Akademia

Sesja 3

Wytwarzanie energii elektrycznej

z wykorzystaniem odnawialnych zasobów energii – część druga

Wykładowcy:

Prof. nzw. dr hab. inż. Józef Paska,

mgr inż. Mariusz Sałek, mgr inż. Tomasz Surma

Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki,

Zakład Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej

W numerze 3/2005

Energetyki ukazały się trzy pierwsze wykłady Sesji 3.

W bieżącym numerze zamieszczamy wykład czwarty i piąty.

strona

312

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Elektrownie geotermiczne

W budowie elektrowni geotermicznych mogą być

stosowane następujące systemy:
– hydrotermiczny wysokotemperaturowy, w którym

wykorzystuje się źródła geotermiczne z przewagą
wody lub pary;

– hydrotermiczny niskotemperaturowy, w którym

występują dwa obiegi czynnika roboczego;

– wykorzystujący ciepło suchych gorących skał

(dry hot rocks);

– magmowy.

Znaczenie praktyczne mają obecnie trzy pierwsze

systemy. Schematy ideowe różnych układów elektrow-
ni geotermicznych przedstawiono na rysunku 14.

Wykorzystanie ciepła gorącej magmy wydaje się

jeszcze dość odległe, przede wszystkim ze względu na
brak materiałów odpornych na wysokie temperatury
płynnej magmy.

Źródła geotermiczne z przewagą pary, wykorzy-

stywane w systemie hydrotermicznym wysokotem-
peraturowym, umożliwiają czasami uzyskiwanie
pary przegrzanej, która może być kierowana bez-
pośrednio do turbiny parowej. Zwykle jednak para
z otworu geotermicznego jest kierowana do oddzie-
lacza wody, a następnie do separatora związków
chemicznych (rys. 14a), gdzie jest pozbawiana
zanieczyszczeń gazowych i chemicznych. Źródła
geotermiczne z przewagą pary występują rzadko.
Znajdują się one w rejonie Północnej Kalifornii

Wykład czwarty

Elektrownie geotermiczne, maremotoryczne i maretermiczne

oraz elektrownie wykorzystujące biomasę

Rys. 14. Schematy elektrowni geotermicznych

a) elektrownia zasilana parą wodną, b) elektrownia zasilana mieszaniną wodno-parową,

c) elektrownia z obiegiem wtórnym, d) elektrownia wykorzystująca ciepło suchych gorących skał

1 – otwory geotermiczne, 2 – pompa, 3 – turbina, 4 – generator, 5 – skraplacz, 6 – oddzielacz wody,

7 – wymiennik ciepła (wytwornica pary), 8 – separator związków chemicznych, 9 – odgazowywacz, 10 – parownik,

11 – skały osadowe i wulkaniczne o grubości ok. 600 m, 12 – granit, 13 – kawerna na głębokości ponad 3000 m

(46)

strona

313

maj

2005

www.e-energetyka.pl

(Dolina Gejzerów), we Włoszech (Lardello) i w Japonii
(Matsukawa). Przegrzana para geotermalna nie
wymaga dodatkowej obróbki, poza oddzieleniem czą-
stek stałych, mogących powodować erozję łopatek
turbiny. W efekcie niższego (niż w zwykłych elek-
trowniach parowych) ciśnienia turbiny, pracujące
na parze geotermalnej, mają jedynie część nisko-
prężną. Przy jednakowych mocach turbiny elek-
trowni geotermicznych są większych rozmiarów
i wymagają większego przepływu pary. Poza tym
praca elektrowni geotermicznych zasilanych parą
wodną nie różni się od pracy klasycznych elektrowni
parowych.

Największa elektrownia geotermiczna świata

Gejzery (Geysers), której moc w 1983 roku osiągnę-
ła 908 MW, jest zasadniczo wyposażona w turbiny
o mocy 110 MW, współpracujące z dwoma generato-
rami po 55 MW. Każdą z turbin obsługuje 15 otwo-
rów geotermicznych (14 do poboru pary geotermalnej
i l do zwrotu skroplin) o głębokości od 120 do 2100 m.
Średnia wydajność otworu wynosi 19 kg/s pary o ci-
śnieniu 0,73 MPa i temperaturze 180°C. Jednostkowe
zużycie pary wynosi ok. 9 kg na kWh produkowanej
energii elektrycznej, a zużycie energii na potrzeby
własne (włącznie z wpompowywaniem kondensatu)
sięga 30%. Jednostkowy koszt budowy bloku o mocy
110 MW wyniósł w cenach 1979 r. 520 USD/kW.

Obszar geotermiczny Lardello jest eksploatowany

od 1913 r. (pierwsza na świecie elektrownia geoter-
miczna o mocy 250 kW). Obecnie 16 eksploatowanych
w tym rejonie elektrowni ma łączną moc ok. 420 MW.
Głębokość większości otworów geotermicznych nie
przekracza 1000 m (średnio – 700 m). Temperatura
czynnika roboczego na wyjściu z otworu zawiera
się w granicach od 150 do 260°C, ciśnienie od 0,5 do
0,6 MPa, a wydatek od 15 do 30 kg/s. Jednostkowe
zużycie pary przez turbozespół wynosi ok. 10 kg/
/kWh. Jednostkowe koszty wytwarzania energii
elektrycznej są 1,5–2 razy niższe niż w klasycznych
elektrowniach cieplnych.

Początkowo w japońskiej elektrowni geotermicz-

nej

Matsukawa zainstalowano turbinę o mocy 22

MW, zasilaną parą geotermalną z sześciu otworów
geotermicznych o średnicy 210 mm i głębokości 940
do 2000 m. Para po wyjściu z turbiny była kierowa-
na do wymiennika ciepła, gdzie podgrzewała do 70°C
wodę na potrzeby odległego o 6 km osiedla. Obecnie
łączna moc tej elektrowni osiągnęła 90 MW.

Źródła geotermiczne z przewagą wody są spoty-

kane znacznie częściej niż źródła parowe. Uzyski-
wana z nich mieszanina wodnoparowa jest kiero-
wana w pierwszej kolejności do odgazowywacza,
a następnie do parownika, gdzie ulega zmianie w
parę wilgotną. Kolejny etap stanowi oddzielenie wody
(rys. 14b). Największe eksploatowane elektrownie
geotermiczne tego typu to:

Wairakei w Nowej Zelandii

(293 MW),

Tiwi na Filipinach (220 MW), Sierra

Prieto w Meksyku (150 MW), Kakkonda w Japonii
(50 MW).

W 1973 r. na obszarze geotermicznym

Sierra Prieto

w Meksyku oddano do eksploatacji elektrownię
geotermiczną z dwoma turbozespołami po 37,5 MW
(firmy

Toshiba, Japonia). Do ich zasilania wykonano

56 otworów geotermicznych o głębokości od 700 do
2200 m, z których produktywnymi okazały się 42.
Uzyskiwano mieszaninę wodnoparową, zawierają-
cą 20–40% pary, w ilości średnio 55 kg/s z otworu.
Jeden turbozespół jest zasilany przez 7 otworów.
Obliczeniowy czas eksploatacji otworu wynosi 10 lat
i co roku są wykonywane nowe otwory dla pokry-
cia deficytu pary, wynikającego ze spadku ciśnie-
nia i temperatury wraz z wyeksploatowaniem dzia-
łających otworów. Zainstalowane w elektrowni tur-
biny kondensacyjne (ciśnienie pary na wlocie do
turbiny 0,51 MPa, temperatura 160°C) zużywają ok.
8 kg pary na wyprodukowanie 1 kWh energii elek-
trycznej. W 1979 r. oddano do eksploatacji kolejne
dwa bloki – moc elektrowni osiągnęła 150 MW.

System hydrotermiczny niskotemperaturowy

umożliwia wykorzystanie nośnika składającego się
z wody lub pary o niższych temperaturach (nawet
poniżej 100°C), dzięki temu, że czynnik ten zasila
obieg pierwotny elektrowni geotermicznej (rys. 14 c),
zaś w obiegu wtórnym stosuje się czynnik niskow-
rzący (freon, izobutan).

Największa część zasobów energii geotermicznej

jest zlokalizowana w suchych gorących skałach (dry
hot rocks), które występują w zasadzie we wszyst-
kich rejonach świata, chociaż na różnej głębokości
(zwykle 4000–5000 m). Do wykorzystania ciepła
suchych gorących skał konieczne jest istnienie odpo-
wiednio wysokiej temperatury na ekonomicznie do-
stępnej głębokości oraz właściwa porowatość gorącej
warstwy skał, aby możliwe było ogrzanie odpowied-
niej ilości wody. Odbieranie ciepła geotermicznego
odbywa się dzięki tłoczeniu wody przez pionowy
głębszy otwór (rys. 14 d) do kawerny naturalnej lub
wykonanej w sposób sztuczny (wybuchy konwen-
cjonalne lub jądrowe, metoda hydrauliczna polega-
jąca na wpompowaniu pod ciśnieniem zimnej wody
w gorące warstwy skalne). Ogrzana woda wydobywa
się przez drugi otwór o mniejszej głębokości, oddaje
ciepło w wymienniku ciepła elektrowni geotermicz-
nej i wraca głębszym otworem do kawerny.

Instalację doświadczalną do zbadania możliwoś-

ci praktycznych wykorzystania ciepła suchych
gorących skał zrealizowano w Los Alamos (Kalifor-
nia, USA). Dzięki wpompowaniu pod ciśnieniem
12,3 MPa zimnej wody do szczeliny na głębokości
2789 m otrzymano kawernę o promieniu ok. 140 m.
Drugi otwór o głębokości ok. 2670 m doprowadzono
do części centralnej kawerny. Uzyskiwano z niego
wodę o temperaturze ok. 160°C, a moc cieplna układu
osiągała 5 MW. W Niemczech podobne prace prowadzi
się w Urach (Szwabia), w Wielkiej Brytanii badania
są prowadzone w Kornwalii, we Francji w Soultz na
północ od Strasburga, w Japonii na północ od Tokio,
w Rosji w Stawropolu.

(47)

strona

314

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Wykorzystanie ciepła suchych gorących skał

stanowi perspektywę dla rozwoju elektrowni geo-
termicznych.

W roku 2001 r. na świecie eksploatowano ze-

społy elektrowni geotermicznych o łącznej mocy za-
instalowanej 5443 MW.

Sprawność elektrowni geotermicznych jest nie-

wielka i wynosi 20–25% brutto (15–20% netto). Na
przykład w elektrowni

Geysers przy parametrach

pary 0,73 MPa i 200°C osiąga się sprawność 23%.
O ekonomicznej konkurencyjności elektrowni geo-
termicznych świadczą dane z tabeli 11.

Tabela 11

Nakłady inwestycyjne i koszty wytwarzania energii elektrycznej

w amerykańskich elektrowniach różnych typów

(w cenach 1980 r.) [24]

Typ elektrowni

Jednostkowe

nakłady

inwestycyjne,

USD/kW

Koszt

wytwarzania

energii

elektrycznej,

USc/kWh

Elektrownia jądrowa

1200

4,1

Elektrownia cieplna

(ropa)

600–800

3,4

Elektrownia cieplna

(węgiel)

600–1000

2,9–3,8

Elektrownia

geotermiczna

na parze suchej

300

2,1

Elektrownia

geotermiczna na

źródłach gorącej wody

500–950

3,1–5,3

Elektrownia

geotermiczna na cieple

suchych gorących skał

550–950

3,4–6,8

W Polsce występują dość duże zasoby wód geo-

termalnych, jednak ich temperatura nie przekracza
70°C, co sugeruje raczej wykorzystanie do ogrzewa-
nia. Zasoby są zlokalizowane w trzech rejonach:
Niżowym, Przedkarpackim i Karpackim. Najko-
rzystniejsze warunki występują w basenie podha-
lańskim (dotychczas stwierdzono 19 zbiorników wód
geotermalnych, zawierających ok. 30 mld m

3

).

W 1993 r. ukończono budowę Doświadczalnego

Zakładu Geotermalnego na Podhalu, gdzie woda
o temperaturze ok. 86°C, ciśnieniu artezyjskim
2,5 MPa i potencjalnej wydajności 60–200 m

3

/h ogrze-

wa 200 budynków, kościół i szkołę, a także suszarnię
drewna, szklarnię i basen do hodowli ryb.

Drugi zakład geotermalny został zbudowany w

latach 1992–1995 w Pyrzycach (byłe woj. szczeciń-
skie). Ciepłownia zaopatruje w ciepło 14-tysięczne
miasto i jest pierwszą instalacją geotermalną na
Niżu Polskim. Moc cieplna instalacji wynosi ok.
15 MW (wydatek wody geotermalnej 340 m

3

/h,

temperatura 61–63°C, temperatura po schłodzeniu
26°C). W ciepłowni zastosowano 2 absorpcyjne pom-
py ciepła oraz 4 kotły wodne o mocy 40 MW. Koszt
budowy ciepłowni wyniósł ok. 59 mln zł (w cenach
1997 r.) a jednostkowy koszt wytwarzanego ciepła
wynosi ok. 25 zł/GJ.

Łącznie w latach 1993–2003 zbudowano i uru-

chomiono w Polsce 6 instalacji ciepłowniczych wy-
korzystujących ciepło wód geotermalnych (tab. 12)
a budowa kolejnych obiektów jest planowana w naj-
bliższej przyszłości.

Wykorzystanie energii mórz i oceanów

Oceany i morza, stanowiąc znaczną część po-

wierzchni kuli ziemskiej, otrzymują od Słońca (nie
tylko) dużą ilość energii. Są one zatem potencjalnym
źródłem energii odnawialnej, którą można spo-
żytkować do produkcji energii elektrycznej. Jest to
możliwe dzięki wykorzystaniu:



energii pływów morskich (elektr. pływowe) i fal

(elektr. maremotoryczne),



energii cieplnej wód (elektr. maretermiczne),



różnic zasolenia wód (gradientu zawartości soli),



energii prądów oceanicznych (elektrownie ma-

remotoryczne).

W elektrowniach pływowych energia mórz i oce-

anów, przejawiająca się w postaci pływów wód mor-
skich, jest przetwarzana na energię elektryczną w
cyklu przemian energetycznych, analogicznym jak
w elektrowniach wodnych. Wykorzystanie energii
wody poruszanej pływami polega na odgrodzeniu od
otwartego morza zatoki lub jej części i umieszczeniu
w utworzonej przegrodzie turbin wodnych. W czasie
przypływu woda wpływając do odgrodzonej części
zatoki napędza turbiny, aż do czasu zrównania się
poziomów wody. Podczas odpływu woda zgromadzo-
na uprzednio w zatoce wypływa z niej, ponownie
dostarczając energii turbinom.

Obiekt

Rok

uruchomienia

Temperatura wody

w złożu,

°C

Głębokość

złoża,

m

Mineralizacja,

g/l

Wydatek,

m

3

/h

Całkowita

moc cieplna,

MW

Bańska

– Biały Dunajec

1994

86

2000–3000

3

120

9

Pyrzyce

1996

61

1500–1650

120

2×170

50

Mszczonów

1999

40

1600–1700

0,5

60

12

Uniejów

2001

67–70

Ok. 2000

6,8–8,8

68

4,6

Bańska Niż.

– Biały Dunajec

2001

76–80

2500

3

550

125

Słomniki

k. Krakowa

2002

17

300

–

260

3,5

Tabela 12

Podstawowe dane ciepłowni geotermalnych funkcjonujących w Polsce

(48)

strona

315

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Turbiny hydrozespołów elektrowni pływowych

są dostosowane do pracy przy dwukierunkowym
przepływie wody. Istnieje również możliwość wspo-
magania tworzenia się różnicy poziomów wody przez
jej przepompowywanie.

Pierwszą małą elektrownię pływową urucho-

miono w 1913 r. w Niemczech, na wybrzeżu Morza
Północnego. Z dużej liczby późniejszych projektów
zrealizowano praktycznie trzy. Od 1968 r. pracuje w
b. ZSRR elektrownia o mocy 400 kW, zbudowana w
Zatoce Kisłogubskaja, koło Murmańska. Zatoka two-
rzy zbiornik wodny o powierzchni 1,1 km

2

i głębokości

35 m, połączony z morzem wąskim (40 m) i płytkim
(3–5 m) przełykiem, co pozwoliło na odcięcie zatoki
od morza stosunkowo niewielkim kosztem. W elek-
trowni zastosowano hydrozespoły odwracalne (praca
przy przepływie wody w obu kierunkach oraz praca
pompowa). Drugi projekt zrealizowano w Chinach,
gdzie elektrownia doświadczalna składa się z sześciu
małych zespołów. Pierwszą dużą elektrownię pływo-
wą, o mocy 240 MW zbudowali Francuzi w Bretanii,
u ujścia rzeki Rance do kanału La Manche.

Budowę elektrowni zakończono w 1967 roku, kiedy

to oddano do eksploatacji ostatni z 24 zespołów; budo-
wa trwała 6 lat. Różnica poziomów pływów waha się
tam od 3 do 13,5 m (średnio 8,45 m), a zamknięty tamą
o długości 750 m zbiornik wodny ma powierzchnię
22 km

2

(rys. 15) [39].

Rys. 15. Elektrownia pływowa

Rance

a) usytuowanie (linią przerywaną zaznaczono miejsce

projektowanej budowy kolejnej elektrowni),

b) przekrój przez maszynownię, c) plan

Na lewym brzegu znajduje się wnętrzowa rozdziel-

nia elektrowniana 225 kV. Przy lewym brzegu została
zlokalizowana śluza, wyposażona w dwie komory
65×13 m; następną część stanowi budowla elektrowni
(maszynownia) w postaci zapory żelazobetonowej
o długości 332,5 m. Środkową część spiętrzenia stano-
wi martwa część zapory, powstała przy wykorzysta-
niu istniejących skał (193,7 m); przy prawym brzegu
zlokalizowano część przelewową o długości 115 m.

W maszynowni elektrowni pływowej

Rance

znajdują się 24 hydrozespoły rurowe (gruszkowe).

Średnica wirnika turbiny wynosi 5,35 m, prędkość
obrotowa 93,75 min

–1

, przełyk 275 m

3

/s. Generatory

o napięciu znamionowym 3,5 kV znajdują się we-
wnątrz kapsuł–gruszek (rys. 16) i pracują przy
nadciśnieniu powietrza 0,2 MPa. W maszynowni
umieszczono 3 transformatory o mocy po 82 MVA
i napięciu 3,5/225 kV, wyposażone w podwójne
komplety uzwojeń dolnego napięcia. Każdy z trans-
formatorów pracuje w bloku z dwiema grupami po
4 generatory. Tak więc elektrownia stanowi zespół
sześciu bloków energetycznych po 40 MW. Połączenie
transformatorów z rozdzielnią elektrownianą 225 kV
zrealizowano za pomocą kabli olejowych, przebiega-
jących tunelem pod ziemią i śluzą.

Rys. 16. Hydrozespół rurowy elektrowni pływowej

Rance

1 – szyb zejściowy, 2 – cięgła, 3 – płaszcz metalowy, 4 – łopatki

wsporcze, 5 – łopatki kierownicze (kierownica), 6 – obudowa,

7 – wentylator, 8 – łożysko, 9 – generator, 10 – łożysko wzdłużne

połączone z łożyskiem prowadzącym, 11 – wał, 12 – stożek

przejściowy turbiny i łożysko, 13 – wirnik turbiny

Charakterystyczne dane hydrozespołów elektrow-

ni

Rance w różnych warunkach pracy przedstawiono

w tabeli 13.

Tabela 13

Charakterystyki turbozespołu rurowego elektrowni

Rance

Praca

Wysokość spadu

(pompowania),

m

Moc

zespołu,

MW

Spraw-

ność,

%

Przełyk,

m

3

/s

Turbinowa:
zatoka-morze
morze-zatoka

3–11
3–11

3–10
2–10

55–87

60–73

110–275
115–240

Pompowa:
morze-zatoka
zatoka-morze

1–3
1–3

6
6

30–66
25–58

110–170

108–200

Począwszy od 1983 r. rozpoczął się III etap eksplo-

atacji elektrowni

Rance (pierwszy do 1974 r. – osią-

gnięcie projektowanych parametrów pracy, drugi
1975–1982 – prace remontowe), charakteryzujący
się roczną produkcją 609 GWh energii elektrycz-
nej (netto 512 GWh) o jednym z niższych kosztów
wytwarzania – 9,67 centym/kWh, podczas gdy w
elektrowniach węglowych – 12,67, w elektrowniach
jądrowych – 9,06 (w cenach 1979 r.).

(49)

strona

316

maj

2005

www.e-energetyka.pl

W wyniku obliczeń optymalizacyjnych ustalono

optymalne udziały czasów poszczególnych stanów
pracy turbozespołów elektrowni:



praca turbinowa zatoka-morze

57%,



praca pompowa morze-zatoka

18%,



praca turbinowa morze-zatoka

5%,



praca pompowa zatoka-morze

0%.

Przeważający udział pracy turbinowej zatoka-mo-

rze wynika z faktu, że dysponuje się wówczas rów-
nież wodą rzeczną dopływającą do zatoki. Niewielki
udział pracy pompowej jest efektem tego, że cykle
pływów podporządkowane są dobie księżycowej, róż-
nej od doby słonecznej – maksymalny poziom wody
w morzu powtarza się co 12 h i 26,5 min; ponadto
w zatoce jest zwykle utrzymywany średni poziom
wody, wyższy niż przeciętny zerowy poziom pływów,
z uwagi na zagospodarowanie jej brzegów – baseny
portowe, przystanie (rys. 17).

Rys. 17. Ilustracja pracy elektrowni pływowej

1 – poziom wody w morzu (pływu), 2 – poziom wody w zatoce,

T – praca turbinowa, P – praca pompowa

Obecnie uważa się, że dla opłacalności budowy

elektrowni pływowej jest konieczne, by różnica
poziomów morza między przypływem a odpływem
przekraczała 4 m.

Lista planowanych do realizacji projektów bu-

dowy elektrowni pływowych jest szeroka: Kanada
zbudowała w 1983 roku w zatoce Fundy elektrow-
nię

Annapolis Royal o mocy 20 MW i planuje bu-

dowę trzech dalszych elektrowni pływowych –

Shepody (920 MW), Cumberland (795 MW), Cobequid
(3200 MW); w Wielkiej Brytanii trwają prace nad
elektrownią pływową w Zatoce Bristolskiej u ujścia
rzeki Severn (4000 MW); Francja zamierza zbu-
dować nową zaporę o długości 98 km, zamykają-
cą południowo-zachodnią część zatoki St. Mało
(6000 MW); Indie projektują zamknięcie zatoki Kaćch
zaporą o długości 8 km (600 MW); własne elektrownie
pływowe projektują: Argentyna, Australia, Korea
Południowa.

Elektrownie maremotoryczne umożliwiają pozy-

skiwanie i przetwarzanie na energię elektryczną
energii fal oraz prądów morskich i oceanicznych.
W przypadku fal można do pozyskiwania ich energii
stosować urządzenia: mechaniczne, pneumatyczne,
hydrauliczne, elektromagnetyczne (rys. 18).

Rys. 18. Koncepcje urządzeń do pozyskiwania

i przetwarzania energii fal

A – pneumatyczne, B – mechaniczne, C – hydrauliczne,

D – elektromagnetyczne (indukcyjne)

Prace badawcze rozpoczęły się stosunkowo nie-

dawno (ok. 1976 r.) i dotychczas opracowano wiele
rozwiązań, z których najciekawsza jest instalacja
z oscylacyjną kolumną wodną. Jest wyposażona w
korpus betonowy, zakotwiczony na dnie morskim.
W dolnej części kolumny znajduje się otwór. Fale
wpadając do kolumny oscylacyjnej powodują sprę-
żanie powietrza w jej górnej części, skąd sprężone
powietrze przez wąski kanał przechodzi do turbiny
powietrznej sprzężonej z generatorem, a następnie
jest wydmuchiwane do atmosfery. Przy cofaniu się
fal następuje obniżanie się poziomu wody w kolum-
nie i dzięki powstającemu podciśnieniu – zasysanie
powietrza.

Pierwsza doświadczalna instalacja z oscylacyj-

ną kolumną wodną została zbudowana w 1980 r.
w Japonii. W barce o długości 80 m wykonano 11
otworów, w których zainstalowano kolumny z tur-
bozespołami o mocy po 125 kW. Jednakże udało się
uzyskać tylko 20 kW z każdej kolumny.

W projekcie brytyjskim zakłada się budowę

elektrowni maremotorycznej, opartej na zasadzie
oscylacyjnej kolumny wodnej o mocy 2000 MW w
pobliżu Hybrydów. Instalacja o długości kilkudzie-
sięciu kilometrów ma się składać z modułów po 5 MW.
Ma również stanowić ochronę brzegów przed niszczą-
cym działaniem fal.

W Norwegii w 1986 roku, w pobliżu Bergen zbudo-

wano pierwszą na świecie przemysłową elektrownię
falową na zasadzie wielorezonansowej oscylacyjnej
kolumny wodnej. Woda w kolumnie jest w rezonansie
z nadbiegającą falą. Konstrukcja turbiny powietrz-
nej jest zbliżona do turbiny wiatrowej Darrieusa.
Moc elektrowni wynosi 350 kW.

(50)

strona

317

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Koncepcja elektrowni maremotorycznych, w któ-

rych wykorzystuje się energię prądów oceanicznych,
polega na zastosowaniu wielkich turbin wodnych,
zanurzonych i zakotwiczonych na drodze przepływu
silnego prądu morskiego (np. przepływająca wzdłuż
Florydy odnoga Golfstromu).

Oceany i morza świata są naturalnym, ogrom-

nym akumulatorem ciepła, którego wykorzystanie
jest możliwe dzięki elektrowniom maretermicznym.
Działanie elektrowni maretermicznych opiera się
na wykorzystaniu różnicy temperatur między
ciepła warstwą wód powierzchniowych a zimnymi
wodami głębinowymi. Jest to możliwe na obszarach
równikowych. Woda morska ma tam na powierzchni
temperaturę ok. 30°C, zaś na głębokości 300–500 m
temperaturę ok. 7°C. Rozwiązania elektrowni mare-
termicznych idą w dwóch kierunkach: wykorzysta-
nia pośredniego czynnika roboczego o niskiej tempe-
raturze wrzenia (amoniak, propan) i pracy turbiny
w cyklu zamkniętym zgodnie z obiegiem Carnota
(rys. 19) oraz zastosowania otwartego cyklu (zgodnie
z obiegiem Clouda), w którym wykorzystuje się bez-
pośrednio wodę morską odparowującą w atmosferze
rozrzedzonej. Częściej rozpatrywana metoda z cyklem
zamkniętym polega na doprowadzeniu ciepłej wody
powierzchniowej do wymiennika ciepła, w którym
ulega odparowaniu czynnik roboczy niskowrzący.

Do skraplania pary opuszczającej turbinę jest

stosowana woda z warstw głębinowych. Sprawność
cyklu zależy od różnicy temperatur wody dostar-
czanej do parownika i skraplacza (kondensatora).
Wynosi ona zwykle od 15 do 26°C, a zatem sprawność
cyklu zawiera się w przedziale od 3 do 5%. Sprawność
elektrowni wynosi tylko 2–3%, co oznacza, że dla uzy-
skania mocy l MW należy przez wymienniki ciepła
przeprowadzić moc ok. 40 MW – pociąga to za sobą
znaczne wymiary instalacji. Przewód doprowadzają-
cy zimną wodę w elektrowni o mocy 40 MW powinien
mieć średnicę ok. 10 m, a powierzchnia wymiany
ciepła w wymienniku 45 000 m.

Rys. 19. Schemat ideowy elektrowni maretermicznej

z cyklem zamkniętym czynnika niskowrzącego

1 – doprowadzenie ciepłej wody,

2 – wymiennik ciepła (wytwornica pary), 3 – odpływ wody,

4 – para czynnika roboczego (NH

3

), 5 – turbina,

6 – generator elektryczny, 7 – skraplacz, 8 – doprowadzenie wody

zimnej, 9 – czynnik roboczy w stanie ciekłym,

10 – pompa czynnika roboczego

Przewiduje się dwa rozwiązania konstrukcyjne:

stacjonarne, w którym urządzenia są zamontowane
na zakotwiczonych platformach i dostarczają wytwo-
rzoną energię elektryczną na ląd kablami podwodny-
mi, oraz pływające, w którym urządzenia wytwórcze
poruszają się po powierzchni w poszukiwaniu miejsc
o optymalnych warunkach termicznych, a wytworzo-
na energia elektryczna jest zużywana na miejscu do
produkcji elektrochłonnych wyrobów.

Koncepcja budowy elektrowni wykorzystującej

miejscowy gradient zasolenia polega na pozyskaniu
energii pochodzącej z różnicy potencjałów energii
chemicznej dwóch roztworów o różnych stężeniach
soli. Najodpowiedniejszą lokalizacją takich elektrow-
ni są ujścia rzek. Ciśnienie osmotyczne między słodką
wodą rzeki a wodą morską o zasoleniu 35‰ wynosi
2,3–2,4 MPa, co odpowiada różnicy poziomów wody
w klasycznej elektrowni wodnej 260 m.

Pierwszy projekt przemysłowej elektrowni wyko-

rzystującej gradient zasolenia oceanu i powstające
w jego wyniku ciśnienie hydrauliczne opracowano
w 1978 r. Wykorzystuje się w nim dwa stopnie prze-
kształcania energii, dzięki wybudowaniu dwóch wy-
sokich tam oddzielających wodę słodką od morskiej.
W pierwszym etapie woda słodka przepływa do zbior-
nika umieszczonego między tamami ponad 100 m
poniżej poziomu morza i napędza turbinę. Następnie,
w drugim etapie, woda słodka jest przepompowy-
wana przez membrany osmotyczne do morza. Dla
uproszczenia zaproponowano umieszczenie turbin
bezpośrednio na dnie morza, co pozwala ograniczyć
się do jednej tamy, a w przypadku korzystnego
ukształtowania dna morskiego całkowicie z nich
zrezygnować.

Sprawność przemian realizowanych w elektrowni

wykorzystującej gradient zasolenia ocenia się na
3–20%; pozyskiwanie tych zasobów energii odna-
wialnej natrafia jednak na ogromne trudności tech-
niczne i ekologiczne. Szczególnie wykonanie wytrzy-
małych, półprzepuszczalnych membran, stanowią-
cych zasadniczy element elektrowni, sprawia duże
kłopoty.

Energetyczne

wykorzystanie biomasy

Biomasa ma spośród odnawialnych źródeł energii

największy obecnie udział w pokrywaniu zapotrze-
bowania na nośniki energii pierwotnej (ok. 13%).

Wytwarzanie energii elektrycznej z biomasy może

odbywać się przez jej bezpośrednie spalanie w elek-
trociepłowniach lub elektrowniach (odpady rolnicze
w postaci słomy i siana, śmieci i niektóre odpady
komunalne, odpady drewna) lub dzięki spalaniu
biogazu uzyskanego z biomasy.

Biogaz powstający w wyniku fermentacji z bioma-

sy pochodzenia rolniczego zawiera 55–70% metanu
i ma wartość opałową 19 700–25 000 kJ/m

3

.

(51)

strona

318

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Oprócz biogazu uzyskiwanego z różnych odpa-

dów organicznych poprzez fermentację beztlenową
w specjalnych komorach fermentacyjnych można
uzyskiwać gaz bezpośrednio ze składowisk odpa-
dów, tzw. gaz składowiskowy (wysypiskowy, niem.
Deponiegas). Składa się on głównie z metanu (ok. 50%)
i dwutlenku węgla. Pozyskiwanie gazu składowi-
skowego wymaga budowy na składowisku odpadów
systemu studzienek do odsysania gazu oraz systemu
rurociągów do jego odprowadzania. Ideę i możliwości
wykorzystania gazu wysypiskowego przedstawiono
na rysunku 20.

Rys. 20. Możliwości wykorzystania gazu wysypiskowego

Schemat ideowy elektrociepłowni, w której bio-

gaz jest wykorzystywany jako paliwo w silnikach
wysokoprężnych pracujących wg obiegu Otto, przed-
stawiono na rysunku 21 [19]. Silniki te napędzają
generatory elektryczne, a ciepło z chłodzenia silników
i odbierane z gazów spalinowych może służyć do pro-
dukcji wody gorącej lub pary technologicznej. Gorąca
woda użytkowa może być wykorzystana, m.in. do
przyspieszenia procesu fermentacji biomasy.

Podobny układ zastosowano do spalania gazu wy-

sypiskowego, pochodzącego z wielkiego wysypiska od-
padów komunalnych w południowo-zachodniej części
Berlina Zachodniego, na którym w latach 1955–1980
zgromadzono ok. 11 mln m

3

śmieci. Wysypisko obej-

muje powierzchnię 50 ha i osiągnęło wysokość 50 m.
Ze względu na trujące wyziewy zostało całkowicie
przykryte warstwą ziemi o grubości co najmniej 1 m.
W 1984 r. została zawarta umowa o eksploatacji wy-
sypiska do produkcji energii elektrycznej i ciepła.

Rys. 21. Schemat ideowy elektrociepłowni biogazowej

1 – silnik wysokoprężny systemu Otto, 2 – kocioł odzysknicowy,

3 – odbiorniki grzewcze, 4 – odbiorniki technologiczne,

5 – generator elektryczny, 6 – sieć energetyki zawodowej,

7 – transformator sprzęgający, 8 – rozdzielnica,

9 – wymiennik ciepła,

10 – lokalne odbiorniki energii elektrycznej

Dla optymalnego pozyskania gazu z wysypiska

założono 133 studzienki odsysające, o głębokości
15–25 m. Gaz ze studzienek trafia do sześciu prze-
wodów zbiorczych. Cała sieć przewodów zbiorczych
ma długość 12 km i jest przyłączona do centralnej
stacji sprężania. Pozyskiwany gaz ma temperaturę
20–45°C i zawiera parę wodną i śladowe ilości sub-
stancji szkodliwych – jest więc ochładzany (konden-
sat jest usuwany) i oczyszczany. Została zbudowana
elektrociepłownia blokowa z trzema silnikami spa-
linowymi i generatorami o mocy 1,5 MW i napięciu
10 kV. Energia elektryczna jest przekazywana do
sieci publicznej, a ciepło odpadowe z silników służy
do ogrzewania okolicznych domów mieszkalnych
i Instytutu Badań Jądrowych (

Hahn-Meitner).

Innym sposobem energetycznego wykorzystania

odpadów komunalnych jest ich spalanie. Historia
rozwoju spalarni odpadów miejskich datuje się od
1874 r., kiedy to w Wielkiej Brytanii podjęto pierw-
sze próby likwidacji odpadów poprzez ich spalanie.
Dynamiczny rozwój spalarni nastąpił po drugiej
wojnie światowej w krajach Europy Zachodniej,
Stanach Zjednoczonych i Japonii. Dotychczas na
świecie zainstalowano ok. 170 spalarni o dziennej
wydajności ponad 100 t miejskich odpadów.

Spalanie odpadów winno być połączone z produk-

cją energii elektrycznej i ciepła. Przykładem takiego
podejścia jest Szwecja, gdzie unieszkodliwia się przez
spalanie w 22 zakładach ok. 60% śmieci komunalnych
(rocznie 1,7 mln t). Największymi spalarniami dyspo-
nują: Sztokholm, Uppsala, Malmö, Göteborg.

Elektrociepłownia

Högdalen unieszkodliwia w

100% śmieci zbierane z całego Sztokholmu, rocznie
230 tys. t (odpowiada to 50 tys. m

3

ropy naftowej).

Składają się na nie: papier (ok. 40% ilości odpadów),
tworzywa sztuczne (9–10%), odpadki ogrodowe
(25–30%), metal i szkło (6–9%). Moc cieplna części
spalającej śmieci wynosi 154 MW, zaś moc elektrycz-
na 24 MW.

(52)

strona

319

maj

2005

www.e-energetyka.pl

W celu zapewnienia dostaw ciepła nawet w wa-

runkach bardzo ostrej zimy oraz utrzymania sto-
sownej rezerwy mocy na wypadek awarii urządzeń
podstawowych, elektrociepłownię wyposażono dodat-
kowo w jeden olejowy kocioł parowy o mocy cieplnej
80 MW i dwa, również olejowe, kotły wodne o łącznej
mocy cieplnej 20 MW. Około 85% ciepła oddawanego
do sieci ciepłowniczej przez elektrociepłownię

Högda-

len pochodzi ze spalania śmieci. Elektrociepłownia
jest wyposażona w skuteczną instalację oczyszcza-
nia spalin, nie stanowi więc żadnego zagrożenia dla
środowiska.

Kompleksowe wykorzystanie

źródeł energii odnawialnej

Można sądzić, że jednoczesne pozyskiwanie i prze-

twarzanie różnych nośników energii odnawialnej
pozwoli na pełne i stabilne pokrycie potrzeb energe-
tycznych konkretnego obiektu lub rejonu.

Przykładem takiego kompleksowego systemu jest

zbudowany dla zakładu utylizacji ścieków na wys-
pie Fehmarn (Niemcy) hybrydowy system wyko-
rzystania odnawialnych źródeł energii, składający
się z:



generatora fotoelektrycznego wraz z przekształt-

nikiem prądu stałego na przemienny,



instalacji wiatrowej,



instalacji biogazowej wytwarzającej energię elek-

tryczną i ciepło,



punktu zarządzania systemem.

Generator fotoelektryczny o mocy szczytowej

140 kW składa się z 3840 modułów. Dla uzyskania
napięcia 410 V prądu stałego 24 moduły typu PO10/40
łączy się szeregowo, a następnie 160 tak połączonych
zestawów łączy się równolegle dla uzyskania prądu
znamionowego 370 A. Dwa przekształtniki prądu
stałego na przemienny, każdy o mocy 80 kVA, słu-
żą do powiązania generatora z siecią elektryczną.
Przekształtniki są wyposażone w zabezpieczenia
zwarciowe i przeciążeniowe.

Instalacja wiatrowa, typ HSW250, ma moc zna-

mionową 250 kW. Wysokość wieży do piasty wirnika
silnika wiatrowego, o średnicy 25 m, wynosi 28 m.
Wieża jest wyposażona w schody wewnętrzne. Moc
znamionową instalacja wiatrowa osiąga przy pręd-
kościach wiatru od 14 do 23 m/s. Jest wyposażona w
generator asynchroniczny z przełącznikiem liczby
par biegunów, kontrolowanym i sterowanym przez
komputer. Komputer kontroluje i monitoruje także
wszystkie operacje dokonywane automatycznie: za-
trzymanie instalacji przy spadku prędkości wiatru
poniżej 4 m/s, wyłączenie instalacji przy prędkości
wiatru powyżej 23 m/s, monitorowanie stanu oleju
i jego temperatury, ciśnienia hamulca hydraulicz-
nego.

Instalacja biogazowa jest wyposażona w silnik

spalinowy i generator synchroniczny. Woda chłodzą-
ca oraz gazy spalinowe silnika oddają ciepło, które
ogrzewa kolumnę fermentacyjną biogazu. Buforowy
zbiornik gazu o pojemności 200 m

3

stanowi rezerwę

krótkookresową.

Punkt zarządzania systemem gromadzi, przetwa-

rza i przekazuje wszystkie istotne dane dotyczące
wytwarzania energii, dane meteorologiczne oraz
dane zakładu utylizacji ścieków. Zarządzanie syste-
mem polega na śledzeniu danych eksploatacyjnych,
porównaniu profilu produkcji energii z danymi
meteorologicznymi, porównaniu mocy generowanej
z obciążeniem itp.

Składowe elementy systemu zostały dostarczone

przez:



generator fotoelektryczny –

Telefunken System-

technik,



instalacja wiatrowa – stocznia okrętowa

Husa-

mer,



instalacja biogazowa –

Daimler-Benz.

Zakład utylizacji ścieków przerabia ścieki z mia-

sta Burg i ośrodka rekreacyjnego Burg-Tiefe.

Takie układy, jak przedstawiony wyżej, noszą

nazwę hybrydowych systemów wytwarzania ener-
gii elektrycznej czy też hybrydowych systemów
energetycznych (hybrid power systems), przy czym
możliwe jest w nich także wykorzystywanie trady-
cyjnych nośników energii pierwotnej.

Innym przykładem kompleksowego wykorzy-

stania odnawialnych źródeł energii jest duńska
koncepcja budowy systemów o mocy od 0,2 do
10 MW do lokalnego zaopatrywania odbiorców w
energię elektryczną i ciepło, wytwarzane w ukła-
dzie skojarzonym – LOCUS (LOcal Cogeneration
Utility System). System składa się z elektrowni wia-
trowej, elektrociepłowni opalanej gazem ziemnym
lub biogazem, pompy ciepła i akumulatora ciepła
(rys. 22).

Jednostkowe nakłady inwestycyjne ocenia się

na 800 USD/kW, co czyni LOCUS konkurencyjnym
ekonomicznie dla elektrowni węglowych.

Rys. 22. Schemat ideowy duńskiego układu do

skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła

z energii odnawialnych LOCUS

l – zbiornik paliwa (biogaz, gaz ziemny),

2 – silnik spalinowy,

3 – generator (silnik) elektryczny,

4 – pompa ciepła, 5 – akumulator ciepła

(53)

strona

320

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Obecna rola odnawialnych zasobów energii

Zużycie pierwotnych nośników energii na świecie

w 2001 r. wynosiło 10,383 Gtoe, z czego na poszczegól-
ne nośniki przypadało:



ropa naftowa

3,63 Gtoe

35%



węgiel

2,42 Gtoe

23,5%



gaz ziemny

2,20 Gtoe

21%



energia jądrowa

0,72 Gtoe

7%



odnawialne źródła energii

1,4 Gtoe

13,5%

Zużycie energii na świecie stale wzrasta.

Odnawialne źródła energii wprawdzie nie mogą sta-
nowić substytutu energii jądrowej; są jednak i będą
wykorzystywane i rozwijane, szczególnie w krajach
wysoko uprzemysłowionych.

Światowe zasoby biomasy szacuje się na 170 Gt/a

suchej masy. Stałe odpady komunalne utylizuje się
w Europie Zachodniej i Ameryce Północnej w 630
instalacjach; 40% z nich ma urządzenia regeneracji
ciepła odpadowego.

W okresie od 1990 do 2001 roku nastąpił wzrost

produkcji energii elektrycznej w elektrowniach
wiatrowych z 3,8 TWh do 34 TWh. Za optymalne pod
względem ekonomicznym uważa się elektrownie
wiatrowe o mocy powyżej 1 MW.

Ponad 20 krajów posiada elektrownie geotermicz-

ne. Ich moc w 2001 r. osiągnęła 5443 MW.

Wykorzystanie energii słonecznej odbywa się

na drodze przemiany w ciepło za pomocą kolekto-
rów słonecznych, które następnie używane jest do
ogrzewania pomieszczeń oraz do produkcji energii
elektrycznej (metoda heliotermiczna) oraz drogą
przemiany w energię elektryczną (metoda fotoelek-
tryczna). Światowy rynek ogniw fotoelektrycznych
ocenia się obecnie na ok. 40 MW/a, a koszty ogniw
systematycznie maleją.

Energia pływowa jest wykorzystywana w spo-

sób ograniczony. Poza elektrownią pływową

La

Rance (Francja) o mocy 240 MW, eksploatowaną od
1967 roku, oraz małymi elektrowniami w b. ZSRR
i Kanadzie, wykorzystanie energii pływów pozo-
staje w sferze projektów, np. W. Brytania planuje
budowę wielkiej elektrowni pływowej u ujścia rzeki
Severn.

W Polsce wykorzystywanym dotychczas i liczą-

cym się rodzajem energii odnawialnej była energia
wodna, chociaż nasze zasoby hydroenergetyczne są
niewielkie. Pewną rolę odgrywa również drewno opa-
łowe i torf. Zużycie drewna i jego odpadów wynosi ok.
4 mln m

3

/a, a zużycie torfu ok. 0,2 mln t/a.

O dynamice wykorzystania potencjalnych za-

sobów energii odnawialnych na świecie i w Polsce
decydują teraz i w przyszłości głównie koszty: budo-
wy elektrowni oraz wytwarzania energii ze źródeł
energii odnawialnej.

Szacunkowe koszty wytwarzania energii elek-

trycznej ze źródeł odnawialnych, w warunkach
amerykańskich zestawiono w tabeli 14.

Tabela 14

Zdyskontowane przeciętne koszty energii elektrycznej ze źródeł

odnawialnych wg US DoE

Rodzaj źródła lub technologia

centy/kWh

Geotermalna i wodna
Geotermalna (suche skały)

3,3–3,9

10,9

Wiatr

5,0–6,4

Cieplna słoneczna (rynny paraboliczne)

17,3

Cieplna słoneczna (koncentrator talerzowy)

134,3

Fotowoltaiczna – domy mieszkalne

37

Fotowoltaiczna – skala przemysłowa

51,7

Porównania ekonomiczne są z natury rzeczy bar-

dzo przybliżone, celowe jest więc przeprowadzenie
oceny jakościowej. Przedstawiono ją w tabeli 15.

Istniejący potencjał odnawialnych źródeł energii

może być uzupełniony przez tzw. rolniczy produkt
energetyczny oraz przez recyrkulację materiałów
jako ponowne wprowadzenie w obieg gospodarczy
uprzednio zużytej energii.

Rolniczy produkt energetyczny jest to roślina,

która jest specjalnie produkowana w celu zaspoko-
jenia energetycznych potrzeb gospodarki. Do naj-
bardziej znanych współczesnych rolniczych substy-
tutów produktów energetycznych należą: drewno,
trzcina cukrowa, zboże. Drewno jest najstarszym
i nadal stosowanym nośnikiem energii. Trzcina cu-
krowa od czasów I wojny światowej jest przerabiana
na paliwo alkoholowe do pojazdów samochodowych.
W tym samym celu używa się zboża.

Wykład piąty

Obecna rola i perspektywy

zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii

w gospodarce energetycznej świata

(54)

strona

321

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Uwarunkowania rozwoju wykorzystania

odnawialnych źródeł energii

– regulacje prawne

1)

Racjonalne wykorzystanie energii ze źródeł od-

nawialnych jest jednym z istotnych komponentów
zrównoważonego rozwoju przynoszącym wymierne
efekty ekologiczno-energetyczne. Wzrost udziału
odnawialnych źródeł energii w bilansie paliwowo-
-energetycznym świata przyczynia się do poprawy
efektywności wykorzystania i oszczędzania zasobów
surowców energetycznych, poprawy stanu środowi-
ska poprzez redukcję zanieczyszczeń do atmosfery
i wód oraz redukcję ilości wytwarzanych odpadów.
W związku z tym wspieranie rozwoju tych źródeł
staje się coraz poważniejszym wyzwaniem dla nie-
malże wszystkich państw świata.

Udział odnawialnych źródeł energii w bilansie

paliwowo-energetycznym świata wynosi około 14%,
wartość ta wynika zarówno z rozwoju nowych tech-
nologii wykorzystujących odnawialne źródła energii
jak również z faktu, że część ludności świata nie ma
dostępu do konwencjonalnych źródeł energii.

Wspieranie rozwoju odnawialnych źródeł energii

stało się ważnym celem polityki Unii Europejskiej.
Wyrazem tego stała się opublikowana w 1997 roku,
w

Białej Księdze Komisji Europejskiej, strategia

rozwoju odnawialnych źródeł energii w krajach Unii
Europejskiej, która została uznana za podstawę dzia-
łań na poziomie unijnym.

W

Białej Księdze „Energia dla przyszłości: odna-

wialne źródła energii” stwierdza się, że odnawialne
źródła energii mają zbyt mały udział w bilansie ener-
getycznym krajów Unii w porównaniu z dostępnym
potencjałem technicznym. Plan działania przed-
stawiony w Białej Księdze ma na celu stworzenie
odpowiednich warunków rynkowych dla rozwoju
odnawialnych źródeł energii bez nadmiernych obcią-
żeń finansowych. Jego podstawowe założenie to 12%

udział odnawialnych źródeł energii w zaspokojeniu
zapotrzebowania EU na energię pierwotną w 2010 r.

Obok

Białej Księgi dokumentem międzynarodo-

wym o charakterze strategicznym, wyrażającym
polityczną wolę wsparcia odnawialnych źródeł
energii jest

Zielona Księga „Ku europejskiej strategii

bezpieczeństwa energetycznego”. W dokumencie tym
Komisja Europejska przedstawia możliwą sytuację
energetyczną Europy w ciągu najbliższych kilkudzie-
sięciu lat i podkreśla dwie zasadnicze kwestie:



Unia Europejska jest w znacznym stopniu uzależ-

niona od zewnętrznych dostaw energii (obecnie 50%
samowystarczalności),



emisje gazów cieplarnianych na obecnym poziomie

nie pozwalają na wypełnienie zapisów Protokołu
z Kioto [17],

co ma bezpośredni związek z rozwojem wykorzysta-
nia odnawialnych źródeł energii.

Zagadnienia krajowej polityki energetycznej

w zakresie odnawialnych źródeł energii zostały
przedstawione w dokumencie

Strategia rozwoju

energetyki odnawialnej. Opublikowana w roku 2000
jest dokumentem politycznym wynikającym z re-
alizacji obowiązku wynikającego z Rezolucji Sejmu
Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 8 lipca 1999 r. w
sprawie wzrostu wykorzystania energii ze źródeł
odnawialnych.

Strategia określa cel strategiczny udziału energii

ze źródeł odnawialnych w bilansie paliwowo-energe-
tycznym kraju 7,5% dla 2010 roku i 14% dla 2020
roku w strukturze zużycia nośników pierwotnych.

Strategia i plan działań w dziedzinie odnawial-

nych źródeł energii przedstawiony w

Białej Księdze

Komisji Europejskiej wymusiły na wszystkich kra-
jach członkowskich podejmowanie działań wspie-
rających odnawialne źródła energii, takich jak: in-
westowanie w badania, zwolnienia podatkowe, gwa-
rantowane ceny energii, subsydia inwestycyjne
itp. Sama Komisja Europejska od ponad dziesięciu
lat wspiera badania i rozwój odnawialnych źródeł
energii w ramach kolejnych Ramowych Programów
Badań i Rozwoju.

1)

Artykuł przekazano do Redakcji w listopadzie 2004 r. Niektóre regulacje

prawne uległy od tego czasu zmianie.

Źródło energii

Koszty ogółem

Koszty

inwestycyjne

Koszty

eksploatacji

Koszty

paliwa

Woda

b. niskie

wysokie

b. niskie

żadne

Węgiel (blisko kopalni)

niskie

umiarkowane

dość niskie

umiarkowane

Węgiel (daleko od kopalni)

dość wysokie

umiarkowane

umiarkowane

dość wysokie

Ropa

wysokie

niskie

niskie

wysokie

Gaz ziemny

umiarkowane

niskie

niskie

dość wysokie

Energia jądrowa:
– reaktory termiczne

dość wysokie

wysokie

umiarkowane

niskie

– reaktory powielające

obecnie

nieefektywne

b. wysokie

umiarkowane

„ujemne”

Energia geotermiczna

niskie

umiarkowane

dość niskie

żadne

Wiatr

wysokie

wysokie

b. niskie

żadne

Słońce

b. wysokie

b. wysokie

b. niskie

żadne

Biomasa

niskie

umiarkowane

niskie

umiarkowane

(55)

Tabela 15

Ocena jakościowa kosztów wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł energii pierwotnej

strona

322

maj

2005

www.e-energetyka.pl

W dokumencie postawiony cel jest celem poli-

tycznym, wymuszającym dalsze działania, w tak
zasadniczej kwestii dla zrównoważonego rozwoju,
jaką jest wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł
energii w Polsce.

Wzrost udziału energii elektrycznej ze źródeł

odnawialnych na wewnętrznym rynku energii elek-
trycznej stał się ważnym celem Unii Europejskiej.
Dyrektywa 2001/77/EC Parlamentu Europejskiego
i Rady z dnia 27 września 2001 r. w sprawie promocji
energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na we-
wnętrznym rynku energii elektrycznej stwierdza,
że ze względu na poprawę bezpieczeństwa i dywer-
syfikację dostaw energii, ochronę środowiska oraz
czynniki społeczne i ekonomiczne, odnawialne źródła
energii należy traktować priorytetowo.

Dyrektywa definiuje odnawialne źródła ener-

gii jako niekopalne źródła energii (wiatr, energia
słoneczna, geotermalna, pływów i fal morskich,
hydroenergia, biomasa, gaz uzyskiwany z wysy-
pisk, ścieków oraz biogaz), zaś energia elektryczna
uzyskiwana ze źródeł odnawialnych oznacza energię
elektryczną wytwarzaną przez elektrownie wy-
łącznie z zasobów oraz proporcjonalną część energii
elektrycznej wytworzonej przez elektrownie hybry-
dowe, zużywające także konwencjonalne paliwa, jak
również energię elektryczną pochodzącą z elektrowni
zbiornikowo-pompowych, po wyłączeniu energii elek-
trycznej wytworzonej przez elektrownie szczytowe
w układzie pompowym.

Dyrektywa określa również referencyjne wskaź-

niki krajowych udziałów energii elektrycznej wy-
twarzanej w źródłach odnawialnych, w relacji do
zużycia energii elektrycznej brutto do 2010 roku.
Komisja Europejska wyznaczyła również dla Polski
taki wskaźnik, ustalając cel indykatywny na po-
ziomie 7,5% w roku 2010 dla energii elektrycznej
pochodzącej z odnawialnych źródeł energii. Ponadto
dyrektywa nakłada na państwa członkowskie szereg
dodatkowych obowiązków, wynikających z tworze-
nia wewnętrznego wspólnotowego rynku energii
elektrycznej.

W tabeli 16 przedstawiono krajowe cele indyka-

tywne udziału energii elektrycznej wytworzonej
w odnawialnych źródłach energii dla krajów UE.

Podstawą działań legislacyjnych, mających na

celu m.in. wspieranie rozwoju wytwarzania energii
z wykorzystaniem odnawialnych źródeł jest ustawa
z dnia 10 kwietnia 1997 roku –

Prawo energetyczne

(Dz. U. z 2003 r., nr 153 poz. 1504 ze zmianami).

Ustawa określa zasady kształtowania polityki

energetycznej państwa, zasady i warunki zaopa-
trzenia i użytkowania paliw i energii, w tym ciepła
oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych,
jak również określa organy właściwe w sprawach
gospodarki paliwami i energią.

Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrów-

noważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeń-
stwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego

użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji,
przeciwdziałania negatywnym skutkom natural-
nych monopoli, uwzględnienia wymogów ochrony
środowiska, zobowiązań wynikających z umów mię-
dzynarodowych oraz ochrony interesów odbiorców
i minimalizacji kosztów.

Tabela 16

Krajowe cele indykatywne udziału energii elektrycznej

wytworzonej w odnawialnych źródłach energii dla krajów UE

Kraj

OZE % – 1997

OZE % – 2010

Austria

70

78

Belgia

1.1

6

Dania

8.7

29

Finlandia

24,7

31,5

Francja

15

21

Niemcy

4,5

12,5

Grecja

8,6

20,1

Irlandia

3,6

13,2

Włochy

16

25

Luxembourg

2,1

5,7

Holandia

3.5

9

Portugalia

38,5

39

Hiszpania

19,9

29,4

Szwecja

49,1

60

Wielka Brytania

1,7

10

Cypr

0,05

6,0

Czechy

3,8

8,0

Estonia

0,2

5,1

Węgry

0,7

3,6

Łotwa

42,4

49,3

Litwa

3,3

7,0

Malta

0,0

5,0

Polska

1,6

7,5

Słowacja

17,9

31,0

Słowenia

29,9

33,6

EU 25

12,9

21,0

Ustawa

Prawo energetyczne definiuje odnawialne

źródło energii jako źródło wykorzystujące w proce-
sie przetwarzania energię wiatru, promieniowania
słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów
morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną
z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu
powstałego w procesie odprowadzania lub oczyszcza-
nia ścieków albo rozkładu składowanych szczątek
roślinnych i zwierzęcych.

(56)

strona

323

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Ustawa nakłada na przedsiębiorstwa energe-

tyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną
obowiązek zakupu wytwarzanej na terytorium Rze-
czypospolitej Polskiej energii elektrycznej z odna-
wialnych źródeł energii, przyłączonych do sieci oraz
jej odsprzedaży bezpośrednio lub pośrednio odbiorcom
dokonującym zakupu energii elektrycznej na własne
potrzeby. Przystąpienie Polski do Unii Europejskiej
implikowało konieczność przyjęcia prawa wspólno-
towego, w tym implementacji omówionej wcześniej
dyrektywy 2001/77/EC Parlamentu Europejskiego i
Rady z dnia 27 września 2001 r. w sprawie promocji
energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na we-
wnętrznym rynku energii elektrycznej.

Ustawa z dnia 2 kwietnia 2004 r. o zmianie ustawy

Prawo energetyczne oraz ustawy – Prawo ochrony

środowiska (Dz. U. Nr 91, poz. 875), która weszła w
życie z dniem 1 maja 2004 r., zawiera m.in. regulacje
dotyczące wymaganych wymienioną dyrektywą
świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej
wytworzonej w odnawialnych źródłach energii,
obowiązku zapewnienia przez operatora systemu
elektroenergetycznego pierwszeństwa w świadczeniu
usług przesyłowych tej energii oraz doprecyzowuje
mechanizm obowiązku zakupu energii elektrycznej
z OZE, szczególnie w odniesieniu do ustalenia mi-
nimalnej wysokości kar za nieprzestrzeganie tego
obowiązku.

W ustawie wprowadzono wiele uregulowań szcze-

gółowych.
1. Instytucję świadectw pochodzenia jako rozwiąza-

nia gwarantującego, że dana energia elektryczna
faktycznie została wyprodukowana w odnawial-
nym źródle energii. Ustawa szczegółowo określa
tryb wydawania, zawartość świadectwa pochodze-
nia oraz wniosku o jego wydanie, a także sposób
umorzenia świadectw pochodzenia. Obowiązek
wydawania i umarzania świadectw pochodzenia
nałożony został na Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki.

2. Obowiązek uzyskania koncesji na prowadzenie

działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania
energii elektrycznej w odnawialnych źródłach
energii niezależnie od mocy źródła. Wymaganie
to jest konsekwencją wprowadzenia świadectw
pochodzenia, dla których koncesje stanowią pod-
stawę dokonywania kontroli pochodzenia. Aby
przepis ten nie był dodatkowym obciążeniem
dla małych wytwórców energii ze źródeł odna-
wialnych wprowadzono zwolnienia ich z opłaty
koncesyjnej.

3. Nałożenie obowiązku odbioru przez przedsiębior-

stwo energetyczne, zajmujące się przesyłaniem
i dystrybucją energii elektrycznej, do sieci którego
przyłączone są odnawialne źródła energii, całej
ilości energii elektrycznej z tych źródeł, jeżeli są
na nią zawarte umowy sprzedaży.

4. Obowiązek zapewnienia przez operatora syste-

mu elektroenergetycznego pierwszeństwa w świad-
czeniu usług przesyłowych energii elektrycznej
wytworzonej w odnawialnych źródłach energii
o ile nie naruszy to niezawodności i bezpieczeń-
stwa krajowego systemu elektroenergetycz-
nego.

5. Zmianę adresata obowiązku zakupu energii elek-

trycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach
energii lub wytworzenia energii elektrycznej we
własnych źródłach. Zmiana ta podyktowana jest
liberalizacją rynku energii, a tym samym coraz
szerszym stosowaniem zasady dostępu stron trze-
cich do usług przesyłowych.

6. Przedstawianie, przez ministra właściwego do

spraw gospodarki, Radzie Ministrów co pięć lat
raportu określającego cele w zakresie udziału ener-
gii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych
źródłach energii w krajowym zużyciu energii elek-
trycznej w kolejnych dziesięciu latach. Pierwszy
taki raport powinien zostać ogłoszony w terminie
do 1 marca 2005 roku.

7. Sporządzanie, przez ministra właściwego do spraw

gospodarki, co dwa lata raportu zawierającego
analizę realizacji celów ilościowych i osiągniętych
wyników w zakresie wytwarzania energii w od-
nawialnych źródłach energii. W tym przypadku
pierwszy raport powinien być ogłoszony do 27
października 2005 roku.

8. Ustalenie minimalnej wysokości kary pieniężnej

za nieprzestrzeganie obowiązku zakupu lub wy-
tworzenia energii elektrycznej w odnawialnych
źródłach energii, co powinno poprzez rachunek
ekonomiczny, skutecznie zniechęcać do narusza-
nia prawa w tym zakresie. Wpływy z tytułu kar
stanowić będą przychody Narodowego Funduszu
Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i będą
przeznaczone wyłącznie na wspieranie rozwoju
odnawialnych źródeł energii znajdujących się
na terytorium RP. Jest to dodatkowy instrument
wspierania rozwoju energetyki odnawialnej.

9. Jednoznaczne określenie obowiązków gminy w

zakresie uwzględniania w założeniach do planów
zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i pa-
liwa gazowe lokalnych odnawialnych zasobów
energii.

Ponadto ustawa

Prawo energetyczne nakłada na

ministra właściwego ds. gospodarki kompetencje
uszczegółowienia zakresu obowiązku zakupu ener-
gii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł
energii w drodze rozporządzenia.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki Pracy i Po-

lityki Społecznej z dnia 30 maja 2003 r. w sprawie

(57)

strona

324

maj

2005

www.e-energetyka.pl

szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii
elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii
oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skoja-
rzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. Nr 104, poz.
971) stanowi wykonanie delegacji zawartej w usta-
wie.

Rozporządzenie określa:



zakres obowiązku zakupu energii elektrycznej

i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii
elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwa-
rzaniem ciepła;



rodzaje, parametry techniczne i technologiczne

źródeł odnawialnych wytwarzających energię
elektryczną lub ciepło;



parametry techniczne i technologiczne źródeł

energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu
z wytwarzaniem ciepła;



wielkość udziału energii, o których mowa w pkt.

1, których zakup przez przedsiębiorstwa ener-
getyczne jest obowiązkowy, w sprzedaży energii
elektrycznej odbiorcom;



sposób uwzględniania w taryfach kosztów energii

elektrycznej i ciepła objętych obowiązkiem zakupu
[35].

Obowiązek zakupu energii elektrycznej i ciepła

wytworzonych w źródłach odnawialnych jest podsta-
wowym mechanizmem polskiego systemu wsparcia
dla „zielonej” energii.

Przepisy rozporządzenia mają za zadanie uspraw-

nić i ułatwić rozwój energetyki odnawialnej oraz
produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu z wy-
twarzaniem ciepła.

Obowiązek zakupu energii elektrycznej pochodzą-

cej z odnawialnych źródeł energii uznaje się za speł-
niony, jeżeli udział ilościowy tej energii w wykonanej
całkowitej rocznej sprzedaży energii elektrycznej
przez dane przedsiębiorstwo energetyczne tym od-
biorcom wynosi nie mniej niż:



2,85% w 2004 r.;



3,1% w 2005 r.;



3,6% w 2006 r.;



4,2% w 2007 r.;



5,0% w 2008 r.;



6,0% w 2009 r.;



7,5% w 2010 r.

Przepisy rozporządzenia zaliczają do energii wy-

twarzanej z odnawialnych źródeł energii, niezależnie
od parametrów technicznych źródła, energię elek-
tryczną lub ciepło pochodzące ze źródeł odnawialnych,
w szczególności z:



elektrowni wodnych,



elektrowni wiatrowych,



źródeł wytwarzających energię z biomasy,



źródeł wytwarzających energię z biogazu,



słonecznych ogniw fotowoltaicznych,



słonecznych kolektorów do produkcji ciepła,



źródeł geotermicznych.

Przepisy wprowadzają także regulacje w zakresie

współspalania, tj. regulacje pozwalające na zalicze-
nie do energii pochodzącej z odnawialnych źródeł
energii części energii wytworzonej z jednoczesnego
spalania biomasy lub biogazu z paliwami konwen-
cjonalnymi.

Jeżeli w tej samej jednostce wytwórczej zachodzi

współspalanie biomasy lub biogazu z innymi paliwa-
mi służącymi do wytwarzania energii elektrycznej,
do energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł
energii zalicza się także część energii odpowiada-
jącą procentowemu udziałowi energii chemicznej
biomasy lub biogazu w całości energii chemicznej
zużywanego paliwa do produkcji energii elektrycz-
nej. Wyliczenia dokonuje się na podstawie poniższe-
go wzoru, według wskazań urządzeń i przyrządów
pomiarowych:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

E

o

– ilość energii elektrycznej lub ciepła zaliczonych

do energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł

energii, MWh lub GJ;

E – ilość energii elektrycznej lub ciepła wytworzo-

nych w jednostce wytwórczej, w której jest spa-

lana biomasa lub biogaz wspólnie z innymi pali-

wami, MWh lub GJ;

M

bi

– masę spalonej w jednostce wytwórczej bio-

masy lub biogazu, Mg;

M

kj

– masę spalonych w jednostce wytwórczej in-

nych rodzajów paliw, Mg;

W

bi

– wartości opałowe biomasy lub biogazu spalo-

nych w jednostce wytwórczej, obliczone w spo-

sób określony w Polskich Normach, MJ/Mg;

W

kj

– wartości opałowe innych niż określone w sym-

bolu W

bi

paliw spalonych w jednostce wy-

twórczej, obliczone w sposób określony w

Polskich Normach, MJ/Mg;

n – liczbę rodzajów biomasy lub biogazu spalo-

nych w jednostce wytwórczej;

m – liczbę rodzajów innych paliw spalonych w

jednostce wytwórczej.

Koszty energii pochodzącej z odnawialnych źródeł

energii jak na razie przewyższają koszty energii
pochodzącej z energetyki konwencjonalnej. Wiąże
się to między innymi z kosztami rozwoju technologii
wykorzystania zasobów energetyki odnawialnej.
Koszty uzasadnione, czyli niezbędne do wykonywa-
nia zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną
przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością
w zakresie wytwarzania energii, często pomijają
koszty zewnętrzne działalności przedsiębiorstwa.

(58)

strona

325

maj

2005

www.e-energetyka.pl

Działalność energetyki niesie za sobą ujemne skutki
oddziaływania na środowisko.

W przypadku energetyki odnawialnej skutki te

są zwykle mniejsze od oddziaływania energetyki
konwencjonalnej.

W miarę rozwoju technologii i większego rozpo-

wszechniania energetyki odnawialnej prognozuje
się obniżenie kosztów tej energii.

Postęp technologiczny powoduje stopniowe

obniżanie cen materiałów wykorzystywanych do
wytwarzania energii z odnawialnych źródeł energii.
Przykładem w tym przypadku może być rozwój
materiałów w zakresie ogniw fotowoltaicznych, któ-
ry spowodował na przestrzeni ostatnich dziesięcioleci
znaczny spadek cen paneli fotowoltaicznych.

Aby określić uzasadnione koszty pozyskania ener-

gii ze źródeł odnawialnych przepisy rozporządzenia
określają koszty ponoszone w związku z realizacją
obowiązków ustawowych.

Kosztami energii elektrycznej i ciepła wytwarza-

nych z odnawialnych źródeł energii, uwzględnionymi
w taryfach, są koszty zakupu:



energii elektrycznej na giełdzie towarowej w rozu-

mieniu przepisów ustawy z dnia 26 października
2000 r. o giełdach towarowych,



energii elektrycznej na uznanym za konkuren-

cyjny pozagiełdowym, ogólnodostepnym rynku
energii,



energii elektrycznej lub ciepła bezpośrednio od

wytwarzającego tę energię lub ciepło na podsta-
wie ceny ustalonej odpowiednio w zatwierdzonej
taryfie wytwarzającego, w wyniku przetargu lub
negocjacji.

Przytoczone przepisy rozporządzenia mają unie-

możliwić – między innymi – realizację obowiązku
poprzez wielokrotny obrót tą samą energią, a więc
podwyższanie kosztów obrotu na skutek marż nakła-
danych przez przedsiębiorstwa dokonujące obrotu
tą energią.

Wyeliminowanie możliwości praktykowania

wielokrotnego zaliczania tej samej energii jako
wypełnienia obowiązku zakupu przez różne przed-
siębiorstwa energetyczne ma duże znaczenie dla cen
energii pochodzącej z odnawialnych źródeł energii dla
odbiorcy końcowego.

Należy również zaznaczyć, że regulacje te gwa-

rantują, że wzrost cen energii elektrycznej spowo-
dowany obowiązkiem zakupu nie przekroczy max
poziomu ceny określonej rozporządzeniem Ministra
Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie
szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf
oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną
(Dz. U. Nr 1, poz.7).

Dodatkowym czynnikiem poprawiającym kon-

kurencyjność energii ze źródeł odnawialnych na
rynku, w stosunku do energii konwencjonalnej jest,
stosowane także w Polsce, zwolnienie na mocy ustawy
z dnia 23 stycznia 2004 r. – o podatku akcyzowym
(Dz. U. Nr 29, poz. 257) z podatku akcyzowego m.in.
sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w źró-
dłach odnawialnych.

Rozwój energetyki odnawialnej w Polsce jest

uzasadniony wieloma korzyściami społecznymi,
gospodarczymi i ekologicznymi. Polska jest krajem
o stosunkowo wysokim potencjale technicznym
energetyki odnawialnej, mogącej służyć zarówno
do produkcji energii elektrycznej, ciepła i paliw
płynnych.

W ciągu najbliższych lat energia ze źródeł odna-

wialnych stanowić będzie znaczący składnik bilansu
energetycznego Unii Europejskiej. Integracja z Unią
Europejską z jednej strony zobowiązuje nasz kraj do
podejmowania działań na rzecz rozwoju wykorzy-
stania odnawialnych źródeł energii, z drugiej strony
daje szansę na skorzystanie z istotnej pomocy Unii
Europejskiej w tej dziedzinie.

(59)

strona

326

maj

2005

www.e-energetyka.pl

[1] Bogdanienko J.: Odnawialne źródła energii. PWN,

Warszawa 1989

[2] Boyle G. (Ed.): Renewable Energy. Power for a Sustainable

Future. Oxford University Press, Oxford 1996

[3] Devins D.: Energy: its Physical Impact on the

Environment. John Wiley and Sons, New York 1982

[4] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and

of the Council of 27 September 2001 on the promotion

of electricity produced from renewable energy sources

in the internal electricity market.

Official Journal of

the European Union, L 283/33

[5] Directive 2003/54/EC of the European Parliament and

of the Council of 26 June 2003 concerning common

rules of internal market in electricity and repealing

Directive 96/92/EC.

Official Journal of the European

Union, L 176 15.7.2003

[6] Directive of the European Parliament and of the Council

on the promotion of cogeneration based on a useful heat

demand in the internal energy market. Final Version

– 23.07.2003

[7] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2002/

/91/WE z dnia 16 grudnia 2002 r. w sprawie poprawy

efektywności wykorzystania energii w budynkach

(Directive on the Energy Performance of Buildings)

[8] Energy for Tomorrow’s World – Acting Now. WEC

Statement 2000

[9] European Commission: Green Paper – Towards a

European strategy for the security of energy supply.

Brussels 2001

[10] Gajer M.: Wybrane zagadnienia optymalizacji i do-

boru turbin elektrowni wiatrowych.

Przegląd Elek-

trotechniczny, Nr 2, 2002

[11] Garstka J.: Oceany i morza źródłem energii elektrycznej.

Gospodarka Paliwami i Energią, Nr 6, 1986

[12] Hau E.: Die zweite Generation. EuropaischeWindkrafta

nlagen der Megawatt-Klasse.

Energie, No. 9, 1987

[13] Jarzębski Z.M.: Energia słoneczna. Konwersja fotowol-

taiczna. PWN, Warszawa 1990

[14] Kaiser H.: Wykorzystanie energii słonecznej. Wyd. AGH,

Kraków 1995

[15] Kowalska-Bundz A.: Analiza i ocena regulacji praw-

nych w Polsce i w Niemczech pod kątem wspierania

rozwoju generacji rozproszonej. VII Międzynarodowa

Konferencja Naukowo-Techniczna „Nowoczesne urzą-

dzenia zasilające w energetyce”, Kozienice, 10–12

marca 2004

[16] Laudyn D., Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie. WNT,

Warszawa 1990

[17] Lorenc H.: Struktura i zasoby energetyczne wiatru w

Polsce. IMiGW, Warszawa 1996

[18] Lorenc H.: Współczesne tendencje zmian prędkości

i zasobów energii wiatru w Polsce. Ogólnopolskie Forum

Odnawialnych Źródeł Energii, Warszawa, listopad

2002

[19] Manwell J. F., McGowan J. G., Rogers A. L.: Wind Energy

Explained – Theory, Design and Application. John Wiley

& Sons, Chichester (England) 2002

[20] Miszczak M., Waszkiewicz Cz.: Energia słońca, wiatru

i inne. Instytut Wydawniczy „Nasza Księgarnia”, War-

szawa 1988

[21] Paska J.: Odnawialne źródła energii.

Problemy, Nr 11,

1987

[22] Paska J.: Renewable Energies in World’s Energy Balance.

Archiwum Energetyki, Nr 3–4, 1993

[23] II Polityka ekologiczna Państwa. Ministerstwo Śro-

dowiska, 2000 r. www.mos.gov.pl

[24] Polityka ekologiczna państwa na lata 2003–2006

z uwzględnieniem perspektywy na lata 2007–2010.

Rada Ministrów, 2002

[25] Poręba S., Barc W., Gajda A., Jaworski W.: Rynek zielonej

energii.

Biuletyn Miesięczny PSE, 2001, nr 1

[26]

Prawo ochrony środowiska. Dz. U. Nr 62, poz. 627 z dnia

27 kwietnia 2001

[27] Projekt Polityki Klimatycznej Polski. Ministerstwo

Środowiska 2003 r. www.mos.gov.pl

[28] Pluta Z.: Podstawy teoretyczne fototermicznej konwer-

sji energii słonecznej. OWPW, Warszawa 2000

[29] Pluta Z.: Słoneczne instalacje energetyczne. OWPW,

Warszawa 2003

[30] Regulation (EC) No 1228/2003 of the European

Parliament and of the Council of 26 June 2003 on

conditions for access to the network for cross-bor-

der exchanges in electricity.

Official Journal of the

European Union, L 176 15.7.2003

[31] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 wrześ-

nia 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przy-

łączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych,

obrotu energią elektryczną, świadczenia usług prze-

syłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz

standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. U.

Nr 85, poz. 957

[32] Rozporządzenie Ministra Gospodarki,Pracy i Polityki

Społecznej z dnia 30 maja 2003 r. w sprawie szcze-

gółowego zakresu obowiązku zakupu energii elek-

trycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz

energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu

z wytwarzaniem ciepła. Dz. U. Nr 104, poz. 971

[33] Różycki M.: Elektrownia wiatrowa z indukcyjną ma-

szyną pierścieniową.

Przegląd Elektrotechniczny,

Nr 4–5, 1990

[34] Smolec W.: O możliwościach wykorzystania energii

słonecznej w Polsce.

Energetyka, Nr 8, 1987

[35] Spójna polityka strukturalna rozwoju obszarów

wiejskich i rolnictwa z dnia 13 lipca 1999 www.ibmer.

waw.pl

[36] Staniszewski A.: Zarys elektrowni. WPW, Warszawa

1983

[37] Statystyka elektroenergetyki polskiej 2002. Agencja

Rynku Energii SA, Warszawa 2003

[38] Strategia rozwoju energetyki odnawialnej. Ministerstwo

Ochrony Środowiska. Warszawa, wrzesień 2000

[39] Strategia zrównoważonego rozwoju Polski do roku 2025.

Ministerstwo Środowiska.

Monitor Polski, Nr 8 z dnia

11 marca 1999 r. Poz. 96

[40] Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia

1997 roku wraz z późniejszymi zmianami www.ure.

gov.pl

[41] Ustawa z dnia 26 lipca 2002 r. o ratyfikacji Protoko-

łu z Kioto do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych

w sprawie zmian klimatu. Dz. U. 2002 nr 144, poz.

1207

[42] World Energy Outlook. OECD/IEA, Paris 2000

[43] Założenia polityki energetycznej państwa. Minister

Gospodarki, 2000

(60)

LITERATURA