. Okres zwrotu z inwestycji w OZE to czas, po upływie którego wpływy pokryją nakłady. Dla każdego inwestora wyższy poziom oceny inwestycji będzie wtedy, gdy czas będzie jak najkrótszy. Z kolei stopa zwrotu nakładów inwestycyjnych w OZE ustalana jest na podstawie relacji dochodów uzyskanych wskutek realizacji inwesty-cji względem wielkości zaangażowanego kapitału. Najczęściej wykorzystywanymi metodami dynamicznymi oceny ekonomicznej efektywności inwestycji są: metoda wartości bieżącej netto (NPV), wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) oraz zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu (MIRR) (Niedziółka 2012b). Ocena opłacalności inwestycji na rynku energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w Polsce jest bardzo trudna, co wynika z ograniczeń związanych z brakiem pełnej informacji dotyczącej bieżącego, a zwłaszcza przyszłego funkcjonowania tego rynku, szczególnie brakiem wystarczających informacji dotyczących prognoz finansowych, przyszłych kosztów emisji CO2 oraz – co jest najistotniejsze w tym zakresie – kierunków zmiany lub stabilności obowiązujących przepisów prawa (Niedziółka 2012b). Jak pokazuje sytuacja, która nastąpiła po zmia-nie przepisów dotyczących OZE w Polsce w 2016 roku, wiele inwestycji stanęło pod znakiem zapytania, a niektóre planowane zostały odłożone na później.

Według danych pochodzących z 2011 roku do najtańszych źródeł energii elektrycznej należą przede wszystkim elektrownie węglowe, jądrowe oraz gazowe (Ryc. 1).

wiatraki lądowe 6,6wiatraki morskie 13,6elektrownia wodna 18,5biomasa 10,3fotowoltaika 7,8węgiel kamienny 6,6gaz 3,9elektrownia jądrowa 14,4

wiatraki lądowe 26,30% 2300wiatraki morskie 35,40% 3100elektrownia wodna 45,70% 4000biomasa 79,90% 7000fotowoltaika 10,30% 900węgiel kamienny 79,90% 7000gaz 79,90% 7000elektrownia jądrowa 91,30% 8000


6,6

13,6

18,5

10,3

7,86,6

3,9

14,4

02468

101214161820

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna

biomasa fotowoltaika węgiel kamienny

gaz elektrownia jądrowa

mln

PLN

/MW

25,1

38,4 40,5

12,9

75,9

8,3 4,9

15,8

01020304050607080

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



mln

PLN

/MW

2300 3100

4000

7000

900

7000 70008000

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



35,4%

79,9%

45,7%

10,3%

79,9% 79,9%

91,3%

26,3%

Ryc. 1. Koszt instalacji mocy maksymalnej w 2011 roku (mln PLN/MW).Źródło: Ernst & Young 2012.

104

Daniel Szostak

Jak pokazuje rycina 1, w przypadku analizy mocy maksymalnej:– najtańszym rodzajem inwestycji energetycznej jest budowanie elektrowni

gazowych;– na drugim miejscu plasują się elektrownie węglowe oraz lądowe elektrownie

(farmy) wiatrowe;– w przypadku kosztów budowy morskich farm wiatrowych – są one zbliżone do

kosztów budowy elektrowni jądrowej.Przy analizie tej problematyki istotny staje się stopnień wykorzystania potencjalnej

mocy maksymalnej. Jak pokazuje praktyka, żadne elektrownie funkcjonujące na polskim rynku energetycznym nie wykorzystują 100% swoich mocy (Ryc. 2).




6,6

13,6

18,5

10,3

7,86,6

3,9

14,4

02468

101214161820

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



mln

PLN

/MW

25,1

38,4 40,5

12,9

75,9

8,3 4,9

15,8

01020304050607080

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



mln

PLN

/MW

2300 3100

4000

7000

900

7000 70008000

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



35,4%

79,9%

45,7%

10,3%

79,9% 79,9%

91,3%

26,3%

Ryc. 2. Czas wykorzystania mocy zainstalowanej (liczba i procent godzin w roku).Źródło: Ernst & Young 2012.

Polska nie leży ani w strefie silnego nasłonecznienia, ani silnych wiatrów, więc czas pracy elektrowni wykorzystujących te źródła jest stosunkowo krótki. Znaczna część zainstalowanej mocy pozostaje niewykorzystana. Na rycinie 2 podano równoważny czas pracy na pełnej mocy. Przy maksymalnej liczbie 8760 godzin pracy w ciągu 365 dni (Ernst & Young 2012):

– elektrownie jądrowe pracują przeciętnie pełną mocą najwięcej czasu z wszystkich rodzajów elektrowni, tj. około 8000 godzin (przerwa – 30-dniowy okres przezna-czony na wyłączenia dla przeładunku paliwa); ich działalność jest praktycznie niezależna od klimatu i pogody;

– ogniwa fotowoltaiczne produkują energię elektryczną tylko wtedy, gdy wystar-czająco silnie świeci słońce (w Polsce przeciętnie przez 900 godzin rocznie);

– elektrownie wiatrowe są z kolei uzależnione od siły wiejącego wiatru jako źródła energii – i tak na morzu wiatr wieje średnio 3100 godzin w roku, a na lądzie tylko 2300 godzin; w Polsce najlepsze warunki lokalizacyjne do instalacji tego typu urządzeń występują w nadmorskich województwach północnych, tj. zachodnio-pomorskim i pomorskim .

Na rycinie 3 zaprezentowano koszty instalacji mocy średniej.

105





6,6

13,6

18,5

10,3

7,86,6

3,9

14,4

02468

101214161820

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



mln

PLN

/MW

25,1

38,4 40,5

12,9

75,9

8,3 4,9

15,8

01020304050607080

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



mln

PLN

/MW

2300 3100

4000

7000

900

7000 70008000

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



35,4%

79,9%

45,7%

10,3%

79,9% 79,9%

91,3%

26,3%

Ryc. 3. Koszty instalacji mocy średniej (mln PLN/MW).Źródło: Ernst & Young 2012.

Jak pokazuje rycina 3, najniższe koszty instalacji przypadają na elektrownie gazowe, węglowe i oparte na technologii spalania biomasy. Z kolei koszty budowy elektrowni wiatrowej na morzu przekraczają ponad dwukrotnie koszty budowy elektrowni jądrowej. Najwyższe koszty przypadają na instalacje w ogniwa produkujące energię ze źródeł słonecznych. Stosunkowo wysokie są również nakłady inwestycyjne przypadające na jedną jednostkę mocy średniej w przypadku małych hydroelektrowni, a wynika to głównie z ich relatywnie krótkiego czasu wykorzystania w ciągu roku. Oprócz pro-dukcji energii elektrycznej hydroelektrownie spełniają również inne ważne funkcje, np. regulują gospodarkę wodną kraju, m.in. w zakresie zapobiegania powodziom. Na rycinie 4 zaprezentowano ogólne koszty produkcji energii elektrycznej .

wiatraki lądowe 466wiatraki morskie 713elektrownia wodna 484biomasa 487fotowoltaika 1091węgiel kamienny 282gaz 314elektrownia jądrowa 313 466

713

484 487

1091

282 314 313

0

200

400

600

800

1000

1200

wiatraki lądowe

wiatraki morskie

elektrownia wodna



PLN

/MW

h

Ryc. 4. Koszty produkcji energii elektrycznej (PLN/MWh).Źródło: Ernst & Young 2012.

Rycina 4 pokazuje zróżnicowanie kosztów produkcji tej samej ilości energii elek-trycznej w Polsce w zależności od pochodzenia źródła energii. Najtańszymi pozostają nadal konwencjonalna energetyka węglowa oraz gazowa, a także energetyka jądrowa (choć w przypadku Polski jest to tylko symulacja). Wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej oparte na biomasie i biogazie jest droższe przede wszystkim ze względu na ich trzykrotnie wyższy koszt niż węgla kamiennego. Wysoki jest również koszt produkcji

106

Daniel Szostak

energii elektrycznej z morskich farm wiatrowych . Rekordowo wysoki jest koszt instalacji fotowoltaicznych, głównie z uwagi na krótki średni czas wykorzystania – przeciętnie około 900 godzin w ciągu roku.

Na koszty inwestycyjne instalacji OZE składają się koszty:– przygotowania projektu inwestycyjnego, – zainstalowanych urządzeń, – prac budowlanych,– przyłączenia do sieci. Poniżej zaprezentowano przykłady rodzajów kosztów i przychodów dla następujących

OZE: instalacji fotowoltaicznych, elektrowni wodnych oraz energetyki geotermalnej .Przykładowo najczęstszymi kosztami związanymi z eksploatacją elektrowni wodnej

są: podatek od nieruchomości, komunikacja, koszty utrzymania cieku w zakresie cofki, koszty zakupu energii na potrzeby własne, dyżurny – obsługa elektrowni, koszt obsługi księgowej, prawnej i bankowej, koszty ubezpieczenia, koszty dzierżawy i koszty ser-wisu urządzeń (Analiza… 2013). Z kolei typowe koszty stałe operacyjne lądowej farmy wiatrowej to: utrzymanie i remonty, opłaty serwisowe stałe, dzierżawa, zarządzanie i opłaty stałe, ubezpieczenie, zużycie własne energii (przy stałym czasie przestoju), podatki i opłaty (Wpływ energetyki… 2012). Do typowych kosztów zmiennych ope-racyjnych lądowej elektrowni wiatrowej należą opłaty serwisowe zmienne oraz koszty bilansowania. Istotne stają się również koszty przygotowania inwestycji i koszty prac projektowych, które występują w początkowym etapie realizacji inwestycji w farmę wiatrową. Koszty te obejmują również opracowanie studium wykonalności, opracowanie projektu technicznego, budowę masztów pomiarowych i pomiar wietrzności, opracowanie oceny wpływu elektrowni wiatrowej na środowisko przyrodnicze i społeczność lokalną, badania geologiczne oraz przeprowadzenie niezbędnych obowiązkowych postępowań administracyjnych . Z kolei farma wiatrowa generuje dwa rodzaje przychodów: ze sprze-daży energii elektrycznej oraz ze sprzedaży świadectw pochodzenia.

Wśród nakładów inwestycyjnych projektu elektrowni fotowoltaicznej znaczną część stanowią koszty związane z zakupem urządzeń, czyli paneli fotowoltaicznych, inwertera, akcesoriów montażowych oraz całego osprzętu elektrycznego. Stanowią one zazwyczaj ponad 80% nakładów inwestycyjnych. W przypadków projektów elektrowni fotowol-taicznych montowanych na gruncie dodatkowy koszt związany jest z trwałym przy-twierdzeniem instalacji do podłoża. Koszty przyłączenia do sieci elektroenergetycznej stanowią około 9% całkowitych nakładów inwestycyjnych i zależą od tego, do jakiego napięcia sieci elektrownia PV będzie przyłączana. Proces związany z przygotowaniem inwestycji to około 3% całkowitych nakładów inwestycyjnych. Etap ten związany jest z przygotowaniem dokumentacji technicznej elektrowni, jak również z uzyskaniem niezbędnych pozwoleń. Koszt pracy instalatorów pracujących przy montażu elektrowni PV szacuje się na około 5–10% całkowitych nakładów inwestycyjnych. Rozbieżność ta wynika niejednokrotnie z konieczności dostosowania połaci dachowej do dużej instala-cji PV (wzmocnienie konstrukcji dachu) (Trela 2013). Farma fotowoltaiczna generuje przychody z dwóch źródeł: z tytułu sprzedaży energii elektrycznej do sieci (około 30%)

107


oraz z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia (około 70%). Produktywność farmy fotowoltaicznej uzależniona jest od nasłonecznienia występującego w danej lokalizacji w ciągu roku, typu zastosowanych paneli fotowoltaicznych, ustawionego kąta nachyle-nia paneli, awaryjności, poprawnego i terminowego serwisowania oraz ewentualnych przerw w pracy instalacji z powodu kradzieży jej elementów (Trela 2013).

Wydobycie wód termalnych wiąże się z koniecznością ponoszenia kosztów związa-nych m.in. z opłatą skarbową za wydanie koncesji oraz wynagrodzeniem za ustanowienie użytkowania górniczego (poszukiwanie i rozpoznanie, wydobywanie). Eksploatacja wód termalnych wymaga uzyskania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie wód geoter-malnych, sporządzenia dokumentacji geologicznej, uzyskania koncesji na wydobywanie wód termalnych, uzyskania oddzielanych koncesji na wytwarzanie, przesył, dystrybucję oraz obrót ciepła lub energii elektrycznej z wód termalnych. Podczas opracowywania projektów należy również dokonać ekonomicznej oceny zbiorników geotermalnych (uzależnionej od np. głębokości złóż, temperatury zasobów po wydobyciu itp.), wybrać właściwą technologię wydobycia i przesyłu, określić możliwości sprzedaży energii geotermalnej. Producenci energii elektrycznej i ciepła z geotermii uzyskują przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, ze sprzedaży ciepła, ze sprzedaży praw majątkowych dla energii z OZE (zielonych certyfikatów) (Ustawa z dnia 9 czerwca 2011 r. Prawo geologiczne i górnicze) .

W obecnych uwarunkowaniach rynkowych oraz przy uwzględnieniu aspektów eko-nomicznych koszty instalacji oraz koszty produkcji energii elektrycznej najkorzystniej przedstawiają się w odniesieniu do energetyki konwencjonalnej, opartej przede wszystkim na węglu kamiennym i gazie ziemnym. Nie oznacza to, że przy podejmowaniu decyzji o realizacji określonych inwestycji OZE należy kierować się wyłącznie rachunkiem ekonomicznym. Jednakże zastosowanie rachunku ciągnionego2 do obliczenia całko-witej efektywności ekonomicznej energii powstałej z odnawialnych źródeł jest bardzo trudne, często wręcz niemożliwe. Trudno jest zgromadzić niezbędne dane dotyczące wszystkich nakładów i efektów takiego energetycznego przedsięwzięcia, a także infor-macje o elementach, które powinny i nie powinny być w takim rachunku uwzględnione.

Podsumowanie

Perspektywy rozwoju OZE w Polsce do roku 2020 w odniesieniu do aspektów ekono-micznych wskazują na znaczny jego potencjał rynkowy. Do tego czasu Polska zobowią-zała się spełnić wymogi unijne dotyczące m.in. osiągnięcia 20% udziału zielonej energii w bilansie zużytej energii elektrycznej, 15% w cieple i 10% w paliwach. Prognozuje się, że do 2020 roku szacowane całkowite koszty inwestycyjne w energetyce elektrycznej wyniosą około 60–80 mld zł, a w przypadku energetyki cieplnej – 45 mld zł. Będzie to wymagało dodatkowo przeznaczenia na cele energetyczne (biomasa i biopaliwa)

2 Rachunek ciągniony jest terminem ekonomicznym. Jest to metoda obliczania wartości produktu z uwzględnie-niem kosztów poprzednich etapów produkcji .

108

Daniel Szostak

około 10% areału krajowych gruntów ornych (około 1,7 mln ha). Dodatkowym kosz-tem będzie również konieczność wybudowania ponad 2,5 tys. km linii przesyłowych i dystrybucyjnych o wartości około 6,5 mld zł (Perspektywy rozwoju…). Potencjał teore-tyczny i całkowity OZE w Polsce jest dużo większy niż techniczny i ekonomiczny3. Nie każdy rodzaj odnawialnego źródła energii można włączyć w funkcjonowanie krajowej energetyki, w tym wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej. Ponadto każdy rodzaj oszacowanego w danym momencie potencjału OZE jest zmienny w czasie i w związku z tym wymagane staje się jego okresowe badanie. Dotyczy to w szczególności poten-cjału ekonomicznego OZE, który zmienia się m.in. wraz z rozwojem samej technologii, zmianami kosztów inwestycyjnych, poziomem wsparcia ze środków publicznych dla inwestorów i producentów energii z OZE. Jednym z istotniejszych problemów natury ekonomicznej związanych z rozwojem OZE w Polsce jest specyfika gospodarki kraju, która w znacznej mierze jest związana z energetyką konwencjonalną. Wydaje się, że racjonalnym kierunkiem działań w zakresie rozwoju OZE w Polsce powinno być jak największe zbliżenie źródeł wytwórczych do punktów odbioru, m.in. rozwijanie pro-gramów prosumenckich, czy stwarzanie możliwości samodzielnej produkcji energii na własne potrzeby z ewentualnością odsprzedaży ich nadwyżek do sieci krajowej. Poziom uwarunkowań ekonomicznych i zwiększenie jego potencjału jest wprost proporcjonalne do przyjętej i wdrażanej polityki energetycznej państwa. W szczególności niezbędne jest aktywne wpływanie władz państwowych i regionalnych na rozwój OZE. Im polityka państwa wobec OZE jest przyjaźniejsza, tym większy będzie poziom realizowanych inwestycji w energetykę odnawialną, zwłaszcza ze strony inwestorów prywatnych, w tym prosumentów (Skoczkowski i in. 2015). Jak pokazuje praktyka, w państwach członkowskich UE można spotkać się z różnymi ekonomicznymi mechanizmami wspar-cia produkcji z OZE, a w szczególności: cenami (taryfami) gwarantowanymi, dopła-tami gwarantowanymi, ulgami podatkowymi, kredytami preferencyjnymi, przetargami (z gwarancją zakupu) oraz systemem certyfikatów. Każde państwo określa własny eko-nomiczny sposób rozwoju OZE oraz wsparcia potencjalnych i aktualnych inwestorów . Według wielu specjalistów i przeprowadzonych badań najbardziej efektywnym i zarazem praktycznym dla rozwoju OZE mechanizmem wsparcia są gwarantowane ceny (taryfy), które w szczególności stymulują rozwój technologii relatywnie nowych oraz małych projektów inwestycyjnych. Natomiast system zielonych certyfikatów jest skuteczny dla rozwiniętych (dojrzałych) technologii OZE (Pająk i Mazurkiewicz).

Na koniec należy dodać, że rozwijanie, a następnie wdrażanie określonej technologii pozyskiwania danego surowca energetycznego bardzo często ma swój wymiar eko-nomiczny nie tylko w aspekcie kosztów budowy instalacji i korzyści z pozyskiwania energii w relacji do innych technologii i źródeł. Okazuje się, że niekiedy skutki ekono-miczne są szersze, mają charakter globalny (brak równowagi popytowo-podażowej).

3 Potencjał techniczny OZE – to wielkość zasobów OZE, które nadają się do wykorzystania. Potencjał ekono-miczny OZE – to wartość zasobów OZE wyrażona w pieniądzu, które nadają się do wykorzystania. Potencjał teoretyczny OZE – to wielkość zasobów OZE, która powstała na podstawie przybliżonych i niesprawdzonych danych. Potencjał całkowity OZE – to szacowana cała wielkość zasobów OZE, jaka została odkryta i obliczona na podstawie dostępnych danych.

109


Dotyczą takich aspektów, które należy uwzględnić w kosztach całkowitych, jak: koszty degradacji środowiska przyrodniczego (lub korzyści jego zachowania), koszty leczenia chorób i umieralności na danym terenie (lub korzyści życia w czystym środowisku) oraz problematyka wzrostu cen żywności lub braku jej podaży na rynku lokalnym i globalnym (w szczególności dotyczy to produkcji biopaliw I generacji). Obecnie trwają poszuki-wania skutecznych metod obliczania kosztów i korzyści całkowitych wynikających z wdrażania technologii pozyskiwania energii z różnych źródeł, w tym odnawialnych.

LiteraturaAnaliza dotycząca możliwości określenia niezbędnej wysokości wsparcia dla poszczególnych technologii

OZE w kontekście realizacji „Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawial-nych” 2013. Instytut Energetyki Odnawialnej, s. 1–92, www.ieo.pl (19.11.2016).

Bednarska A. Hydroenergetyka w Polsce – obecna sytuacja i perspektywy na przyszłość. Materiały konfe-rencyjne, www.plan-rozwoju.pcz.pl (19.02.2017).

Ernst & Young 2012. Wpływ energetyki wiatrowej na wzrost gospodarczy w Polsce, www.domrel.pl (19.11.2016).

Giddens A. 2010. Klimatyczna katastrofa. Prószyński i S-ka, Warszawa.Grzeszczak A. 2013. Atom i łupki – nadzieja czy groźba? Raport „Polityki” nr 4.Niedziółka D. 2012a. Uwarunkowania prawne, w: Zielona energia w Polsce, red. D. Niedziółka. CeDeWu.

PL.Niedziółka D. 2012b. Opłacalność inwestycji w odnawialne źródła energii, w: Zielona energia w Polsce,

red. D. Niedziółka. CeDeWu.PL.Nowak W., Stachel A. Kolektory słoneczne i panele fotowoltaiczne jako źródło energii w małych insta-

lacjach cieplnych i elektroenergetycznych . „Energetyka Odnawialna” nr 4, s . 55–64, www .elektro--innowacje.pl (19.02.2017).

Pająk K., Mazurkiewicz J. Mechanizmy wspierania rozwoju energetyki odnawialnej, www.ue.katowice.pl (12.01.2016).

Perspektywy rozwoju rynku OZE w Polsce do roku 2020. Fundacja na rzecz Energetyki Zrównoważonej, www.koalicjaklimatyczna.org (12.01.2017).

Plac K. 2015. Zielona ekonomia jako nowa koncepcja rozwoju miast. Studia miejskie, t. 19, s. 109–120, www.studiamiejskie.uni.opole.pl (18.11.2016).

Potencjał efektywności energetycznej i redukcji emisji w wybranych grupach użytkowania energii. Droga naprzód do realizacji pakietu klimatyczno-energetycznego 2009. Polski Klub Ekologiczny Okręg Górnośląski, Katowice, www.office.fewe.pl (23.09.2016).

Skoczkowski T., Bielecki S., Baran Ł. 2016. Odnawialne źródła energii – problemy i perspektywy rozwoju w Polsce. „Przegląd Elektrotechniczny”, nr 3, s. 190–195.

Szyja P. 2015. Zielona gospodarka w Polsce – stan obecny i perspektywy. „Nierówności Społeczne a Wzrost Gospodarczy” nr 4, www.ur.edu.pl (13.02.2017).

Trela G. 2013. Analiza opłacalności projektów fotowoltaicznych. STRATEGOR Wielkopolskie Centrum Ekspertyz Finansowych.

Trujemy Europę węglem. „Gazeta Wyborcza” nr 202/2016, z dn. 30.08.2016.Ustawa z dnia 9 czerwca 2011 r. Prawo geologiczne i górnicze. Dz.U. 2011, nr 163, poz. 981.Wiśniewski G., Michałowska-Knap K., Koć S. 2012. Energetyka wiatrowa – stan aktualny i perspektywy

rozwoju w Polsce. Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa, www.ioe.pl (19.02.2017).Wiśniewski G. 2000. Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce.

Europejskie Centrum Energii Odnawialnej, Warszawa, www.pga.org.pl (19.02.2017).Wiśniewski G., Więcka A., Bolesta J., Czajka P. 2016. Polski przemysł produkcji urządzeń dla energetyki

odnawialnej. Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa, www.ioe.pl (19.02.2017).Wpływ energetyki wiatrowej na wzrost gospodarczy w Polsce. Raport 2012, www.domrel.pl (18.11.2016). www.are.waw.pl (19.11.2016).www.cire.pl (19.11.2016).www.wysokienapiecie.pl (18.11.2016).

110

Daniel Szostak

111

Marlena BallakAspekty prawne energetyki odnawialnej w Polsce

Marlena BallakWydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczecińskiul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

ASPEKTY PRAWNE ENERGETYKI ODNAWIALNEJ W POLSCE

Słowa kluczowe: OZE, prosument, polska polityka energetyczna, ustawa o odnawialnych źródłach ener-gii, systemy wsparcia

Wstęp

Polskie regulacje energetyczne opierają się na założeniach europejskiej polityki ener-getycznej z uwagi na jej wiążący charakter wynikający z art. 194 Traktatu Lizbońskiego (Dz. Urz. UE C 306/2007). Jednym z filarów polityki energetycznej Unii Europejskiej jest dywersyfikacja źródeł energii, opierająca się również na energetyce odnawialnej, która umożliwia pozyskiwanie energii ze źródeł niekopalnych, takich jak słońce, wiatr, woda (Barcik i Wentkowska 2011).

Zainteresowanie rozwojem tzw . czystych technologii pozyskiwania energii zapo-czątkowano w grudniu 1997 r. Białą Księgą przygotowaną przez Komisję Europejską pod tytułem „Energia dla przyszłości – odnawialne źródła energii” (COM (97) 599). Natomiast pierwsze wiążące regulacje w tym zakresie zostały przyjęte przez Parlament Europejski i Radę w 2001 r. jako dyrektywa 2001/77/WE w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (Dz. Urz. WE L 283, 27/10/2001), wyznaczając udział energii elektrycznej produkowanej z odnawialnych źródeł energii (OZE) w całkowitym zużyciu energii elektrycznej we Wspólnocie do 2010 r. Polska, przystępując do Unii Europejskiej w maju 2004 r., zobo-wiązała się w traktacie akcesyjnym do udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym zużyciu energii elektrycznej brutto do roku 2010 na poziomie 7,5% (Koszowski 2013).

Polityka energetyczna Unii Europejskiej zaczęła się dynamizować po przyjęciu przez Unię Europejską protokołu z Kioto (Ramowa Konwencja Narodów Zjednoczonych, 2005). Pierwszym krokiem realizacji protokołu było opublikowanie w marcu 2006 r. Zielonej Księgi pod tytułem „Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konku-rencyjnej i bezpiecznej energii” (COM (2006) 105). Komisja Europejska wyróżniła w niej sześć głównych obszarów priorytetowych w polityce energetycznej, obejmu-jących: bezpieczeństwo energetyczne, dokończenie budowy energetycznych rynków wewnętrznych oraz solidarność państw członkowskich, inwestycje w technologie oraz

112

Marlena Ballak

ograniczenie zmian klimatycznych. W styczniu 2007 r. Komisja Europejska ogłosiła kolejne propozycje zmian w ramach polityki energetyczno-klimatycznej, zwane także programem 3 x 20, dotyczące osiągnięcia do 2020 r. między innymi 20% poziomu energii odnawialnej w ogólnym bilansie zużycia nośników energii w Unii Europejskiej. Program został przyjęty także przez Polskę i polega na osiągnieciu do 2020 r. redukcji dwutlenku węgla o 20% w porównaniu z rokiem 1990, zwiększeniu udziału energii odnawialnej w ogólnym zużyciu energii do 15% (zamiast 20% z uwagi na mniejsze zasoby i efektywność odnawialnych źródeł energii w Polsce), w tym do 10% zwiększe-niu udziału biopaliw w transporcie oraz na zwiększeniu efektywności wykorzystania energii do 20%.

Przyjęcie założeń polityki energetyczno-klimatycznej zapoczątkowało nowy etap w rozwoju europejskich regulacji prawnych w zakresie odnawialnych źródeł energii, między innymi poprzez przyjęcie Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz. Urz. UE L 140 z 5 czerwca 2009 r.), która została implementowana do polskiego systemu prawnego w ramach ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. z 2015 r., poz. 478).

Niniejszy rozdział zawiera analizę regulacji prawnych determinujących rozwój sektora energii odnawialnej w Polsce, poprzez ukazanie ewolucji regulacji oraz przedstawienie najważniejszych założeń związanych z podmiotami kształtującymi polski rynek energii odnawialnej określonymi w ustawie o odnawialnych źródłach energii. Wobec powyż-szego w dalszej części rozdziału przedstawiona zostanie geneza polityki energetycznej w Polsce oraz założenia ustawy o odnawialnych źródłach energii w zakresie kategorii podmiotów na rynku odnawialnych źródeł w Polsce oraz systemów wsparcia produkcji energii z OZE .

Ewolucja polskich regulacji prawnych w zakresie odnawialnych źródeł energii

Początkowo przepisy zawiązane z odnawialnymi źródłami energii były regulowane ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 1997 r. nr 54, poz. 348). W dniu 2 lutego 1999 r. do ustawy wydane zostało rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła ze źródeł niekonwencjo-nalnych oraz zakres tego obowiązku (Dz.U. z 1999 r. nr 13, poz. 119). Nakładało ono na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek zakupu, po określonej cenie taryfowej, całości energii wytworzonej w odnawialnych źródłach energii. Następnie kilkakrotnie zmieniano zakres obowiązków przedsiębiorstw energetycznych, między innymi w roz-porządzeniu Ministra Gospodarki z 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanych w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych

113

Aspekty prawne energetyki odnawialnej w Polsce

i odnawialnych oraz zakres tego obowiązku (Dz.U. z 2000 r. nr 122, poz. 1336) oraz w rozporządzeniu Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 30 maja 2003 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz.U. nr 104, poz. 971). W konsekwencji powyższych regu-lacji doszło do ustalenia procentowego udziału energii z OZE w całkowitym bilansie sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa energetyczne. Wprowadzenie w życie powyższych przepisów miało na celu pobudzenie rozwoju OZE przez wykre-owanie popytu na energię OZE.

Po wejściu Polski do Unii Europejskiej pojawiła się potrzeba dostosowania krajo-wych przepisów dotyczących OZE do regulacji unijnych. W dniu 2 kwietnia 2004 r. została uchwalona ustawa o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska, która doprowadziła do korzystnych zmian dla sektora odnawialnych źródeł energii (Dz.U. z 2004 r. nr 91, poz. 875). Najistotniejszą zmianą było umożli-wienie sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia, będących dokumen-tami potwierdzającymi wytworzenie określonej ilości energii w źródle odnawialnym. Następnie ustawą z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska (Dz.U. z 2004 r. nr 91, poz. 875) nałożono na przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia lub uisz-czenia tzw. opłaty zastępczej, czyli opłaty za niezakupienie energii OZE w określonej procentowo wielkości. System świadectw pochodzenia dla energii odnawialnej wciąż oparty jest na obowiązku zakupu energii wytworzonej w odnawialnym źródle energii, dla której Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE) wydaje certyfikat potwierdzający wytworzenie energii w odnawialnym źródle (Muras 2011). Obowiązek zakupu świadectw pochodzenia dotyczy przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się także wywarza-niem energii, prowadzącym towarowe domy maklerskie oraz niektórych odbiorców końcowych w określonej procentowo ilości. Brak zakupu przez podmioty zobowiązane odpowiednej ilości świadectw pochodzenia powoduje obowiązek zapłaty kary zwanej opłatą zastępczą w wysokości określonej przez Prezesa URE do 30 listopada (Swora i Muras 2010).

Ponadto przyjęcie przez Parlament Europejski i Radę Dyrektywy 2009/28/WE stało się przyczynkiem do rozpoczęcia w Polsce w 2011 r. prac nad ustawą o odnawialnych źródłach energii. Początkowo opracowywano ją w ramach tzw. trójpaku energetycz-nego, czyli projektu trzech ustaw: Prawo energetyczne, Prawo gazowe i o odnawialnych źródłach. W pierwotnych założeniach ustawa o odnawialnych źródłach energii miała utrzymać system wsparcia dla wszystkich źródeł OZE oparty na systemie świadectw pochodzenia modyfikowanych w zależności od technologii OZE współczynnikami korekcyjnymi (projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii nr 2.0 z 22.07.2012 r.). Debaty nad wysokością i celowością utrzymania tego rodzaju wsparcia spowodowały znaczne opóźnienie w implementacji regulacji wskazanej dyrektywy, która przewidywała termin wprowadzenia jej regulacji do 5 grudnia 2010 r. Brak implementacji regulacji

114

Marlena Ballak

unijnych stał się przyczyną wszczęcia przez Komisję Europejską procedury nałożenia na Polskę kary w wysokości 133 228,80 euro za każdy dzień opóźnienia we wprowa-dzeniu regulacji dyrektywy 2009/28/WE (Baehr i in. 2016). Kara została zmniejszona po wprowadzeniu małej nowelizacja ustawy Prawo energetyczne (Dz.U. z 2013 r., poz. 984), zawierającej niektóre regulacje dyrektywy 2009/28/WE, między innymi w zakresie podmiotów zajmujących się wytwarzaniem odnawialnej energii, poprzez wprowadzenie definicji mikroinstalacji i małej instalacji, upraszczając również system wsparcia mikroinstalacji w ramach taryfy gwarantowanej. Ostatecznie 20 lutego 2015 r. uchwalono ustawę o odnawialnych źródłach energii. Niestety, pomimo wieloletnich prac nad jej regulacjami, doczekała się krytyki ze strony doktryny prawa oraz uczestników rynku energii odnawialnej, jak również samego ustawodawcy, który już w maju 2015 r. zgłosił, kolejne propozycje zmian dopiero co przyjętej ustawy (Motylewski 2015).

Ustawa z lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii przewidywała wsparcie dla mikroinstalacji OZE w ramach taryfy gwarantowanej na poziomie 100% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej ogłoszonej przez Prezesa URE. Natomiast w art. 4 ustawy o OZE przewidziano, że dla nowo budowanych mikroinstalacji OZE o mocy do 3 kW wsparcie oparte zostanie na taryfach stałych, które dla hydroenergii, energii wiatrowej na lądzie i energii promieniowania słonecznego zostały określone na pozio-mie 0,75 zł za 1 kWh. Wsparcie miało obejmować 15 kolejnych lat liczonych od dnia oddania do użytkowania instalacji. Ceny zakupu energii elektrycznej z instalacji OZE o mocy do 3 kW obowiązywać miały do czasu, gdy łączna moc mikroźródeł nie prze-kroczyła 300 MW. Dla nowo budowanych mikroinstalacji odnawialnego źródła energii o mocy od 3 kW do 10 kW energia miała być sprzedawana po stałej cenie, która wyno-siła odpowiednio 0,65 zł za 1 kWh dla hydroenergii, energii wiatru na lądzie i energii promieniowania słonecznego, 0,70 zł za 1 kWh biogazu rolniczego, 0,55 zł za 1 kWh biogazu pozyskanego z surowców pochodzących ze składowisk odpadów, natomiast za biogaz pozyskany z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków 0,45 zł za 1 kWh. Sprzedaż energii miała obejmować okres kolejnych 15 lat liczonych od dnia oddania do użytkowania instalacji. Powyższe ceny miały obowiązywać do momentu, gdy moc oddawanych do użytku źródeł nie przekroczy progu 500 MW.

Przed wejściem w życie powyższych rozwiązań ustawa o odnawialnych źródłach energii doczekała się zmiany w czerwcu 2016 roku (Dz.U. z 2016 r., poz. 925). Modyfikacji uległ przede wszystkim proponowany system wsparcia prosumentów, który w nowej ustawie o odnawialnych źródłach energii został oparty na systemie opustów. Wprowadzono definicję prosumenta, pojęcie biomasy lokalnej, która jest pozyskiwana z obszaru o pro-mieniu nie większym niż 300 km od jednostki wytwórczej, w której zostanie wykorzy-stana, czy drewna energetycznego, które jest rozumiane jako surowiec drzewny, który ze względu na swoje cechy posiada obniżoną wartość techniczną i użytkową uniemoż-liwiającą jego przemysłowe wykorzystanie. Ustanowiono Zarządcę Rozliczeń S.A., wykonującego zadania operatora rozliczeń energii odnawialnej, w miejsce Operatora Rozliczeń Energii Odnawialnej S.A. Ponadto wprowadzono nowe podmioty na rynku energetycznym, to jest klaster energii i spółdzielnię energetyczną. Zmodyfikowano

115


obowiązek umarzania świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach w ten sposób, że obowiązek pozyskania i umorzenia świa-dectw pochodzenia przed Prezesem URE jest spełniony za II półrocze 2016 r., gdy udział ilościowy sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia wynosił będzie z biogazu rolniczego 0,65%, a z innych źródeł OZE 14,35%. Minister Energii może jednak do dnia 31 sierpnia danego roku zmienić wielkość tego udziału na następne lata. Zmodyfikowano system aukcyjny, czyli system wsparcia instalacji OZE innych niż prosumenckie poprzez wprowadzenie nowych koszyków aukcyjnych.

Ministerstwo Energii przygotowało również projekt założeń Polityki energetycznej Polski do 2050 r., który ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego pań-stwa, stworzenie warunków zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego oraz zaspokojenie potrzeb energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych (http://bip.me.gov.pl).

Polityka energetyczna w Polsce

Politykę energetyczną państwa definiuje się w doktrynie prawa jako wyodrębniony segment polityki gospodarczej państwa, który kształtuje założenia państwa w stosunku do sektora energetycznego, biorąc pod uwagę całość polityki społeczno-gospodarczej, proponując środki jej realizacji (Elżanowski 2008).

Polska polityka energetyczna to dokument, który jest jednym ze strategicznych dłu-gofalowych dokumentów wskazujących kierunki rozwoju i zmian w polskiej energetyce. Zgodnie z art. 12 ustawy Prawo energetyczne (Dz.U. z 2012 r., poz. 1059, z późn. zm.) polityka jest przygotowywana i koordynowana przez Ministra Energii . Celem polityki energetycznej jest przede wszystkim zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrost konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, a także ochrona środowiska (art. 13 ustawy Prawo energetyczne). Polska polityka energetyczna okre-śla między innymi zdolności wytwórcze krajowych źródeł paliw i energii, działania w zakresie ochrony środowiska oraz bilans paliwowo-energetyczny kraju, jak również rozwój wykorzystania instalacji odnawialnego źródła energii (art. 14 ustawy Prawo energetyczne) .

Pierwszy dokument polityki energetycznej został przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 2 kwietnia 2002 r. pod tytułem „Polityka energetyczna Polski do 2020 roku”. W dokumencie zwrócono uwagę na zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii poprzez nałożenie na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła ze źródeł odnawialnych oraz określenie warunków tego zakupu. Proces był wspomagany przez Prezesa URE w toku zatwierdzania taryf przedsiębiorstw energetycznych oraz poprzez świadome działania władz gminnych, które sporządzając założenia do planu zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i gaz, w jak najszerszym zakresie miały uwzględniać odnawialne źródła energii (http://www.cire.pl).

116

Marlena Ballak

Następnie wraz z uchwaleniem nowelizacji ustawy Prawo energetyczne z dnia 4 marca 2005 r. (Dz.U. z 2005 r. nr 62, poz. 552) przyjęto Politykę energetyczną do 2025 roku (M.P. nr 42, poz. 562). Powyższy dokument przewidywał monitorowanie rozwoju OZE, także poprzez monitorowanie mechanizmów ich wsparcia.

W dniu 29 września 2010 r. Rada Ministrów przyjęła obowiązującą obecnie Politykę energetyczną Polski do 2030 roku (M.P. 2010 nr 2, poz. 11). W dokumencie wskazano, że rozwój energetyki odnawialnej ma istotne znaczenie dla zwiększenia wykorzystania niekopalnych źródeł energii, które pozwalają na dywersyfikację źródeł wytwórczych. Wyjaśniono również, że niezbędne do rozwoju energetyki OZE jest oparcie jej na dostęp-nych lokalnie surowcach, np. biomasie lokalnej, bowiem to pomaga w zrównoważonym wykorzystaniu dostępnych surowców do produkcji energii ze źródeł odnawialnych. W zakresie wykorzystania biomasy szczególnie preferowane są różne techniki jej zga-zowania i przetwarzania na paliwa ciekłe. Niezwykle istotne znaczenie ma wykorzysty-wanie biogazu pochodzącego z oczyszczani ścieków oraz wysypisk śmieci. Docelowo polityka do 2030 r. zakłada rozwój energetyki wiatrowej oraz zwiększenie wykorzystania biogazu i biomasy w wytwarzaniu energii z OZE. Wskazuje również na istotny wzrost wykorzystania energii geotermalnej poprzez użycie pomp ciepła i bezpośrednie wyko-rzystanie wód termalnych. Przewiduje także większe wykorzystanie energii promie-niowania słonecznego za pośrednictwem kolektorów słonecznych oraz nowoczesnych technologii fotowoltaicznych .

Główne cele polityki energetycznej do 2030 r. obejmują przed wszystkim realizację programu 3 x 20. Ponadto opierają się na zasadzie dywersyfikacji źródeł wytwórczych poprzez uwzględnienie w miksie energetycznym energii z OZE.

Nowe założenia strategiczne zawarte w dokumencie polskiej Polityki energetycznej do 2050 roku zakładają, iż odnawialne źródła energii będą stanowić istotny element sys-temu elektroenergetycznego (http://bip.me.gov.pl). Natomiast zwiększanie udziału OZE w całkowitym zużyciu energii powyżej poziomu określonego w krajowym planie działania będzie zależało w szczególności od postępów w uzyskiwaniu dojrzałości ekonomicznej przez poszczególne technologie OZE i wykorzystania potencjału krajowego. Założenia zawarte w nowym dokumencie strategicznym wskazują, że rozwój OZE nie powinien zakłócać mechanizmów rynku energii ani wywoływać nadmiernej presji na wzrost jej cen, ale z drugiej strony powinno się wyraźnie promować rozwiązania technologiczne ukierunkowane na magazynowanie energii w okresach nadpodaży i minimalizujące destabilizację pracy krajowego systemu energetycznego. Projekt polityki energetycz-nej państwa do 2050 r. zakłada również, że po 2035 r. odnawialne źródła energii będą zdolne do konkurencji z energetyką konwencjonalną bez potrzeby ich wsparcia. Do tego czasu polski sektor OZE powinien wyspecjalizować krajowy potencjał źródeł OZE, co pozwoli na maksymalizację korzyści z rozwoju tych technologii OZE. Projekt Polityki energetycznej do 2050 r. wskazuje również, iż rozwój energetyki rozproszonej, poprzez wprowadzenie w ustawodawstwie daleko idącej deregulacji i uproszczeń w zakresie przyłączania mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej, powinien spowodować wzrost

117


zainteresowania konsumentów sprzedażą nadwyżek energii wyprodukowanej w insta-lacjach przydomowych .

Ustawa o odnawialnych źródłach energii przewiduje w art. 126 tworzenie Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, co wynika z regulacji dyrek-tywy 2009/28/WE. Krajowy plan, podobnie jak Polityka energetyczna, nie ma charakteru dokumentu powszechnie obowiązującego (art. 87 Konstytucji RP), jednak postanowienia Krajowego planu są regulacjami specjalnymi wobec polityki energetycznej kraju. Krajowy plan, podobnie jak dokument Polityki energetycznej, jest opracowywany przez Radę Ministrów, a jego treść jest przekazywana Komisji Europejskiej według określonego wzoru (Baehr i in. 2016).

Ustawa o odnawialnych źródłach energii – najważniejsze regulacje w zakresie wytwórców energii z OZE oraz systemów wsparcia

Ustawa o odnawialnych źródłach energii składa się z dwunastu rozdziałów i oprócz regulacji dotyczących tworzenia krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych zawiera między innymi przepisy określające zasady prowadzenia dzia-łalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w różnych źródłach, instrumenty wsparcia wytwarzania energii w czystych technologiach, w tym gwarancje pochodzenia, ponadto tryb wydawania certyfikatów instalatorom OZE, współpracę międzynarodową w ramach transferu statystycznego oraz kary pieniężne.

Ustawa określa najważniejsze definicje, między innymi pojęcie odnawialnego źró-dła energii. Zgodnie z art. 2 pkt. 22 ustawy o OZE są to odnawialne, niekopalne źró-dła energii, obejmujące energię wiatru, energię promieniowania słonecznego, energię aerotermalną, energię geotermalną, energię hydrotermalną, hydroenergię, energię fal, prądów i pływów morskich, energię otrzymywaną z biomasy, biogazu, biogazu rolni-czego oraz z biopłynów. Zatem źródła odnawialne to takie, których wykorzystywanie nie wiąże się z długotrwałym deficytem, ponieważ ich zasób odnawia się w krótkim czasie. Niekopalne oznacza, że są to substancje, które mają inną genezę niż paliwa kopalne, ale ich rozkład również prowadzi do wydzielenia dużej ilości energii. Zalicza się do nich energię wiatru, promieniowania słonecznego oraz fal, prądów i pływów morskich, jak również energię aerotermalną, czyli energię o charakterze nieantropo-genicznym magazynowaną w postaci ciepła w powietrzu na danym terenie, energię geotermalną, czyli energię o charakterze nieantropogenicznym skumulowaną w postaci ciepła pod powierzchnią ziemi oraz energię hydrotermalną, energię o charakterze nie-antropogenicznym skumulowaną w postaci ciepła w wodach powierzchniowych, czy hydroenergię, energię spadku śródlądowych wód powierzchniowych, z wyłączeniem energii uzyskiwanej z pracy pompowej w elektrowniach szczytowo-pompowych lub elektrowniach wodnych z członem pompowym. Ponadto energię odnawialną można pozyskać z biomasy, przez którą rozumie się ulegające biodegradacji części odpadów przemysłowych i komunalnych, pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, stałe lub

118

Marlena Ballak

ciekłe substancje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegrada-cji, pochodzące z produktów, odpadów i pozostałości z produkcji rolnej i leśnej oraz przemysłu przetwarzającego ich produkty oraz ziarna zbóż niespełniające wymagań jakościowych dla zbóż w zakupie interwencyjnym (art. 7 rozporządzenia Komisji (WE) nr 1272/2009) i ziarna zbóż, które nie podlegają zakupowi interwencyjnemu. Energia odnawialna pozyskiwana jest również z biogazu, przez który rozumie się gaz uzyskany z biomasy, w szczególności z instalacji przeróbki odpadów zwierzęcych lub roślinnych, oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów, oraz z biogazu rolniczego, czyli gazu otrzymywanego w procesie fermentacji metanowej surowców rolniczych, produktów ubocznych rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocz-nych, odpadów lub pozostałości z przetwórstwa produktów pochodzenia rolniczego lub biomasy leśnej, lub biomasy roślinnej zebranej z terenów innych niż zewidencjonowane jako rolne lub leśne, z wyłączeniem biogazu pozyskanego z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów. Energia odnawialna może być pozy-skiwana również z biopłynów, czyli paliw ciekłych innych niż w transporcie, w tym do wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła, które są wytworzone z biomasy lub ziaren zbóż pełnowartościowych, wykorzystywane w instalacjach spełniających wymagania w zakresie standardów emisyjnych, o ile takie standardy zostały określone na podstawie przepisów o ochronie środowiska.

W ustawie o OZE wyróżniono kategorie podmiotów mogących uczestniczyć w rynku energii ze źródeł odnawialnych. Są to: prosumenci, mikroinstalacje, małe instalacje oraz pozostałe instalacje OZE. Ponadto klastry energetyczne i spółdzielnie energetyczne. W dalszej części rozdziału zostaną przedstawione najważniejsze regulacje dotyczące podmiotów funkcjonujących na rynku energii odnawialnej, ponieważ od ich rozwoju i zagwarantowanego wsparcia zależy reforma rynku energetycznego.

Prosument to słowo powstałe z połączenia słów producent i konsument. Twórcą tej hybrydy jest Alvin Toffler, który w swojej książce The Third Wave wskazał, że prosu-ment to także profesjonalny konsument (Koszowski 2013).

W art. 2 ust. 27a ustawy o OZE prosument zdefiniowany został jako odbiorca koń-cowy dokonujący zakupu energii elektrycznej na podstawie umowy kompleksowej, wytwarzający energię elektryczną wyłącznie z odnawialnych źródeł energii w mikro-instalacji w celu jej zużycia na potrzeby własne, niezwiązane z wykonywaną działal-nością gospodarczą regulowaną ustawą z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz.U. z 2015 r., poz. 584, z późn. zm.). Warunkiem otrzymania statusu prosumenta jest zatem zawarcie umowy kompleksowej (o której mowa w art. 5 ustawy Prawo energetyczne), na podstawie której świadczone są usługi wynikające ze sprze-daży energii elektrycznej oraz usługi przesyłania lub dystrybucji tej energii oraz zuży-wanie energii na potrzeby, które nie są związane z działalnością gospodarczą, przez którą rozumie się zarobkową działalność wytwórczą, budowlaną, handlową, usługową oraz poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie kopalin ze złóż, a także działalność zawodową, wykonywaną w sposób zorganizowany i ciągły (art. 2 ustawy o swobodzie działalności gospodarczej). Mikroinstalacja to instalacja odnawialnego źródła energii

119


o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 40 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 120 kW. Zgodnie z art. 18a ustawy o OZE prosument biogazu rolniczego to również producent energii elektrycznej z biogazu rolniczego w mikroinstalacji, przyłączony do sieci operatora systemu dystrybucyjnego lub przesyłowego energii elektrycznej, sprzedający energię elektryczną wytworzoną z biogazu rolniczego w mikroinstalacji, wpisany do ewidencji, o której mowa w prze-pisach o krajowym systemie ewidencji producentów, ewidencji gospodarstw rolnych oraz ewidencji wniosków o przyznanie płatności. Natomiast mikroinstalacja biogazu rolniczego to instalacja odnawialnego źródła energii o rocznej wydajności biogazu rolniczego do 160 tys. m3, przyłączona do sieci dystrybucyjnej operatora systemu dys-trybucyjnego gazowego (art. 19 ust. 1 ustawy o OZE).

Ponadto, zgodnie z art. 19 ust. 2 ustawy o OZE, wytwarzanie i sprzedaż energii elektrycznej, ciepła lub biogazu z biogazu rolniczego w mikroinstalacjach, o których mowa powyżej, stanowi działalność wytwórczą w rolnictwie w rozumieniu ustawy o swobodzie działalności gospodarczej i nie podlega wpisowi do rejestru wytwórców biogazu rolniczego prowadzonego przez Prezesa Agencji Rynku Rolnego (Prezesa ARR).

Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują odpowiednio Prezesowi URE lub Prezesowi ARR informacje o wytwórcach energii elektrycznej w mikroinstalacjach OZE, w tym o prosumentach, o lokalizacji i rodzaju mikroinstalacji, ich mocy zainsta-lowanej elektrycznej oraz rocznej wydajności instalacji odnawialnego źródła energii, przyłączonych do jego sieci.

Zgodnie z art. 4 ustawy o OZE prosumenci (w tym również prosumenci biogazu rolniczego) wytwarzający energię elektryczną mogą w ramach wsparcia skorzystać z systemu opustów. Polega on na rozliczaniu ilości energii elektrycznej wprowadzonej przez prosumenta do sieci elektroenergetycznej wobec ilości energii elektrycznej pobranej z tej sieci w stosunku ilościowym 1 do 0,8 dla instalacji prosumenckiej nie większej niż 10 kW oraz w stosunku 1 do 0,7 dla instalacji od 10 kW do 40 kW.

Rozliczenia ilości energii elektrycznej dokonuje się na podstawie wskazań urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego dla danej mikroinstalacji prosumenckiej, po uzyskaniu danych pomiarowych od operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przekazanych przez tego operatora w taki sposób, aby ilość wprowadzonej i pobranej przez prosumenta energii była rozliczona po wcześniejszym sumarycznym bilansowaniu ilości energii ze wszystkich faz dla trójfazowych mikroinstalacji.

Od ilości rozliczonej z opustem energii elektrycznej nie uiszcza się opłat z tytułu jej rozliczenia oraz opłat za usługę dystrybucji. Ponadto rozliczeniu podlega energia elektryczna wprowadzona do sieci nie wcześniej niż na 365 dni przed dniem dokonania odczytu rozliczeniowego w bieżącym okresie rozliczeniowym. Jako datę wprowadzenia energii elektrycznej do sieci w danym okresie rozliczeniowym przyjmuje się datę odczytu rozliczeniowego, na podstawie którego określana jest ilość energii elektrycznej wpro-wadzonej w całym okresie rozliczeniowym. Przedsiębiorstwo energetyczne informuje prosumenta o ilości rozliczonej z opustem energii, zgodnie z okresami rozliczeniowymi

120

Marlena Ballak

przyjętymi w umowie kompleksowej. W zakresie nieuregulowanym ustawą o OZE do rozliczeń z prosumentem stosuje się przepisy ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. Kodeks cywilny (Dz.U. z 2016 r., poz. 380). Wytwarzanie i wprowadzanie do sieci energii elektrycznej przez prosumenta nie stanowi działalności gospodarczej, jest zwolnione z podatku dochodowego, akcyzy i podatku VAT. Natomiast nadwyżką ilości energii elektrycznej wprowadzonej przez prosumenta do sieci wobec ilości energii pobranej przez niego z tej sieci dysponuje przedsiębiorstwo energetyczne w celu pokrycia kosztów rozliczenia między innymi opłat dystrybucyjnych.

Ponadto wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w mikroin-stalacji, będący prosumentem lub przedsiębiorcą w rozumieniu ustawy o swobodzie działalności gospodarczej, informuje operatora systemu dystrybucyjnego elektroenerge-tycznego, do którego sieci ma zostać przyłączona mikroinstalacja, o terminie przyłączenia mikroinstalacji, lokalizacji przyłączenia mikroinstalacji, rodzaju odnawialnego źródła energii użytego w tej mikroinstalacji oraz mocy zainstalowanej elektrycznej mikro-instalacji, nie później niż w terminie 30 dni przed dniem planowanego przyłączenia.

W przypadku mikroinstalacji OZE innych niż prosumenckie, zgodnie z art. 41 ustawy o OZE, przedsiębiorca energetyczny dokonuje zakupu oferowanej przez te źródła nie-wykorzystanej energii elektrycznej, w tym przechowywanej w magazynie energii lub energii elektrycznej z biogazu rolniczego, po cenie, która wynosi co do zasady 100% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim kwartale, ogłoszonej przez Prezesa URE na podstawie art. 23 ust. 2 pkt 18a ustawy Prawo energetyczne . Ponadto koszty bilansowania handlowego energii elektrycznej wytworzonej w mikroinstalacjach pokrywają w całości przedsiębiorstwa energetyczne. Warunkiem zakupu jest wytworzenie w mikroinstalacji energii OZE po wejściu w życie ustawy o OZE lub wytworzenie energii z OZE w mikroinstalacji zmodernizowanej po wejściu w życie ustawy o OZE proporcjonalnie do przyrostu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej tej instalacji . Modernizacja oznacza przyrost mocy zainstalowanej elektrycz-nej, ale nie więcej niż do 40 kW, poniesienie nakładów na modernizację w wielkości nie mniejszej niż 30% wartości początkowej modernizowanej mikroinstalacji, a urzą-dzenia wchodzące w skład zmodernizowanej mikroinstalacji, służące do wytwarzania energii elektrycznej, zamontowane w czasie modernizacji, zostały wyprodukowane nie później niż w terminie 48 miesięcy przed dniem wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w zmodernizowanej mikroinstalacji .

Obowiązek zakupu oferowanej energii elektrycznej w mikroinstalacji powstaje od pierwszego dnia wprowadzenia tej energii do sieci dystrybucyjnej i trwa przez okres kolejnych 15 lat, nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2035 r., przy czym okres ten liczy się od daty wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii.

Świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej z mikroinstalacji innych niż pro-sumenckie odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług dystrybucji, o której mowa w art . 5 ustawy Prawo energetyczne .

Kolejną grupą podmiotów na rynku odnawialnych źródeł energii są podmioty wytwa-rzające energię elektryczną w małej instalacji OZE, której instalacja ma łączną moc

121


zainstalowaną elektryczną nie mniejszą niż 40 kW i nie większą niż 200 kW, która przyłączona jest do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 120 kW i nie więk-szej niż 600 kW.

Działalność gospodarcza w zakresie wytwarzania energii z odnawialnych źródeł energii w małej instalacji jest działalnością regulowaną w rozumieniu ustawy o swobo-dzie działalności gospodarczej i wymaga wpisu do rejestru wytwórców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji (art. 7 i art. 13 ustawy o OZE). Rejestr prowadzony jest w zależności od technologii przez Prezesa URE lub Prezesa ARR, zgodnie z art . 8 i art . 14 ustawy o OZE .

Pozostałe podmioty OZE (z wyłączeniem wytwórców energii elektrycznej z biogazu rolniczego oraz produkujących energię elektryczną wyłącznie z biopłynów) zajmujące się wytwarzaniem energii w odnawialnych źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 200 kW lub o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 600 kW wymagają, zgodnie z art. 3 ustawy o OZE, uzyskania koncesji na zasadach i warunkach określonych w ustawie Prawo energetyczne .

Przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje zakupu oferowanej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii wytworzonej w małych i pozostałych instalacjach odna-wialnego źródła energii, jeżeli zaoferowano sprzedaż całej wytworzonej i wprowadzonej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej energii elektrycznej, w okresie co najmniej 90 następujących po sobie dni kalendarzowych (zgodnie z art. 42 ust. 5 ustawy o OZE). Co do zasady obowiązek zakupu energii elektrycznej wytworzonej w nowej instalacji odnawialnych źródeł energii powstaje od pierwszego dnia wprowadzenia tej energii do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej i trwa przez okres kolejnych 15 lat, nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2035 r., przy czym okres ten liczy się od dnia wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (art. 40 ustawy o OZE). Natomiast obowiązek zakupu energii elektrycznej wytworzonej w zmodernizowanej instalacji odnawialnych źródeł energii dotyczy ilości energii elektrycznej wytworzonej proporcjonalnie do przyrostu łącznej mocy zainstalowanej tej instalacji (art. 42 ust. 4 ustawy o OZE). Ilość energii elektrycznej objętej obowiązkiem zakupu odpowiada procentowej wielkości nakładów poniesionych na modernizację i powstaje od pierwszego dnia wpro-wadzenia tej energii do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej i trwa maksymalnie przez okres 6 miesięcy od dnia wejścia w życie regulacji, przy czym okres ten liczy się od dnia wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, potwierdzonego wydanym świadectwem pochodzenia (art. 42 ust. 4 ustawy o OZE).

W przypadku gdy instalacja odnawialnego źródła energii wykorzystuje do wytworze-nia energii elektrycznej hydroenergię, w której energia elektryczna została wytworzona po raz pierwszy przed dniem wejścia w życie ustawy, przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje zakupu oferowanej energii elektrycznej wytworzonej wyłącznie w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 5 MW (art. 42 ust. 6 ustawy o OZE). Ponadto energia elektryczna wytworzona z odnawialnych źródeł energii w instalacji wykorzystującej do wytwarzania tej energii

122

Marlena Ballak

elektrycznej biomasę spalaną w dedykowanej instalacji spalania biomasy, w dedyko-wanej instalacji spalania wielopaliwowego lub w układach hybrydowych może zostać zakupiona przez przedsiębiorstwo energetyczne wyłącznie w przypadku, gdy zostanie wytworzona w instalacji odnawialnego źródła energii o:

– łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 MW,– mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 150 MW (megawat mocy

cieplnej), w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii wytwarzającego energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji (art. 42 ust. 9 ustawy o OZE).

Cena zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii innych niż mikroin-stalacja co do zasady zostaje ustalona w ramach aukcji, a koszty bilansowania handlo-wego energii wytworzonej w instalacjach odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kW pokrywają w całości przedsiębiorstwa energetyczne .

Natomiast dla już istniejących instalacji OZE utrzymany został system świadectw pochodzenia (zgodnie z art. 44 ustawy o OZE). Mogą jednak przejść na system aukcyjny bez możliwości powrotu do systemu świadectw pochodzenia (art. 77 ustawy o OZE).

Nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach energii, która weszła w życie 1 lipca 2016 r., wprowadziła na rynek energetyczny dwa nowe podmioty, czyli klaster ener-getyczny i spółdzielnię energetyczną. Klaster energetyczny to cywilnoprawne poro-zumienie, w skład którego mogą wchodzić osoby fizyczne, osoby prawne, jednostki naukowe, instytuty badawcze lub jednostki samorządu terytorialnego, zajmujące się wytwarzaniem i równoważeniem zapotrzebowania, dystrybucją lub obrotem energią z odnawialnych źródeł energii lub z innych źródeł lub paliw w ramach sieci dystry-bucyjnej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV, na obszarze działania tego klastra nieprzekraczającym granic jednego powiatu w rozumieniu ustawy z dnia 5 czerwca 1998 r. o samorządzie powiatowym (Dz.U. z 2016 r., poz. 814) lub 5 gmin w rozumieniu ustawy z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (Dz.U. z 2016 r., poz. 446). Klaster energii reprezentuje koordynator, którym jest powołana w tym celu spółdzielnia, stowarzyszenie, fundacja lub wskazany w porozumieniu cywilnoprawnym dowolny członek klastra energii.

Klaster to działający na określonym terenie podmiot, składający się z różnych pod-miotów, najczęściej powiązanych wzajemnie przedsiębiorstw, ośrodków badawczych i innych zainteresowanych podmiotów, które działają w podobnych branżach, z jednej strony współdziałają ze sobą i jednocześnie konkurują (Poter 2011).

Istotą klastra jest zatem sieć współpracy między przedsiębiorstwami, organizacjami badawczymi, instytucjami otoczenia biznesu, podmiotami publicznymi, oparta na rela-cjach między tymi podmiotami, która działa na określonym terytorium (Feltynowski i Rzeńca 2012).

Klaster charakteryzuje się najczęściej następującymi cechami: zaangażowaniem podmiotów reprezentujących przedsiębiorstwa, organizacje badawcze oraz administrację, wysokim poziomem interakcji pomiędzy zaangażowanymi podmiotami, skupieniem wokół branży, jak również koncentracją geograficzną oraz sformalizowaną współpracą,

123


opartą np. na podpisanej umowie lub porozumieniu w sprawie klastra, która posiada ustanowiony podmiot pełniący funkcję koordynatora (http://www.pi.gov.pl) .

Spółdzielnia energetyczna to w rozumieniu ustawy z dnia 16 września 1982 r. Prawo spółdzielcze (Dz.U. z 2016 r., poz. 21) podmiot, którego przedmiotem działania jest wytwarzanie:

– energii elektrycznej w instalacjach odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 10 MW,

– biogazu w instalacjach odnawialnego źródła energii o rocznej wydajności nie większej niż 40 mln m3, lub

– ciepła w instalacjach odnawialnego źródła energii o łącznej mocy osiągalnej w skojarzeniu nie większej niż 30 MWt .

Spółdzielnia energetyczna ma na celu równoważenie zapotrzebowania, dystrybucji lub obrotu energii elektrycznej, biogazu lub ciepła na potrzeby własne spółdzielni energe-tycznej i jej członków, przyłączonych do zdefiniowanej obszarowo sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej o napięciu niższym niż 110 kV lub dystrybucyjnej gazowej, lub sieci ciepłowniczej, na obszarze gmin wiejskich lub miejsko-wiejskich w rozumieniu przepisów o statystyce publicznej (zgodnie z art. 2 ust. 33a ustawy o OZE).

Spółdzielnia jest dobrowolnym zrzeszeniem, o zmiennym składzie osobowym i zmien-nym funduszu udziałowym, które w interesie swoich członków prowadzi wspólną działalność gospodarczą w zakresie energetyki na podstawie zarejestrowanego statutu.

Zarówno dla klastrów energii, jak i spółdzielni energetycznych system wsparcia opiera się na specjalnie dedykowanych im aukcjach. To samo dotyczy wsparcia innych instalacji OZE poza prosumentem, które mogą skorzystać ze wsparcia w ramach sys-temu aukcyjnego. System aukcyjny jest przeprowadzany dla poszczególnych koszyków aukcyjnych, o których mowa w art. 73 ust. 3a ustawy o OZE, obejmujących oprócz oddzielnych aukcji dla spółdzielni energetycznych i klastrów energetycznych koszyk instalacji o stopniu wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej, łącznej bez względu na źródło pochodzenia, większym niż 3504 MWh/MW/rok. Ponadto aukcje organizo-wane są dla instalacji wykorzystujących do wytworzenia energii elektrycznej ulegającą biodegradacji część odpadów przemysłowych i komunalnych, pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, w tym odpadów z instalacji do przetwarzania odpadów oraz odpa-dów z uzdatniania wody i oczyszczania ścieków, w szczególności osadów ściekowych, zgodnie z przepisami o odpadach w zakresie kwalifikowania części energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów. Osobne aukcje organizowane będą dla instala-cji, w których emisja CO2 jest nie większa niż 100 kg/MWh, o stopniu wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej większym niż 3504 MWh/MW/rok. Ostatni koszyk aukcyjny to instalacje OZE wykorzystujące wyłącznie biogaz rolniczy do wytwarzania energii elektrycznej. Aukcje będą organizowane w wyżej wskazanych koszykach osobno dla instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW oraz większej niż 1 MW (art. 73 ust. 4 ustawy o OZE).

Zgodnie z art . 76 ustawy o OZE aukcje przeprowadza Prezes URE, który w ramach procedury kwalifikacyjnej wydaje zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji lub odmawia

124

Marlena Ballak

jego wydania, w terminie 30 dni od dnia złożenia wniosku o wydanie tego zaświadcze-nia. Aukcja odbywa się przynajmniej raz w roku. Cena energii OZE na aukcji nie może przekroczyć ceny referencyjnej podawanej na 60 dni przez przeprowadzaniem aukcji przez Ministra Energii w drodze rozporządzenia. Zgodnie z art. 77 ustawy o OZE cena referencyjna to maksymalna cena w złotych za 1 MWh, za jaką można w danym roku kalendarzowym sprzedać w drodze aukcji energię elektryczną z odnawialnego źródła energii. Aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą cenę sprzedaży energii elektrycznej z OZE. W zamian dostaną gwarancję zapłaty tej ceny przez 15 lat, nie dłużej jednak niż do 31 grudnia 2035 r.

Dodatkowe źródło wsparcia energii ze źródeł odnawialnych stanowi gwarancja pochodzenia. Jest to dokument wydawany przez Prezesa URE, poświadczający odbiorcy końcowemu, że określona w tym dokumencie ilość energii elektrycznej wprowadzo-nej do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej została wytworzona z odnawialnych źródeł energii w instalacjach odnawialnego źródła energii (art. 120 ustawy o OZE). Może być sprzedawana w państwach członkowskich Unii Europejskiej lub w ramach Konfederacji Szwajcarskiej oraz w państwie członkowskim Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) i stanowić dodatkowe źródło wsparcia energii wytworzonej w odnawialnym źródle energii.

Kategorie podmiotów występujących na polskim rynku energii odnawialnej są zgodne z regulacjami unijnymi, a wprowadzone w Polsce pojęcia spółdzielni oraz klastra energe-tycznego od lat funkcjonują w niektórych krajach, między innymi Niemczech i Włoszech (http://www.pi.gov.pl). Wydaje się także, że zgodnie z oczekiwaniami rynku mikroinsta-lacji OZE prosument doczekał się wreszcie definicji ustawowej, a zaproponowany system opustów oraz zwolnienia z podatku VAT, akcyzy i podatku dochodowego, w połącze-niu z innymi uproszczeniami w przyłączeniu lub braku obowiązku sprawozdawczości, umożliwią rozwój tej gałęzi rynku energii. Dla skorzystania z opustu w cenie energii nie jest konieczne obliczanie dozwolonej pomocy publicznej, o której mowa w art . 39 ustawy o OZE, co powoduje, że prosumenci mogą bez obaw skorzystać z dotacji, funduszy, programów bez narażenia się na odpowiedzialność nadwsparcia inwestycji.

System aukcyjny jest również szeroko rozpowszechniony w krajach UE, należy do kategorii systemów kwotowych, których celem jest organizacja przetargów przez pań-stwo w celu wywołania dodatkowego bodźca do produkcji określonego źródła energii odnawialnej (Muras 2010). A uzyskana cena ma być najniższą proponowaną na rynku energii w danym koszyku aukcyjnym .

Podsumowanie

Po wielu latach prac nad regulacjami związanymi z odnawialnymi źródłami energii osiągnięto pewien kompromis w zakresie systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii. Zapowiedziane przez Ministra Energii zmiany ustawy o odnawialnych źródłach energii mają dotyczyć doprecyzowania niektórych przepisów w zakresie klastrów i spółdzielni

125


energetycznych. Natomiast biorąc pod uwagę propozycje zapisów polityki energetycznej państwa do 2050 r. i charakter zmian ustawy o odnawialnych źródłach energii, wydaje się, że promowane będą technologie OZE, które nie zakłócają pracy rynku energii oraz nie wywołują nadmiernej presji na wzrost jej cen i są zdolne do takiej specjalizacji, aby konkurować z konwencjonalną energetyką bez potrzeby wsparcia po 2035 r.

Zauważyć należy, że sektor energetyczny wymaga długiego planowania, dlatego takie ustawy jak tzw. ustawa wiatrakowa (Dz.U. z 2016 r., poz. 961) powodują protesty inwestorów, bowiem podjęcie i przeprowadzenie inwestycji w odnawialne źródła energii nigdy nie jest decyzją prostą i jest planowana na wiele lat. Ważne, aby stosować efekt zachęty dla inwestorów w odnawialne źródła energii nie tylko celnością niektórych rozwiązań, ale przede wszystkim stabilnością przyjętych regulacji prawnych.

Rozwój sektora energetyki odnawialnej jest determinowany polityką energetyczną Unii Europejskiej, zatem przed Polską stoi wyzwanie, aby sprostać programowi 3 x 20. Osiągnięcie założonych celów nie będzie możliwe bez ustabilizowania mechanizmów wsparcia oraz zwiększenia świadomości energetycznej społeczeństwa, co przełoży się nie tylko na rozwój OZE w Polsce, ale i na zwiększenie efektywności wykorzystania energii, jej oszczędność, a tym samym na ochronę środowiska w zgodzie z zasadą zrównoważonego rozwoju.

126

Marlena Ballak

LiteraturaBarcik J., Wentkowska A. 2011. Prawo Unii Europejskiej po Traktacie z Lizbony. Wydawnictwo C.H.

Beck, Warszawa .Baehr J., Lissoń P., Pokrzywniak, J., Szambelańczyk M. 2016. Ustawa o odnawialnych źródłach energii.

Komentarz . Wydawnictwo Wolters Kluwer, Warszawa . Elżanowski F. 2008. Polityka energetyczna. Prawne instrumenty realizacji. Wydawnictwo LexisNexis,

Warszawa .Feltynowski M., Rzeńca A. 2012. Klastry energetyczne w Polsce – diagnoza stanu. Zeszyty Naukowe

Uniwersytetu Szczecińskiego nr 717, Ekonomiczne Problemy Usług nr 91, Szczecin.Koszowski M. 2013. Prosument energetyczny i mały wytwórca energii – wdrożenie, w: Regulacja – inno-

wacja w sektorze energetycznym, red. A. Walaszek-Pyzioł. Wydawnictwo C.H. Beck, Warszawa. Motylewski M. 2015. Zasady techniki prawodawczej a ustawa o OZE. „Internetowy Kwartalnik

Antymonopolowy i Regulacyjny” nr 3(4), s. 108–122.Muras Z. 2011. Kolorowy zawrót głowy – czyli specyfika polskich systemów wsparcia OZE i kogeneracji.

„Czysta Energia” nr 5, s . 12–14 .Muras Z. 2010. Polityka UE i Polski w sprawie promocji odnawialnych źródeł energii – różne rozwią-

zania, wspólny cel, w: Biuletyn Regulatora – Polska polityka energetyczna – wczoraj, dziś i juto, Warszawa .

Poter E. 2011. Poter o konkurencji. Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa.Swora M., Muras Z. 2010. Prawo energetyczne. Komentarz. Wydawnictwo Wolters Kluwer, Warszawa.

Akty prawneTraktat Lizboński zmieniający Traktat o Unii Europejskiej i Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską

podpisany w Lizbonie 13 grudnia 2007 r. (Dz. Urz. UE C 306/2007).Protokół z Kioto do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzony

w Kioto dnia 11 grudnia 1997 r. (Dz.U z 2005 r., nr 203, poz. 1684).Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowa-

nia stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz. Urz. UE L 140 z 5 czerwca 2009 r.).

Rozporządzenie Komisji (WE) nr 1272/2009 z dnia 11 grudnia 2009 r. ustanawiające wspólne szczegółowe zasady wykonania rozporządzenia Rady (WE) nr 1234/2007 w odniesieniu do zakupu i sprzedaży produktów rolnych w ramach interwencji publicznej (Dz. Urz. UE L 349 z 29.12.2009, z późn. zm.).

Biała Księga Komisji Europejskiej „Energia dla przyszłości – odnawialne źródła energii” (COM (97) 599).Zielona Księga Komisji Europejskiej „Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej

i bezpiecznej energii” (COM (2006) 105).Konstytucja Rzeczypospolitej Polskiej z 2 kwietnia 1997 r. (Dz.U. z 1997 r. nr 78, poz. 483, z późn. zm.) Ustawa z dnia 23 kwietnia 1964 r. Kodeks cywilny (Dz.U. z 2016 r., poz. 380).Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 1997 nr 54, poz. 348, t.j. Dz.U. z 2012 r.,

poz. 1059, z późn. zm.).Ustawa z 2 kwietnia 2004 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska

(Dz.U. z 2004 r. nr 91, poz. 875).Ustawa z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U.

z 2013 r., poz. 984).Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. z 2015 r., poz. 478).

127


Ustawa z dnia 22 czerwca 2016 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2016 r., poz. 925).

Ustawa z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz.U. z 2015 r., poz. 584, z późn. zm .) .

Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz.U. z 2016 r., poz. 961) .

Ustawa z dnia 5 czerwca 1998 r. o samorządzie powiatowym (Dz.U. z 2016 r., poz. 814). Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (Dz.U. z 2016 r., poz. 446).Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2 lutego 1999 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej

i ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz.U. z 1999 r. nr 13, poz. 119) .

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elek-trycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwa-rzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz.U. z 2000 r. nr 122, poz. 1336).

Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 30 maja 2003 r. w sprawie szczegó-łowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz.U. nr 104, poz. 971).

Obwieszczenie Ministra Gospodarki i Pracy z 1 lipca 2005 r. w sprawie polityki energetycznej państwa do 2025 r. (M.P. nr 42, poz. 562).

Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 21 grudnia 2009 r. w sprawie polityki energetycznej państwa do 2030 r. (M.P. 2010 nr 2, poz. 11).

129

Piotr BiniekPolityka lokalizacyjna i inwestycyjna w energetyce odnawialnej

Piotr BiniekKatedra Badań Miast i Regionów, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński ul. Mickiewicza 18, 70-383 Szczecin

POLITYKA LOKALIZACYJNA I INWESTYCYJNA W ENERGETYCE ODNAWIALNEJ

Słowa kluczowe: OZE, energetyka wiatrowa, prosument, fotowoltaika, kolektory słoneczne, ustawa odle-głościowa, konflikty społeczne, lokalizacja farmy wiatrowej

Wstęp

Opublikowany 20 września 2016 r przez Światową Radę Energetyczną raport wyka-zał, że odnawialne źródła energii (OZE) przekroczyły próg 30% udziału w całkowitej mocy zainstalowanej. Instalacje OZE produkują 23% całkowitej energii elektrycznej na świecie. Średni roczny wzrost dla elektrowni wiatrowych wynosi 23%, a dla elek-trowni solarnych 50% (Variable Renewables… 2016). Największą moc zainstalowaną w OZE mają duże elektrownie wodne, ale kończące się zasoby i uwarunkowania śro-dowiskowe dużych rzek wskazują, że – szczególnie w Europie – rozwijać się będą instalacje wiatrowe, farmy słoneczne i biogazownie. Rozwój tych źródeł związany jest z czynnikami lokalizacyjnymi w różnych skalach. Światowe zmiany na rynku energii zachodzą w sposób wyjątkowo dynamiczny, dlatego funkcjonujące plany rozwojowe na poziomie krajowym, wojewódzkim, powiatowym czy gminnym muszą być na bie-żąco weryfikowane. Zmieniające się w Polsce otoczenie legislacyjne, stojące często w sprzeczności nie tylko z globalnymi trendami, ale także z prawem unijnym, utrudnia skuteczne prognozowanie rozwoju OZE na poziomie gminy. Nie oznacza to jednak, że należy rezygnować z planowania polityki inwestycyjnej dla regionów i lokalnych samo-rządów, a najważniejszym kryterium oceny lokalizacji powinien być zdrowy rozsądek.

Lokalizacja OZE a lokalizacja energetyki konwencjonalnej

XX wiek był stuleciem nafty i trzecim etapem rewolucji energetycznej – za pierwszy etap przyjmuje się wykorzystanie siły zwierząt, a za drugi – erę pary. Dzięki technologii wykorzystania paliw kopalnych ilość energii zużywanej wzrosła 60-krotnie, przy czym liczba ludności świata wzrosła „tylko” 4-krotnie. Paliwa kopalne umożliwiły rewolucję

130

Piotr Biniek

przemysłową, transportową, urbanistyczną, telekomunikacyjną, ale także prowadzenie dwóch wojen światowych. Skutkiem nadmiernej, grabieżczej eksploatacji paliw kopalnych jest degradacja środowiska przyrodniczego oraz rosnące problemy i konflikty o skali globalnej. W bieżącym stuleciu przewidywany jest dalszy dynamiczny wzrost zużycia energii, mimo stopniowej poprawy efektywności. Niezależnie od różnych prognoz i ocen zasobów paliw kopalnych pewne jest, że tradycyjne źródła powoli się wyczerpują, a te, które teoretycznie są dostępne, będą wymagały coraz większych nakładów inwestycyjnych i eksploatacyjnych.

Historycznie rozwój przemysłowy wiązał się z obecnością lokalnych zasobów ener-getycznych. Pozwalało to na zminimalizowanie kosztów produkcji, w tym ograniczenie kosztów transportu i pracy. Skutkiem koncentracji przemysłu wokół zasobów węgla czy rud żelaza było powstanie centrów przemysłu, następnie ich gwałtowny i często niekontrolowany rozwój, a potem postępująca degradacja (Godlewska-Majkowska 2013). Współczesne Zagłębie Ruhry, Górnośląski Okręg Przemysłowy lub okręg przemy-słowy Yorkshire zamieniają się w „zagłębia biedy” z licznymi problemami społecznymi i środowiskowymi.

Postęp techniczny i skuteczne transportowanie energii elektrycznej na znaczne odle-głości osłabiły znaczenie bliskiej bazy energetycznej jako czynnika rozwoju cywili-zacyjnego. W obecnym stanie ważniejszym kryterium od bliskości zakładu produkcji energii staje się bezpieczeństwo dostaw, w tym zminimalizowanie ryzyka blackoutu. Zarządzanie energią i rozwój inteligentnych sieci wskazują na dywersyfikację źródeł jako najbliższą przyszłość energetyczną. W roli rozproszonych, niezależnych źródeł najlepiej sprawdzają się odnawialne źródła energii.

Czynniki lokalizacji OZE

Dla źródeł OZE określenie właściwej lokalizacji staje się głównym elementem procesu inwestycyjnego. Oczywiście każdy rodzaj OZE wiąże się z innymi czynni-kami lokalizacji, a w procesie wyboru miejsca powstania instalacji należy wziąć pod uwagę szerokie oddziaływanie tego typu przedsięwzięcia. Czynniki lokalizacji dzieli się zazwyczaj na przyrodnicze i pozaprzyrodnicze, czyli czynniki społeczno-gospodarcze (Wieloński 2005). Dla oceny lokalizacji pod inwestycje OZE taki podział jest nieuza-sadniony, ponieważ przyrodnicze i pozaprzyrodnicze czynniki lokalizacji są często ze sobą sprzężone, a dla różnych technologii ich wpływ może się zasadniczo różnić. Tak dla przykładu – dla energetyki wiatrowej istotne będą takie czynniki, jak: wietrzność, ukształtowanie terenu, odległość od zabudowań, generowany przez turbinę hałas itp., tak dla farm solarnych, które w minimalny sposób oddziałują na otoczenie, ważniejsza będzie możliwość przyłączenia do sieci energetycznej. Z kolei dla biogazowni kluczowy jest dostęp do używanej w danym zakładzie materii organicznej, a dla energetyki wod-nej układ rzek (Gielnik i Rosicki 2013). Dlatego zasadny wydaje się dla oceny danej technologii w konkretnej lokalizacji podział na czynniki pierwszorzędne i drugorzędne (Tab. 1).

131

Polityka lokalizacyjna i inwestycyjna w energetyce odnawialnej

Tab. 1. Istotność czynników lokalizacji dla różnych źródeł OZE.Rodzaj OZE Pierwszorzędne czynniki lokalizacji Drugorzędne czynniki lokalizacji

Energetyka wiatrowa

- wietrzność - szorstkość terenu- możliwości przyłączenia do sieci

energetycznej- konflikty społeczne- obecność lub bliskość obszarów

chronionych i cennych przyrodniczo- odległość od zabudowań- przeznaczenie danego terenu

w gminnych dokumentach planistycznych

- odległość od lotnisk cywilnych i wojskowych

- stosunki własnościowe- współpraca z lokalnymi władzami - doświadczenie lokalnych firm - stan dróg dojazdowych do inwestycji

Energetyka solarna

- możliwość przyłączenia do sieci energetycznej

- obecność systemów wsparcia i dofinansowania instalacji

- produktywność instalacji- nasłonecznienie

- doświadczenie lokalnych firm wykonawczych

- ceny sprzedaży energii elektrycznej- sprawność instalacji- regulacje prawne i środowiskowe - kwestie własności terenu

Biogazownie

- dostęp do materii organicznej, w tym biomasy uzyskanej z celowych upraw energetycznych, np . kiszonki, kukurydzy, biomasy odpadowej w postaci gnojowicy lub obornika

- obecność i odległość od innych biogazowni

- oddalenie od siedlisk ludzkich- produkcja artykułów spożywczych

na danym obszarze- nastawienie władz i konflikty ze

społecznością lokalną

- obecność obszarów chronionych, szczególnie: parków narodowych i krajobrazowych, obszarów chronionego krajobrazu, otulin parków, obszarów sieci Natura 2000, obszarów korytarzy ekologicznych

- stan dróg dojazdowych do potencjalnej lokalizacji

- obecność i stan lokalnej sieci energetycznej

- wielkość instalacji i związana z tym procedura analizy oddziaływania na środowisko

Energetyka wodna

- uwarunkowania hydrotechniczne- wielkość instalacji- dla elektrowni

szczytowo-pompowych ukształtowanie terenu

- możliwość budowy zbiorników retencyjnych

- rybołówstwo i wędkarstwo- ograniczenia środowiskowe

132

Piotr Biniek

Geotermia

- temperatura i głębokość występowania wód geotermalnych

- uwarunkowania polityczne- możliwości wykorzystania źródeł

dla innych celów niż energetyczne (termy)

- zasolenie wód geotermalnych

Opracowanie własne na podstawie: Zarębski 2014, Kistowski 2012, Przywoźna 2013, Trela 2013, Banak 2010.

Sytuacja na rynku OZE charakteryzuje się dużą dynamiką, ale choć trendy rozwojowe i technologiczne są raczej trwałe, to niepewność spowodowana częstymi zmianami legi-slacyjnymi powoduje, że skuteczne wartościowanie czynników lokalizacji staje się często niemożliwe. Każda lokalizacja i każdy proces inwestycyjny są determinowane indywidualnie.

Energetyka solarna – czynniki ekonomiczne

Do sektora energetyki słonecznej należą: energetyka cieplna przekształcająca energię słoneczną na ciepło (tzw. kolektory słoneczne) i elektroenergetyka – produkująca bezpośred-nio energię elektryczną (fotowoltaika). Obie te technologie w ostatnich latach przechodzą intensywny rozwój w Polsce. Popularne kolektory słoneczne produkują ciepło do ogrze-wania wody użytkowej w domach jednorodzinnych i obiektach przemysłowych. Według danych NFOŚiGW, dzięki realizacji programu 45% dopłat do zakupu i montażu kolektorów słonecznych w latach 2010–2014, powstało w Polsce ponad 67 tys. tego typu instalacji o łącznej powierzchni 483,8 tys. m2. W 2012 roku Polska zajęła drugie miejsce w sprzedaży instalacji słonecznych w Europie. Po zakończeniu wsparcia NFOŚiGW dynamika sprzedaży kolektorów słonecznych spadła, ale większość nowo budowanych obiektów – szczególnie domów jednorodzinnych – ma instalację produkującą ciepło ze słońca.

Od początku 2015 roku, gdy w powstającej ustawie o odnawialnych źródłach energii pojawiła się tzw. poprawka prosumencka, wzrosło zainteresowanie inwestorów wyko-rzystaniem paneli fotowoltaicznych do produkcji energii elektrycznej. Dodatkowe sys-temy wsparcia budowy instalacji solarnych – szczególnie celowy Program Prosument, realizowany przez Wojewódzkie Fundusze Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej – spowodowały, że w latach 2014/2015 rynek odnotował wzrost na poziomie 373%. W 2010 roku skumulowana moc wszystkich polskich instalacji fotowoltaicznych nie przekraczała 1 MW i były to obiekty głównie hobbystyczne i eksperymentalne. Na koniec 2016 roku łączna moc dużych instalacji solarnych (powyżej 40 kW) wyniosła 96 MW w 453 farmach solarnych, do tego należy doliczyć kilka tysięcy małych instalacji prosu-menckich. Ich dokładna ilość i moc nie jest znana. Na koniec 2015 roku Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej Polska PV szacowało, że w Polsce łączna moc mikroinstalacji (poniżej 40 kW) przekroczyła 26,8 MW, z czego blisko 90% mocy (24 MW) powstało właśnie w roku 2015 (Rozwój polskiego rynku… SBFP 2015). Zdecydowana większość mikroinstalacji (około 90%) posiada moc do 10 kW, co oznacza, że zaprojektowano je głównie w celu zaspokojenia energetycznych potrzeb własnych obiektów.

133


Opłacalność instalacji solarnej

Na ostateczną opłacalność instalacji solarnej ma wpływ wiele zmiennych czynników. Ale niezależnie od wspomnianych powyżej zewnętrznych okoliczności polityczno-eko-nomicznych w analizie rentowności można wyróżnić elementy stałe. Oprócz wysoko-ści nakładów inwestycyjnych, dotacji, ustalonej ceny sprzedaży energii elektrycznej, wyliczalnym elementem jest sama produkcja energii zależna od wyboru rodzaju paneli, nasłonecznienia danej lokalizacji, sprawności oraz bezawaryjności urządzeń. Jeśli chodzi o nasłonecznienie, w warunkach polskich występują bardzo podobne warunki, a nie-znaczne wahania w tym zakresie w zależności od regionu kraju nie stanowią głów-nego czynnika determinującego opłacalność inwestycji (Ryc. 1). Farma fotowoltaiczna powinna być tak zaprojektowana, aby powierzchnia paneli była wystawiona na jak najdłuższe oddziaływanie słońca. W Polsce szacuje się, że około 80% z 1600 godzin całkowitej rocznej sumy nasłonecznienia przypada na okres wiosenno-letni. Istotnym elementem jest właściwe usytuowanie paneli fotowoltaicznych. Nie może padać na nie cień budynków czy drzew, należy także wziąć pod uwagę zapylenie powietrza nad obszarami przemysłowymi. Na etapie planowania należy uwzględnić, że 1 MW farma fotowoltaiczna wymaga około 2 ha niezacienionego terenu (Przywoźna 2013).

Ryc. 1. Usłonecznienie w Polsce w 2015 r. Źródło: IMGW-PIB.

134

Piotr Biniek

Dobierając elementy farmy fotowoltaicznej, należy uwzględnić odpowiednią jakość materiałów. Aby zapewnić stabilność produkcji, należy dobierać panele, których gwarancja producenta jest nie krótsza niż 20–25 lat. Nieuzasadnione oszczędności w kluczowych elementach farmy oraz w wykonawstwie mogą odbić się niekorzystnie na ostatecznym wyniku finansowym przedsięwzięcia. W planowaniu przychodów uwzględnia się także naturalny, wynikający ze starzenia się ogniw, spadek produktywności. W typowych panelach wynosi on średnio ok. 1% rocznie, przy czym po około 20 latach spadek jest znacznie wolniejszy, a ostatecznie panele fotowoltaiczne osiągają poziom 80–85% pierwotnej wydajności (Przywoźna 2013, Trela 2013).

Lokalizacja farm wiatrowych

Instalacje wiatrowe od czasu, gdy pojawiły się w polskim krajobrazie, budzą silne emocje. Potężne, często ponadstumetrowe wieże, kilkudziesięciometrowe łopaty, widoczne z wielu kilometrów, stanowią często główną determinantę krajobrazową. Turbiny wiatrowe są postrzegane jako urządzenia silnie oddziałujące na środowisko przyrodnicze, a także na zdrowie mieszkańców (Gielnik i Rosicki 2013). Wprowadzenie i rozwój energetyki wiatrowej do Polski odbyły się w relatywnie krótkim czasie. Brak odpowiednich kampanii edukacyjnych, zarówno w stosunku do społeczeństwa, jak też w stosunku do urzędników odpowiedzialnych za planowanie przestrzenne, doprowadził do budowy wielu farm wiatrowych w kontrowersyjnych lokalizacjach. Należy także zauważyć, że błędy procesów inwestycyjnych, w tym lekceważenie opinii mieszkań-ców, a także nagłaśniane przez prasę działania na granicy prawa doprowadziły do powszechnego negatywnego odbioru farm wiatrowych. Skutkiem tego było między innymi wprowadzenie 16 lipca 2016 r. ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, która wprowadziła tzw. kryterium odległościowe. Aktualnie, w wyniku wejścia w życie ustawy, obowiązuje zakaz lokalizowania instalacji bliżej niż dziesię-ciokrotność wysokości całej instalacji od zabudowy mieszkalnej, większości obszarów chronionych i leśnych kompleksów promocyjnych. W praktyce oznacza to, że turbiny wiatrowe nie mogą być instalowane bliżej niż 1,5 do 2 km od zabudowy. Oznacza to wyłączenie z możliwości budowy farm wiatrowych nawet 99% powierzchni kraju. Niestety to zaostrzenie uderza przede wszystkim w nowoczesne turbiny o wysokości powyżej 100–200 m, preferując małe wiatraki, często z odzysku. Pogłębi to jeszcze dodatkowo niekorzystną sytuację, w której obecnie około połowy zainstalowanej mocy w polskich wiatrakach pochodzi z małych, używanych urządzeń.

Wyjątkiem w skali Polski jest województwo zachodniopomorskie, które jest lide-rem w zainstalowanej mocy, a także jakości urządzeń. Większość farm to nowoczesne instalacje. Na pozostałych obszarach Polski liczne są urządzenia o niskiej mocy i niskiej jakości produkowanej energii. Znamiennym przykładem jest tu województwo kujaw-sko-pomorskie, w którym doszło do zablokowania dużych inwestycji wnioskowanych do miejscowych planów zagospodarowania. Obchodząc plany miejscowe, w miejsce

135


nowych, dużych turbin postawiono kilkaset drobnych instalacji opartych wyłącznie na decyzjach o warunkach zabudowy. Warto zauważyć, że przychody gminy z podatków dla małych, używanych wiatraków są wielokrotnie niższe niż w przypadku dużych turbin. Województwo wielkopolskie, kujawsko-pomorskie i warmińsko-mazurskie to przykłady, jak systemowe blokowanie rozwoju energetyki wiatrowej przyniosło skraj-nie odmienne skutki od zamierzonych. Wykazana w tabeli 2 mała liczba instalacji przy dużej skumulowanej mocy świadczy o wysokiej jakości i nowoczesności turbin w województwie zachodniopomorskim .

Tab. 2. Zainstalowana moc w energetyce wiatrowej w porównaniu do ilości instalacji w wybra-nych województwach . Województwo Liczba instalacji Moc (MW)dolnośląskie 13 176kujawsko-pomorskie 296 591podkarpackie 24 152podlaskie 28 197pomorskie 56 683warmińsko-mazurskie 43 353wielkopolskie 215 680zachodniopomorskie 98 1477RAZEM elektrownie wiatrowe w Polsce 1188 5782

Opracowanie własne na podstawie: Interaktywna Mapa Odnawialnych Źródeł Energii.

Proces inwestycyjny w energetyce wiatrowej

Niezależnie od wprowadzonego ustawą o inwestycjach w zakresie elektrowni wia-trowych kryterium sztywnej odległości od zabudowań sama procedura inwestycyjna pozostała niezmienna i jest wspólna na większości przedsięwzięć ściśle związanych z lokalizacją. Wybór miejsca pod budowę farmy wiatrowej zależy przede wszystkim od wietrzności oraz uwarunkowań strukturalnych i ograniczeń środowiskowych. Dla każdej inwestycji należy sporządzić szereg analiz i symulacji (Gielnik i Rosicki 2013). Do dnia wprowadzenia tzw. ustawy odległościowej w polskim prawodawstwie obowiązywały dosyć precyzyjne przepisy regulujące zasady lokalizacji farm wiatrowych, a głównym kryterium decydującym o odległości był zasięg i poziom hałasu.

Kluczowymi elementami procesu inwestycyjnego są między innymi: uzyskanie praw do terenu pod inwestycję, badania wietrzności i inne badania środowiskowe (Ryc. 2). Kolejno uzyskanie decyzji środowiskowej, umów przyłączenia do sieci, a ostatecznie pozwolenia na budowę. Kluczowymi stronami w podjęciu decyzji o inwestycji są wła-dze gminy, instytucje administracji publicznej, w tym Regionalne Dyrekcje Ochrony Środowiska, lokalne społeczeństwo oraz inwestor. Coraz częściej aktywną, a czasami

136

Piotr Biniek

kluczową stronę w postępowaniu inwestycyjnym są politycy, przedstawiciele organizacji pozarządowych oraz media (materiały PSEW 2016).

148

precyzyjne przepisy regulujące zasady lokalizacji farm wiatrowych, a głównym kryterium

decydującym o odległości był zasięg i poziom hałasu.

Kluczowymi elementami procesu inwestycyjnego są między innymi: uzyskanie praw do

terenu pod inwestycję, badania wietrzności i inne badania środowiskowe (Ryc. 2) . Kolejno

uzyskanie decyzji środowiskowej, umów przyłączenia do sieci, a ostatecznie pozwolenia na

budowę. Kluczowymi stronami w podjęciu decyzji o inwestycji są władze gminy, instytucje

administracji publicznej, w tym Regionalne Dyrekcje Ochrony Środowiska, lokalne

społeczeństwo oraz inwestor . Coraz częściej aktywną, a czasami kluczową stronę w

postępowaniu inwestycyjnym są politycy, przedstawiciele organizacji pozarządowych oraz

media (materiały PSEW 2016).

Ryc . 2 . Uproszczony schemat procedury inwestycyjnej dla farmy wiatrowej .Opracowanie własne na podstawie materiałów informacyjnych Polskiego StowarzyszeniaEnergetyki Wiatrowej (PSEW).

Komunikacja społeczna w inwestycjach OZE

Udział społeczeństwa w procesie inwestycyjnym jest wpisany w procedury uzyskania

zgody na budowę instalacji OZE . W ustawie o udostępnianiu informacji o środowisku i jego

ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na

środowisko narzucone są wprost obowiązki inwestora i organów prowadzących ocenę

przedsięwzięcia, w tym obowiązek informowania społeczeństwa. Prawo pozwala każdej

zainteresowanej osobie na uczestnictwo w konsultacjach, a dodatkowo mieszkańcy, których

inwestycja dotyczy bezpośrednio, mają prawo być stroną w postępowaniu. Informacja o

wszystkich konsultacjach społecznych powinna być podana do wiadomości publicznej przez

odpowiedni organ prowadzący. Jednak ta procedura jest często niewystarczająca.

Doświadczenie ostatnich kilkunastu lat dobitnie pokazało, że brak dbałości o relacje z

mieszkańcami często okazywał się najskuteczniejszym hamulcem dla inwestycji . Szczególnie

było to widoczne w przypadku energetyki wiatrowej, która została poddana fali krytyki i

procedura planistyczna

monitoring przyrodniczy

raport oddziaływania na środowisko

konsultacje społeczne

decyzja środowiskowa

procedura środowiskowa

wniosek o zmianę studium lub MPZP

uzgodnienia planistyczne w gminie

konsultacje społeczne

zmiana planu lub studium

procedura budowlana

badania geologiczne

projekt budowlany

pozwolenie na budowę

procedura przyłączeniowa do sieci

ekspertyzy

wydanie warunków przyłączenia

umowa przyłączeniowa

komunikacja społeczna

informacja na zebraniach wiejskich

komunikacja przez media lokalne i społecznościowe

strona internetowa inwestycji

aktywizacja mieszkańców

Ryc. 2. Uproszczony schemat procedury inwestycyjnej dla farmy wiatrowej .Opracowanie własne na podstawie materiałów informacyjnych Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW).

Komunikacja społeczna w inwestycjach OZE

Udział społeczeństwa w procesie inwestycyjnym jest wpisany w procedury uzyskania zgody na budowę instalacji OZE. W ustawie o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddzia-ływania na środowisko narzucone są wprost obowiązki inwestora i organów prowadzą-cych ocenę przedsięwzięcia, w tym obowiązek informowania społeczeństwa. Prawo pozwala każdej zainteresowanej osobie na uczestnictwo w konsultacjach, a dodatkowo mieszkańcy, których inwestycja dotyczy bezpośrednio, mają prawo być stroną w postę-powaniu. Informacja o wszystkich konsultacjach społecznych powinna być podana do wiadomości publicznej przez odpowiedni organ prowadzący. Jednak ta procedura jest często niewystarczająca. Doświadczenie ostatnich kilkunastu lat dobitnie pokazało, że brak dbałości o relacje z mieszkańcami często okazywał się najskuteczniejszym hamul-cem dla inwestycji. Szczególnie było to widoczne w przypadku energetyki wiatrowej, która została poddana fali krytyki i protestów społecznych. Praktycznie każda inwestycja spotykała się z oporem. W efekcie rosnącej fali emocji wiatraki stały się elementem walki politycznej, której efekt w postaci tzw. ustawy odległościowej zablokował systemowo większość dalszych inwestycji (Gielnik i Rosicki 2013).

Ogromne błędy w komunikacji zostały popełnione zarówno przez środowisko inwe-storów, jak i samorządy lokalne. W przypadku inwestorów było to często działanie świadome, oparte na założeniu, że im mniej się informuje o planowanych działaniach, tym mniejsze ryzyko protestu. Takie postępowanie prowadziło jednak często do eska-lacji protestu i silnych negatywnych emocji mieszkańców, postawionych często przed

137


faktem dokonanym. Wart podkreślenia jest fakt, że protesty „antywiatrakowe” były często przykładami świadomego obywatelskiego współdziałania na rzecz wspólnego celu. Z kolei przykłady gmin takich jak Margonin, Kisielice, Darłowo czy Kobylnica (gminy zrzeszone w Stowarzyszeniu Gmin Przyjaznych Energii Odnawialnej) pokazują, że można realizować spektakularne inwestycje przy dużej aprobacie społeczeństwa (Ryc. 3). Warto zauważyć, że mieszkańcy znacznie bardziej akceptują turbiny wiatrowe w swoim otoczeniu – co jest dosyć oczywistym wnioskiem – jeśli otrzymują bezpośrednie korzyści ekonomiczne związane z tą inwestycją. Wysoki poziom akceptacji społecznej występuje również, gdy w przyległych do farm wiatrowych miejscowościach widać konkretne inwestycje w poprawę jakości życia, które są fi nansowane z dodatkowych przychodów podatkowych gminy (Mroczek 2011).

Ryc. 3. Propozycje działań wspierających proces konsultacji i uzyskania akceptacji społecznej dla inwestycji OZE . Opracowanie własne na podstawie: Gielnik i Rosicki 2013, Mroczek 2011, Kaczerowski 2016.

Wnioski

Inwestycja w budowę instalacji OZE, zarówno w skali dużych przemysłowych farm wiatrowych, jak i małych instalacji prosumenckich, zawsze związana jest z dużym ryzykiem. Wieloletni proces inwestycyjny, zmienność systemów wsparcia ekonomicz-nego, zjawiska gospodarcze o znaczeniu globalnym, postęp w technologii – to czynniki powodujące, że często ostateczna świadoma decyzja inwestycyjna staje się wręcz nie-możliwa. W naukach ekonomicznych funkcjonuje pojęcie Homo œconomicus – człowiek

138

Piotr Biniek

ekonomiczny lub racjonalny. To, w dużym uproszczeniu, jednostka lub podmiot gospo-darczy, które zachowują się idealnie racjonalnie, a ich decyzje są oparte wyłącznie na czytelnym i jednoznacznym rachunku ekonomicznym. Jednak decyzje inwestycyjne – szczególnie podejmowane na rynku polskim – nieuchronnie wiążą się z emocjami. Dotyczy to w oczywisty sposób prosumenta, ale także dużych, międzynarodowych korporacji energetycznych działających na rynku polskim. Niezależnie od skuteczności lobbingu, niezależnie od dostępu do istotnych informacji, a także niezależnie od staran-ności i doświadczenia w inwestowaniu ostateczny sukces lub porażka są często nieprze-widywalne. Tym bardziej że wszelkie wyliczenia dotyczące opłacalności inwestycji, pomimo oparcia na znanych, aktualnych danych, jednak dotyczą kompletnie nieznanej przyszłości. Dlatego w przypadku planowania i budowania polityki inwestycyjnej dla instalacji OZE należy uwzględnić – oprócz rzetelnej analizy ekonomicznej – również czynnik intuicyjny, ale przede wszystkim szeroko rozumiany zdrowy rozsądek. Dodatkowo należy zwrócić uwagę, że w krajach Europy Zachodniej w przypadku OZE zarówno sama decyzja, jak i przebieg inwestycji uwarunkowane są dodatkowymi czynnikami środowiskowymi, w tym przede wszystkim racjonalnością ekologiczną rozwoju zielonej energii. W Danii, Norwegii, Niemczech, Francji czy Hiszpanii, niezależnie od danej sytuacji politycznej, poziomu społecznej akceptacji dla OZE, powszechna świadomość konieczności rozwijania tego sektora wzrasta i ma silny wpływ na kształtowanie decyzji politycznych, a tym samym kształtowanie kierunków rozwoju energetyki. Dotyczy to decyzji rządowych o charakterze strategicznym dla państwa, ale także decyzji osób

139


indywidualnych. W Polsce wyjątkowo silne przywiązanie do tradycyjnych źródeł energii, wyrażone w populistycznym, ale powszechnie używanym i nadużywanym stwierdzeniu, że „Polska węglem stoi”, ma realne odniesienie do sytuacji prawno-politycznej.

LiteraturaBanak M. 2010. Lokalizacja elektrowni wiatrowych – uwarunkowania środowiskowe i prawne. Człowiek

i Środowisko, Warszawa. Dane Instytutu Meteorologii i Gospodarki Wodnej – Państwowego Instytutu Badawczego (IMGW-PIB)

dostępne pod adresem: www.imgw.pl/klimat (10.12.2016).Gielnik A., Rosicki R. 2013. Energetyka wiatrowa w Polsce – możliwości rozwoju i zagrożenia.

Uniwersytet Adama Mickiewicza, Poznań. Godlewska-Majkowska H. 2013. Lokalizacja przedsiębiorstwa w gospodarce globalnej. Difin, Warszawa.Interaktywna Mapa Odnawialnych Źródeł Energii, URE, www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa (01.10.2016).Kaczerowski M. 2016. Raport. Konflikty społeczne w energetyce wiatrowej. Ambiens, Warszawa. Kistowski M. 2012. Propozycja metodyczna oceny środowiskowych uwarunkowań lokalizacji farm wia-

trowych w skali regionalnej. Przegląd Geograficzny, Warszawa.Materiały informacyjne Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej PSEW, www.psew.pl

(01.10.2016).Mroczek B. 2011. Akceptacja dorosłych Polaków dla energetyki wiatrowej i innych odnawialnych źródeł

energii. PSEW, Szczecin. Przywoźna A. 2013. Poradnik inwestora fotowoltaicznego. „Blog Ambiens.pl”, www.ambiens.pl

(10.09.2016).Rozwój polskiego rynku fotowoltaicznego w latach 2010–2020. Raport. 2015. Stowarzyszenie Branży

Fotowoltaicznej Polska PV (SBFP), Kraków. Trela G. 2013. Analiza opłacalności projektów fotowoltaicznych. „Czysta Energia” nr 3, Poznań. Variable Renewables Integration in Electricity Systems. Raport. 2016. How to get it right? World Energy

Council, London, UK.Wieloński A. 2005. Geografia przemysłu. Wydawnictwa Uniwersytetu Warszawskiego, Warszawa.Zarębski P. 2014. Uwarunkowania przestrzenne lokalizacji biogazowni w Polsce. Roczniki Naukowe

Stowarzyszenia Ekonomistów Rolnictwa i Agrobiznesu, tom XVI, zeszyt 3, Warszawa.

141

Michał Urbański, Magdalena Racinowska-RatajskaProblematyka odnawialnych źródeł energii w dokumentach

planistycznych

Michał Urbański, Magdalena Racinowska-RatajskaRegionalne Biuro Gospodarki Przestrzennej Województwa Zachodniopomorskiego w Szczecinie, plac Kilińskiego 3

PROBLEMATYKA ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII W DOKUMENTACH PLANISTYCZNYCH

Słowa kluczowe: planowanie przestrzenne, ład przestrzenny, koncepcja przestrzennego zagospodarowania kraju, plan zagospodarowania przestrzennego województwa zachodniopomorskiego, studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy, miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego

Wstęp

Zarządzanie terytorium wymaga prowadzenia polityki. Polityka przestrzenna stanowi istotny aspekt ukierunkowujący i porządkujący przestrzeń, a planowanie przestrzenne – poprzez uchwalane dokumenty planistyczne – stanowi narzędzie prowadzenia tej polityki.

Planowanie przestrzenne jest niezbędnym narzędziem do racjonalnego gospodarowania przestrzenią, również w przypadku planowania inwestycji wykorzystujących energię ze źródeł odnawialnych. Lokalizacja, wielkość i inne parametry inwestycji muszą być dostosowane do wymogów ładu przestrzennego w sposób pozwalający na uniknięcie konfliktów przestrzennych. Proces planowania przestrzennego jest skutecznym narzę-dziem w gospodarowaniu przestrzenią, także w racjonalnym wykorzystaniu terenu do produkcji energii ze źródeł niekonwencjonalnych. Rozsądne wykorzystanie energii odnawialnej jest jednym z ważniejszych problemów zawartych w strategii rozwoju kraju, jak również w strategii rozwoju województwa zachodniopomorskiego. Poprawnie sporządzone dokumenty planistyczne, na podstawie interdyscyplinarnych badań i ana-liz, wywierają decydujący wpływ na podejmowanie decyzji dotyczących możliwości wykorzystania potencjału energetycznego ze źródeł odnawialnych, jak i wskazania konkretnych lokalizacji danego przedsięwzięcia.

Podstawy planowania przestrzennego1

Podstawowym narzędziem kształtowania polityki przestrzennej jest planowanie przestrzenne. Planowanie przestrzenne to system działań, których celem jest racjonalne 1 Artykuł odnosi się do sytuacji prawnej z końca września 2016 r. W momencie przekazywania tekstu do druku

przedstawiono do konsultacji rządowy projekt Kodeksu Architektoniczno-Budowlanego, który w przypadku uchwalenia znacząco zmieni prawo w zakresie planowania przestrzennego.

142

Michał Urbański, Magdalena Racinowska-Ratajska

i efektywne zagospodarowanie przestrzeni. Planowanie przestrzenne realizuje się poprzez prace związane z analizami przestrzennymi, w celu zdiagnozowania stanu i predyspozy-cji poszczególnych terenów do realizacji na nich działań lub przyjęcia odpowiedniego sposobu zagospodarowania, oraz sformułowanie dokumentów i aktów planistycznych opisujących te działania lub sposób zagospodarowania. System planowania unormowany został w ustawie z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzen-nym – Dz.U. z 2016 r., poz. 778, z późn. zm. (UoPiZP). Ustawa ta określa (art. 1):

– zasady kształtowania polityki przestrzennej przez jednostki samorządu teryto-rialnego i organy administracji rządowej;

– zakres i sposoby postępowania w sprawach przeznaczania terenów na określone cele oraz ustalania zasad ich zagospodarowania i zabudowy – przyjmując ład przestrzenny i zrównoważony rozwój za podstawę tych działań.

W planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym uwzględnia się zwłaszcza:– wymagania ładu przestrzennego, w tym urbanistyki i architektury;– walory architektoniczne i krajobrazowe;– wymagania ochrony środowiska, w tym gospodarowania wodami i ochrony

gruntów rolnych i leśnych;– wymagania ochrony dziedzictwa kulturowego i zabytków oraz dóbr kultury

współczesnej;– wymagania ochrony zdrowia oraz bezpieczeństwa ludzi i mienia, a także potrzeby

osób niepełnosprawnych;– walory ekonomiczne przestrzeni;– prawo własności;– potrzeby obronności i bezpieczeństwa państwa;– potrzeby interesu publicznego;– potrzeby w zakresie rozwoju infrastruktury technicznej, w szczególności sieci

szerokopasmowych;– zapewnienie udziału społeczeństwa w pracach nad studium uwarunkowań i kie-

runków zagospodarowania przestrzennego gminy, miejscowym planem zago-spodarowania przestrzennego oraz planem zagospodarowania przestrzennego województwa;

– zachowanie jawności i przejrzystości procedur planistycznych;– potrzebę zapewnienia odpowiedniej ilości i jakości wody, do celów zaopatrzenia

ludności.Zgodnie z ww. ustawą podstawowym celem planowania przestrzennego jest zacho-

wanie ładu przestrzennego, czyli takiego ukształtowania przestrzeni, które tworzy harmonijną całość oraz uwzględnia w uporządkowanych relacjach wszelkie uwarun-kowania i wymagania funkcjonalne, społeczno-gospodarcze, środowiskowe, kulturowe oraz kompozycyjno-estetyczne (art. 2). Zadaniem planowania przestrzennego zgodnie z ustawą z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz.U. z 2016 r., poz. 672, z późn. zm.) jest zrównoważony rozwój. Rozumie się przez to taki rozwój spo-łeczno-gospodarczy, w którym następuje proces integrowania działań politycznych,

143

Problematyka odnawialnych źródeł energii w dokumentach planistycznych

gospodarczych i społecznych z zachowaniem równowagi przyrodniczej oraz trwałości podstawowych procesów przyrodniczych, w celu zagwarantowania możliwości zaspo-kajania podstawowych potrzeb poszczególnych społeczności lub obywateli, zarówno współczesnego pokolenia, jak i przyszłych pokoleń (art. 3 pkt. 50).

Przyjęcie definicji przestrzeni nie jest łatwym zadaniem, gdyż jest ona pojęciem subiektywnym (Cymerman 2010). Najprościej można ograniczyć się do najważniejszych jej typów, gdzie klasami przestrzeni, którymi zajmuje się gospodarka przestrzenna, są: przestrzeń geodezyjna, przestrzeń geograficzna i przestrzeń społeczno-ekonomiczna (Borsa 2007). Przestrzeń geograficzna obejmuje zróżnicowaną jakościowo powierzch-nię ziemi pod względem fizycznym, biologicznym, geochemicznym (przyrodniczym) i tworzy środowisko przyrodnicze (Meyer 1998).

Planowanie przestrzenne jest nauką interdyscyplinarną, łączącą nauki geograficzne, ekonomiczne, społeczne i techniczne, jak również wykorzystuje wiele innych dziedzin w celu rozwiązania złożonego problemu optymalnego sposobu zagospodarowania prze-strzeni i pogodzenia interesów różnych grup społecznych (Cymerman 2010).

System planowania w Polsce

System planowania przestrzennego w Polsce realizowany jest na kilku poziomach administracyjnych. Pomimo że główne kompetencje znajdują się w gminie, system ten posiada cechy układu hierarchicznego (Ryc. 1). Wśród uczestników stanowiących strony w procesie planowania przestrzennego wyróżnia się: organy rządowe, organy samorządowe, organy uprawnione do uzgodnień i opinii opracowań. Organy wykonawcze (rząd, zarząd województwa, wójt/burmistrz/prezydent miasta) tworzą dokumenty, które są uchwalane przez władze uchwałodawcze (sejm, sejmik województwa, rada gminy). W celu prowadzenia harmonijnej polityki na poziomie kraju i samorządów terytorial-nych oraz zagwarantowania przenoszenia ustaleń ogólnopolskich lub wojewódzkich na poziom ustaleń gminnych dokumenty wyższego szczebla muszą być uwzględniane w dokumentach szczebla niższego. Gwarancje te są chronione procedurą uzgodnie-niową. Dokument wojewódzki jest uzgadniany przez właściwego ministra pod względem zgodności z dokumentem rządowym, dokumenty gminne uzgadniane są przez zarząd województwa z dokumentem wojewódzkim. Polskie prawo nie przewidziało specjalnego aktu planistycznego dla samorządu powiatowego, który jednak uczestniczy w systemie planowania przy uzgadnianiu dokumentów gminnych pod kątem uwzględnienia w nich określonych zadań powiatu.

Poza koncepcją przestrzennego zagospodarowania kraju akty planistyczne muszą obo-wiązkowo posiadać część tekstową i graficzną (mapę w odpowiedniej skali). Oznaczenia na mapie muszą być bezpośrednio i jednoznacznie powiązane z tekstem dokumentu. Dokumenty określające politykę przestrzenną muszą uwzględniać uwarunkowania, dlatego część określająca kierunki poprzedzana jest częścią analizującą wszechstronnie uwarunkowania przestrzenne, przyrodnicze i społeczno-gospodarcze.

144


Ryc. 1. Uproszczony schemat systemu dokumentów planistycznych . Opracowanie własne.

Podstawowe dokumenty na szczeblu krajowym

Koncepcja przestrzennego zagospodarowania kraju (KPZK) 2030 przyjęta w grudniu 2011 roku jest rządowym dokumentem dotyczącym polityki przestrzennej i strategicznego zagospodarowania przestrzennego kraju . Wskazuje ona najpilniejsze problemy zagospodarowania i konkretne działania. Dokument ten opisuje:

– wizję zagospodarowania przestrzennego kraju do 2030 roku;– cele i kierunki polityki przestrzennego zagospodarowania kraju;– zasady działań. Celem strategicznym tego dokumentu jest „efektywne wykorzystanie przestrzeni

kraju i jej terytorialnie zróżnicowanych potencjałów rozwojowych dla osiągania ogól-nych celów rozwojowych – konkurencyjności, zwiększenia zatrudnienia, sprawno-ści funkcjonowania państwa oraz spójności w wymiarze społecznym, gospodarczym

145


i terytorialnym w długim okresie”. Na realizację celu strategicznego składają się nastę-pujące cele polityki przestrzennej kraju:

– cel 1 – podwyższenie konkurencyjności głównych ośrodków miejskich Polski w przestrzeni europejskiej poprzez ich integrację funkcjonalną przy zachowaniu poli-centrycznej struktury systemu osadniczego sprzyjającej spójności;

– cel 2 – poprawa spójności wewnętrznej i terytorialne równoważenie rozwoju kraju poprzez promowanie integracji funkcjonalnej, tworzenie warunków dla rozprze-strzeniania się czynników rozwoju, wielofunkcyjny rozwój obszarów wiejskich oraz wykorzystanie potencjału wewnętrznego wszystkich terytoriów;

– cel 3 – poprawa dostępności terytorialnej kraju w różnych skalach przestrzennych poprzez rozwijanie infrastruktury transportowej i telekomunikacyjnej;

– cel 4 – kształtowanie struktur przestrzennych wspierających osiągnięcie i utrzy-manie wysokiej jakości środowiska przyrodniczego i walorów krajobrazowych Polski;

– cel 5 – zwiększenie odporności struktury przestrzennej na zagrożenia naturalne i utratę bezpieczeństwa energetycznego oraz kształtowanie struktur przestrzennych wspierających zdolności obronne państwa;

– cel 6 – przywrócenie i utrwalanie ładu przestrzennegoW celu 5 wśród kierunków działań zapisano kierunek 5.1.6 – zwiększenie produkcji

energii ze źródeł odnawialnych.KPZK 2030 wskazała typy obszarów funkcjonalnych, które należy wyznaczyć i pro-

wadzić wobec nich spójną polityką przestrzenną. Obszary funkcjonalne to zgodnie z definicją ustawową „obszar szczególnego zjawiska z zakresu gospodarki przestrzennej lub występowania konfliktów przestrzennych, stanowiący zwarty układ przestrzenny składający się z funkcjonalnie powiązanych terenów, charakteryzujących się wspólnymi uwarunkowaniami i przewidywanymi jednolitymi celami rozwoju” . Obligatoryjnym obszarem w każdym województwie jest obszar funkcjonalny ośrodka wojewódzkiego.

Dokumenty na szczeblu wojewódzkim

Organy samorządu województwa zgodnie z art. 38 UoPiZP sporządzają plan zago-spodarowania przestrzennego województwa, prowadzą analizy i studia oraz opraco-wują koncepcje i programy odnoszące się do obszarów i problemów zagospodarowania przestrzennego odpowiednio do potrzeb i celów podejmowanych w tym zakresie prac, a także sporządzają audyt krajobrazowy.

Plan zagospodarowania przestrzennego województwa Podstawowym dokumentem planistycznym określającym politykę przestrzenną

województwa jest plan zagospodarowania przestrzennego województwa . Plan odnosi się do głównych elementów zagospodarowania przestrzennego oraz stanowi narzędzie koordynacji zamierzeń organizacyjnych, społecznych, gospodarczych i innych będących przedmiotem zainteresowania samorządu wojewódzkiego w wymiarze przestrzennym

146


(Bąkowski 2004), ustalając ramy terytorializacji polityki rozwojowej województwa. Określa uwarunkowania, zasady i kierunki kształtowania struktury przestrzennej woje-wództwa, w taki sposób, aby stworzyć korzystne warunki dla rozwoju gospodarczego, wzrostu poziomu i jakości życia oraz konkurencyjności regionu, zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju. Przestrzeń województwa jest zróżnicowana pod względem społecznym, gospodarczym i przyrodniczym. Z tego powodu cele i działania polityki przestrzennej województwa muszą być również zróżnicowane – odpowiednie do zasta-nych uwarunkowań istniejących potencjałów i barier rozwojowych zidentyfikowanych na poszczególnych terytoriach .

Zgodnie z UoPiZP w planie zagospodarowania przestrzennego województwa uwzględnia się ustalenia strategii rozwoju województwa oraz rekomendacje i wnioski zawarte w audycie krajobrazowym oraz określa się w szczególności (co oznacza, że są to elementy obowiązkowe, ale nie jedyne):

– podstawowe elementy sieci osadniczej województwa i ich powiązań komunika-cyjnych oraz infrastrukturalnych, w tym kierunki powiązań transgranicznych;

– system obszarów chronionych, w tym obszary ochrony środowiska, przyrody i krajobrazu kulturowego, ochrony uzdrowisk oraz dziedzictwa kulturowego i zabytków oraz dóbr kultury współczesnej;

– rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym;– granice i zasady zagospodarowania obszarów funkcjonalnych o znaczeniu ponadre-

gionalnym oraz, w zależności od potrzeb, granice i zasady zagospodarowania obszarów funkcjonalnych o znaczeniu regionalnym;

– obszary szczególnego zagrożenia powodzią;– granice terenów zamkniętych i ich stref ochronnych;– obszary występowania udokumentowanych złóż kopalin i udokumentowanych

kompleksów podziemnego składowania dwutlenku węgla.Obowiązkowo w planie należy wskazać obszary funkcjonalne o znaczeniu ponadre-

gionalnym. W każdym województwie istnieje co najmniej jeden taki obszar, tj. obszar funkcjonalny ośrodka wojewódzkiego, dla którego uchwala się plan zagospodarowania przestrzennego miejskiego obszaru funkcjonalnego ośrodka wojewódzkiego jako część planu zagospodarowania przestrzennego województwa .

W związku z pionową koordynacją planowania przestrzennego w planie zagospoda-rowania przestrzennego województwa uwzględnia się ustalenia koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju oraz programy zawierające zadania rządowe. Uwzględnienie tych ustaleń jest podstawą uzgodnienia projektu planu przez ministra. Z tego samego powodu ustalenia planu zagospodarowania przestrzennego województwa są podstawą uzgodnienia przez zarząd województwa projektu studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego sporządzanego przez gminy. Plan zagospodarowania przestrzennego województwa zachodniopomorskiego uchwalony w 2010 r. w analizie uwarunkowań i kierunkach kształtowania polityki przestrzennej województwa zwraca uwagę również na odnawialne źródła energii. Analizie poddane jest rozmieszczanie poszczególnych rodzajów produkcji energii odnawialnej (energetyka wiatrowa, wodna,

147


geotermalna, słoneczna i z biomasy). Analizowany jest potencjał i ograniczenia roz-woju. Plan zwraca uwagę na krajową dominację województwa zachodniopomorskiego w produkcji energii z elektrowni wiatrowych. Pozycję tę gwarantują jedne z najlepszych w kraju warunki do rozwoju tego rodzaju energetyki (potencjał wiatru, niska gęstość zaludnienia). Jednym z ważniejszych problemów zauważonych wówczas był brak lub niedostosowanie istniejącej sieci elektroenergetycznej do odbioru dużych ilości energii produkowanej w elektrowniach wiatrowych, szczególnie w północnej części wojewódz-twa. W części kierunkowej plan wskazuje ustalenia i zalecenia odnośnie OZE.

Audyt krajobrazowy Audyt krajobrazowy to nowy dokument planistyczny, który został wprowadzony do

systemu planowania przestrzennego ustawą z dnia 24 kwietnia 2015 r. o zmianie niektó-rych ustaw w związku ze wzmocnieniem narzędzi ochrony krajobrazu. Audyt musi być sporządzony obligatoryjnie przez samorząd województwa nie rzadziej niż raz na 20 lat.

Dokument ten ma za zadanie wspomóc system planowania, w celu zachowania najbardziej cennych krajobrazów przed ich degradacją. Audyt krajobrazowy:

– identyfikuje krajobrazy, określa ich cechy charakterystyczne oraz dokonuje oceny ich wartości; cały teren województwa musi zostać podzielony na określone typy krajobrazów;

– wskazuje krajobrazy priorytetowe – spośród wszystkich krajobrazów, w audycie na podstawie badań wyodrębnia się krajobrazy najbardziej wartościowe;

– wskazuje lokalizację i granice określonych „obszarów chronionych”, tj. parków kulturowych, parków narodowych, rezerwatów przyrody, parków krajobrazo-wych, obszarów chronionego krajobrazu, obiektów znajdujących się na listach Światowego Dziedzictwa UNESCO, obszarów Sieci Rezerwatów Biosfery UNESCO lub obszarów i obiektów proponowanych do umieszczenia na tych listach;

– wskazuje zagrożenia dla możliwości zachowania krajobrazów priorytetowych i krajobrazów w obrębie wymienionych wyżej „obszarów chronionych”;

– przedstawia rekomendacje i wnioski dotyczące kształtowania i ochrony krajo-brazów priorytetowych i krajobrazów „w obszarach chronionych”;

– wskazuje lokalne formy architektoniczne zabudowy w obrębie zidentyfikowanych krajobrazów priorytetowych .

Najważniejszym celem audytu jest wyznaczenie krajobrazów priorytetowych, czyli zgodnie z ustawową definicją „krajobrazów szczególnie cennych dla społeczeństwa ze względu na swoje wartości przyrodnicze, kulturowe, historyczne, architektoniczne, urbanistyczne, ruralistyczne lub estetyczno-widokowe, i jako takich wymagających zachowania lub określenia zasad i warunków ich kształtowania” oraz wskazanie reko-mendacji i wniosków dla tych krajobrazów. Rekomendacje i wnioski z audytu uwzględnia się w planie zagospodarowania przestrzennego województwa. Wyniki audytu stanowią również podstawę do uzgodnień przez samorząd województwa miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego gminy . Rekomendacje i wnioski dla krajobrazów

priorytetowych mogą także dotyczyć ograniczeń w lokalizacji OZE, szczególnie tych, które silnie ingerują w krajobraz, a do takich z pewnością zaliczyć można elektrownie wiatrowe, w mniejszym stopniu wielkoobszarowe farmy fotowoltaiczne . W konsekwen-cji poprzez audyt województwo może wpływać na sposób zagospodarowania terenu w gminach, chociaż należy jeszcze raz podkreślić, że dotyczy to tylko szczególnie cennych krajobrazów .

Dokumenty nieformalne, analizy przestrzenne Samorządy województw poza obligatoryjnymi dokumentami planistycznymi mogą

sporządzać inne – nieformalne dokumenty i analizy przestrzenne. Dokumenty te nie posiadają ustawowej pozycji w systemie planowania (np. nie uzgadnia się zgodności z nimi dokumentów gminnych), ani formalnej procedury sporządzania (sposobu zawia-damiania o przystąpieniu do sporządzania, sposobu zbierania wniosków, czy wykazu instytucji, z którymi trzeba te dokumenty uzgodnić lub zaopiniować). Opracowania te dostarczają wiedzy do wykorzystania w innych dokumentach, stanowią podstawę do określania polityki przestrzennej, inicjowania działań w określonych dziedzinach.

Przykładowym opracowaniem tego typu, odnoszącym się do OZE, jest wykonany przez Regionalne Biuro Gospodarki Przestrzennej Województwa Zachodniopomorskiego dokument pt . „Predyspozycje obszaru województwa zachodniopomorskiego dla poten-cjalnych lokalizacji farm wiatrowych – bilans terenów” . Celem opracowania jest ocena uwarunkowań wpływających na możliwości lokalizacji farm wiatrowych na obszarze województwa oraz wskazanie obszarów i zasad potencjalnej lokalizacji . Zakres opraco-wania obejmuje informacje dotyczące stanu rozwoju energetyki wiatrowej w wojewódz-twie, analizę uwarunkowań mających wpływ na wyznaczenie obszarów potencjalnej lokalizacji obiektów energetyki wiatrowej – przestrzennych, przyrodniczo-krajobrazo-wych, infrastrukturalnych, a także zamierzeń gmin w tym zakresie, wyrażone w formie uchwalonych miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego. Określono rów-nież, ile terenów w województwie można jeszcze pod takie inwestycje przeznaczyć. Opracowanie służy minimalizowaniu potencjalnych konfliktów i ponoszonych kosztów na etapie poszukiwania i planowania lokalizacji dla instalacji wiatrowych. Jest ono narzędziem wspomagającym podejmowanie decyzji lokalizacyjnych.

Gminne dokumenty planistyczne

Gmina posiada tzw. władztwo planistyczne, ponieważ ustawodawca przekazał gmi-nom kompetencje do władczego przeznaczania i określania zasad zagospodarowania terenu . Ustawa wskazuje dwa podstawowe dokumenty, na podstawie których gmina prowadzi politykę i gospodarkę przestrzenną. Są to:

– studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy – dokument sporządzany dla całego obszaru gminy;

148


149


– miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego (mpzp) – akt prawa miejsco-wego przyjmowany w formie uchwały rady gminy, określający przeznaczenie, warunki zagospodarowania i zabudowy terenu, a także rozmieszczenie inwestycji celu publicznego. Plan ten musi być zgodny ze wspomnianym wyżej studium.

Studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy jest podstawowym dokumentem wskazującym uwarunkowania rozwoju przestrzennego i określającym politykę przestrzenną gminy. Jest to dokument sporządzany obligatoryjnie, nie stanowi jednak aktu prawa miejscowego, lecz tzw. akt kierownictwa wewnętrznego. Oznacza to, że ustalenia studium są kierowane wyłącznie do organów gminy, nie obo-wiązują osób i instytucji trzecich. Również nie wywołują żadnych stanów prawnych w zakresie zagospodarowania i nie mogą stanowić podstawy prawnej dla indywidualnej decyzji administracyjnej (Dutkowski 2010, Szwajdler 2010). Studium wiąże organ spo-rządzający do jego przestrzegania, w tym, co najważniejsze, do sporządzania zgodnie z nim miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego . Z tego powodu jest to dokument koordynujący wszystkie działania składające się na prowadzenie polityki przestrzennej gminy .

Szczegółowy zakres studium określa UoPiZP (art. 10) oraz rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 28 kwietnia 2004 r. w sprawie zakresu projektu studium uwarun-kowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy.

Studium zawiera:– część określającą uwarunkowania w formie tekstowej i graficznej; – część tekstową zawierającą ustalenia określające kierunki zagospodarowania

przestrzennego;– rysunek przedstawiający w formie graficznej ustalenia określające kierunki zago-

spodarowania przestrzennego gminy;– uzasadnienie przyjętych w studium rozwiązań. Sama nazwa dokumentu wskazuje na dwa istotne elementy studium, tj. kompleksową

analizę uwarunkowań, których uwzględnienie jest konieczne dla właściwego i racjo-nalnego określenia kierunków zagospodarowania przestrzennego. Właściwe określenie polityki przestrzennej nie jest możliwe bez poznania stanu zagospodarowania prze-strzennego oraz procesów zachodzących na terenie gminy i powiązań z otoczeniem gminy. Polityki przestrzenne kraju i województwa również zawierają uwarunkowania, ale w przypadku studium jest to wyraźnie określone w przepisach prawa. Obowiązkowe jest również określenie potrzeb i możliwości rozwoju gminy uwzględniających analizy ekonomiczne, środowiskowe, społeczne, prognozy demograficzne. Ważna część uwarun-kowań pochodzi z opracowania ekofizjograficznego, które sporządza się przed przystą-pieniem do sporządzenia dokumentu planistycznego (zobacz podrozdział Opracowanie ekofizjograficzne…). Opracowanie to bada stan i funkcjonowanie środowiska, a także określa predyspozycje danego terenu do pełnienia określonych funkcji. Uwarunkowania muszą również określać możliwości finansowania przez gminę budowy nowych dróg i sieci infrastruktury technicznej oraz bilans terenów już przeznaczonych pod zabudowę. Ma to na celu ograniczenie nieuzasadnionego przeznaczania pod zabudowę terenów,

150


które nigdy nie zostaną zabudowane. Według szacunków na terenach przeznaczonych pod zabudowę w studiach gminnych w 2013 r. mogłoby zamieszkać 117,3 mln osób, co trzykrotnie przekracza liczbę ludności Polski. W uchwalonych mpzp, w całej Polsce, wyznaczono pod budownictwo mieszkaniowe tereny dla 58 mln osób (Śleszyński i in. 2015).

W części kierunkowej studium wskazuje poszczególne tereny (18 rodzajów wymie-nionych w ustawie), na których gmina zamierza prowadzić określone działania (m.in. zmiany struktury przestrzennej, działania ochronne, rozwój systemów komunikacji i infrastruktury technicznej, obszary rozmieszczania inwestycji celu publicznego, obszary, dla których gmina zamierza sporządzić miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego). W części kierunkowej, o ile gmina zamierza rozwijać OZE, należy również wskazać obszary, na których planowana jest lokalizacja obiektów produkują-cych energię ze źródeł odnawialnych. W przypadku elektrowni wiatrowych wskazuje się tereny, gdzie będą stały elektrownie oraz ich obszar oddziaływania, na którym to obszarze – w planie miejscowym – wprowadzony zostanie zakaz zabudowy mieszka-niowej. Rysunek studium sporządza się na mapie topograficznej w skali od 1:5000 do 1:25000. Oznaczenia graficzne na mapie muszą umożliwić jego późniejsze porównanie z projektami miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego .

Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego (mpzp)W systemie planowania przestrzennego mpzp to podstawowy dokument określający

przeznaczenie i zasady zagospodarowania i zabudowy terenu . Plan ten stanowi akt prawa miejscowego, co oznacza, że inaczej niż wymienione wcześniej akty planistyczne, jest on powszechnie obowiązujący na określonym terenie, w dokładnie wyznaczonych granicach. Na jego podstawie wydaje się decyzje administracyjne (np. o pozwoleniu na budowę, decyzje o zmianie sposobu użytkowania, decyzje o podziale nieruchomości). Również jedynie w mpzp można dokonać zmiany przeznaczenia gruntów rolnych lub leśnych na cele nierolnicze lub nieleśne. Przekazanie kompetencji do sporządzenia planu wójtowi/burmistrzowi/prezydentowi miasta i radzie gminy/miasta do jego uchwalenia decyduje o władztwie planistycznym gminy. Plan miejscowy musi być zgodny ze studium gminnym – zarówno co do zasięgu, jak i funkcji terenów przewidzianych w studium.

Co istotne dla lokalizacji OZE, zwłaszcza w województwie zachodniopomorskim, gminy pozbawione są władztwa planistycznego na terenach zamkniętych (obszarach o charakterze zastrzeżonym ze względu na obronność i bezpieczeństwo państwa – tere-nami takimi są np. poligony wojskowe, linie kolejowe) oraz na obszarach morskich, w tym na morskich wodach wewnętrznych, jak np. Zalew Szczeciński, Odra od Trasy Zamkowej w Szczecinie do ujścia, Dziwna, Świna). Władztwo planistyczne na tych terenach należy do wojewody (tereny zamknięte) i dyrektora urzędu morskiego (obszary morskie) .

Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego w części tekstowej jest treścią uchwały rady gminy, co wiąże się ze specyficzną formą jego zapisów w postaci naka-zów, zakazów, dopuszczeń, ograniczeń i innych przepisów ujętych zgodnie z techniką

151


legislacyjną w paragrafy, ustępy, punkty, litery i tirety (często ustalenia szczegółowe dla poszczególnych terenów ujmowane są w formie tabeli). Uchwała zawiera załączniki, z których najważniejszym (będącym integralną częścią mpzp) jest rysunek planu, czyli mapa wykonana w skali 1:1000 (w określonych przypadkach w skalach 1:500, 1:2000, 1:5000), przedstawiająca granice obowiązywania mpzp oraz linie rozgraniczające (gra-nice) terenów o różnym przeznaczeniu i różnym sposobie zagospodarowania wraz z ich oznaczeniem – symbolem literowym i liczbowym – który wyróżnia teren spośród innych.

Ustawą z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych wprowadzono istotne zmiany w zakresie możliwości lokalizowania elektrowni wiatro-wych. Lokalizacja tego typu elektrowni możliwa jest jedynie na podstawie mpzp, co w przypadku jego braku uniemożliwia ustalenie lokalizacji „decyzją lokalizacyjną”. Ustalono również, że nie wolno lokalizować elektrowni wiatrowej w odległości mniejszej niż dziesięciokrotność wysokości elektrowni wiatrowej mierzonej od poziomu gruntu do najwyższego punktu budowli, wliczając elementy techniczne, w szczególności wirnik wraz z łopatami (całkowita wysokość elektrowni wiatrowej) od budynku mieszkalnego (najwyższa elektrownia wiatrowa w Polsce ma 205 m, co oznacza, że obecnie musiałaby stanąć w odległości 2050 m od najbliższego budynku mieszkalnego). Działa to również w drugą stronę, tzn. zabrania się wznoszenia budynku mieszkalnego w takiej samej odle-głości od już istniejącej elektrowni. Lokalizacja elektrowni wiatrowej nie jest możliwa również w takiej samej odległości od ustanowionych form ochrony przyrody i leśnych kompleksów promocyjnych. Ta sama ustawa określiła również, że mpzp przewidujący możliwość lokalizacji budynków umożliwia lokalizację urządzenia wytwarzającego energię z odnawialnych źródeł energii, wykorzystującego energię wiatru, o mocy nie większej niż moc mikroinstalacji (czyli nie przekraczającej 40 kW – „instalacja prosu-mencka”) również w przypadku innego przeznaczenia terenu niż produkcyjne, chyba że ustalenia mpzp zakazują lokalizacji takich urządzeń. Wynika z tego, że jeżeli plan miejscowy wyraźnie nie zakazuje takich instalacji, każdy może zamontować, np. na dachu, urządzenie (do 40 kW) wykorzystujące wiatr do produkcji energii.

Z analiz sporządzanych przez samorząd województwa zachodniopomorskiego w 2014 r. wynika, że na terenie tego województwa obowiązywały 93 miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego przeznaczające tereny pod rozwój energetyki wiatro-wej, obejmujące obszar o powierzchni 58 812 ha. Potencjalne tereny rozwoju energetyki wiatrowej, przyjmując możliwość lokalizacji elektrowni w odległości nie mniejszej niż 1000 m od budynków mieszkalnych, obejmowały 462 obszary o łącznej powierzchni 26 132 ha, co pozwalało na wybudowanie elektrowni o mocy 2613 MW. Zaledwie 25% (6519 ha) terenu pokrywało się z uchwalonymi mpzp. Po wejściu w życie ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych terenów takich znacznie ubyło. Przy założeniu średniej wysokości realizowanych elektrowni wiatrowych wynoszącej około 150 m odległość od budynków mieszkalnych musiałaby wynieść 1500 m, co obniża potencjał terenów do lokalizacji elektrowni wiatrowych do około 360 MW.

152


Innymi dokumentami formalnymi sporządzanymi przez gminy, stanowiącymi podob-nie jak mpzp akty prawa miejscowego, są:

– miejscowy plan rewitalizacji, który jest szczególną formą planu miejscowego, odnoszący się do terenów wymagających rewitalizacji;

– uchwała określająca zasady i warunki sytuowania obiektów małej architektury, tablic reklamowych i urządzeń reklamowych oraz ogrodzeń, ich gabaryty, stan-dardy jakościowe oraz rodzaje materiałów budowlanych, z jakich mogą być wykonane, tzw. uchwała reklamowa.

Decyzje o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego i o warunkach zabudowy (decyzje „lokalizacyjne”)

Na obszarach, gdzie nie obowiązuje mpzp, działania inwestycyjne realizowane mogą być w oparciu o:

– decyzje o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego;– decyzje o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu .Nie wymagają wydania ww. decyzji roboty budowlane polegające na remoncie,

montażu lub przebudowie, jeżeli nie powodują zmiany sposobu zagospodarowania terenu i użytkowania obiektu budowlanego oraz nie zmieniają jego formy architektonicznej, a także nie są zaliczone do przedsięwzięć wymagających przeprowadzenia postępowania w sprawie oceny oddziaływania na środowisko, albo nie wymagające pozwolenia na budowę. W związku z tym instalowanie urządzeń na obiektach budowlanych, montaż pomp ciepła, urządzeń fotowoltaicznych o mocy do 40 kW oraz wolno stojących kolek-torów słonecznych, jak również np. docieplenie budynków o wysokości mniejszej niż 25 m można wykonywać bez uzyskiwania decyzji „lokalizacyjnych”.

Decyzje „lokalizacyjne” wprowadzono ustawą z dnia 27 marca 2003 r. o plano-waniu i zagospodarowaniu przestrzennym. W związku z uchyleniem wszystkich pla-nów zagospodarowania gmin uchwalonych przed 1995 r . oraz z powodu niewielkiego pokrycia powierzchni kraju nowymi mpzp ustawodawca przewidział dla terenów nie posiadających planów możliwość lokalizacji inwestycji na podstawie decyzji. Decyzje „lokalizacyjne” miały stanowić swego rodzaju namiastkę mpzp, do czasu gdy gminy uchwalą nowe plany, i być jedynie uzupełnieniem systemu planowania w szczególnych przypadkach. Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego pokrywały (wg GUS) w 2015 r. 29,7% powierzchni Polski, a województwo zachodniopomorskie w 19,0% (formalnie 19,4%, ponieważ planów miejscowych nie sporządza się na morskich wodach wewnętrznych, które zajmują 2% powierzchni województwa). Z tego powodu w 2015 r. w Polsce wydano 22,2 tys . decyzji o ustaleniu lokalizacji celu publicznego oraz 124,5 tys . decyzji o warunkach zabudowy, a w województwie zachodniopomorskim odpowiednio 1 i 6,5 tys. (wg GUS). Pomimo wzrostu pokrycia obszaru Polski planami miejscowymi i zmniejszenia liczby wydawanych decyzji, po 12 latach obowiązywania nowych prze-pisów decyzje, które miały być elementem stosowanym wyjątkowo, do uzupełniania istniejącej zabudowy w okresie dostosowywania się do nowych uwarunkowań prawnych, wciąż w wielu gminach są głównym instrumentem ustalania lokalizacji inwestycji.

153


Organem właściwym do wydawania „decyzji lokalizacyjnych” jest wójt/burmistrz/prezydent miasta z zastrzeżeniem, że:

– dla inwestycji celu publicznego o znaczeniu krajowym i wojewódzkim decyzje wydaje wójt, burmistrz albo prezydent miasta w uzgodnieniu z marszałkiem województwa;

– dla inwestycji celu publicznego oraz decyzji o warunkach zabudowy na terenach zamkniętych decyzje wydaje wojewoda;

– na obszarach morskich wód wewnętrznych, morza terytorialnego i wyłącznej strefy ekonomicznej stosuje się przepisy ustawy o obszarach morskich i admi-nistracji morskiej – pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń wydaje minister właściwy do spraw gospodarki morskiej .

Należy dodać, że ww. ustawa zabrania na obszarze morza terytorialnego i morskich wód wewnętrznych wznoszenia elektrowni wiatrowych.

Decyzją o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego można objąć jedynie te inwestycje, które realizują cele publiczne wymienione w ustawie z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami. Ustawa ta w art. 6. wymienia 17 rodzajów takich celów, m .in .:

– budowa, utrzymanie i wydzielanie gruntów pod drogi publiczne, drogi rowerowe, drogi wodne, linie kolejowe, lotniska, ciągi piesze, place, parki, promenady, bulwary;

– budowa i utrzymanie publicznych urządzeń służących do zaopatrzenia ludności w wodę; gromadzenia, przesyłania i oczyszczania ścieków oraz odzysku, uniesz-kodliwiania i składowania odpadów;

– budowa i utrzymywanie ciągów drenażowych, przewodów i urządzeń służą-cych do przesyłania lub dystrybucji płynów, pary, gazów i energii elektrycznej, a także innych obiektów i urządzeń niezbędnych do korzystania z tych przewodów i urządzeń;

– budowa i utrzymywanie obiektów administracji publicznej, wymiaru sprawiedli-wości, obronności państwa, bezpieczeństwa publicznego, szkolnictwa, ochrony zdrowia, przedszkoli, instytucji kultury, obiektów sportowych, ochrony środo-wiska, usług pocztowych, cmentarzy, zbiorników i innych urządzeń wodnych służących zaopatrzeniu w wodę, regulacji przepływów i ochronie przed powo-dzią, a także regulacja i utrzymywanie wód oraz urządzeń melioracji wodnych będących własnością Skarbu Państwa lub jednostek samorządu terytorialnego.

W kontekście odnawialnych źródeł energii warto podkreślić, że o ile budowa linii przesyłowych energii elektrycznej stanowi cel publiczny, to już urządzenia do wytwa-rzania tej energii celem takim nie są. Sytuacja bardziej złożona dotyczy elektrowni wodnych. Regulacja przepływów, ochrona przed powodzią, utrzymywanie urządzeń melioracji wodnych jest celem publicznym, ale wytwarzanie energii już nie, dlatego w przypadku takiej inwestycji w indywidualnych przypadkach o wyborze formalnego sposobu lokalizacji decydować może główna funkcja obiektu. Podobnie różnie może być interpretowana produkcja energii z biogazu na składowisku odpadów.

154


Pozostałe inwestycje w przypadku braku mpzp mogą być lokalizowane decyzjami o warunkach zabudowy. Jak wspomniano wcześniej, lokalizacja elektrowni wiatrowej może być dokonana jedynie na podstawie mpzp, co wyklucza ten rodzaj inwestycji z możliwości lokalizowania na podstawie decyzji o warunkach zabudowy. Ustalenie rodzaju decyzji ma istotne znaczenie, także przy lokalizowaniu inwestycji związanych z OZE, ponieważ oba rodzaje decyzji różnią sytuacje faktyczne, które mogą zdecydować o możliwości wydania takiej decyzji. Decyzja o warunkach zabudowy (dowz) wymaga ustalenia tzw. dobrego sąsiedztwa. Co najmniej jedna działka sąsiednia dostępna z tej samej drogi publicznej musi być zabudowana w sposób pozwalający na określenie wymagań dla nowej zabudowy w zakresie kontynuacji funkcji parametrów i cech nowej zabudowy. Ponadto teren objęty dowz musi mieć dostęp do drogi publicznej i nie być objęty obowiązkiem uzyskania zgody na przeznaczenie gruntów rolnych na cele nierol-nicze. W celu określenia, jaka funkcja ma być kontynuowana i jakie gabaryty obiektu budowlanego można dopuścić na działce objętej wnioskiem, wyznacza się wokół tej działki obszar analizowany (nie mniejszy niż trzykrotność szerokości działki i nie mniejszy niż 50 m) i na tym terenie dokonuje się analizy stanu zagospodarowania terenu, oblicza się średnie wysokości budynku, powierzchnie zabudowy i inne niezbędne parametry. Problematyczny jest brak zdefiniowania działki sąsiedniej, ustalenie minimalnego zasięgu obszaru analizy bez wskazania maksymalnego. Pozwoliło to na dowolne interpretacje sąsiedztwa, np. wyznaczenie obszaru analizowanego o promieniu 3 km i uznanie każ-dej działki w tym obszarze za sąsiednią. Warunek koniczności ustalenia sąsiedztwa oraz dostępu do drogi publicznej nie jest wymagany dla lokalizacji: linii kolejowych, obiektów liniowych i urządzeń infrastruktury technicznej. W tym przypadku również instalacje OZE były różnie interpretowane. Często orzecznictwo sądowe normowało, czy dany obiekt do produkcji energii z OZE jest urządzeniem infrastruktury technicz-nej, czy też nie. Dowolność interpretacji i sposobu ustalania wymogów dla nowych inwestycji (poparta orzecznictwem sądów administracyjnych) jest głównym powodem tego, że decyzje o warunkach zabudowy uznano za jeden z najsłabszych elementów systemu planowania, negatywnie wpływający na ład przestrzenny (Popielewski 2012, Zwolińska-Mańczak 2014).

Opracowanie ekofizjograficzne i prognoza oddziaływania na środowisko Opracowanie ekofizjograficzne jest obligatoryjnym dokumentem, który należy przy-

gotować przed przystąpieniem do sporządzenia: – projektu planu zagospodarowania przestrzennego województwa;– projektu studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego

gminy;– projektu miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego gminy .Opracowanie to dostarczać ma podstaw do racjonalnego gospodarowania zasobami

przyrody oraz prawidłowego kształtowania środowiska w celu zapewnienia na danym obszarze odpowiednich warunków do życia ludzi i funkcjonowania przyrody ożywionej oraz gospodarczej działalności człowieka (Racinowska-Ratajska i Racinowski 2006).

155


Dokładne wytyczne dotyczące sporządzania ekofizjografii określone zostały w roz-porządzeniu Ministra Środowiska w sprawie opracowań ekofizjograficznych z dnia 9 września 2002 r. (Dz.U. nr 155, poz. 1298). Zgodnie z art. 72 ust. 5. ustawy Prawo ochrony środowiska: przez opracowanie ekofizjograficzne rozumie się dokumentację charakteryzującą poszczególne elementy przyrodnicze na obszarze objętym studium lub planem i ich wzajemne powiązania.

Celem opracowania ekofizjograficznego jest sporządzenie inwentaryzacji, oceny, kwalifikacji danego terenu do różnego rodzaju zagospodarowania przestrzennego wraz ze wstępną prognozą, z jak najmniejszym naruszeniem równowagi przyrodniczej.

Prognozy oddziaływania na środowisko opracowuje się w ramach strategicznej oceny oddziaływania na środowisko, na podstawie zakresu wynikającego z art. 51 ust. 2 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (OOŚ).

Zgodnie z art. 46 ustawy OOŚ przeprowadzenia strategicznej oceny oddziaływania na środowisko wymagają m.in. projekty:

– koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju;– studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy;– planów zagospodarowania przestrzennego oraz strategii rozwoju regionalnego .Zgodnie z art. 51 ust. 2 ustawy OOŚ prognoza oddziaływania na środowisko powinna

zawierać w szczególności:– informacje dotyczące głównych celów projektowanego dokumentu oraz metod

sporządzania prognozy;– analizę istniejącego stanu środowiska oraz potencjalnych zmian tego stanu

w wyniku braku realizacji dokumentu;– stan środowiska na obszarach objętych przewidywanym znaczącym oddziaływaniem;– istniejące problemy ochrony środowiska istotne z punktu widzenia dokumentu,

dla którego prognoza jest sporządzana;– cele ochrony środowiska ustanowione na szczeblu międzynarodowym, wspólno-

towym i krajowym istotne z punktu widzenia projektowanego dokumentu oraz sposoby, w jakich te cele i problemy środowiska zostały uwzględnione podczas opracowywania dokumentu;

– przewidywane znaczące oddziaływanie na środowisko, w tym między innymi na różnorodność biologiczną, ludzi, zwierzęta, rośliny, wodę, powietrze, powierzchnię ziemi, krajobraz, klimat, zasoby naturalne, zabytki, czy też dobra materialne;

– rozwiązania mające na celu zapobieganie, ograniczanie lub kompensację przy-rodniczą negatywnych oddziaływań na środowisko, mogących być rezultatem realizacji projektowanego dokumentu, w szczególności na cele i przedmiot ochrony obszaru Natura 2000 oraz integralność tego obszaru;

– rozwiązania alternatywne do rozwiązań zawartych w projektowanym dokumencie wraz z uzasadnieniem ich wyboru oraz opis metod dokonania oceny prowadzą-cej do tego wyboru albo wyjaśnienie braku rozwiązań alternatywnych, w tym

156


wskazanie napotkanych trudności wynikających z niedostatków techniki lub luk we współczesnej wiedzy.

Podsumowanie

Zarządzanie, planowanie i rozwój produkcji energii ze źródeł odnawialnych wymaga wiedzy o systemie planowania przestrzennego i umiejętności stosowania dokumentów planistycznych. Każda lokalizacja wytwarzania energii wymaga bowiem rozpoznania stanu prawego w tym zakresie, a często konieczności zmiany tego stanu. System plano-wania przestrzennego i dokumenty tworzone w jego obrębie mają na celu harmonijne, racjonalne i dążące do minimalizacji konfliktów przestrzennych zagospodarowanie przestrzeni. Bezplanowa i chaotyczna lokalizacja produkcji energii ze źródeł odna-wialnych może prowadzić do zaburzenia ładu przestrzennego. System planowania na poziomie krajowym i wojewódzkim opisuje w większym stopniu politykę przestrzenną, priorytety i ogólne zasady. Dokumenty planistyczne na poziomie gminnym wskazują konkretne lokalizacje przewidziane pod różny sposób zagospodarowania. Prawidłowe i rzetelne podejście do planowania z właściwym zastosowaniem procedur oddziaływa-nia na środowisko w większości przypadków pozwala na porządkowanie przestrzeni.

157


Literatura Bąkowski T. 2004. Komentarz do ustawy z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu

przestrzennym (Dz.U. 03.80.717), w: T. Bąkowski, Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu prze-strzennym . Komentarz . Zakamycze, Kraków .

Borsa M. 2007. Podstawy urbanistyki i planowania przestrzennego. Materiały dla studentów Szkoły Głównej Handlowej w Warszawie, artykuł niepublikowany.

Cymerman R. 2010. Podstawy planowania przestrzennego i projektowania urbanistycznego. Wydawnictwo Uniwersytetu Warmińsko-Mazurskiego w Olsztynie.

Dutkowski M. 2010. System planowania przestrzennego. Publikacja internetowa (z późniejszymi uak-tualnieniami), https://www.arl-net.de/commin/polandpolska/system-planowania-przestrzennego (3.10.2016).

Jędraszko A. 2005. Zagospodarowanie przestrzenne w Polsce – drogi i bezdroża regulacji ustawowych. Unia Metropolii Polskich, Wydawnictwo Platan, Warszawa .

Mayer B . 1998 . Gospodarka przestrzenna – mechanizmy rozwoju, teorie i systemy . Polskie Towarzystwo Ekonomiczne, Szczecin.

Nowak W., Stachel A. 2004. Stan i perspektywy wykorzystania niektórych odnawialnych źródeł energii w Polsce. Wydawnictwo Uczelniane Politechniki Szczecińskiej, Szczecin.

Plan zagospodarowania przestrzennego województwa zachodniopomorskiego (PZPWZ). 2010. Szczecin.Popielewski A. 2012. Planowanie zagospodarowania przestrzennego – kolejna gruntowna reforma ograni-

czona do ustawy?, w: Kierunki reformy prawa planowania i zagospodarowania przestrzennego, red. I. Zachariasz. Lex a Wolters Kluwer business, Warszawa.

Racinowska-Ratajska M. 2012. Czas na zmiany, wykorzystanie niekonwencjonalnych źródeł energii na terenie województwa zachodniopomorskiego. Zachodniopomorski Dwumiesięcznik Oświatowy „Refleksje”. Ekologia i turystyka, lipiec/sierpień 2012, Szczecin.

Racinowska-Ratajska M., Racinowski R. 2006. Rzeźba terenu jako wiodąca cecha ekofizjograficznej oceny środowiska. XV seminarium naukowe z cyklu „Regionalne problemy ochrony środowiska”. Politechnika Szczecińska, Wydział Budownictwa i architektury, Katedra Geotechniki, Tuczno.

Racinowski R. 1987. Wprowadzenie do fizjografii osadnictwa. PWN, Warszawa.Raport (IEO) EC BREC IEO „Potencjał energetyki wiatrowej i biomasy w województwie zachodniopo-

morskim do roku 2020/2030”. 2011. Instytut Energetyki Odnawialnej.Szwajdler W. 2010. Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego gminy a studium uwarunkowań

i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy. „Samorząd Terytorialny” 2010/5, s. 34–45. Śleszyński P., Komornicki T., Deręgowska A., Zielińska B. 2015. Analiza stanu i uwarunkowań prac pla-

nistycznych w gminach w roku 2013. PAN IGiPZ. Warszawa.Zwolińska-Mańczak A. 2014. Prawne regulacje dotyczące planowania i zagospodarowania przestrzen-

nego barierą w wykorzystaniu potencjału energetyki wiatrowej w Polsce. Krytyka Prawa, tom 5, s . 669–691 .

Akty prawne Ustawa z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (Dz.U. z 2016 r., poz.

778, z późn. zm.).Ustawa z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale

społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U. 2016 r., poz. 353, z późn. zm.).

Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz.U. 2016 r., poz. 672, z późn. zm.).Ustawa z dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody (Dz.U. z 2015 r., poz. 1651, z późn. zm.).Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. z 2015 r., poz. 478, z późn. zm.).

158


Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 2016 r., poz. 266, z późn. zm.);Ustawa z dnia 3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych (Dz.U. 2015 r., poz. 909, z późn. zm.).Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. Prawo wodne (Dz.U. z 2015 r., poz. 469, z późn. zm.).Ustawa z dnia 21 marca 1991 r . o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej

(Dz.U. z 2013 r., poz. 934, z późn. zm.).Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz. U. z 2016 r., poz.

961) .Ustawa z dnia 24 kwietnia 2015 r. o zmianie niektórych ustaw w związku ze wzmocnieniem narzędzi

ochrony krajobrazu (Dz.U. z 2015 r., poz. 774 z, z późn. zm.).Ustawa z dnia 9 października 2015 r. o rewitalizacji (Dz.U. z 2015 r., poz. 1777, z późn. zm.).Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 26 sierpnia 2003 r. w sprawie wymaganego zakresu pro-

jektu miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego (Dz.U. nr 164 poz. 1587). Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 26 sierpnia 2003 r. w sprawie sposobu ustalania wymagań

dotyczących nowej zabudowy i zagospodarowania terenu w przypadku braku miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego (Dz.U. nr 164 poz. 1588).

Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 28 kwietnia 2004 r. w sprawie zakresu projektu studium uwarunkowań kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy (Dz.U. nr 118, poz. 1233).

Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 9 września 2002 r. w sprawie opracowań ekofizjograficznych (Dz.U. nr 155 poz. 1298).

159

Szymon WalczakiewiczPotencjał aeroenergetyczny i solarny województwa

zachodniopomorskiego

Szymon WalczakiewiczPracownia Klimatologii i Meteorologii, Instytut Nauk o Morzu, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński, ul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

POTENCJAŁ AEROENERGETYCZNY I SOLARNY WOJEWÓDZTWA ZACHODNIOPOMORSKIEGO

Słowa kluczowe: warunki meteorologiczne, energia wiatrowa, energia słoneczna, wiatr i Słońce, Pomorze Zachodnie

Wstęp

Słońce i jego energia są główną przyczyną procesów, które zachodzą na Ziemi oraz w jej atmosferze. Gdyby nie one, życie na naszej planecie nie byłoby możliwe. Ludzie, zwierzęta i rośliny byłyby zagrożone. Również z klimatologicznego punktu widzenia tak zwany system klimatyczny Ziemi bez energii dostarczanej z zewnątrz nie mógłby funkcjonować (Korzeniowski 2016).

Innym ważnym elementem pogody oraz klimatu wynikającym z nierównomier-nego dopływu energii promieniowania słonecznego, związanym z kształtem Ziemi, jest cyrkulacja atmosfery. Jednym z czynników cyrkulacyjnych jest wiatr (Kożuchowski 2011), czyli poziomy ruch powietrza względem powierzchni Ziemi (Wybig 2009). Wiatr wywołany jest poziomym gradientem ciśnienia i działają na niego trzy siły: siła Coriolisa, siła odśrodkowa i siła tarcia (Niedźwiedź 2003).

Rozkład podstawowych elementów pogody i klimatu (promieniowania słonecznego, pola ciśnienia, prędkości i kierunku wiatru, temperatury powietrza, opadu atmosferycz-nego) jest zróżnicowany na Ziemi i zależy od wielu czynników. Do podstawowych należą:

– szerokość geograficzna,– odległość od mórz i oceanów,– ukształtowanie powierzchni terenu (rodzaj podłoża, szorstkość, kąt nachylenia itp.),– wysokość nad poziomem morza,– występowanie prądów morskich,– szata roślinna,– działalność człowieka.Mimo niedużego obszaru, jaki zajmuje województwo zachodniopomorskie, rozkład

elementów meteorologicznych i klimatycznych jest tutaj znacznie zróżnicowany. Do najbardziej istotnych czynników klimatotwórczych można w przypadku tego regionu

160

Szymon Walczakiewicz

zaliczyć szerokość geograficzną, odległość od Bałtyku, ukształtowanie terenu, w tym stanowiącą jego cechę wysokość nad poziomem morza (Koźmiński i in. 2012).

Czynniki solarne

Życie na Ziemi możliwe jest dzięki energii przenoszonej wskutek promieniowania słonecznego będącego promieniowaniem krótkofalowym. Wielkość energii, jaką otrzy-muje nasza planeta, określana jest raptem na jedną dwumiliardową całkowitej energii promieniowania Słońca (Wybig 2009). Czas dotarcia energii ze Słońca do powierzchni Ziemi wynosi 20 000 lat, co oznacza, że ta obecna powstała w plejstocenie (Woś 2010). Nieco ponad 99% tej energii ma długość fali mniejszą od 4 µm. Około 7% promieniowa-nia słonecznego stanowią fale ultrafioletowe, których długość jest mniejsza od 0,4 µm, 46% to światło widzialne w zakresie 0,4–0,7 µm, pozostałe 47% to fale podczerwone (> 0,7 µm) (Wybig 2009). Ilość promieniowania słonecznego, które pada na poziomą powierzchnię Ziemi, nazywamy insolacją lub nasłonecznieniem (Niedźwiedź 2003). Wielkość tej energii promieniowania Słońca na górnej granicy atmosfery, padającej na prostopadłą powierzchnię, wynosi około 1370 W/m2 (tzw. stała słoneczna). Docierające do powierzchni Ziemi promieniowanie słoneczne (zwane promieniowaniem bezpo-średnim) ulega częściowo osłabieniu (ekstynkcji) w wyniku rozpraszania (dyfuzja), pochłaniania (absorpcja) i odbicia (refleksja) (Koźmiński i Michalska 2008) (Ryc. 1). O ilości energii docierającej do powierzchni Ziemi w jednostce czasu (np. doba, miesiąc, rok) decyduje długość dnia. Wielkość tę nazywamy często sumą promieniowania, wyrażoną w MJ/m2. Sumując promieniowanie bezpośrednie i promieniowanie rozpro-szone otrzymamy promieniowanie całkowite. Można je obliczyć za pomocą formuły Davisa (Kożuchowski 2011, za Fortuniak 2003):

K = I + i = I0 ∙ sinh ∙ Awa ∙ Ada ∙ (1+ Aws ∙ Ads ∙ Ars) / 2gdzie:K – promieniowanie całkowite padające na powierzchnię Ziemi,I0 – stała słoneczna,I – promieniowanie bezpośrednie,i – promieniowanie rozproszone,h – wysokość tarczy słonecznej nad horyzontem,Awa – współczynnik pochłaniania przez parę wodną,Ada – współczynnik pochłaniania przez aerozole,Aws – współczynnik rozpraszania przez cząsteczki wody,Ads – współczynnik rozpraszania przez aerozole,Ars – współczynnik rozpraszania przez cząstki suchego, czystego powietrza.

161

Potencjał aeroenergetyczny i solarny województwa zachodniopomorskiego

Istnieje też dużo bardziej ogólny wzór, który można zastosować do obliczenia promie-niowania całkowitego na powierzchni Ziemi. Jego formuła wynika z prawa Bouguera-Lamberta i ma postać (Marosz i Wyszkowski 2010):

I = I0 ∙ pm ∙ sinh + Id

gdzie:I – promieniowanie całkowite padające na powierzchnię Ziemi,I0 – stała słoneczna,h – wysokość tarczy słonecznej nad horyzontem,Id – promieniowanie rozproszone (stanowi około 40% promieniowania bezpośredniego

[I0 ∙ pm ∙ sinh]),

p – współczynnik przezroczystości atmosfery (zależy w głównej mierze od ilości pary wodnej i zapylenia atmosfery, przyjmuje on wartości od około 0,72 na równiku do 0,82 na biegunach, a w Polsce od 0,75 latem do 0,85 zimą; Koźmiński i Michalska 2008),

m – masa optyczna atmosfery (droga, którą pokonują promienie słoneczne przedostając się przez atmosferę do powierzchni Ziemi), można ją obliczyć ze wzoru:

m =

Ryc. 1. Średni bilans promieniowania krótkofalowego. Źródło: Trenberth i in. 2009, zmienione.

1sinh

162


Osłabianie promieniowania przez rozpraszanie oznacza kilkakrotną zmianę kie-runku promieniowania słonecznego. Zjawisko to odbywa się dzięki obecności cząstek gazów atmosferycznych, aerozoli i cząstek chmur. Przy pełnym zachmurzeniu nieba do powierzchni Ziemi dociera wyłącznie promieniowanie rozproszone. Dzięki roz-praszaniu możemy obserwować niebieską barwę nieba, żółtą i czerwoną Słońca lub białą chmur. Około 25% promieniowania słonecznego dochodzącego do górnej granicy przechodzi w atmosferze w promieniowanie rozproszone (Chromow 1969, Woś 1995). Promieniowanie rozproszone docierające do powierzchni Ziemi stanowi w warunkach polskich średnio około 40–55% promieniowania całkowitego (Marosz i Wyszkowski 2010).

Absorbcja, jako kolejne zjawisko osłabiania promieniowania słonecznego, to przej-mowanie energii promieniowania przez cząsteczki gazu, aerozolu lub krople wody. Tlen, ozon, para wodna czy dwutlenek węgla to jedne z substancji, które pochłaniają promieniowanie słoneczne w pewnych zakresach długości fali (Tab. 1) (Wybig 2009). Przez atmosferę jest pochłaniane około 23% promieniowania słonecznego.

Ostatnim zjawiskiem powodującym ekstynkcję promieniowania słonecznego jest odbicie fali (tzw. promieniowanie odbite). Powoduje ono zmianę kierunku promie-niowania przy braku zmiany długości fali (Wybig 2009). Wielkość odbijanej energii zależy od rodzaju powierzchni, jej szorstkości, koloru oraz kąta padania promieni sło-necznych (Koźmiński i Michalska 2008). Ciemniejsze przedmioty pochłaniają więcej promieniowania niż jasne, np. asfalt i beton pochłaniają około 80% promieniowania, a świeżo spadły śnieg tylko 5% (Tab. 2). Stosunek promieniowania odbitego (Po) do całkowitego (Pc) nazywamy albedem:

A =

Może być ono wyrażone w procentach lub ułamkach dziesiętnych (Niedźwiedź 2003). Około 30% promieniowania słonecznego ulega odbiciu.

Tab. 1. Pasma pochłaniania promieniowania słonecznego w atmosferze.Substancja Pasma pochłaniania

Tlen (O2) 0,01–0,2 µmOzon (O3) 0,2–0,3 µmPara wodna (H2O) 0,81 µm; 0,93 µm; 1,13 µm; 1,37–2,66 µmDwutlenek węgla (CO2) 2,3–3,0 µm

Źródło: Kożuchowski 2009, za: Kędziora 1995, zmienione.

Promieniowanie docierając do powierzchni Ziemi (promieniowanie całkowite = pro-mieniowanie bezpośrednie + rozproszone), jest częściowo odbite od niej (promieniowanie odbite) oraz częściowo pochłonięte przez nią (promieniowanie pochłonięte [Ip]). Aby obliczyć, ile tego promieniowania otrzymała Ziemia, należy wykorzystać wzór:

PO

PC

163


Ip = gdzie:I0 – stała słoneczna,p – współczynnik przezroczystości atmosfery,m – masa optyczna atmosfery,h – wysokość tarczy słonecznej,Id – promieniowanie rozproszone,A – albedo .

Tab. 2. Albedo wybranych powierzchni w zakresie promieniowania słonecznego.

Powierzchnia Albedo (%) Powierzchnia Albedo (%)

Woda morska h = 60° 3 Trawa 16–26

Woda morska h = 10° 29 Tereny zurbanizowane 13–15

Lód lodowcowy 20–40 Dachy pokryte smołą 8–18Śnieg zleżały 42–70 Las iglasty 5–15Suchy piasek 35–45 Las liściasty 10–20

Wilgotny piasek 20–30 Zboże w pełni rozwoju 21Torf 5–15 Pola ziemniaków 18–19

h – wysokość Słońca. Źródło: White i in. 1992, za: Kożuchowski 2009.

Najbardziej powszechnym przyrządem do pomiaru natężenia promieniowania cał-kowitego, rozproszonego i odbitego jest pyranometr. Powinien on być umieszczony na wysokości co najmniej 1,5 m nad gruntem. W przypadku pomiaru promieniowania odbitego pyranometr jest skierowany swoją kopułą do dołu (gruntu). Dwa pyranometry, z których jeden jest ustawiony poziomo kopułą do góry, a drugi do dołu, nazywamy albedometrem (Wyszkowski 2009) lub albedomierzem (Niedźwiedź 2003). Innymi przykładowymi przyrządami mierzącymi promieniowanie są: aktynometr do pomiaru natężenia promieniowania bezpośredniego i solarymetr do pomiaru natężenia promie-niowania bezpośredniego, rozproszonego i całkowitego (Koźmiński i Michalska 2008).

Skład i proporcje promieniowania całkowitego są uzależnione w całości od usłonecz-nienia . Usłonecznieniem nazywamy czas, kiedy tarcza słoneczna nie jest zasłonięta przez żadną przeszkodę, głównie chmury. Określa się je jako liczbę godzin z występowaniem promieniowania bezpośredniego (Niedźwiedź 2003). Na przestrzeni lat powstało kilka różnych definicji, które zostały zebrane i porównane przez Matuszko (2009). Jedna z ostatnich mówi, że usłonecznienie to przedział czasu, w którym do powierzchni Ziemi dochodzi bezpośrednie promieniowanie słoneczne o wartości powyżej 120 W/m2 (Bryś 2015, za Podogrocki 2007). Usłonecznienie zależy głównie od szerokości geograficznej,

I0 ∙ pm ∙ sinh + Id

(1 – A)

164


która wpływa na długość dnia, jak i od zachmurzenia. W literaturze można spotkać najczęściej cztery główne opisy usłonecznienia:

– usłonecznienie potencjalne (możliwe) – jest równe długości czasu trwania dnia przy braku zachmurzenia od wschodu do zachodu Słońca, w Polsce, w ciągu roku, jest to około 4400 h;

– usłonecznienie rzeczywiste – jest równe liczbie godzin, kiedy do punktu pomiaro-wego dochodzi promieniowanie słoneczne, w Polsce wynosi ono około 1500 h na rok;

– usłonecznienie względne – to stosunek usłonecznienia rzeczywistego do usło-necznienia potencjalnego, wyrażone jest w procentach (Kożuchowski 2014);

– usłonecznienie bezwzględne – jest równe długości czasu trwania dnia astrono-micznego (Marosz i Wyszkowski 2010).

Do pomiaru usłonecznienia rzeczywistego służy w Polsce heliograf Campbella-Stockesa. Składa się on ze szklanej kuli o średnicy 10 cm skierowanej na południe, która przymocowana jest do metalowego statywu. Przechodzące przez kulę promieniowanie słoneczne jest skupiane, a następnie wypala ono ślad na heliogramie (kartonowe paski). Pasków są trzy rodzaje i umieszcza się je w heliografie w zależności od pory roku (Wyszkowski 2009). W dni bezchmurne promienie słoneczne wypalają ślad na pasku, gdy pojawia się zachmurzenie – wypalanie jest przerywane. Podczas pochmurnego dnia pasek jest „czysty”. Ciekawa sytuacja występuje w trakcie zachmurzenia chmurami pię-tra wysokiego, wtedy na pasku zostaje przypalony na brązowo ślad (przy braku chmur ślad w pasku jest całkowicie wypalony – pojawiają się otwory) (Koźmiński i in. 2012).

Czynniki cyrkulacyjne

Gdyby nie ruch powietrza, który wywołuje wiatr, w Polsce nie mielibyśmy na przy-kład napływów gorącego powietrza zwrotnikowego z południa Europy, którego więk-szość z nas oczekuje latem. Warunki aerosanitarne uległyby znacznemu pogorszeniu, ze względu na brak wymiany powietrza. Wiatr jako wielkość wektorowa musi być opisany kierunkiem i prędkością. Prędkość wyrażamy głównie w m/s, km/h, a czasami w Mm/h (mile morskie na godzinę, tzw. węzły). Za kierunek wiatru przyjmuje się skąd on wieje, czyli wiatr zachodni oznacza przemieszczanie się powietrza z zachodu na wschód. Wyznacza się go przez podanie kąta azymutu między kierunkiem północnym a kierunkiem, z którego wieje wiatr. Do graficznego przedstawienia częstości wystę-powania kierunku wiatru stosuje się różę wiatru. Najczęściej jest ona 16-kierunkowa (N – północ, NNE – północ, północny wschód, NE – północny wschód, ENE – wschód, północny wschód, E – wschód, ESE – wschód, południowy wschód, SE – południowy wschód, SSE – południe, południowy wschód, S – południe, SSW – południe, południowy zachód, SW – południowy zachód, WSW – zachód, południowy zachód, W – zachód, WNW – zachód, północny zachód, NW – północny zachód, NNW – północ, północny zachód) (Ryc. 2). Róża wiatru może też przedstawiać, obok kierunku, prędkość wiatru, tzw. róża kierunkowo-prędkościowa (Kożuchowski 2009, Wyszkowski 2009).

165


Ryc. 2. Róża wiatru.

Jak wspomniano wcześniej, wiatr powstaje głównie w wyniku różnicy ciśnienia, którą określa poziomy gradient ciśnienia. W związku z tym, że Ziemia obraca się wokół własnej osi (ruch obrotowy), na wszystkie poruszające się obiekty działa siła Coriolisa . Powoduje ona odchylenia toru ruchu obiektu w prawo na półkuli północnej i w lewo na południowej. Warto podkreślić, że nie zmienia ona prędkości, tylko kierunek. Na wielkość tego odchylania wpływa szerokość geograficzna oraz prędkość poruszającego się obiektu (np. przemieszczającego się powietrza). Zatem wartości siły Coriolisa rosną od równika ku biegunom oraz w momencie wzrostu prędkości wiatru. Dodatkowo na obiekty, które poruszają się ruchem krzywoliniowym, działa siła odśrodkowa. Jest ona tym większa, im wyższa prędkość obiektu i mniejszy promień krzywizny toru, na którym odbywa się ruch. Do około 1–1,5 km od powierzchni gruntu na przemieszcza-jące się powietrze działa ostatnia wymieniona siła – siła tarcia . Powoduje ona spadek prędkości oraz zmianę kierunku poruszania. Siła ta zależy od szorstkości podłoża. Jest mniejsza nad płaskim terenem, np. nad wodą, a większa nad urozmaiconym terenem, np. zabudowy miejskiej (Koźmiński i Michalska 2008, Kożuchowski 2009).

Wiatr, oprócz prędkości i kierunku cechuje jeszcze jego energia i moc. Powietrze będące w ruchu posiada energię kinetyczną zależną od prędkości przemieszczającej się porcji powietrza oraz jego masy:

Ek = ∙ m ∙ V 2 [J = kg ∙ m2 ∙ s-2]

gdzie:Ek – energia kinetyczna,m – masa,V – prędkość wiatru.

12

166


Ze względu na trudność w obliczaniu masy powietrza należy zastąpić ją iloczynem powierzchni przekroju prostopadłego do kierunku wiatru, prędkości wiatru, czasu i gęsto-ści powietrza. Otrzymujemy wzór energii kinetycznej wiatru, informujący o energii, jaką przenosi porcja powietrza o prędkości V, gęstości ρ, powierzchni przekroju S w danym czasie t. Zatem energia kinetyczna wiatru przypadająca na 1 m2 wyniesie (Wybig 2009, Kożuchowski 2011, Kożuchowski 2014):

Ek = ∙ S ∙ V ∙ t ∙ ρ ∙ V 2 = ∙ S ∙ t ∙ ρ ∙ V 3 = ∙ t ∙ ρ ∙ V 3 [Wh/m2]

gdzie:S – powierzchnia przekroju prostopadła do kierunku wiatru,V – prędkość wiatru,t – czas,ρ – gęstość powietrza.

Z kolei mocą wiatru określa się szybkość wytwarzania energii, czyli stosunek paczki energii do przedziału czasu:

M = [W = J/s]

gdzie:M – moc wiatru,dE – paczka energii,dt – przedział czasowy.

Po podstawieniu do powyższego wzoru za dE energii kinetycznej wiatru otrzymu-jemy moc wiatru na jednostkę powierzchni (1 m2), tzw. gęstość mocy (Wybig 2009; Kożuchowski 2011; Kożuchowski 2014):

M = = ∙ ρ ∙ V 3 [W/m2]

gdzie:t – czas,ρ – gęstość powietrza,V – prędkość wiatru.

Energia wiatru jest tym większa, im większa jest powierzchnia prostopadła do kie-runku wiatru. Zależy również od kształtu powierzchni (przeszkody), na którą oddzia-łuje wiatr, ze względu na różną formę przepływu powietrza przez nią lub wokoło niej (Kożuchowski 2014).

12

12 1

2

12

dEdt

∙ t ∙ ρ ∙ V 3

t

12

167


Możliwości wykorzystania energii słonecznej i wiatrowej

Promieniowanie słoneczne oraz wiatr są źródłami energii odnawialnej. W ostatnich latach ich udział w energetyce odnawialnej jest coraz to większy. Udział wytworzonej energii w 2014 r. w Polsce dla energii wiatru wynosił 8,18%, a dla energii promienio-wania słonecznego 0,2% (Główny Urząd Statystyczny 2015).

Pozyskanie w pełni energii Słońca napotyka jeszcze na problemy natury technicz-nej, dotyczące jej magazynowania oraz zamiany energii promieniowania na ciepło i pracę. Obecnie można wykorzystać energię promieniowania słonecznego w formie aktywnej i pasywnej. Do aktywnych form należą metody fototermiczne (pozyskanie ciepła) i fotowoltaiczne (pozyskanie energii elektrycznej) przekształcania (konwersji) energii promieniowania (Wybig 2009). Dodatkowo metody fotowoltaiczne mogą być niskotemperaturowe, kiedy absorbują tylko promieniowanie słoneczne, oraz wyso-kotemperaturowe, gdy stosowane są specjalne kolektory skupiające promieniowanie słoneczne (IOZE 2011). Natomiast metody pasywne to takie, które wykorzystują rozwią-zania architektoniczne w budownictwie. Odpowiednie rozmieszczenie okien, ścian czy izolacji termicznych może zapewnić odpowiednią termikę pomieszczeń, zapobiegając ich nadmiernemu „przegrzaniu” i „wychłodzeniu” (Wybig 2009).

W celu pozyskania energii promieniowa słonecznego wykorzystuje się szereg tech-nologii zastosowanych w różnych urządzeniach. Można do nich zaliczyć obiekty podane poniżej.

– Kolektory słoneczne – aktywne, fototermiczne, niskotemperaturowe urządze-nia, w których pochłanianie promieniowania słonecznego odbywa się na odsłoniętym metalu w kolorze czarnym (tzw. adsorber), który osłonięty jest przezroczystą powłoką, aby ograniczyć straty ciepła przez promieniowanie i przewodnictwo. Promieniowanie zamieniane jest na ciepło, które jest gromadzone i następnie transportowane przy użyciu materii płynnej lub gazowej (tzw. czynnik). Substancjami przenoszącymi ciepło mogą być freony, amoniak lub propan ze względu na swoją niską temperaturę wrzenia. Ciepło transportowane jest głównie do grzejników lub basenów.

– Stawy słoneczne – aktywne, fototermiczne, niskotemperaturowe urządzenie w for-mie rozległego basenu wypełnionego solanką. Zasolenie największe jest blisko dna i maleje ku powierzchni. Przy powierzchni znajduje się najmniej zasolona woda lub woda słodka. Adsorberem jest słona woda przy dnie zbiornika. Środkowa część wody słonej o mniejszym zasoleniu pełni rolę warstwy pośredniej (buforowej), gdzie ustają ruchy wymiany ciepła przez konwekcję (tzw. warstwa bezkonwekcyjna). Natomiast warstwa wody przy powierzchni jest izolatorem. Padające na zbiornik promieniowanie słoneczne przenika do dna, gdzie po dotarciu nie może już się wydostać dzięki warstwie buforowej. Energia zamieniana jest na ciepło, a temperatura wody wzrasta.

– Wieże solarne (ang. solar power tower) – aktywne, fototermiczne, wysokotempera-turowe rozwiązanie pozyskiwania energii słonecznej. Są różne rodzaje takich elektrowni. Jedna z nich wykorzystuje zwierciadła (heliostaty), aby skupić promieniowanie sło-neczne na małej powierzchni, jaką jest wieża w centralnej części elektrowni (adsorber).

168


Następnie czynnik, którego temperatura może przekraczać 500°C, jest ochładzany, dzięki czemu powstaje para wodna, która napędza turbiny parowe generujące prąd elektryczny. Energia promieniowania słonecznego w takich elektrowniach zamieniana jest w energię kinetyczną, a następnie w elektryczną.

– Baterie fotowoltaiczne – aktywne urządzenia, które zamieniają energię światła słonecznego bezpośrednio w energię elektryczną. Czynnikiem są tutaj nie substancje płynne lub gazowe, ale półprzewodniki, zazwyczaj krzemowe (Wybig 2009).

Wykorzystanie energii wiatrowej wydaje się prostsze niż energii słonecznej, a do jej pozyskania używa się wiatraków z zamontowanymi turbinami wiatrowymi. One z kolei zamieniają energię kinetyczną wiatru na energię elektryczną. Moc i energia wiatru są wprost proporcjonalne do jego prędkości, czyli im wyższa prędkość, tym większa moc i energia, jednak do pewnego momentu. Specyfikacja techniczna zasto-sowanej turbiny określa tzw. energię użyteczną wiatru, czyli konkretny przedział prędkości. Dolna granica tego przedziału (prędkość rozruchowa) to moment, od którego turbina rozpoczyna pracę, natomiast górna granica (prędkość wyłączenia) to chwila, gdy turbina nie produkuje energii, jest zatrzymana (Wybig 2009). Energia użyteczna stanowi tylko część całkowitej energii wiatru, a jej dolną granicę określa się na około 4 m/s (Kożuchowski 2011), natomiast górną na 25 lub 30 m/s (Wybig 2009). Ważnym elementem energii użytecznej wiatru jest tzw. prędkość nominalna, która określa prędkość wiatru, przy której dana turbina osiąga swoją moc nominalną, to znaczy, że powyżej tej prędkości moc siłowni pozostanie praktycznie bez zmian. Zazwyczaj wartość ta wynosi 14 m/s. Turbiny wiatrowe montowane są na pewnej wysokości nad gruntem, ze względu na zwiększone tarcie przy powierzchni Ziemi – prędkość wiatru zazwyczaj rośnie z wysokością. Pomiary wiatru odbywają się na stacjach meteorologicznych z reguły na wysokości 10 m n.p.g. Zatem ważne jest poznanie zmian prędkości, a co za tym idzie i energii wiatru w profilu pionowym. Jest to niezbędne do oceny zysków energii z budowy elektrowni wiatrowej, której turbiny znajdują się znacznie wyżej od wiatromierzy. Profil pionowy prędkości wiatru zależy głównie od tarcia, które warunkuje szorstkość podłoża, oraz od gradientu termicznego wskazującego równowagę pionową powietrza, która wpływa na pionową wymianę pędu w dolnej warstwie troposfery. Aby określić zmiany prędkości wiatru wraz z wysokością, należy zastosować wzór Hellmana-Suttona (Wybig 2009):

183

wiatrowej, której turbiny znajdują się znacznie wyżej od wiatromierzy . Profil pionowy

prędkości wiatru zależy głównie od tarcia, które warunkuje szorstkość podłoża, oraz od

gradientu termicznego wskazującego równowagę pionową powietrza, która wpływa na

pionową wymianę pędu w dolnej warstwie troposfery . Aby określić zmiany prędkości wiatru

wraz z wysokością, należy zastosować wzór Hellmana-Suttona (Wybig 2009):𝑣𝑣𝑣𝑣𝑧𝑧𝑧𝑧𝑣𝑣𝑣𝑣10

= (𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧10

)∝

gdzie:v – prędkość wiatru na danej wysokości (vz) oraz 10 m (v10),z – wysokość pomiaru prędkości wiatru z danej wysokości (z) i z 10 m (z10),α – wykładnik będący funkcją szorstkości podłoża, równowagi pionowej powietrza i średniejprędkości wiatru w warstwie od 10 m (v10) do danej wysokości (vz) .

Na podstawie tego wzoru można wywnioskować, że skoro w pionowym profilu

atmosfery zmienia się prędkość wiatru z wysokością, to musi zmieniać się też jego energia .

Aby ją obliczyć, należy odnieść się do podanego wyżej wzoru na energię kinetyczną wiatru

obliczoną dla wysokości 10 m . n .p .g . (Wybig 2009):

𝐸𝐸𝐸𝐸𝑧𝑧𝑧𝑧 = 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑘𝑘𝑘𝑘 ∙ (𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧𝑧10

)3𝛼𝛼𝛼𝛼

gdzie:Ez – energia wiatru na danej wysokości,Ek – energia kinetyczna wiatru,z – wysokość pomiaru prędkości wiatru z danej wysokości (z) i z 10 m (z10),α – wykładnik będący funkcją szorstkości podłoża, równowagi pionowej powietrza i średniejprędkości wiatru w warstwie od 10 m (v10) do danej wysokości (vz) .

Warunki solarne i anemometryczne województwa zachodniopomorskiego

Na klimat województwa zachodniopomorskiego w największym stopniu mają wpływ:

szerokość geograficzna, ukształtowanie i powierzchnia terenu oraz odległość od morza .Rzeźbę

tego regionu charakteryzują wysoczyzny morenowe w typie pagórkowatym i falistym . Strefa

wysoczyznowa, a szczególnie czołowomorenowa, silnie wpływa na rozkład przestrzenny

elementów meteorologicznych . Na klimat omawianego regionu duży wpływ wywierają

również zbiorniki wód powierzchniowych, które zajmują dużą powierzchnię (Koźmiński i in .

2012) . Poniższa analiza wybranych parametrów meteorologicznych w województwie

zachodniopomorskim oparta została głównie na Atlasie zasobów i zagrożeń klimatycznych

Pomorza (2004) .

Warunki solarne

gdzie:v – prędkość wiatru na danej wysokości (vz) oraz 10 m (v10),z – wysokość pomiaru prędkości wiatru z danej wysokości (z) i z 10 m (z10),α – wykładnik będący funkcją szorstkości podłoża, równowagi pionowej powietrza i średniej

prędkości wiatru w warstwie od 10 m (v10) do danej wysokości (vz) .

183







)∝







)3𝛼𝛼𝛼𝛼











Pomorza (2004) .

Warunki solarne

169


Na podstawie tego wzoru można wywnioskować, że skoro w pionowym profilu atmosfery zmienia się prędkość wiatru z wysokością, to musi zmieniać się też jego energia. Aby ją obliczyć, należy odnieść się do podanego wyżej wzoru na energię kinetyczną wiatru obliczoną dla wysokości 10 m. n.p.g. (Wybig 2009):

183







)∝







)3𝛼𝛼𝛼𝛼











Pomorza (2004) .

Warunki solarne

gdzie:Ez – energia wiatru na danej wysokości,Ek – energia kinetyczna wiatru,z – wysokość pomiaru prędkości wiatru z danej wysokości (z) i z 10 m (z10),α – wykładnik będący funkcją szorstkości podłoża, równowagi pionowej powietrza i średniej

prędkości wiatru w warstwie od 10 m (v10) do danej wysokości (vz) .


Na klimat województwa zachodniopomorskiego w największym stopniu mają wpływ: szerokość geograficzna, ukształtowanie i powierzchnia terenu oraz odległość od morza. Rzeźbę tego regionu charakteryzują wysoczyzny morenowe w typie pagórkowatym i falistym. Strefa wysoczyznowa, a szczególnie czołowomorenowa, silnie wpływa na rozkład przestrzenny elementów meteorologicznych. Na klimat omawianego regionu duży wpływ wywierają również zbiorniki wód powierzchniowych, które zajmują dużą powierzchnię (Koźmiński i in. 2012). Poniższa analiza wybranych parametrów mete-orologicznych w województwie zachodniopomorskim oparta została głównie na Atlasie zasobów i zagrożeń klimatycznych Pomorza (2004).

Warunki solarneJak wspomniano wyżej, promieniowanie słoneczne zależy od usłonecznienia, które

z kolei zależy głównie od zachmurzenia, szerokości geograficznej i wysokości nad poziomem morza. Średnia roczna suma promieniowania całkowitego jest najwyższa w zachodniej części Pobrzeża Koszalińskiego (> 3800 MJ/m2). Jej rozkład zbliżony jest do równoleżnikowego z malejącymi wartościami ku południu (Ryc. 3). Zatem najniższa średnia roczna suma promieniowania całkowitego (< 3600 MJ/m2) występuje na Pojezierzu Myśliborskim, Choszczeńskim i Równinie Drawskiej. W ciągu całego roku miejscowości leżące prawie na tej samej szerokości geograficznej (np. Szczecin i Złocieniec) dostają różne wartości promieniowania całkowitego z uprzywilejowaniem północno-zachodniej części województwa (Bogdańska 2004).

170


Ryc. 3. Średnia roczna suma promieniowania całkowitego.Opracowanie własne na podstawie Bogdańska 2004.

Największy dopływ promieniowania słonecznego przypada na półrocze letnie, od kwietnia do września, i stanowi ponad 80% sumy całego roku. Miesiąc z największym promieniowaniem całkowitym to maj, kiedy wynosi ono od około 630 MJ/m2 w okolicach Kołobrzegu do 580 MJ/m2 w rejonie Wałcza (Ryc. 4). Najniższe wartości promieniowania całkowitego notowane są w grudniu (około 40–50 MJ/m2) i są praktycznie jednakowe na terenie całego województwa. Wzrost promieniowania notowany jest od stycznia do maja, spadek natomiast od czerwca do grudnia (Bogdańska 2004).

Średnie roczne sumy usłonecznienia rzeczywistego w województwie zachodnio-pomorskim kształtują się od 1600 h na Wybrzeżu do 1500 h na Pojezierzu Drawskim i Wysoczyźnie Łobeskiej. Usłonecznienie w przedziale 1550–1600 h występuje w części Pobrzeży Południowobałtyckich oraz od Cedyni przez Dębno po Wałcz (Koźmiński i in. 2012). Średnie dzienne sumy usłonecznienia w ciągu roku mają rozkład przestrzenny zbliżony do sum rocznych i wynoszą od 4,4 h na Wybrzeżu do 4,2 h na Pojezierzu Drawskim (Ryc. 5) (Koźmiński i Michalska 2004).

171


Ryc. 4. Suma promieniowania całkowitego w maju. Opracowanie własne na podstawie Bogdańska 2004.

W energetyce słonecznej ważna jest wielkość usłonecznienia, ale nie można zapomi-nać o zmienności tego elementu. Z reguły wyższym wartościom usłonecznienia towa-rzyszy większa jego zmienność. Dla roku współczynnik zmienności waha się od 9% w Szczecinku do 13% w Koszalinie i Resku (Koźmiński i in. 2012).

Największe średnie dzienne usłonecznienie rzeczywiste przypada na maj i kształ-tuje się od 8,2 h na Wybrzeżu do 7,8 h w pasie od Szczecina – Chojny po Bobolice – Szczecinek (Ryc. 6). Najmniejsze jest w grudniu od 1 h na Wybrzeżu do 0,8 h w rejonie Pojezierza Drawskiego (Ryc. 7). W ciepłej porze roku (IV–IX) rozkład usłonecznienia jest zbliżony do rocznego (maks. 6,6 h, min. 6,4 h) (Koźmiński i Michalska 2004).

172


Ryc. 5. Średnie dzienne usłonecznienie rzeczywiste w ciągu roku. Opracowanie własne na podstawie Bogdańska 2004.

Średnie sumy usłonecznienia rzeczywistego wiosną (III–V) są największe na Wybrzeżu od Świnoujścia po Kołobrzeg oraz w rejonie jeziora Wicko i wynoszą 530 h. Usłonecznienie maleje w kierunku południowym z większym gradientem odchylonym na południowy wschód, w kierunku Pojezierza Drawskiego i Szczecineckiego. Tutaj najniższe wartości wynoszą około 490 h. Wysokie usłonecznienie występuje jeszcze w Kotlinie Freinwaldzkiej (Cedynia – Dębno) oraz w południowej części Pojezierza Wałeckiego. Zmienność usłonecznienia kształtuje się od 13% w Szczecinku do 16% w Koszalinie (Koźmiński i in. 2012).

Latem (VI–VIII) średnia suma usłonecznienia rzeczywistego najwyższa jest na obsza-rze od Świnoujścia po Pobierowo, na północ od Sławna oraz na południu Pojezierza Wałeckiego wynosi ponad 660 h. Najniższe usłonecznienie występuje na obszarze od strefy Police – Gryfino po Borne Sulinowo – Bobolice i wynosi 630–640 h z minimum na Pojezierzu Szczecineckim. Zmienność usłonecznienia latem jest większa niż wiosną i kształtuje się od 16–18% na południowym wschodzie i w centrum województwa do 20–21% na północy i północnym zachodzie (Koźmiński i in. 2012).

173


Ryc. 6. Średnie dzienne usłonecznienie rzeczywiste w maju. Opracowanie własne na podstawie Bogdańska 2004.

Jesienią (IX–XI) usłonecznienie rzeczywiste ma mniejsze zróżnicowanie przestrzenne niż wiosną i latem. Najwyższe wartości, wynoszące 280 h, występują na południu Pojezierza Wałeckiego oraz w dolinie Odry od Kostrzyna po Cedynię. Najmniej korzystne warunki występują na Pojezierzu Drawskim. Zróżnicowanie usłonecznienia w jesieni waha się od 17 do 20% (Koźmiński i in. 2012).

Średnie sumy usłonecznienia rzeczywistego zimą (XII–II) są najniższe względem pozostałych pór roku. Wahają się one od 120 h na Pojezierzu Drawskim do 140 h na krańcach południowych województwa. Rozkład przestrzenny usłonecznienia jest zbli-żony do rozkładu jesiennego, jednak zmienność jest prawie na całym obszarze większa i wynosi od 17 do 21% (Koźmiński i in. 2012).

Porównując usłonecznienie względne w ciągu roku dla województwa zachodniopomor-skiego, widać, że jest ono największe w strefie wybrzeża od Świnoujścia po Pobierowo (> 38%). Równie wysokie jest na Pobrzeżu oraz krańcach południowych województwa (34–36%). Najniższe jest w środkowo-wschodniej części regionu (< 32%). Jeżeli odnie-siemy się do skali sezonowej, to najwyższe wartości usłonecznienie względne przyjmuje w lecie (42–44%), następnie na wiosnę (38–41%) i jesienią (26–28%), a najmniejsze na zimę (15–18%) (Koźmiński i in. 2012).

174


Ryc. 7. Średnie dzienne usłonecznienie rzeczywiste w grudniu. Opracowanie własne na podstawie Bogdańska 2004.

Warunki wiatroweWojewództwo zachodniopomorskie, dzięki sąsiedztwu Morza Bałtyckiego, ma dobre

warunki wiatrowe, zwłaszcza na Wybrzeżu. Najwyższe prędkości wiatru występują w okresie od listopada do marca, natomiast najmniejsze w miesiącach letnich – lipiec i sierpień. Podczas zimy najsilniejszy wiatr występuje na Wybrzeżu z tendencją rosnącą ku wschodowi (Świnoujście około 3,9 m/s, Darłowo około 4,6 m/s) (Koźmiński i in. 2012). Latem średnia prędkość wiatru największa jest wokół Zalewu Szczecińskiego (> 4 m/s) (Koźmiński i Michalska 2004). Prędkość wiatru maleje w miarę przemiesz-czania się w głąb lądu. Najniższe prędkości, czy to w skali sezonowej, czy rocznej, notowane są w południowo-wschodniej części województwa (Koźmiński i in. 2012).

Maksymalne 10-minutowe prędkości wiatru na Wybrzeżu wahają się od 19 m/s latem do 23 m/s zimą. W pozostałej części regionu maksymalna prędkość wiatru wynosi latem 8–13 m/s, a zimą 11–18 m/s (Koźmiński i in. 2012).

Przeważającymi kierunkami wiatru w ciągu roku są kierunki zachodnie (W) i połu-dniowo-zachodnie (SW). Najrzadziej pojawiają się wiatry z kierunku wschodniego. W chłodnym półroczu (X–III) obok dominujących kierunków wiatru z SW i W należy wymienić kierunek południowy (S) (Koźmiński i in. 2012). W ciepłym półroczu (IV–IX)

175


na Wybrzeżu zwiększona jest częstość występowania kierunku północno-wschodniego (NE) (Koźmiński i in. 2004).

Dla energetyki wiatrowej ważna jest również prędkość i kierunek wiatru w wyższych partiach troposfery, np. na wysokości 30 m n.p.g. Średnia roczna prędkość wiatru na tym poziomie przy klasie szorstkości 0 jest największa na Wybrzeżu oraz wokół Zalewu Szczecińskiego – wynosi około 4–5 m/s (Ryc. 8). Najmniejsza prędkość, która jest równa lub mniejsza od 3,5 m/s, występuje w rejonie Pojezierza i Równiny Wałeckiej. Na pozostałym obszarze województwa wartości te wynoszą od 3,5 do 4 m/s. Maksymalna prędkość wiatru na wysokości 30 m n.p.g. największa jest w dolinie Odry, na odcinku od Gryfina oraz na Wybrzeżu i jest równa lub wyższa od 20 m/s (Lorenc 2004, Koźmiński i in. 2012).

Ryc. 8. Średnia prędkość wiatru na 30 m n.p.g. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2004.

Reasumując, największa energia użyteczna wiatru występuje na Wybrzeżu, na północ od linii Szczecin – Bobolice. Wynosi ona od 750 kWh/m2/rok w południowej części Wybrzeża do ponad 1000 kWh/m2/rok na północy (Ryc. 10) (Lorenc 2004, Koźmiński i in. 2012).

176


Ryc. 9. Energia użyteczna wiatru. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2004.

Podsumowanie

Wykorzystanie energii słonecznej lub wiatrowej jest ściśle powiązane z rozkładem przestrzennym odpowiednio usłonecznienia oraz prędkości i kierunku wiatru. Przestrzenne zróżnicowanie warunków meteorologicznych pokazuje, które obszary są lub będą odpo-wiednie dla lokalizacji elektrowni .

W przypadku pozyskiwania energii słonecznej takimi najkorzystniejszymi obsza-rami na terenie województwa zachodniopomorskiego są wybrzeże Bałtyku w pasie od Świnoujścia po Kołobrzeg, południe Pojezierza Wałeckiego, a także odcinek doliny Odry od Kostrzyna po Cedynię. Z kolei gorsze warunki występują głównie w obrę-bie Pojezierza Drawskiego (Ryc. 5) (Koźmiński i in. 2012). Koźmiński i in. (2012) wydzielili dla województwa zachodniopomorskiego 4 strefy na podstawie rocznej sumy usłonecznienia rzeczywistego:

– I strefa – usłonecznienie powyżej 1600 h (> 4,4 h/dzień),– II strefa – usłonecznienie od 1550 do 1600 h (od 4,2 do 4,4 h/dzień),– III strefa – usłonecznienie od 1500 do 1550 h,– IV strefa – usłonecznienie poniżej 1500 h.

177


Analizując warunki anemometryczne (wiatrowe), dogodne warunki do wykorzy-stania energii wiatru występują podobnie jak w przypadku energii słonecznej w strefie Wybrzeża oraz Zalewu Szczecińskiego (Ryc. 10). Dobre warunki panują również na wzniesieniach moreny czołowej oraz lokalnych pojedynczych wzgórzach. Najgorsze tereny do pozyskania energii wiatru występują w południowo-wschodniej części woje-wództwa zachodniopomorskiego (Koźmiński i in. 2012).

Ryc. 10. Strefy energetyczne wiatru. Opracowanie własne na podstawie Lorenc 2013.

178


LiteraturaBogdańska B. 2004. Promieniowanie całkowite, w: Atlas zasobów i zagrożeń klimatycznych Pomorza,

red. Cz. Koźmiński, B. Michalska. ZAPOL, Szczecin.Bryś K. 2015. Zasoby energii słonecznej w dolinie Widawy, „Inżynieria Ekologiczna” nr 44, s. 53–61.Chromow S. 1969. Meteorologia i klimatologia. PWN, Warszawa.Fortuniak K. 2003. Miejska wyspa ciepła. Podstawy energetyczne, studia eksperymentalne, modele nume-

ryczne i statystyczne. Wyd. UŁ, Łódź.Główny Urząd Statystyczny 2015. Energia ze źródeł odnawialnych w 2014 r. GUS, Warszawa.IOZE 2011, http://ioze.pl/energetyka-sloneczna/technologie-pozyskiwania-energii-promieniowania-

slonecznego (4.11.2016).Kędziora A. 1995. Podstawy agrometeorologii. PWRiL, Poznań.Korzeniowski J. 2016. Energia jako warunek funkcjonowania systemu klimatycznego Ziemi, w:

Przewodnik do ćwiczeń z meteorologii i klimatologii, red. M. Malinowska. Wyd. UG, Gdańsk, s . 9–26 .

Koźmiński Cz., Michalska B. (red.) 2004. Atlas zasobów i zagrożeń klimatycznych Pomorza, ZAPOL, Szczecin.

Koźmiński Cz., Michalska B. 2008. Agrometeorologia i klimatologia. WNAR, Szczecin.Koźmiński Cz., Michalska B., Czarnecka M. 2012. Klimat województwa zachodniopomorskiego, wyd.

drugie poszerzone. ZAPOL, Szczecin.Koźmiński Cz., Michalska B., Nidzgorska-Lencewicz J. 2004. Wiatr, w: Atlas zasobów i zagrożeń klima-

tycznych Pomorza, red. Cz. Koźmiński, B. Michalska. ZAPOL, Szczecin.Kożuchowski K. (red.) 2009. Meteorologia i klimatologia. PWN, Warszawa.Kożuchowski K. 2011. Klimat Polski. Nowe spojrzenie. PWN, Warszawa.Kożuchowski K. 2014. Meteorologia i klimatologia dla studentów leśnictwa. Wyd. UŁ, Łódź.Lorenc H. 2004. Energia wiatru, w: Atlas zasobów i zagrożeń klimatycznych Pomorza, red. Cz. Koźmiński,

B. Michalska. ZAPOL, Szczecin.Lorenc H. 2013. Oferta_wiatr, www.imgw.pl/extcont/oferta_wiatr.pps (07.11.2016).Marosz M., Wyszkowski A. 2010. Promieniowanie i energia w systemie klimatycznym, w: Przewodnik do

ćwiczeń z meteorologii i klimatologii, red. M. Malinowska. Wyd. UG, Gdańsk, s. 27–29.Matuszko D. 2009. Wątpliwości terminologiczne dotyczące promieniowania słonecznego. Prace

Geograficzne UJ nr 122, s. 55–61.Niedźwiedź T. (red.) 2003. Słownik meteorologiczny. Polskie Towarzystwo Geofizyczne, IMGW,

Warszawa .Trenberth K., Fasullo J., Kiehl J. 2009. Earth’s global energy budget. „Bulletin of the American

Meteorological Society” nr 903, s. 311–323.Woś A. 1995. ABC meteorologii. UAM, Poznań.Woś A. 2010. Klimat Polski w drugiej połowie XX wieku. UAM, Poznań.Wybig J. 2009. Energia i moc wiatru, w: Meteorologia i klimatologia, red. K. Kożuchowski. PWN,

Warszawa, s . 179–182 .Wybig J. 2009. Natura promieniowania, w: Meteorologia i klimatologia, red. K. Kożuchowski. PWN,

Warszawa, s. 37–40.Wybig J. 2009. Promieniowanie słoneczne, w: Meteorologia i klimatologia, red. K. Kożuchowski. PWN,

Warszawa, s. 40–45.Wybig J. 2009. Wiatr i pole ciśnienia, w: Meteorologia i klimatologia, red. K. Kożuchowski. PWN,

Warszawa, s . 133–143 .Wybig J. 2009. Wykorzystanie energii promieniowania słonecznego, w: Meteorologia i klimatologia, red.

K. Kożuchowski. PWN, Warszawa, s. 51–52.Wyszkowski A. 2009. Przewodnik do ćwiczeń terenowych z meteorologii i klimatologii. Wyd. UG,

Gdańsk.

179

Piotr BiniekEnergetyka wiatrowa i solarna w województwie zachodniopomorskim

Piotr BiniekKatedra Badań Miast i Regionów, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczeciński, ul. Mickiewicza 18, 70-383 Szczecin

ENERGETYKA WIATROWA I SOLARNA W WOJEWÓDZTWIE ZACHODNIOPOMORSKIM

Słowa kluczowe: OZE, energetyka wiatrowa, siłownia wiatrowa, turbina wiatrowa, prosument, fotowol-taika, kolektory słoneczne

Początki energetyki wiatrowej w Polsce i województwie

Wykorzystanie wiatru jako źródła energii elektrycznej ma stosunkowo krótką, bo zaledwie ponad stuletnią historię (Ryc. 1), ale zainteresowanie tym źródłem energii towarzyszy człowiekowi od czasów starożytnych. Polska, choć nie ma tak ugrunto-wanych tradycji wykorzystania wiatru, jak Holandia, Hiszpania czy Dania, to jego zastosowanie było dosyć powszechne. Pierwszym zapisem dotyczącym wiatraków na ziemiach polskich jest zezwolenie zakonnikom z Białego Buku na budowę młyna wydane przez księcia Wisława z Rugii w 1271 r. Zapis z 1289 r. książąt pomorskich na rzecz Cysterek w Szczecinie wyraźnie informuje o istniejącym wiatraku. Zachowały się wzmianki o wiatrakach w Kobylinie – 1303 r. i Wschowie – 1325 r. Dla przykładu: wg rejestrów z XVIII w. na terenach obecnie należących do Polski pracowało około 20 tysięcy wiatraków. Często występowały one w dużych grupach, liczących nawet kilkadziesiąt sztuk. W XIV i XV stuleciu budowle te były już powszechnie znane na ziemiach północnej i środkowej Polski (Konieczko 2012).

Historia współczesnej energetyki wiatrowej w Polsce rozpoczęła się w latach 90. ubiegłego wieku. Pierwsza turbina została zbudowana w 1991 r. w Lisewie niedaleko Gniewina, jej moc wynosiła 150 kW. Kolejną inwestycją była elektrownia w Swarzewie w powiecie puckim. Wyprodukowana przez Folkecenter turbina o mocy 95 kW została oddana do użytku w czerwcu 1991 r. W pobliskiej lokalizacji powstały dwie turbiny produkcji firmy Tacke o mocy 600 kW, oddane do użytku w 1997 r. Zespół tych elek-trowni uznaje się za pierwszą farmę wiatrową w Polsce. Należy też wspomnieć o próbach stworzenia polskiej siłowni wiatrowej. W grudniu 1993 r. nowosądecka firma Nowomag uruchomiła pierwszy polski prototyp elektrowni o nazwie EW100-22-20NOWOMAG na stanowisku testowym na górze Połom w Rytrze.

W ciągu następnych lat powstawały w Polsce kolejne, pojedyncze siłownie wia-trowe, także w województwie zachodniopomorskim. Mimo braku systemów wsparcia

180

Piotr Biniek

doszło do realizacji kilku pojedynczych inwestycji. Jedną z nich była elektrownia przy oczyszczalni ścieków w Nowogardzie. Historia jej powstania doskonale oddaje oko-liczności, w jakich działali ówcześni pionierzy branży. Pomysł budowy turbiny na potrzeby miejskiej oczyszczalni ścieków wyszedł od rady miasta, ale prawdopodobnie samorządowcy inspirowali się doświadczeniem elektrowni w Swarzewie, która powstała na terenie lokalnego przedsiębiorstwa wodno-ściekowego. Dzięki położeniu Nowogardu i bliskości granicy polsko-niemieckiej władze miasta mogły skorzystać z funduszu PHARE. Pierwszy wniosek do funduszu został złożony w marcu 1996 r., a ostateczna decyzja zapadła już w grudniu 1997 r. Po uzyskaniu wszystkich pozwoleń budowę elektrowni rozpoczęto w czerwcu 1999 r., a w lutym 2000 r. elektrownia rozpoczęła pracę. Całkowity koszt inwestycji wyniósł ponad 2 mln zł, ale sama turbina – jak na dzisiejsze standardy – jest niewielka. Wtedy zresztą, gdy była projektowana, wiadomo było już, że optymalnym rozwiązaniem byłaby turbina o mocy co najmniej 500 kW. Jednak ze względu na ograniczenia finansowe zakupiono urządzenie o mocy 225 kW. Dodatkowo zdecydowano się na wieżę kratownicową, która jest tańsza od konstrukcji rurowej, ale wizualnie jest bardziej inwazyjna . Po kilkunastu latach funkcjonowania efekt ekologiczny i finansowy można określić jako zadowalający, ale doświadczenie uzyskane przy realizacji tej inwestycji okazało się znacznie bardziej cenne.

1888•Charles F. Brush buduje w Stanach Zjednoczonych pierwszą samoczynnie działającą elektrownię wiatrową o mocy 12 kW. Konstrukcja wynalazcy miała 17 m średnicy, napędzały ją 144 drewniane łopaty.

1950

•Duński inżynier Johannes Juul konstruuje pierwszą siłownię wiatrową z generatorem prądu przemiennego.

1950-1960

•Na świecie powstaje około miliona turbin wiatrowych, ale każda konstrukcja jest unikalna, brakuje standardów, a łopaty siłowni mają nie więcej niż kilkanaście metrów średnicy. Na całym świecie trwają prace badawcze nad nowymi konstrukcjami.

1960-1980

•Po kryzysie energetycznym w latach 70. ubiegłego wieku następuje ponowne zainteresowanie energetyką wiatrową. W tym okresie dopracowane zostają nowe rozwiązania techniczne, w tym ustalenie liczby 3 łopat, pojawia się także zmienny kąt natarcia skrzydeł. W USA energetyka wiatrowa wchodzi do krajowego programu badań i rozwoju. Na przestrzeni lat 60 i 70 w Europie najpopularniejsze były trójpłatowe konstrukcje o mocy z zakresu od 10 do 25 kW. W tamtych czasach większość konstrukcji była dziełem pasjonatów,

1980-1990

•Dzięki równoczesnemu rozwojowi inżynierii materiałowej, elektrotechniki, komputeryzacji, następuje usprawnienie generatorów, automatyki i elementów mechanicznych. Na rynku pojawiają się turbiny o mocy początkowo 600 kW, następnie 800 kW, a w końcu przekroczono wielkość 1 MW. Średnica wirnika siłowni od 30 do 50 m.

1990-2016

•Dalszy intensywny rozwój technologii. Współczesne produkowane seryjnie siłownie wiatrowe mają moc powyżej 5 MW, wieże często przekraczają 150 metrów. Wdrożono systemy optymalizacji produkcji energii z wiatru, a także wiele rozwiązań poprawiających bezpieczeństwo. Trwają prace nad magazynowaniem energii, między innymi w wodorze. Równolegle rozwija się sektor morskiej energetyki wiatrowej, która jest jedną z najdynamiczniej rozwijających się gałęzi sektora OZE.

Ryc. 1. Kamienie milowe w energetyce wiatrowej . Opracowanie własne na podstawie: materiały informacyjne ze strony www.wiatraki.org.pl, Konieczko 2012, materiały PSEW.

181

Energetyka wiatrowa i solarna w województwie zachodniopomorskim

Lata 2004–2015, intensywny rozwój rynku

Lata 2000–2004 dla energetyki wiatrowej w województwie zachodniopomorskim były bardzo trudne. Brakowało nie tylko regulacji prawnych, poprawiających rentow-ność powstających projektów, ale także doświadczenia firm. W tym trudnym, a także ciągle zmieniającym się otoczeniu prawnym i finansowym powstały jednak pierwsze zawodowe farmy wiatrowe w regionie. W 2001 r. uruchomiono pierwszą profesjo-nalną farmę Barzowice (6 turbin o łącznej mocy 5 MW). W tym samym roku oddano do funkcjonowania farmę Cisewo (9 turbin o łącznej mocy 20 MW), a w 2003 r. park wiatrowy Zagórze (15 turbin o łącznej mocy 30 MW). Park Zagórze był – jak na te lata – spektakularną inwestycją, która na wiele lat stała się przykładem racjonalnie zlokalizowanego i zrealizowanego przedsięwzięcia w zakresie OZE.

Tab. 1. Energetyka wiatrowa w woj. zachodniopomorskim z podziałem na powiaty. Powiat Liczba instalacji Moc [MW]białogardzki 4 95,2choszczeński 4 33,5drawski 1 10,1goleniowski 2 0,8gryficki 7 52,9gryfiński 2 56,0kamieński 3 90,6kołobrzeski 9 236,2koszaliński 2 50,0łobeski 4 96,0myśliborski 2 55,0policki 1 0,6pyrzycki 2 111,0sławieński 43 511,9stargardzki 4 66,6szczecinecki 2 3,6wałecki 5 7,2Razem woj. zachodniopomorskie 98 1477,2

Opracowanie własne na podstawie: Interaktywna Mapa Odnawialnych Źródeł Energii.

Dopiero gdy w 2005 r. Polska wprowadziła mechanizm zielonych certyfikatów, jako narzędzie, które miało zaktywizować rynek, krajobraz województwa (Tab. 1, Ryc. 2), a także innych regionów kraju zaczął wypełniać się turbinami wiatrowymi. Inwestowanie w energetykę wiatrową w Polsce zaczęło być opłacalne na zasadach porównywalnych do przodujących krajów Europy Zachodniej, takich jak Dania, Niemcy czy Hiszpania. Na rynku pojawili się zagraniczni inwestorzy, zaktywizowały się także rodzime firmy i koncerny (Gielnik i Rosicki 2013).

182

Piotr Biniek

Ryc. 2. Mapa zainstalowanej mocy w energetyce wiatrowej w powiatach województwa zachodniopomorskiego . Opracowanie własne na podstawie: Interaktywna Mapa Odnawialnych Źródeł Energii.

Szczecińskie środowiska biznesowe od początku pełniły kluczową rolę w roz-woju energetyki wiatrowej w Polsce. Już w 1999 r., z inicjatywy między innymi Jarosława Mroczka, prezesa fi rmy Epa sp. z o.o., oraz Marka Tałasiewicza, wielo-letniego wojewody zachodniopomorskiego, powstało w Szczecinie Towarzystwo Wspierania Elektrowni Wiatrowych VIS VENTI, które od 2002 r. funkcjonuje pod nazwą Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej PSEW. Organizacja odgrywała i odgrywa do dziś najważniejszą rolę integrującą branżę i opiniującą regulacje prawne dotyczące energetyki wiatrowej. PSEW jest między innymi organizatorem corocznej Konferencji i Targów PSEW, a także opiniotwórczego Forum Energetyki Wiatrowej.

183


Na uwagę zasługuje także edukacyjna działalność stowarzyszenia, które organizuje polską edycję Światowego Dnia Wiatru, a także liczne konferencje i warsztaty dla przedstawicieli samorządów, organizacji ekologicznych i inwestorów. PSEW był też inicjatorem akcji edukacyjnej Wiatrobus oraz energetyka wiatrowa na Przystanku Woodstock .

W woj. zachodniopomorskim działają też liczne firmy przemysłowe pracujące na rzecz sektora wiatrowego. W Goleniowskim Parku Przemysłowym funkcjonuje fabryka łopat turbin wiatrowych duńskiego potentata – LM Wind Power Blades. W Szczecinie-Dąbiu ma swoją siedzibę producent elektroniki dla turbin wiatrowych, firma KK Electronic (Dania), a na terenach dawnej stoczni Gryfia działa potentat międzynarodowy, Bilfinger Crist Offshore, który dostarcza fundamenty do morskich farm wiatrowych. Według szacunków bezpośrednio branża zatrudnia w regionie około 4 tysięcy osób (Uchwała nr XI/234/16).

Protesty w energetyce wiatrowej

Województwo zachodniopomorskie jest absolutnym liderem w energetyce wia-trowej, a co warte podkreślenia, w regionie występuje też wysoki poziom akceptacji społecznej dla tej technologii. Jednak obecny w Polsce opór społeczności lokalnych doprowadził również w tym województwie do silnych protestów społecznych. Według środowiska skupionego wokół PSEW brak akceptacji społeczeństwa to zagrożenie nie tylko dla nowych inwestycji, ale także skuteczne odstraszenie innych inwestorów do działań w regionie. Przyczyną pogarszającego się poziomu akceptacji społecznej są nie tylko zaniedbania ze strony inwestorów, ale także brak środków na edukację i brak spójnej polityki edukacyjnej zainteresowanych stron, w tym – a może przede wszystkim – działań na poziomie rządowym (Tab. 2). Bolączką branży OZE jest także brak przystępnych materiałów edukacyjnych, które wyjaśniałyby podstawowe cechy energetyki odnawialnej oraz informujących o faktycznym wpływie na faunę i florę, krajobraz i zdrowie mieszkańców. Czynnikiem, który znacząco pogorszył poparcie dla energetyki wiatrowej, były małe, często bardzo agresywne, firmy deweloperskie, które działając w sposób nieprofesjonalny, a czasami na granicy prawa, spowodowały postanie silnego ruchu „antywiatrakowego” (Wiśniewski i in. 2012). Środowisko protestujące skupione jest wokół portalu www.stopwiatrakom.eu. Ostatecznie fala protestów doprowadziła do zablokowania wielu inwestycji – często w wyjątkowo korzystnych lokalizacjach, obiektywnie nie zagrażających środowisku i ludziom – a ostatecznie do powstania ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatro-wych (tzw. ustawa odległościowa), która skutecznie zahamowała powstanie nowych instalacji .

184

Piotr Biniek

Tab. 2. Przykładowe działania z zakresu dobrych praktyk, które mogą pomóc w uniknięciu protestów społecznych wobec farm wiatrowych.

Obszar ochronny Działania

Krajobraz

Stosowanie w obrębie jednej farmy wiatrowej lub kilku sąsiadujących ze sobą farm wiatrowych elektrowni wiatrowych o tej samej wielkości.

Jasne kolory wież i łopat wirnika (np. szary, beżowy, ewentualnie biały) lub kolor elektrowni wiatrowych dopasowany do otoczenia .Farma wiatrowa jest bardziej „przyjazna”, gdy składa się na nią mniejsza liczba turbin, ale o większej mocy niż większa liczba turbin o małej mocy.Unikanie lokalizowania elektrowni wiatrowych w pobliżu miejsc, dla których określono normy w zakresie klimatu akustycznego i w miejscach, gdzie będą dominującym składnikiem w krajobrazie przedstawiającym szczególne walory widokowe.

Rezygnacja z lokalizowania elektrowni wiatrowych na terenach o wybitnych walorach krajobrazowych .

Środowisko przyrodnicze

Unikanie/rezygnacja z lokalizacji w bliskości siedlisk cennych przyrodniczo (wymienionych w załączniku I Dyrektywy Siedliskowej) oraz gatunków roślin objętych ochroną, na które turbiny wiatrowe mogą mieć negatywny wpływ.

Unikanie/rezygnacja z terenów o dużym prawdopodobieństwie występowania siedlisk lęgowych gatunków ptaków podlegających ochronie oraz terenów leżących w ich bezpośrednim sąsiedztwie.

Unikanie/rezygnacja z lokalizacji w bezpośrednim sąsiedztwie terenów żerowisko-wych nietoperzy i wielu gatunków ptaków objętych ochroną (szpalery drzew, sta-rodrzew, cieki wodne, oczka wodne, krawędzie lasów, granie górskie i przełęcze).

Społeczeństwo

Przygotowanie materiałów informacyjnych dedykowanych do różnych grup społecznych.

Przygotowanie „białej księgi inwestycji”, dostępnej w różnych formach (Internet, nośniki tradycyjne).

Przygotowanie strony internetowej inwestycji z możliwością dyskusji publicznej.Dbanie o transparentność działań inwestora i samorządu lokalnego.

Organizowanie cyklicznych spotkań informacyjnych o inwestycji.

Organizowanie akcji promocyjnych i edukacyjnych zwiększających zainteresowanie wiedzą o projekcie.

Wyjazdy dla zainteresowanych stron na tereny funkcjonujących farm wiatrowych.Organizacje lokalnych obchodów Światowego Dnia Wiatru.

Opracowanie własne na podstawie Stryjecki i Mielniczuk 2011.

Ochrona krajobrazu w województwie zachodniopomorskim

Jedną z inicjatyw ruchu „antywiatrakowego” był lobbing za tzw. ustawą krajobrazową, której uchwalenie zainicjował prezydent Bronisław Komorowski. W pierwotnej koncepcji

185


nowe przepisy miały wprowadzić pojęcie elektrowni wiatrowej jako tzw. dominanty prze-strzennej, co w praktyce skutecznie utrudniłoby proces inwestycyjny, nakładając obowiązek przeprowadzenia szeregu dodatkowych badań i ekspertyz. Ostatecznie ustawa krajobrazowa, którą 15 maja 2015 r. podpisał prezydent, wprowadziła mniej regulacji, ale wnioskowane przez przeciwników blokujące zapisy zostały wprowadzone ustawą odległościową. Zgodnie z aktualnymi (stan na listopad 2016 r.) przepisami ustawy turbinę wiatrową będzie można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność jej wysokości (mierzonej wraz łopatami) od zabudowań mieszkalnych, a także od obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (np. parków narodowych czy krajobrazowych oraz rezerwatów i leśnych kompleksów promocyjnych). W województwie zachodniopomorskim występują liczne obszary objęte ochroną, które charakteryzują się walorami przyrodniczymi, naukowymi, społecznymi, kulturowymi i krajobrazowymi. Na terenie województwa znajdują się 2 parki narodowe: Woliński i Drawieński (zlokalizowany na pograniczu trzech sąsiadujących województw), 7 parków krajobrazowych, 83 rezerwaty przyrody oraz liczne obszary chro-nionego krajobrazu. Na obszarze województwa zachodniopomorskiego istnieją również obszary ochrony przyrody funkcjonujące w obrębie sieci Natura 2000 (Raport 2008, WIOŚ).

Problematyka ochrony krajobrazu jest jednak znacznie szersza i wprowadzone ustawą odległościową obostrzenia nie regulują ostatecznie tej kwestii. Niestety do tej pory nie powstał spójny i powszechnie obowiązujący system oceny oddziaływania turbin wiatrowych na krajobraz (Energetyka wiatrowa… 2012). Warto jednak w tym miejscu podkreślić fakt, że większość opracowań dotyczących wpływu na krajobraz nie uwzględnia żywotności samej turbiny i okresu po zakończeniu eksploatacji i jej demontażu. Oznacza to, że w prak-tyce pomijany jest pozytywny efekt inwestycji, jakim jest swego rodzaju „zamrożenie” krajobrazu. Tego typu inwestycje z założenia wykluczają inną działalność człowieka – w tym budowę obiektów ingerujących w krajobraz – a tym samym stanowią niejako przy okazji wysoce skuteczny mechanizm ochronny w perspektywie kilkudziesięciu lat.

Tab. 3. Strefy oddziaływania farmy wiatrowej na krajobraz terenów nizinnych. Strefa Odległość Oddziaływanie

I do 2 kmFarma wiatrowa jest elementem dominującym w krajobrazie, obrotowy ruch wirnika jest wyraźnie widoczny i dostrzegany przez człowieka.

II 2–4,5 kmTurbiny wiatrowe wyróżniają się w krajobrazie, łatwo jest je dostrzec, ale nie są elementem dominującym, obrotowy ruch wirnika jest nadal wyraźnie widoczny .

III 4,5–7 km

Elektrownie wiatrowe są widoczne, ale nie są „narzucającym się” elemen-tem w krajobrazie, w warunkach dobrej widoczności można dostrzec obra-cający się wirnik, ale na tle otoczenia turbiny wydają się być stosunkowo niewielkich rozmiarów .

IVpowyżej

7 km

Elektrownie wiatrowe wydają się być niewielkich rozmiarów i nie wyróżniają się znacząco w otaczającym je krajobrazie, obrotowy ruch wirnika z takiej odległości jest właściwie niedostrzegalny.

Opracowanie własne na podstawie Stryjecki i Mielniczuk 2011.

186

Piotr Biniek

Rozwój energetyki solarnej w województwie

Ilość energii słonecznej, która dociera przez atmosferę do powierzchni ziemi, jest w stanie pokryć całkowite zapotrzebowanie ludzkości na energię i to w stopniu dziesięć tysięcy razy większym niż potrzeby. W ciągu 1 sekundy dociera stała porcja energii wynosząca 1367 W/m2. Najwięcej dociera w obszary okołorównikowe (ponad 2500 kW/m2), najmniej w podbiegunowe około 600 kW/m2 . Polska, w tym województwo zachod-niopomorskie, ma podobne warunki solarne jak Niemcy, Dania, Belgia czy Holandia. Najkorzystniejsze warunki rozwoju energetyki słonecznej w Polsce istnieją w pasie nad-morskim, w którym od kwietnia do września występują najwyższe sumy promieniowania całkowitego i najwięcej godzin usłonecznienia (skupienie w tym okresie ponad 70% średniej sumy rocznej promieniowania całkowitego, która np. w Kołobrzegu wynosi 1056 KWh/m2) (Olechwir 2015). W województwie energetyka słoneczna wykorzystywana jest zarówno do bezpośredniej produkcji ciepła w tzw. kolektorach słonecznych, jak i do produkcji energii elektrycznej w panelach fotowoltaicznych. Istotnym bodźcem dla rozwoju energetyki solarnej były programy wsparcia finansowego NFOŚiGW. Dzięki 45% dopłat do zakupu i montażu kolektorów słonecznych w latach 2010–2014 powstało w województwie kilkanaście tysięcy tego typu instalacji. Mimo zakończenia programu wielu właścicieli nowo budowanych domów jednorodzinnych decyduje się na instalację produkującą ciepło ze słońca (Raport SBFP 2015, Program… 2010).

Ryc. 3. Hybrydowa uliczna lampa solarno-wiatrowa, ul. Kolorowa, Mierzyn, gmina Dobra Szczecińska.Autor zdjęcia: Anna Cedro.

187


Po wprowadzeniu do projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii tzw. poprawki prosumenckiej i dodatkowym programie Prosument realizowanym przez Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Szczecinie w regionie wzrosło zainteresowanie panelami fotowoltaicznymi, których sprzedaż zwiększyła się w latach 2013–2016 o kilkaset procent. Mimo prognoz poprawy systemu wsparcia dla produk-cji energii elektrycznej ze słońca przemysłowe farmy słoneczne są nadal rzadkością w województwie (Tab. 4). O ile decyzja inwestycyjna w przypadku przydomowych mikroźródeł często pomija aspekt czysto ekonomiczny i prostą kalkulację zysków i strat, a inwestorzy często kierują się innymi pobudkami niż finansowe, o tyle średnie i duże instalacje o wartości powyżej kilkuset tysięcy wymagają jednak stałej opłacalności. Pracujące w regionie instalacje korzystały często z wielu źródeł dodatkowego zewnętrz-nego finansowania.

Tab. 4. Przemysłowe instalacje fotowoltaiczne w województwie. Powiat Liczba instalacji Moc [MW]drawski 1 0,025gryficki 1 0,020gryfiński 3 2,097kołobrzeski 1 0,993koszaliński 3 0,277stargardzki 1 0,189szczecinecki 1 0,039Województwo zachodniopomorskie razem 11 3,640

Opracowanie własne na podstawie danych URE.

Instalacje prosumenckie i alternatywne

Po pierwszym naborze dla prosumentów uruchomionym przez WFOŚiGW w Szczecinie w 2014 r. liczba mikroinstalacji w województwie stale rośnie. Jednak często zmieniające się prawo i brak możliwości łączenia systemów wsparcia (dotacji z WFOŚiGW i ceny gwarantowanej ustawą) przyhamowały dynamiczny w pierwszym okresie rozwój tego rynku. Producenci i inwestorzy szukają cały czas innych rozwiązań, które niosą w sobie szansę uniezależnienia się od zmienności prawa. Interesującym kie-runkiem są systemy typu off-grid, zwane również systemami wyspowymi lub samodziel-nymi. W dużym uproszeniu to instalacja, która nie ma podłączenia do sieci zewnętrznej. Generowana przez panele energia elektryczna jest magazynowana w akumulatorach . Tego typu rozwiązanie świetnie sprawdza się w odizolowanych rejonach lub tam, gdzie podłączenie do sieci jest nieuzasadnione ekonomicznie, mało wydajne, niestabilne lub wręcz niemożliwe. Przykładem znanym z regionu są boje i pławy nawigacyjne, a także

188

Piotr Biniek

szczecińskie parkomaty, czy coraz częstsze systemy oświetlenia ulic. Niektóre gminy, jak Kołbaskowo lub Dobra Szczecińska, na nowych lub modernizowanych ulicach sys-temowo instalują lampy solarne lub solarno-wiatrowe, gdzie produkcję prądu dodatkowo wspiera mały wiatrak (Ryc. 3). Oczywiście system off-grid wymaga magazynowania energii w akumulatorach. I ten element jest nadal najsłabszym ogniwem. Mimo dostępu do coraz to nowszych technologii nadal na rynku nie ma taniego, wydajnego, a co najważniejsze trwałego akumulatora, który pozwoliłby na skuteczne magazynowanie energii z paneli fotowoltaicznych. Jednym z możliwych rozwiązań tego problemu jest tzw. system mieszany, który korzysta z prądu z sieci tylko w sytuacjach awaryjnych, takich jak długotrwałe zaciemnienie lub awaria akumulatorów. Prawidłowo dobrana instalacja pozwala skutecznie ograniczyć koszty zakupu energii elektrycznej od ope-ratora (Trela 2013).

Podsumowanie

Energetyka wiatrowa i solarna w województwie zachodniopomorskim ma już ugrunto-waną pozycję i dobre perspektywy rozwoju. O ile oczywiście otoczenie prawne i działania polityków na szczeblu centralnym nie doprowadzą do zablokowania ogólnoświatowego trendu, jakim jest rozwój OZE. Jako ważki argument w dyskusji publicznej warto przypomnieć 8 kwietnia 2008 roku, gdy na skutek opadów mokrego śniegu doszło do uszkodzenia dwóch linii energetycznych zasilających Szczecin i okolice – największej awarii sieci elektrycznej od czasów II wojny światowej. Większość regionu pozbawiona była dostaw energii, a niektóre miejscowości odcięte były od prądu przez kilkanaście dni. W czasie blackoutu cały czas pracowały wolińskie farmy wiatrowe, które zapewniły między innymi prąd do obsługi świnoujskiego portu, realizując tym samym w praktyce ideę i pozytywny skutek dywersyfikacji źródeł energii.

189


LiteraturaEnergetyka wiatrowa w kontekście ochrony krajobrazu przyrodniczego i kulturowego w województwie

kujawsko-pomorskim. 2012. Ekspertyza, Warszawa.Gielnik A., Rosicki R. 2013. Energetyka wiatrowa w Polsce – możliwości rozwoju i zagrożenia.

Uniwersytet Adama Mickiewicza, Poznań.Interaktywna Mapa Odnawialnych Źródeł Energii, URE, www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa (01.11.2016).Konieczko A. 2012. Historia energetyki wiatrowej w Polsce. „Paliwa i Energetyka”, nr 2/2012.Materiały informacyjne ze strony www.wiatraki.org.pl (01.08.2016).Materiały informacyjne Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej PSEW, www.psew.pl

(01.08.2016).Mroczek B. 2011. Akceptacja dorosłych Polaków dla energetyki wiatrowej i innych odnawialnych źródeł

energii. Raport na zlecenie Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, Szczecin.Olechwir T. 2015. Tyle słońca w naszym mieście. Biuletyn Polski Prosument, Stowarzyszenie Akademia

Komunikacji Społecznej. Program rozwoju sektora energetycznego w województwie zachodniopomorskim do 2015 r. z częścią pro-

gnostyczną do 2030 r. 2010. Case Doradcy sp. z o.o. Raport o stanie środowiska w województwie zachodniopomorskim w latach 2006–2007. 2008. Wojewódzki

Inspektorat Ochrony Środowiska WIOŚ, Szczecin.Rozwój polskiego rynku fotowoltaicznego w latach 2010–2020. Raport. 2015. Stowarzyszenie Branży

Fotowoltaicznej Polska PV (SBFP). Stryjecki M., Mielniczuk K. 2011. Wytyczne w zakresie prognozowania oddziaływań na środowisko farm

wiatrowych. Generalna Dyrekcja Ochrony Środowiska GDOŚ, Warszawa. Trela G. 2013. Analiza opłacalności projektów fotowoltaicznych. „Czysta Energia”, nr 3/2013. Uchwała nr XI/234/16 Sejmiku Województwa Zachodniopomorskiego z dnia 26 kwietnia 2016 r. w spra-

wie przyjęcia stanowiska dotyczącego projektu ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych .

Wiśniewski G., Michałowska-Knap K., Koć S. 2012. Energetyka wiatrowa – stan aktualny i perspektywy rozwoju w Polsce . IEO, Warszawa .

191

Małgorzata ŚwiątekZakład Hydrologii i Gospodarki Wodnej, Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Szczecińskiul. Mickiewicza 16, 70-383 Szczecin

MAŁA ENERGETYKA WODNA I GEOTERMIA W WOJEWÓDZTWIE ZACHODNIOPOMORSKIM

Słowa kluczowe: hydroenergetyka, potencjał hydroenergetyczny, energia geotermalna, województwo zachodniopomorskie

Energetyka wodna – wprowadzenie

Energetyka wodna (hydroenergetyka) to dział energetyki zajmujący się pozyskiwa-niem energii wód i jej przetwarzaniem na energię mechaniczną i elektryczną. Energetyka wodna opiera się przede wszystkim na wykorzystaniu energii wód śródlądowych (rzadziej mórz – np. w elektrowniach pływowych) o dużym natężeniu przepływu i dużym spadzie mierzonym różnicą poziomów wody górnej i dolnej z uwzględnieniem strat przepływu.

Elektrownia wodna to zakład przemysłowy zamieniający energię potencjalną (spadku) wody na energię elektryczną (https://pl.wikipedia.org). Według polskich kryteriów mała elektrownia wodna (MEW) to elektrownia wodna o mocy zainstalowanej do 5 MW. We Francji, Austrii i Niemczech do 10 MW, zaś w Skandynawii, Szwajcarii i we Włoszech do 2 MW (Lewandowski 2012).

Wykorzystanie w elektrowniach energii wód śródlądowych oraz pływów wód morskich polega na zredukowaniu w granicach pewnego obszaru (odcinek strumienia, rzeki, część zatoki) naturalnych strat energii wody i uzyskaniu jej spiętrzenia względem poziomu odpływu. Duże znaczenie mają elektrownie wodne szczytowo-pompowe (pompowe), pozwalające na użycie wody jako magazynu energii (http://energiaodnawialna.net) .

Zasady działania poszczególnych rodzajów elektrowni wodnych

Elektrownie przepływowe instalowane są na stopniach wodnych. Wykorzystują jaz – budowlę hydrotechniczną piętrzącą wodę na rzece (ewentualnie jeziorze), nie tworzącą zbiornika. Występują zazwyczaj na rzekach nizinnych. Wytwarzanie energii bazuje głównie na przepływie rzecznym, przy niewielkim spadzie wody, niezbędnym do działania turbin (Mikulski 1998).

Elektrownie zbiornikowe instalowane są przy zaporach wodnych (tworzących powy-żej zbiorniki zaporowe), zazwyczaj na rzekach górskich lub wyżynnych. Wykorzystują

Małgorzata ŚwiątekMała energetyka wodna i geotermia w województwie

zachodniopomorskim

192


głównie duży spad wody. Są dominującym typem zarówno w Polsce, jak i na świecie (Mikulski 1998).

Elektrownie z członem pompowym wykorzystują naturalne zasoby energetyczne rzek, mając ponadto możliwość kompensowania deficytu ze źródła naturalnego za pomocą energii pompowania pobieranej z sieci. Gwarantuje to stałość odpowiednich dostaw energii (Rudnicki 1985). Elektrownia zaopatrzona w turbozespoły tzw. odwracalne może wykorzystywać nadmiar energii do uzupełniania zbiornika górnego (Mikulski 1998), magazynując w ten sposób energię.

Elektrownie pompowe (szczytowo-pompowe, rewersyjne) w okresach poza szczytem potrzeb energetycznych przepompowują wodę do utworzonych nad zaporą zbiorników. Woda, przepływając z tych zbiorników, służy do produkcji energii podczas szczytu energetycznego (Mikulski 1998).

Elektrownie pływowe wykorzystują różnicę poziomów wody wywołaną pływami morskimi. Są budowane zazwyczaj w ujściach dużych rzek do morza.

Zalety i wady elektrowni wodnych

Do zalet elektrowni wodnych zaliczamy (Mikulski 1998, Lewandowski 2012):– brak zanieczyszczeń środowiska spalinami i pyłami;– brak zużycia paliw naturalnych, w tym wyczerpujących się paliw kopalnych;modułowość;– brak konieczności zatrudniania licznego personelu, łatwość i czystość obsługi;– możliwość wyłączenia lub włączenia, co umożliwia wykorzystanie obiektu

w czasie szczytu energetycznego; część elektrowni może pracować w trybie interwencyjnym;

– koszty eksploatacji niższe niż w elektrowniach cieplnych;– wytwarzanie energii elektrycznej 8–10 razy tańsze niż w elektrowniach cieplnych;– większą sprawność niż elektrowni konwencjonalnych;– magazynowanie wody przez zbiorniki towarzyszące elektrowniom na potrzeby

rolnicze, przemysłowe, rekreacyjne bądź komunalne; w Polsce sztuczne zbiorniki retencyjne pełnią przede wszystkim funkcje przeciwpowodziowe, gromadząc nadmiar wody w sytuacji zagrożenia powodziowego, zwłaszcza na obszarach górskich i podgórskich .

Do wad elektrowni wodnych zaliczamy (Mikulski 1998, Lewandowski 2012):– nakłady inwestycyjne na budowę elektrowni wodnej 2–3-krotnie wyższe niż na

budowę elektrowni cieplnej;– wpływ zbiorników zaporowych na zmiany struktury hydrologicznej zlewni;

wskutek spiętrzenia wód podziemnych podnoszą ich poziom powyżej zapory, powodując podtopienia oraz obniżenie poniżej zapory;

193

Mała energetyka wodna i geotermia w województwie zachodniopomorskim

– zmianę warunków fizycznych, chemicznych i biologicznych wody zatrzymanej w zbiornikach (zamiany rzeki w jezioro), zmiany ustroju termicznego (możliwość nagrzania się wody) i lodowego; zmiany cech ekosystemu negatywnie wpływające na różnorodność biologiczną, zmuszające organizmy żywe do przystosowania się do nowych warunków życia;

– eutrofizację zbiornika wskutek zmiany ekosystemu rzecznego w jeziorny (brak przepływu wody, mniejsza odnawialność zasobów wodnych); obumarłe orga-nizmy planktoniczne osadzające się na dnie zużywają tlen w procesie rozkładu, przyczyniając się do zamierania życia;

– zmianę dna i brzegów zbiornika w wyniku osadzania się rumowiska rzecznego – zamulanie zbiornika; w zbiorniku osadzają się m.in. substancje toksyczne, które nie odkładają się w wodzie płynącej;

– konieczność przesiedlenia ludności, zalanie pól uprawnych, zabudowań miesz-kalnych, infrastruktury komunikacyjnej, czasem nawet zabytków kultury;

– umieszczenie w poprzek cieku budowli hydrotechnicznej (jazu), utrudniającej żeglugę oraz wędrówkę ryb;

– brak możliwości osadzania się poniżej zapory nanosów rzecznych, stanowiących obszary lęgowe dla ptactwa i siedliska innych organizmów oraz użyźniających obszar doliny rzeki i okolic (tworzenie żyznych mad rzecznych);

– erozję dna poniżej zapory;– ingerencję w krajobraz.Zagrożenia ekologiczne są znacznie zredukowane w przypadku małych elektrowni

wodnych (MEW). Nie powodują one tak dużych, jak w przypadku wielkich elektrowni (zwłaszcza zbiornikowych), zmian w środowisku. Nadal wymagają jednak spiętrzenia wody poprzez umieszczenie w poprzek cieku budowli hydrotechnicznej (jazu) utrud-niającej żeglugę oraz wędrówki ryb. W celu umożliwienia żeglugi powstają śluzy, a przemieszczanie się rybom wędrownym ułatwiają przepławki.

Potencjał hydroenergetyczny województwa zachodniopomorskiego

Rozwój hydroenergetyki jest uzależniony od zasobów energii wód, tak zwanych zasobów hydroenergetycznych. W Polsce brak dobrych warunków naturalnych umożli-wiających rozwój energetyki wodnej. Przeważają tereny nizinne, na których spadki rzek są nieznaczne. Nieduże są również przepływy rzeczne, co wynika ze stosunkowo niskich opadów oraz budowy geologicznej podłoża, składającego się w warstwie powierzchniowej głównie z luźnych skał okruchowych, łatwo przepuszczających wodę. Pod względem zasobów wody słodkiej na jednego mieszkańca Polska znajduje się dopiero na 25. miejscu wśród krajów Unii Europejskiej. Za nami są jedynie Czechy, Cypr i Malta (Gutry-Korycka i in. 2014).

Realny potencjał ekonomiczny energetyki wodnej (uwzględniający jedynie te zasoby, których wykorzystanie jest opłacalne) stanowi jedynie 37% całkowitego potencjału

194


hydroenergetyki w Polsce, wynikającego z uwarunkowań naturalnych. Wykorzystywany jest w skali kraju w 40% (Sobolewski 2010).

Na tle Polski, zwłaszcza w porównaniu z częścią nizinną, potencjał hydroenergetyczny Pomorza Zachodniego prezentuje się korzystnie. W związku z dość dużymi deniwela-cjami tereny pojezierzy należą do obszarów o znacznym potencjale hydroenergetycznym, choć oczywiście nie tak dużym jak na terenach typowo górskich.

Łączna długość cieków w granicach województwa zachodniopomorskiego, wyzna-czona na podstawie komputerowej mapy podziału hydrograficznego Polski (MPHP), wynosi 30 200 km. Średnia gęstość sieci rzecznej w Zachodniopomorskiem wynosi 1,32 km/km2. Największą długością sieci rzecznej charakteryzują się zlewnie Parsęty (4100 km) i Regi (4000 km), przy czym gęstość sieci rzecznej w tych zlewniach nie odbiega znacząco od średniej w województwie. Gęstość sieci rzecznej osiąga największe wartości (ponad dwukrotnie wyższe od średniej) w zlewniach Przymorza: Dziwny-Regi (2,85 km/km2) oraz Świńca (2,78 km/km2). Tak wysokie wartości gęstości sieci rzecz-nej w tych zlewniach wynikają przede wszystkim z występowania licznych kanałów melioracyjnych (eregion.wzp.pl).

Na potencjał hydroenergetyczny kluczowy wpływ ma między innymi deniwelacja terenu. Największe różnice wysokości w polach jednostkowych na Pomorzu Zachodnim występują na Pojezierzu Drawskim. Są to wielkości dochodzące do 150 m w polu o powierzchni 36 km2 (6 x 6 km; Dębowska 2004). Większe deniwelacje, przekracza-jące 160 m w takim polu, występują w obrębie Pojezierza Kaszubskiego, znajdującego się na terenie województwa pomorskiego. Najbardziej płaskie tereny w województwie zachodniopomorskim, mało korzystne z punktu widzenia lokalizacji elektrowni wodnych, znajdują się na wschód od jeziora Dąbie oraz zalewów Szczecińskiego i Kamieńskiego (Pobrzeże Szczecińskie poza częścią zachodnią), a także w zachodniej i środkowej części Pobrzeża Koszalińskiego. W tych rejonach różnice wysokości w polach o powierzchni 36 km2 oscylują wokół 20 m, a czasem nie przekraczają nawet 10 m (Dębowska 2004).

Rzeką ważną pod względem hydroenergetycznym jest Parsęta, wypływająca z okolic Szczecinka i uchodząca do morza w Kołobrzegu. Mimo iż reprezentuje ona typ meandru-jącej rzeki nizinnej średniej wielkości, jest największą rzeką Przymorza, przybierającą miejscami charakter rzeki górskiej. Jej średni spadek wynosi 1,05‰, w górnym biegu około 1,4‰. W górnej części dorzecza Parsęty spadki rzek w niektórych miejscach dochodzą nawet do 3‰ (www.parseta.org.pl, Butowski i Wąsowicz 2004).

O potencjale hydroenergetycznym świadczy w dużej mierze wielkość odpływu jed-nostkowego (q) z danej zlewni (ilość wody odpływającej w jednostce czasu z jednostki powierzchni). Średni odpływ jednostkowy z terenu Polski wynosi 5,2 l/s·km2 . Od ok . 2 l/s·km2 na Kujawach do ponad 50 l/s·km2 w Tatrach (Byczkowski 1996). Średni odpływ jednostkowy w Karpatach wynosi 10 l/s·km2, zaś w Sudetach 8 l/s·km2, w obrę-bie środkowych nizin około 4 l/s·km2. Nie licząc Karpat, rzeki Pomorza Zachodniego charakteryzują się największymi odpływami jednostkowymi w Polsce – jest to 9,5 l/s·km2 (Byczkowski 1996, Gutry-Korycka i in. 2014), co wynika głównie ze stosun-kowo wysokich opadów równomiernie rozłożonych w ciągu roku.

195


Aktualny stan energetyki wodnej w województwie zachodniopomorskim

W województwie zachodniopomorskim znajdują się 83 hydroelektrownie, z czego 12 jest aktualnie nieczynnych, a dwie (w Baniach na Tywie i w Suchaniu na Reczycy) są w trakcie modernizacji. Wśród elektrowni wyraźnie dominują elektrownie prze-pływowe, zbiornikowych jest jedynie sześć – trzy na rzece Radew oraz po jednej na Redze, Parsęcie i Wogrze. Na terenie województwa zachodniopomorskiego planuje się wybudowanie trzech kolejnych elektrowni wodnych będących aktualnie w fazie projektowania – na Płoni w granicach administracyjnych Szczecina, na Starej Redze w Pęczerzynie (powiat sulęciński) oraz na Polnicy w Karnieszewicach (powiat kosza-liński, gmina Sianów). Najwięcej elektrowni wodnych znajduje się na rzece Redze – aż dziesięć, sześć na Myśli, pięć na Tywie. Wykaz elektrowni wodnych znajdujących się na terenie województwa zachodniopomorskiego zawarty został w tabeli 1. Tabela została podzielona na dorzecza, czyli zlewnie rzek głównych, uchodzących bezpośrednio do morza (I rzędu). Rzeki, nad którymi położone są poszczególne elektrownie, mogą odprowadzać wodę ze zlewni nawet IV rzędu, czyli być dopływem rzeki uchodzącej do dopływu rzeki głównej (wymienionej w odpowiedniej rubryce tabeli). W części tabeli zawierającej elektrownie w dorzeczu Odry podane zostały również trzy elektrownie (dwie na Drawie i jedna na Gwdzie) położone w obrębie zlewni Warty zarządzanej przez Regionalny Zarząd Gospodarki Wodnej (RZGW) w Poznaniu (mew.poznan.rzgw.gov.pl). Dane dotyczące pozostałych elektrowni pochodzą z katastru wodnego udostępnionego przez RZGW w Szczecinie.

Tab. 1. Elektrownie wodne w województwie zachodniopomorskim .

Ciek* Powiat Gmina Miejscowość Typ elektrowni

dorzecze Odry

Kosa myśliborski Dębno Dębno p nMyśla myśliborski Boleszkowice Chwarszczany p cMyśla myśliborski Dębno Dargomyśl p cMyśla myśliborski Boleszkowice Reczyce-Międzylesie p cMyśla myśliborski Boleszkowice Gudzisz p cMyśla myśliborski Boleszkowice Namyślin p cMyśla myśliborski Dębno Barnówko p c

Rurzyca gryfiński Chojna Krupin k . Chojny p n

Tywa gryfiński Gryfino Żórawki p c

Tywa gryfiński Gryfino Szczawno p c

Tywa gryfiński Gryfino Osuch p c

196


Tywa gryfiński Banie Lubanowo-Trzaski p c

Tywa gryfiński Banie Banie p m

Wardynka choszczeński Choszczno Korytowo p n

Mała Ina stargardzki Dolice Kolin p c

Reczyca stargardzki Suchań Suchań p m

Krępa stargardzki Marianowo Marianowo p cKrąpiel stargardzki Stara Dąbrowa Chlebówko p c

Krąpiel – Kanał Ulgi stargardzki Stara Dąbrowa Rokicie p c

Krąpiel stargardzki Stargard Strachocin p c

Ina stargardzki Stargard Stargard p cGunica –

Kanał Ulgi policki Police Tatynia p c

Drawa drawski Drawsko Pomorskie Drawsko Pomorskie p c

Drawa drawski Kalisz Pomorski Borowo p c

Gwda szczecinecki Szczecinek Gołębiewo p c

dorzecze Regi

Stara Rega łobeski Łobez Tarnowo p c

Stara Rega świdwiński Brzeźno Pęczerzyno p pl

Łoźnica łobeski Łobez Łobez p c

Łoźnica łobeski Łobez Łobez p c

Łoźnica łobeski Łobez Łobez-Suliszewice p cReska

Węgorza łobeski Węgorzyno Runowo p c

Brzeźnicka Węgorza łobeski Węgorzyno Lesięcinek p n

Brzeźnicka Węgorza drawski Drawsko

Pomorskie Brzeźniak p n

Rega łobeski Resko Resko p c

Rega łobeski Łobez Łobez p c

Rega łobeski Łobez Prusinowo p c

Rega łobeski Resko Żerzyno p c

Ukleja łobeski Radowo Małe Rogowo p n

Ukleja łobeski Resko Miłogoszcz p c

Ukleja łobeski Radowo Małe Troszczyno Dolne p c

Ukleja łobeski Radowo Małe Troszczyno p c

Sąpólna łobeski Resko Siwkowice p n

Ukleja łobeski Węgorzyno Mieszewo p n

197


Ukleja łobeski Węgorzyno Zwierzynek p n

Rega gryficki Płoty Płoty p c

Rega gryficki Płoty Likowo p c

Rekowa gryficki Płoty Gostyń Łobeski p c

Mołstowa gryficki Brojce Mołstówko p c

Mołstowa gryficki Brojce Grąd p c

Mołstowa kołobrzeski Rymań Rzesznikowo p cRega – Kanał

Młyńskigryficki Gryfice Gryfice p c

Rega (Zbiornik Rejowice)

gryficki Gryfice Rejowice-Smolęcin z c

Rega gryficki Trzebiatów Trzebiatów p cRega – Ka-nał Energe-

tycznygryficki Trzebiatów Trzebiatów p c

dorzecze Parsęty i Jamieńskiego NurtuParsęta szczecinecki Grzmiąca Storkowo z c

Parsęta szczecinecki Grzmiąca Pustkowice (Pustkowo) p c

Wogra świdwiński Połczyn Zdrój Połczyn Zdrój z c

Dębnica świdwiński Połczyn Zdrój Popielawy (Popielewo) p n

Mogilica świdwiński Rąbino Rąbino p cPokrzyw-

nica świdwiński Sławoborze Sławoborze p c

Parsęta białogardzki Białogard Rościno p czbiornik

wód popro-dukcyjnych

koszaliński Bobolice Kępsko p c

Chociel koszaliński Bobolice Ubiedrze p cRadew

– jezioro Kwiecko

koszaliński Polanów Żydowo** z c

Radew koszaliński Świeszyno Niedalino z c

Radew koszaliński Manowo Rosnowo z c

Radew koszaliński Świeszyno Niedalino p cKanał

Młyński (Radew)

białogardzki Karlino Karlino p c

Gościanka kołobrzeski Gościno Gościno p c

Uniesta koszaliński Sianów Gorzebądź p c

Polnica koszaliński Sianów Sianów p n

198


Polnica koszaliński Sianów Karnieszewice p plDzierżę-

cinka Koszalin Koszalin Koszalin p c

Dzierżę-cinka Koszalin Koszalin Koszalin p c

dorzecze Wieprzy

Kanał Miejski sławieński Sławno Pomiłowo p c

Grabowa koszaliński Polanów Polanów p cciek bez nazwy koszaliński Polanów Polanów p c

Bielawa sławieński Malechowo Niemica p c

Grabowa sławieński Malechowo Nowy Żytnik p c

Wieprza sławieński Darłowo Darłowo p cKanał

Młyński sławieński Darłowo Darłowo p c

pozostałe

Płonia Szczecin Szczecin Szczecin p pl

Płonia Szczecin Szczecin Szczecin p c

Wołczenica goleniowski Przybiernów Derkacz p c

Błotnica kołobrzeski Kołobrzeg Błotnica p n* – na którym zlokalizowana jest MEW c – czynna** – szczytowo-pompowa n – nieczynnap – przepływowa m – modernizowanaz – zbiornikowa pl – planowana

Źródło dv anych: RZGW w Szczecinie (dane z katastru wodnego, stan z IX 2016) i RZGW w Poznaniu (mew.poznan.rzgw.gov.pl).

Biorąc pod uwagę podział administracyjny województwa, najwięcej hydroelektrowni zlokalizowanych jest w jego środkowej części – w powiatach łobeskim i gryfickim oraz w koszalińskim. W północno-zachodniej i południowo-wschodniej części wojewódz-twa jest ich najmniej – w powiatach kamieńskim, pyrzyckim i wałeckim nie ma ich w ogóle (Ryc. 1). Duży wpływ na rozmieszczenie elektrowni wodnych ma topografia terenu – wielkość deniwelacji względnych. Największe hydroelektrownie na Pomorzu Zachodnim powstały w dorzeczu Parsęty, zaś największa ich liczba w dorzeczu Regi, nieco mniej w dorzeczach Parsęty (www .rzgw .szczecin .pl) .

199


Ryc. 1. Lokalizacja elektrowni wodnych w województwie zachodniopomorskim.Źródło: RZGW w Szczecinie (dane z katastru wodnego, stan z IX 2016) i RZGW w Poznaniu (mew.poznan.rzgw.gov.pl).Opracowanie graficzne: Szymon Walczakiewicz

Stosunkowo duże wartości spadku w dorzeczu Parsęty spowodowały, że w przeszłości funkcjonowało na rzece ponad 100 różnych spiętrzeń, z których prawie wszystkie uległy dewastacji. Mniejsze młyny i inne małe obiekty na rzece zostały zlikwidowane, niemniej do tej pory na rzece Radew, dopływie Parsęty, funkcjonuje kaskada zbiorników Hajka i Rosnowo wykorzystywanych do celów energetycznych (Butowski i Wąsowicz 2004).

Bardzo ciekawy obiekt hydrotechniczny stanowi elektrownia wodna w Rościnie. Jest to pierwsza na świecie elektrownia podwodna. Zbudowana w 1935 r. na rzece Parsęcie, funkcjonuje do dziś. Obiekt należy do elektrowni przepływowych, przy czym woda

200


nie jest piętrzona przed stopniem wodnym. Oznacza to, że ilość wody dochodzącej do elektrowni i stopnia jest równa ilości wody przechodzącej przez elektrownię i stopień. Pomieszczenia elektrowni znajdują się we wnętrzu betonowej zapory, natomiast turbiny wodne umieszczone zostały poniżej poziomu dna rzeki. Po wojnie elektrownia była nieczynna, uruchomiono ją ponownie w 1975 r. (www.rzgw.szczecin.pl).

W województwie zachodniopomorskim znajduje się również pierwsza w Polsce elektrownia szczytowo-pompowa – w Żydowie, we wschodniej części województwa zachodniopomorskiego, w powiecie koszalińskim. Wstępna koncepcja funkcjonowania elektrowni została opracowana już w 1932 r., a jej uruchomienie nastąpiło w 1971 r. Obecnie jest to piąta co do wielkości elektrownia wodna w Polsce. Jej bazę energetyczną stanowi woda w dwóch naturalnych zbiornikach wodnych – jeziorach Kamiennym i Kwiecko, stanowiących odpowiednio górny i dolny zbiornik (www.rzgw.szczecin.pl).

Energia geotermalna

Energia geotermalna to, zgodnie z definicją geologiczną, nadwyżka energii ciepl-nej w stosunku do energii odpowiadającej średniej temperaturze powierzchni ziemi (Lewandowski 2012). Energię geotermalną z głębi ziemi można pozyskiwać z zasobów hydrotermalnych (nośnik energii stanowią wody podziemne wydobywane przez otwory wiertnicze) lub z zasobów petrogeotermalnych, czyli suchych gorących skał (Hot Dry Rocks – HDR) lub wysadów solnych. Energię petrogeotermalną pozyskuje się przez wprowadzenie wody otworami wiertniczymi do nagrzanych warstw skalnych .

Niestety, po dłuższej eksploatacji temperatura pobieranej wody spada. Zmniejsza się również ciśnienie pary wodnej. Wynika to z mniejszego tempa odnawiania złoża niż jego eksploatacji. Inny problem to zwiększenie zagrożenia sejsmicznego wskutek poboru energii z HDR (Węgrzyk 2010).

Szerszym pojęciem niż energia geotermalna jest energia geotermiczna. Określamy nim nie tylko energię zawartą w wodzie, parze wodnej i skałach (energia geotermalna), ale również w magmie i płynach, takich jak m.in. ropa naftowa i gaz ziemny, wypeł-niających pory i szczeliny skalne (Kubski 2008).

Temperatura w jądrze Ziemi dochodzi do 5000°C, co stanowi efekt rozpadu pier-wiastków promieniotwórczych. Średnia temperatura powierzchni Ziemi szacowana jest na ok. 15°C. Przyrost temperatury na jednostkę przyrostu głębokości wewnątrz Ziemi, poniżej strefy termicznie neutralnej, określa się mianem gradientu termicznego (G). Jego odwrotność stanowi stopień geotermiczny, określający, o ile metrów w głąb ziemi temperatura przyrasta o 1°C. Temperatura wnętrza Ziemi maleje w miarę zbliżania się do jej powierzchni, w zależności od rodzaju skał i warunków geologicznych, od 15 do 80 K (wielkość ta wyrażana może być również w °C) na 1 km. Średnio w skorupie ziemskiej jest to wartość 25 K/km.

Z punktu widzenia praktycznego wykorzystania gradientu geotermicznego (G) roz-różniane są następujące rejony geotermalne:

201


– hipotermiczny – G > 80 K/km,– semitermiczny – 40 K > G > 80 K/km,– normalny – G < 40 K/km.Pod względem technicznym możliwe jest wykonywanie odwiertów do 5 km, pod

względem ekonomicznym – do 2 km (Lewandowski 2012). Na kuli ziemskiej istnieją obszary, gdzie odwierty w ogóle nie są konieczne ze względu na samoczynne wydosta-wanie się wody i pary w formie gejzerów. Złoża par i wód geotermalnych wydobywane są ze skał o dużej porowatości, szczelinowości i przepuszczalności. Wśród krajów euro-pejskich najwięcej energii pochodzenia geotermalnego produkowane jest we Włoszech i w Islandii (Węgrzyk 2010).

Jedną z form pozyskiwania energii geotermalnej stanowi geotermia niskotemperatu-rowa, wykorzystywana za pomocą tzw. pomp ciepła. Geotermalna (lub gruntowa) pompa ciepła (GPC) wykorzystuje zasadę termodynamiki, zgodnie z którą przepływ ciepła następuje od źródła o wyższej temperaturze do źródła o temperaturze niższej. W instalacji GPC dolnym źródłem ciepła jest woda i grunt, a górnym ogrzewane pomieszczenia. Ciepło doprowadzane jest do pompy z dolnego źródła ciepła przez czynnik chłodniczy krążący w kolektorze umieszczonym pod powierzchnią ziemi. W górnym źródle ciepła (np. mieszkaniu) ciepło rozprowadzane jest przez wodę obiegu grzewczego lub wodę użytkową (Kapuściński i Rodzoch 2010).

Potencjał geotermalny województwa zachodniopomorskiego i jego wykorzystanie

Mimo że Polska należy do krajów o dużych zasobach wód geotermalnych, które występują aż pod 80% terytorium Polski (Szmyt 2012), to ze względu na niską temperaturę większość dostępnych złóż wykorzystywana jest jedynie w energetyce cieplnej, gdyż wykorzystanie jej do produkcji energii elektrycznej jest nieopłacalne. Wykorzystanie energii geotermalnej możliwe jest na powierzchni 40% terytorium naszego kraju (Lewandowski 2012). Jest ona używana w celach grzewczych, głównie w balneologii i rekreacji oraz w ciepłowniach (Węgrzyk 2010).

Temperatura wód geotermalnych w Polsce waha się od 25 °C do 150 °C (Sobolewski 2010) lub 120 °C (Szmyt 2012). Najlepiej rokującą strefę wód termalnych stanowi północno-wschodnia część Niecki Mogileńsko-Łódzkiej, znajdująca się pod pasem terenu od Zduńskiej Woli przez Uniejów, Turek, Kłodawę, Konin, Strzelno i Gniezno do Wągrowca. Woda w zbiorniku dolnokredowym ma w tym rejonie temperaturę od 85 do 100°C. Bogate złoża znajdują się m.in. na Podbeskidziu, gdzie w wielu miejscach na głębokości 2 km woda osiąga temperaturę 80°C. Wody o temperaturze ok. 70°C występują na Mazowszu (Lewandowski 2012). Wydobywanie i wykorzystanie do celów energetycznych wód geotermalnych jest opłacalne do głębokości 2000 m, od tempe-ratury 65°C oraz do zasolenia 30 g/l. Wykorzystanie pomp ciepła jest ekonomicznie uzasadnione od temperatury wód wynoszącej 40°C (Lewandowski 2012).

202


Przez województwo zachodniopomorskie ciągnie się pas wód geotermalnych moż-liwych do eksploatacji w celach energetycznych o szerokości około 200 km, przebie-gający z północnego zachodu na południowy wschód (Szmyt 2012). Część Pomorza Zachodniego obejmuje jeden z dwóch (obok grudziądzko-warszawskiego) największych i najbardziej zasobnych w wody geotermalne okręgów geotermalnych w Polsce. Jest to okręg szczecińsko-łódzki, stanowiący stosunkowo wąski pas od Szczecina do Piotrkowa Trybunalskiego. Obejmuje on obszar około 67 tysięcy km2 i zawiera około 2854 km3 wód geotermalnych zgromadzonych w skałach mezozoicznych, głównie z przełomu kredy i jury. Okręg ten posiada największe potencjalne zasoby energii geotermalnej w Polsce (Lewandowski 2012). Według opracowań Góreckiego (2006) i Kubskiego (2008) w północnej części Niecki Szczecińskiej, w pasie przebiegającym z kierunku ESE na WNW od Chociwla przez Goleniów, Szczecin i Police do Lubieszyna, spodziewana temperatura wody wynosi 50–70°C. Te stosunkowo wysokie temperatury wynikają z podwyższonego gradientu termicznego wynoszącego 37–38 K/km. Najkorzystniejsze warunki geotermiczne występują w rejonie Pyrzyc i Stargardu. W południowej części Niecki Szczecińskiej (między Szczecinem a Gorzowem Wielkopolskim) temperatura wód podziemnych jest znacznie niższa – wynosi od 25 do 50°C.

W 2012 r. działało w Polsce osiem zakładów ciepłowniczych wykorzystujących wody geotermalne, w tym dwa (zdecydowanie największe) w województwie zachod-niopomorskim – w Pyrzycach i Stargardzie (Szmyt 2012). Teoretycznie opłacalne jest wykorzystywanie wód geotermalnych z okresu jury również w Szczecinie (http://pga.org .pl). Systemy ciepłownicze wykorzystujące wody geotermalne znajdują się, poza województwem zachodniopomorskim, również w Kotlinie Podhalańskiej, Mszczonowie i Uniejowie (Sobolewski 2010). Koszt produkowanej przez polskie ciepłownie geoter-malne energii wynosi od 27,83 zł/GJ na Podhalu do 38 zł/GJ w Uniejowie (według cen brutto z sierpnia 2004 r.). Dla porównania, średni koszt produkcji ciepła w Uniejowie z oleju opałowego wynosi 60 zł/GJ, a z miału węglowego 20 zł/GJ. Koszt produk-cji energii pochodzenia geotermalnego w Pyrzycach w 2004 r. wynosił 37,92 zł/GJ (Lewandowski 2012).

Budowa ciepłowni geotermalnej w Stargardzie została rozpoczęta w lutym 1999 r., a zakończona w 2005 r. W 2007 r. rozpoczął się proces upadłościowy zakładu. Jego ponowne uruchomienie nastąpiło w kwietniu 2012 r. Odwiert pozyskujący wodę termalną posiada udokumentowaną wydajność 200 m3/h. Wody są silnie zmineralizowane, na poziomie 114 g/l, chlorkowo-sodowe ze znaczną domieszką jodu i krzemionki, o sto-sunkowo wysokiej temperaturze 89°C (Bujakowski i in. 2006). W odległości kilkunastu metrów od odwiertu, z którego pozyskiwana jest woda, znajdują się dwa odwierty chłonne, do których zatłacza się wodę po wykorzystaniu jej ciepła.

W Pyrzycach wykorzystano wody pochodzenia jurajskiego (http://pga.org.pl) . Tamtejsza ciepłownia miejska została oddana do użytku w czerwcu 1997 r. Głównym problemem technologicznym jest wysoka mineralizacja wody sięgająca 121 g/l (głównie NaCl) oraz niezbyt wysoka temperatura rzędu 64°C, co wymaga stosowania specjalnych technologii oraz podgrzewania wody w okresie zimowym, zwłaszcza przy ujemnych

203


temperaturach powietrza, przez kotły gazowe. Sieć ciepłownicza ma łączną długość 15 km. W ciepłej części roku ciepłownia prowadzi sprzedaż ciepłej wody użytkowej, a w okresie grzewczym dystrybuuje energię cieplną mieszkańcom miasta i kilku zakła-dom produkcyjnym (geotermia.inet.pl).

W zakresie geotermii płytkiej, bazującej na wykorzystaniu pomp ciepła, w woje-wództwie zachodniopomorskim istnieje duży potencjał eksploatacji zasobów. Są to najczęściej niewielkie instalacje montowane w gospodarstwach indywidualnych lub niewielkich obiektach (Jaszczyk i in. 2008). Podstawową barierą rozwoju tej formy pozyskiwania energii są znaczne koszty inwestycyjne. Składają się na nie koszty zakupu pompy ciepła wraz z urządzeniami towarzyszącymi oraz koszty prac wiertniczych przy instalacjach otworowych. Koszt wykonania odwiertu wynosi w Polsce (2009 r.) średnio 100–120 zł/mb, na co wpływa m.in. przestarzały, mało wydajny sprzęt. Jakość sprzętu wiertniczego stopniowo się poprawia (Kapuściński i Rodzoch 2010).

204


LiteraturaBujakowski W., Kępińska B., Ney R., Malenta Z., Kozłowski T. 2006. Opis funkcjonujących instalacji

geotermalnych w Polsce, w: Atlas zasobów geotermalnych na Niżu Polskim, red. W. Górecki. Wyd. KSE AGH, Kraków, s. 44–50.

Butowski L., Wąsowicz E. 2004. Ramowy Program Rozwoju Turystyki Dorzecza Parsęty. Związek Miast i Gmin Dorzecza Parsęty. Pozyskano z http://parseta.org.pl (29.07.2016).

Byczkowski A. 1996. Hydrologia, t. II. SGGW, Warszawa.Dębowska S. 2004. Wysokości względne, w: Atlas zasobów i zagrożeń klimatycznych Pomorza, red. Cz.

Koźmiński, B. Michalska,. AR w Szczecinie, Szczecin, s. 2. Górecki W. (red.) 2006. Atlas zasobów geotermalnych formacji mezozoicznej na Niżu Polskim,

Ministerstwo Środowiska, AGH i PIG, Kraków. Gutry-Korycka M., Sadurski A., Kundzewicz Z., Pociask-Karteczka J., Skrzypczyk L. 2014. Zasoby

wodne i ich wykorzystanie. „Nauka”, nr 1, s. 77–98.Jaszczyk M., Kurowiak R., Ziętek D., Płocharski M., Miszczyk K., Mickiewicz P., Sobolewska A.,

Szczygieł T. 2008. Województwo zachodniopomorskie. Założenia do „Programu energetyki odna-wialnej w oparciu o surowce odnawialne energii, wody i wiatru” . Regionalne Biuro Gospodarki Przestrzennej Województwa Zachodniopomorskiego w Szczecinie, Szczecin.

Kapuściński J., Rodzoch A. 2010. Geotermia niskotemperaturowa w Polsce i na świecie. Stan aktualny i perspektywy rozwoju. Uwarunkowania techniczne, środowiskowe i ekonomiczne. Ministerstwo Środowiska, Warszawa.

Kubski P. 2008. Ciepłownia geotermalna w Stargardzie Szczecińskim i jej upadek, „Instal”, nr 2.Lewandowski W. 2012. Proekologiczne odnawialne źródła energii. WNT, Warszawa.Mikulski Z. 1998. Gospodarka wodna. PWN, Warszawa.Rudnicki B . 1985 . Rozwój energetyki wodnej . „Gospodarka Wodna”, nr 44, z . 7 . Sobolewski M. 2010. Perspektywy wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce. „Studia BAS”,

nr 1 (21), s. 267–290.Szmyt B. 2012. Uwarunkowania przyrodnicze, w: Zielona energia w Polsce, red. D. Niedziółka. CeDeWu,

Warszawa .Węgrzyk J. 2010. Elektrownie geotermalne – alternatywa w produkcji energii elektrycznej, Materiały

pokonferencyjne – konferencja „Debata o przyszłości energetyki”, Częstochowa, 4–7 maja 2010. Politechnika Częstochowska, Częstochowa.

geotermia.inet.pl, Oficjalna strona Geotermii Pyrzyce Sp. z.o.o (25.10.2016). http://energiaodnawialna.net (29.07.2016).http://pga.org.pl, PGA – Polska Geotermalna Asocjacja (29.07.2016). https://pl.wikipedia.org (29.07.2016).www.parsęta.org.pl (29.07.2016). www .rzgw .szczecin .pl (01.08.2016).mew.poznan.rzgw.pl (13.01.2017)eregion .wzp .pl, Baza wiedzy o województwie zachodniopomorskim (28.07.2016).

ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII W POLSCE ZE...

Documents

Transcript of ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII W POLSCE ZE...