Według dyrektora ds. badań Australia Institute, Roda Campbella, Australia ma sześć razy więcej niezakontraktowanego gazu – czyli gazu dostępnego do wykorzystania już teraz – niż potencjalny niedobór prognozowany przez operatora rynku energetycznego.
Przestroga Campbella, by nie panikować z powodu niedoborów gazu, pojawia się w momencie, gdy grupa lobbystyczna branży, Australian Energy Producers, grozi kryzysem gospodarczym i powrotem do technologii energetycznej z XIX wieku, jeśli nie zezwoli się na otwarcie nowych złóż gazu w Australii.
Najnowsza kampania straszenia twierdzi, że zakaz nowych inwestycji w wydobycie gazu „spowoduje poważne zakłócenia gospodarcze na obu wybrzeżach Australii… doprowadzi do zamknięcia zakładów produkcyjnych… wytwarzanie energii elektrycznej zostanie przerwane w ciągu dwóch lat, co grozi przerwami w dostawach prądu i gwałtownym wzrostem emisji, gdy węgiel i olej napędowy zastąpią gaz”.
Campbell uważa, że nie można traktować tych twierdzeń jako oczywistych.
„Problemem jest eksport i dostarczenie odpowiedniej ilości gazu we właściwe miejsce we właściwym czasie. Nie chodzi o to, czy potrzebujemy więcej projektów gazowych, czy musimy panikować, czy światła gasną”. Gazu jest mnóstwo, potrzebujemy tylko jasnego myślenia o tym, jak dostarczyć go tam, gdzie jest potrzebny” – mówi.
„To normalna sytuacja, że przemysł gazowy twierdzi, że światła gasną. Od dawna podnoszą alarm, ale faktem jest, że Australia produkuje więcej gazu niż kiedykolwiek wcześniej, a przemysł gazowy jest tak samo żarłoczny jak nigdy wcześniej, chcąc zarobić jak najwięcej pieniędzy, a do diabła z australijskimi konsumentami i globalnym klimatem.
Raport zlecony przez Australijską Organizację Producentów Energii (Australian Energy Producers), krytykujący propozycję Partii Zielonych dotyczącą zakazu nowych inwestycji w gaz, zawiera szereg twierdzeń, między innymi, że gaz potrzebny do zasilania wschodniego wybrzeża wyczerpie się do 2029 r.
Twierdzi się, że producenci, którzy są niezadowoleni z cen na poziomie eksportu, jakie płacą od czasu ukończenia zakładów LNG na wschodnim wybrzeżu, w ciągu dekady staną w obliczu zamknięcia zakładów, a Australia Zachodnia będzie musiała się zmierzyć z brakiem dostaw gazu w połowie lat 30. XXI wieku, co doprowadzi do pogorszenia relacji z partnerami handlowymi.
Campbell twierdzi jednak, że lobby gazowe „mówi na dwa sposoby”, grożąc niedoborami gazu w kraju, jeśli nie będzie mogło powiększyć złóż gazu, a jednocześnie opowiadając się za nowymi dostawami eksportowymi, jak na przykład w przypadku propozycji Woodside dotyczącej północno-zachodniego szelfu.
„Gdy pojawia się rzeczywisty niedobór zasobów, pierwszym krokiem zazwyczaj jest ograniczenie ich zużycia, ale w tym przypadku jest to dalekie od tego” – mówi.
„Nienależące do płacenia podatków międzynarodowe korporacje podnoszą cenę gazu w Australii, zmuszając nas do konkurowania na rynku międzynarodowym o nasze własne zasoby.
„Nic dziwnego, że przedstawiciele przemysłu gazowego twierdzą, że odpowiedzią na ten tak zwany kryzys jest dotowanie ich w celu zwiększenia produkcji gazu, głównie na eksport”.
A skutki tego zjawiska, choć prawdopodobnie destrukcyjne, nie spowodują powrotu Australii do czasów sprzed rewolucji przemysłowej.
„Wpływ na australijską gospodarkę pod względem opłat licencyjnych i podatków byłby minimalny, ponieważ przemysł gazowy słynie z unikania płacenia podatków, a ATO opisuje go jako systemowego niepłacącego podatków” – mówi Campbell.
„Zdecydowanie przyspieszyłoby to przejście na energię odnawialną i odejście od gazu”.
Badania przeprowadzone przez Australia Institute na początku tego roku wykazały, że firmy gazowe płacą tantiemy tylko od 44 proc. eksportowanego gazu, a brak płacenia podatków to ciągły problem, który zostanie omówiony przez Renew Economy w 2022 r.
Według nowego raportu Australia musi brać pod uwagę trwałość, a nie pojemność magazynów energii, aby poradzić sobie z nowym szczytem zimowym.
Jak wynika z raportu Endgame Economics, najtańszym sposobem zabezpieczenia australijskiej sieci elektroenergetycznej jest połączenie ośmiogodzinnego i dłuższego magazynowania, którego koszt wynosi 90 USD za megawatogodzinę (/MWh) w oparciu o długoterminowy koszt krańcowy (LRMC).
Dla porównania, gdyby Australia opierała się wyłącznie na dwugodzinnym magazynowaniu energii w akumulatorach, cena wynosiłaby 145 USD/MWh – taka przyszłość jest mało prawdopodobna, ale zdaniem Olivera Nunna, dyrektora Endgame Economic, ludzie muszą zrozumieć, że jest ona również niewykonalna.
„Mnóstwo ludzi przychodziło do nas i mówiło, dlaczego nie możemy tego zrobić z bateriami o krótkim czasie działania. Co bardziej niepokojące, w systemie jest wiele opinii, że baterie o krótkim czasie działania to coś, w co musimy więcej inwestować” – mówi.
„Ciągle inwestujemy w akumulatory o krótkim czasie działania, ponieważ dają nam gigawaty, ale tak naprawdę to gigawatogodzin nam potrzeba”.
Skupienie się na czasie trwania wynika z modelowania Endpoint Capital, zgodnie z którym obawy dotyczące letnich przerw w dostawach prądu ustąpią miejsca zimowym spadkom dostaw, gdy gospodarstwa domowe włączą ogrzewanie i suszarki w tym samym czasie, gdy odnawialne źródła energii dostarczają najmniej energii w ciągu roku.
W tej sytuacji magazyny energii – lub inne urządzenia do wytwarzania energii z możliwością dyspozycji – będą musiały być w stanie rozładowywać energię przez dłuższe okresy każdej doby, a nie łagodzić krótkie okresy.
Producenci akumulatorów przechodzą na akumulatory o czasie przechowywania wynoszącym cztery godziny. W większości aukcji przeprowadzanych obecnie w Australii standardowym czasem przechowywania jest cztery godziny.
Zaproponowano już budowę kilku baterii ośmiogodzinnych, a nawet dwunastogodzinnych, aczkolwiek wszystkie w Nowej Południowej Walii (NSW), co jest efektem obowiązującego tam procesu przetargowego dotyczącego długoterminowych umów o magazynowaniu energii (LTSEA) oraz w dużej mierze dlatego, że inne technologie, takie jak elektrownie szczytowo-pompowe, mają problemy z konkurencją.
Ośmiogodzinna bateria RWE powstaje obok istniejącej już farmy słonecznej Limondale o mocy 249 MW, należącej do niemieckiej firmy, w pobliżu Balranald w Nowej Południowej Walii. Będzie to pierwsza tej wielkości instalacja w Australii.
Koreańska firma Ark Energy buduje własną ośmiogodzinną baterię litowo-żelazowo-fosforanową o mocy 275 MW i pojemności magazynowej 2200 MWh obok swojego 500-MW projektu solarnego w Richmond w Nowej Południowej Walii.
Dwa kolejne ośmiogodzinne projekty BESS również uzyskały poparcie rządu Nowej Południowej Walii w trzecim przetargu na energię odnawialną pod koniec ubiegłego roku.
Origin Energy stawia na startup, który dostarczy 12-godzinny akumulator przepływowy redoks dla swojej elektrowni węglowej w Eraring.
W maju Nowa Południowa Walia ogłosiła największy jak dotąd przetarg, mający na celu dostarczenie 1 GW nowej mocy, która umożliwi co najmniej osiem godzin magazynowania energii.
Rozpoczęto również analizę mającą na celu sprawdzenie, czy obniżenie minimalnego okresu przechowywania danych spowoduje, że więcej projektów zostanie uwzględnionych w systemie przetargowym, a także czy deweloperzy będą skłonni budować więcej pamięci masowych o dłuższym okresie przechowywania danych.
W tym samym czasie rząd federalny ogłosił pierwszą z odbywających się dwa razy w roku aukcji w ramach Programu inwestycji w moce wytwórcze, w ramach którego ma zostać wytworzonych 23 gigawatów nowych odnawialnych źródeł energii i 9 GW energii magazynowanej przez co najmniej cztery godziny.
Raport Endpoint Capital, sporządzony w odpowiedzi na przegląd stanu Nowa Południowa Walia, wskazuje, że do 2050 r. konieczne będzie zwiększenie pojemności magazynowej do 300–400 GWh, a najtańszym sposobem osiągnięcia tego celu jest zastosowanie rozwiązań magazynowych cztero-, ośmio-, 24- i 48-godzinnych.
Nowa Południowa Walia i inne stany muszą wyznaczyć sobie cele, jeśli chcą przezwyciężyć myślenie, że im więcej gigawatów, tym lepiej, mówi Sara Taylor, szefowa ds. kontaktów z rządem w firmie Hydrostor, zajmującej się magazynowaniem energii ze sprężonego powietrza.
„[Chcielibyśmy zobaczyć] równoległą ścieżkę podobną do [federalnego] programu inwestycji w moce przerobowe, ale uwzględniającą dłuższy czas realizacji dla długiego czasu trwania. Taką, która porównuje magazynowanie długoterminowe z magazynowaniem długoterminowym, zamiast próbować porównywać 12-godzinną elektrownię szczytowo-pompową z dwugodzinną baterią” – mówi.
Potrzebna jest również zmiana sposobu myślenia, która będzie kłaść nacisk na inne elementy technologii długotrwałego magazynowania energii, takie jak te, które mogą również oferować opcje synchroniczne lub ciepło przemysłowe.
Nunn twierdzi, że zmiana sposobu myślenia zaczyna się od zmiany polityki.
„Musimy zacząć myśleć o zmianie perspektywy dotyczącej potrzeb systemu” – mówi.
„Jedną z takich zasad jest upewnienie się, że nie wybieramy zasobów o krótkim okresie obowiązywania, które wydają się bardzo atrakcyjne pod względem pojemności, gdy potrzebujemy zasobów o dłuższym okresie obowiązywania”.
Próby lepszej ochrony środowiska Australii mogą pójść na marne po tym, jak premier odmówił poparcia wniosku o ocenę i zablokowanie projektów, które mogłyby pogorszyć zmiany klimatyczne.
Zgodnie z obowiązującymi w Australii przepisami dotyczącymi ochrony środowiska, wszelkie projekty, które mogłyby mieć istotny wpływ na jedną z dziewięciu kwestii o znaczeniu dla środowiska na szczeblu krajowym – jak np. przedsięwzięcia górnicze czy gazowe – będą musiały przejść rygorystyczną ocenę oddziaływania na środowisko i uzyskać zatwierdzenie.
Do kwestii tych zaliczają się miejsca światowego dziedzictwa, mokradła o znaczeniu krajowym oraz gatunki zagrożone, ale klimat do nich nie należy.
Zieloni oraz senatorowie niezależni David Pocock i Lidia Thorpe wzywają Wspólnotę do wdrożenia „wyzwalacza klimatycznego” w nowelizacji prawa ochrony środowiska lub przynajmniej uwzględnienia skutków zmiany klimatu w ocenach oddziaływania na środowisko i decyzjach.
Minister środowiska Tanya Plibersek powiedziała wcześniej, że współpracuje z Senatem i że kompromis jest prawdopodobny.
Premier Anthony Albanese stwierdził jednak, że inne środki mogą rozwiązać problemy posłów niezrzeszonych.
„Nie popieram dodania do tych przepisów wyzwalacza” – powiedział reporterom.
Pan Albanese powiedział, że rządowy mechanizm ochronny już rozwiązuje te problemy, gdyż wymaga od największych trucicieli w Australii zmniejszenia emisji zgodnie z krajowymi celami, tj. redukcji o 43 procent poniżej poziomu z 2005 r. do 2030 r. i osiągnięcia zerowej emisji netto do 2050 r.
Senator Pocock potępił komentarze premiera i zauważył, że pan Albanese, będąc rzecznikiem opozycji w sprawach ochrony środowiska, przedstawił w 2005 r. projekt ustawy wprowadzającej zmiany klimatyczne.
„To naprawdę rozczarowujące” – powiedział reporterom w Canberze.
„W 2024 roku powinny to być naprawdę zmiany zgodne ze zdrowym rozsądkiem”.
Firmy górnicze wyraziły obawy, że reformy mogą kosztować miliardy dolarów w postaci inwestycji i tysięcy miejsc pracy, szczególnie w Australii Zachodniej.
Pan Albanese twierdzi, że jego rząd przedstawił „rozsądną” propozycję, która wcześniej uzyskała poparcie sektora górniczego, i twierdzi, że Zieloni i koalicja zjednoczyły się, aby zagłosować przeciwko dobremu prawodawstwu.
Senator Partii Zielonych Sarah Hanson-Young oskarżyła jednak premiera o forsowanie ustaw swojego rządu w parlamencie i stwierdziła, że jest gotowa na negocjacje.
„Nie da się przebić przez Senat” – powiedziała.
„Największym zagrożeniem dla przyrody w tym kraju jest klimat.
„Jeśli poważnie myślisz o ochronie środowiska, musisz zrobić coś innego niż podporządkować się wielkiemu przemysłowi górniczemu”.
W poniedziałek pani Plibersek potwierdziła, że nadal będzie rozmawiać z członkami parlamentu.
„Od początku mówiłam, że wprowadzenie ulepszeń do krajowych przepisów dotyczących ochrony środowiska będzie wymagało odrobiny zdrowego rozsądku, współpracy i kompromisu” – stwierdziła w oświadczeniu.
Brendan Lang jest elektrykiem z Melbourne, który zamienił swojego żarłocznego pick-upa na Teslę.
Swoją działalność nazywa Get off Gas i w tym tygodniu udziela odpowiedzi na pytania dotyczące elektryfikacji gospodarstw domowych, takie jak:
Czy muszę wymienić instalację elektryczną w domu, aby zainstalować kuchenkę indukcyjną?
Czy potrzebuję zasilania trójfazowego, jeśli chcę przejść na zasilanie wyłącznie elektryczne?
Czy powinienem ocieplić dom, zanim pozbędę się gazu i zelektryfikuję wszystko?
Co mam powiedzieć fachowcowi, który twierdzi, że pompy ciepła są do niczego? Jak poruszać się po rządowych ulgach, aby jak najlepiej je wykorzystać?
I wiele więcej.
Reclaim Energy jest dumnym sponsorem podcastu SwitchedOn Australia
Rząd Partii Pracy Nowej Południowej Walii przedstawił plany, zgodnie z którymi do 2035 r. milion gospodarstw domowych i małych firm będzie posiadać połączony system solarno-akumulatorowy. Jednocześnie stan podejmuje działania mające na celu wsparcie zasobów energii konsumenckiej w oczekiwaniu na zamknięcie ostatniego generatora opalanego węglem.
Nowa rządowa Strategia Energetyczna Konsumentów, która powstała w wyniku szeroko zakrojonego przeglądu sektora elektroenergetycznego przeprowadzonego w ubiegłym roku, będzie wspierać małe źródła energii i zwiększać przepustowość sieci, aby sprostać znacznemu dodatkowemu zapotrzebowaniu na energię, np. ze strony pojazdów elektrycznych (EV).
Podąża także śladem Australii Południowej, oferując jej mieszkańcom zachęty do przystępowania do wirtualnych elektrowni (VPP). Docelowo do 2035 r. wirtualne elektrownie mają mieć moc 3,4 gigawatów (GW), a do 2050 r. – 10 GW.
Stan potwierdził również, że zapłaci gospodarstwom domowym i małym przedsiębiorstwom kwotę od 1600 do 2400 dolarów za zakup akumulatorów słonecznych i zapewni zachętę w wysokości 250 dolarów za przystąpienie do programu VPP.
Potrzeba istnienia zorganizowanych domowych systemów energetycznych – mogących magazynować energię słoneczną do wykorzystania w nocy, a także wymieniać energię z siecią – jest uważana za krytyczną, biorąc pod uwagę prognozowane wolumeny wytwarzania i magazynowania energii na małą skalę w sieci, szczególnie biorąc pod uwagę fakt, że ostatni generator węglowy prawdopodobnie zostanie zamknięty w ciągu dekady.
W zeszłym roku Australia Zachodnia rozpoczęła największy wówczas test orkiestracji z udziałem 500 klientów, mający na celu sprawdzenie zdolności regulatora do etapowego zarządzania taką liczbą rozproszonych źródeł energii z korzyścią zarówno dla klientów, jak i sieci.
„Strategia rządu Nowej Południowej Walii to krok w dobrym kierunku, jeśli chodzi o realizację tej obietnicy… ze szczególnym naciskiem na orkiestrację” – powiedział Con Hristodoulidis, dyrektor ds. polityki w Clean Energy Council.
W czerwcu CEC argumentowała za przyznaniem dotacji w wysokości do 6500 dolarów na domowe akumulatory, które pochłaniałyby nadmiar energii słonecznej z dachów, sugerując, że gospodarstwa domowe mogłyby zaoszczędzić 1150 dolarów rocznie na rachunkach za energię, gdyby były częścią zorganizowanego systemu.
Nowa wizja konsumpcji energii obejmuje pewne nowe wydatki, ale także łączy istniejące plany w ramach ogólnej strategii, takiej jak dotacje w wysokości 10 milionów dolarów dla budynków mieszkalnych na instalację ładowarek pojazdów elektrycznych, ogłoszone w październiku ubiegłego roku.
Zgodnie z tą strategią 238,9 mln dolarów zostanie wydane na niejasny jeszcze program oszczędzania energii w domach, który ma zostać opracowany i wdrożony do końca 2025 r. i którego celem będzie zachęcanie do inwestowania w „działania, które obniżają rachunki i emisje”.
Przeznaczono 30 dolarów na inwestycje w energię słoneczną w budynkach mieszkalnych, 435,4 mln dolarów w latach 2024–2025 na obniżki rachunków i umorzenie zadłużenia energetycznego, 175 mln dolarów na modernizację mieszkań socjalnych, co obejmie również okres próbny programu VPP, ulgi i dotacje dla gospodarstw domowych i małych firm chcących zelektryfikować urządzenia i inny sprzęt.
Dodatkowe 5 milionów dolarów przeznaczono na projekty energetyki społecznej.
Rząd obiecuje przeznaczyć 200 milionów dolarów na publiczne systemy ładowania pojazdów elektrycznych.
Premier Nowej Południowej Walii Chris Minnns twierdzi, że dzięki tej strategii dostęp do czystszych technologii na poziomie gospodarstw domowych będzie łatwiejszy i tańszy, a jednocześnie poprawi się niezawodność sieci elektroenergetycznej.
Jednak przekonanie Australijczyków do oddania części kontroli nad swoimi źródłami energii będzie wymagało delikatnego podejścia – twierdzi Stephanie Bashir, dyrektor generalna Nex Advisory.
„Jak zwykle, diabeł strategii tkwi w jej wdrażaniu” — mówi Bashir. „Kluczowe jest, aby preferencje konsumentów były priorytetem, tak aby gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa dokonujące inwestycji, które będą obsługiwać naszą krajową sieć energetyczną, były odpowiednio nagradzane i chronione.
„Australia jest światowym liderem w dziedzinie paneli słonecznych na dachach, a ta strategia da domom i firmom pierwszego stanu kraju kontrolę. Strategia odda władzę w ręce mieszkańców Nowej Południowej Walii, a raczej na ich dachy! Konsumenci zbiorowo wprowadzą tę transformację na właściwe tory”.
Nowa strategia kładzie nacisk na cele obejmujące wiele aspektów transformacji energetycznej. Jeden z celów, który ma zostać wdrożony do końca 2025 r., nie został jeszcze ustalony, ale rząd chce, aby był dostępny do końca 2025 r. i obejmował oceny efektywności energetycznej istniejących domów, których ujawnianie w punkcie sprzedaży lub dzierżawy będzie dobrowolne, a docelowo obowiązkowe.
Rząd uwzględnił w strategii prace nad krajowym minimalnym standardem efektywności energetycznej dla mieszkań na wynajem.
Jak twierdzi Douglas McCloskey, dyrektor programu energetycznego i wodnego Justice and Equity Centre, strategia ta, mimo że ma szeroki zakres, pokazuje również, ile pracy trzeba będzie włożyć, aby zapewnić, że korzyści płynące z czystej energii odczują zarówno właściciele domów, jak i najemcy.
„Strategia energetyczna dla konsumentów przedstawia wizję bardziej sprawiedliwego systemu energetycznego Nowej Południowej Walii, w którym złagodzono niektóre z najgorszych nacisków kosztowych, a zdrowie i samopoczucie gospodarstw domowych uległo poprawie dla wielu osób doświadczających niekorzystnych warunków – jednak wciąż jest wiele do zrobienia” – mówi.
„Następne dwa lata będą kluczowe dla opracowania szczegółów tej strategii, aby rozpocząć wprowadzanie prawdziwych zmian dla gospodarstw domowych w Nowej Południowej Walii”.
Wybór profesjonalnego instalatora systemów fotowoltaicznych to nie lada wyzwanie, zwłaszcza w tak dużej metropolii jak miasto stołeczne Warszawa. Aby to zrobić, należy rozważyć szeroką paletę kryteriów. Nie każda firma ma bowiem kompetencje do świadczenia wysokiej jakości usług z zakresu OZE.
Rozwiązania z zakresu OZE, czyli wszelkie systemy bazujące na odnawialnych źródłach energii, powinny być montowane i uruchamiane przez profesjonalistów. Tylko wykwalifikowani pracownicy firm zajmujących się tego typu usługami są w stanie zapewnić niezbędne bezpieczeństwo oraz efektywność.
Najczęściej takie przedsiębiorstwa zajmują się zarówno projektem całej instalacji, jak i wykonawstwem. Niektóre firmy wykonują te zadania na zlecenie dystrybutorów urządzeń fotowoltaicznych, inne działają jako przekształcone spółki budowlane. Ważne, aby przy podejmowaniu współpracy z tego typu podmiotami sprawdzić ich kwalifikacje oraz dorobek w postaci realizacji.
Monterzy instalacji fotowoltaicznych muszą posiadać szeroki zakres kwalifikacji i umiejętności, aby zapewnić bezpieczny i efektywny montaż systemów PV. Do najważniejszych z nich należą:
Monterzy instalacji PV muszą posiadać odpowiednie uprawnienia i certyfikaty, które potwierdzają ich kwalifikacje do wykonywania prac montażowych. Do najważniejszych należą uprawnienia SEP typu D i E nadawane przez Stowarzyszenie Elektryków Polskich oraz uprawnienia do pracy na wysokości.
Ilość firm działających w sektorze OZE może przytłoczyć. Wybór pomiędzy najlepszą opcją jest utrudniony, zwłaszcza przez fakt, że każdy monter PV uważa się za profesjonalistę w swoim fachu. Radzimy w tej kwestii sprawdzić, czy rzeczywiście tak jest.
Sprawdź, jak długo firma działa na rynku i jakie ma opinie od wcześniejszych klientów. Upewnij się, że firma posiada wszelkie niezbędne i aktualne uprawnienia, takie jak SEP typu D i E, certyfikaty UDT oraz uprawnienia do pracy na wysokości.
Od kilku lat branża odnawialnych źródeł energii (OZE) przechodzi przez dynamiczny rozwój, a przyszłość tego sektora wygląda bardzo obiecująco. Głównymi filarami transformacji energetycznej są farmy fotowoltaiczne i elektrownie wiatrowe, które odgrywają kluczową rolę w dążeniu do dekarbonizacji gospodarki oraz ochrony środowiska. W tym artykule przyjrzymy się, jakie perspektywy i wyzwania czekają branżę OZE, zwłaszcza w kontekście energii słonecznej i wiatrowej.
Farmy fotowoltaiczne są obecnie jednym z najszybciej rozwijających się segmentów rynku OZE. Rozwój technologii oraz malejące koszty produkcji paneli sprawiają, że inwestycje w energię słoneczną stają się coraz bardziej opłacalne. Według prognoz, globalna moc zainstalowana w fotowoltaice będzie rosnąć w tempie kilkunastu procent rocznie.
Jednym z kluczowych czynników, który napędza ten trend, jest rozwój innowacyjnych rozwiązań, takich jak panele dwustronne, które są w stanie produkować energię z obu stron, czy też technologie magazynowania energii, które pozwalają na bardziej efektywne wykorzystanie energii słonecznej również w godzinach, kiedy słońce nie świeci.
W Polsce rosnąca liczba inwestycji w farmy fotowoltaiczne, wspierana przez unijne fundusze i polityki prorozwojowe, wskazuje, że w najbliższych latach sektor ten odegra kluczową rolę w transformacji energetycznej kraju. Przykładem może być rozwój tzw. prosumenckich instalacji fotowoltaicznych, czyli inwestycji indywidualnych gospodarstw domowych, które mogą produkować energię na własne potrzeby i sprzedawać nadwyżki do sieci.
Energia wiatrowa również odgrywa znaczącą rolę w miksie energetycznym przyszłości. Farmy wiatrowe, zarówno na lądzie, jak i na morzu, oferują stabilną i zrównoważoną produkcję energii. W Europie, a zwłaszcza w krajach takich jak Niemcy, Dania czy Wielka Brytania, farmy wiatrowe stanowią kluczowy element strategii osiągania neutralności klimatycznej.
Technologia turbin wiatrowych jest stale udoskonalana. Nowoczesne wiatraki są większe, bardziej efektywne i zdolne do pracy w trudniejszych warunkach pogodowych, co pozwala na zwiększenie wydajności. Przykładem są projekty morskich farm wiatrowych, które wykorzystują ogromny potencjał wiatru wiejącego na otwartym morzu. Inwestycje w tego typu projekty są intensywnie wspierane przez rządy i organizacje międzynarodowe.
Jednym z kluczowych wyzwań dla przyszłości OZE, w tym farm fotowoltaicznych i wiatrowych, jest integracja z istniejącym systemem energetycznym. Wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym oznacza konieczność rozwijania inteligentnych sieci energetycznych, które będą w stanie elastycznie zarządzać zmiennością produkcji z OZE.
W tym kontekście kluczową rolę odgrywa rozwój technologii magazynowania energii, takich jak baterie wielkoskalowe, które pozwolą na gromadzenie nadwyżek energii w okresach dużej produkcji i ich wykorzystanie w momentach zwiększonego zapotrzebowania. W przyszłości magazynowanie energii stanie się nieodłącznym elementem funkcjonowania farm fotowoltaicznych i wiatrowych, zapewniając stabilność dostaw energii.
Regulacje prawne i polityka klimatyczna będą miały decydujący wpływ na przyszłość branży OZE. W ramach polityki Europejskiego Zielonego Ładu, Unia Europejska dąży do osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 roku. W związku z tym państwa członkowskie zobowiązane są do zwiększania udziału OZE w swoim miksie energetycznym. Inwestycje w fotowoltaikę i energię wiatrową będą odgrywały centralną rolę w realizacji tych ambitnych celów.
Branża odnawialnych źródeł energii, w tym farm fotowoltaicznych i wiatrowych, ma przed sobą liczne wyzwania. Do najważniejszych z nich należą:
Z drugiej strony, rozwój OZE oferuje również ogromne szanse. Przede wszystkim to źródło czystej, odnawialnej energii, które przyczynia się do ograniczenia emisji CO2 i zanieczyszczeń powietrza. Dodatkowo, tworzy nowe miejsca pracy i przyciąga inwestycje, co sprzyja rozwojowi gospodarczemu.
Sieć GreenWay Polska, największy operator stacji ładowania samochodów elektrycznych w Polsce, właśnie uruchomił kolejną stację ładowania. Tym samym sieć własna GreenWay Polska liczy już 1000 punktów ładowania. Nowa stacja ładowania GreenWay Polska została uruchomiona w Diamentowa Park w Lublinie.
Wraz z siecią partnerską GreenWay Polska dysponuje 1411 publicznymi punktami ładowania. Jak podaje Licznik Elektromobilności PSNM, na koniec czerwca 2024 r. w Polsce funkcjonowało 7255 ogólnodostępnych punktów ładowania pojazdów elektrycznych (4002 stacje). Wśród nich 29 proc. stanowiły szybkie punkty ładowania prądem stałym (DC), a 71 proc. – punkty ładowania prądu przemiennego (AC) o mocy mniejszej lub równej 22 kW.
GreenWay Polska każdego roku otwiera około 200 nowych ogólnodostępnych punktów ładowania. Od początku br. spółka uruchomiła już 271 punktów ładowania (79 AC i 192 DC). Najnowsza stacja w parku handlowym w Lublinie składa się z dwóch ładowarek o mocy 150 kW każda, dysponujących w sumie czterema punktami ładowania.
Rafał Czyżewski, prezes GreenWay Polska, wyjaśnia, że firma stawia głównie punkty DC, ponieważ umożliwiają one najszybsze ładowanie. To rozwiązanie sprawdza się zwłaszcza przy trasach tranzytowych, gdzie ruch jest największy, a czas ładowania ma duże znaczenie. Jednak także w lokalizacjach, w których kierowcy zatrzymują się na kilkadziesiąt minut, aby zrobić zakupy, popyt na takie ładowarki może rosnąć.
Obok publicznej sieci ładowania dostępnej dla wszystkich kierowców GreenWay rozwija prywatną infrastrukturę ładowania dla firm, które elektryfikują swoją flotę samochodową. Takich punktów ładowania należących do partnerów biznesowych spółki jest już 1180. Infrastrukturę ładowania operator zbudował m.in. w fabryce Mercedes-Benz Manufacturing Poland w Jaworze, gdzie uruchomił 15 stacji ładowania.
W tym roku GreenWay Polska uprościł cennik usług ładowania. W miejsce dwóch stawek zależnych od mocy ładowarki na stacjach DC operator wprowadził jedną, uśrednioną stawkę. Jej wysokość – różną zależnie od wybranego programu abonamentowego – ustalono w wyniku uśrednienia dotychczasowych stawek za ładowanie na stacjach o mocach poniżej i powyżej 100 kW.
GreenWay Polska jest częścią międzynarodowej grupy GreenWay działającej w obszarze elektromobilności. Jest to najintensywniej rozwijająca się sieć ładowania samochodów elektrycznych w środkowym regionie Europy. Firma istnieje od 2011 r., a w Polsce działa od 2016 r. Obecnie w sieci GreenWay w Polsce znajduje się 1411 punktów ładowania.
W ramach europejskiego programu badawczo-rozwojowego Treasure opracowany zostanie system magazynowania energii cieplnej o dużej pojemności, który zostanie połączony z miejską siecią ciepłowniczą aglomeracji Pau Béarn Pyrénées we Francji. Projekt ma na celu zbadanie wykonalności innowacyjnego rozwiązania w zakresie magazynowania ciepła, które pozwoli na przechowywanie nadmiaru energii cieplnej odnawialnej dostępnej w okresie letnim, tak aby można ją było wykorzystać w sieci w okresie zimowym.
Francuska inicjatywa przeprowadzona zostanie we Wspólnocie Aglomeracji Pau Béarn Pyrénées, która w grudniu 2023 r. zainaugurowała sieć ciepłowniczą w Pau o długości 44 km, obejmującą 169 węzłów. Dostarcza ona ciepło do ponad 200 klientów (co odpowiada 11 tys. gospodarstw domowych), zapewniając ogrzewanie i ciepłą wodę użytkową przy 77,5 MW mocy i 132 GWh zużytej energii. Sieć jest zasilana w 50 proc. przez zakład odzyskiwania energii w Lescar, w 25 proc. przez elektrownię biomasową w Lons i w 25 proc. przez elektrownię gazową uniwersytetu w Pau.
Jak wyjaśnia uczestnicząca w projekcie spółka Newheat, gruntowe magazynowanie ciepła (Pit Thermal Energy Storage, PTES) to system polegający na odprowadzaniu i gromadzeniu ciepła w wykopach ziemnych, w których znajduje się woda lub materiał mineralny (piasek bądź żwir) w połączeniu z płynem będącym nośnikiem ciepła. Ten proces określany jest mianem międzysezonowego magazynowania ciepła. Przyznane dofinansowanie z UE pozwoli na realizację takiego projektu w okolicach Pau we Francji. Będzie to pierwszą tego typu inicjatywa w tym kraju. Ma utorować drogę do szerszego wykorzystania innowacyjnej technologii magazynowania ciepła w wykopach ziemnych, która mogłaby istotnie przyczynić się do dekarbonizacji miejskich sieci ciepłowniczych.
Jeśli wyniki projektu będą przekonujące, opracowany system może być powielany w innych sieciach ciepłowniczych. Rozwiązania w zakresie magazynowania ciepła istnieją i są dojrzałe; wdrażamy je od kilku lat, często w połączeniu z nowymi zakładami produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych. Ten innowacyjny i konkurencyjny system magazynowania ciepła, którego wykonalność badamy dla sieci obszaru metropolitalnego Pau, umożliwiłby przez część roku zastąpienie w bardzo dużym stopniu paliw kopalnych wykorzystywanych przez sieć.
Inicjatywa zgłoszona przez Newheat, Wspólnotę Aglomeracji Pau Béarn Pyrénées i Engie Solutions jest częścią europejskiego projektu Treasure, który otrzymał wsparcie z UE w wysokości 9 894 688,40 euro. W jego ramach mają być zaprezentowane wielkoskalowe systemy gruntowego magazynowania energii cieplnej. Projekt ma doprowadzić do usprawnienia projektowania takich systemów oraz procedur ich rozwoju i wdrażania w celu dekarbonizacji miejskich sieci ciepłowniczych na dużą skalę.
Jak wskazuje Newheat, projekt ma wypełnić lukę między badaniami a praktyką w celu stopniowego wyeliminowania zależności sieci ciepłowniczych od paliw kopalnych. W kilku krajach, zwłaszcza w Danii, wdrożono już kilka systemów PTES, dlatego Unia Europejska chce poszerzyć wiedzę na temat takich rozwiązań i ułatwić ich zastosowanie na różnych terenach.
Cały projekt Treasure obejmuje 15 inicjatyw realizowanych w pięciu krajach europejskich z udziałem 24 partnerów. Efektem mają być co najmniej trzy wielkoskalowe operacyjne instalacje demonstracyjne, a także cztery dodatkowe instalacje demo. Mają one powstać do grudnia 2027 r.
Potencjał technologii magazynowania ciepła, działającej w obiegu zamkniętym istniejącej sieci ciepłowniczej, stanowi doskonałą okazję do zwiększenia udziału ciepła odnawialnego dzięki zapewnieniu odpowiednich rozwiązań dla jego nieciągłości i wahań sezonowych. Zamierzamy przeanalizować wszystkie parametry, tak aby zaoferować Europie rozwiązanie magazynowania ciepła na dużą skalę, które jest trwałe, bezpieczne, rentowne i zrównoważone.
Grupa PGE planuje zrewidować swoje plany dotyczące budowy farm fotowoltaicznych w Polsce. Zmiany w cenach energii elektrycznej na rynku krajowym sprawiły, że koncern energetyczny musi dostosować swoją strategię w obszarze fotowoltaiki.
Podczas konferencji wynikowej PGE, Maciej Górski, wiceprezes spółki, poinformował, że na dalszy rozwój strategii w obszarze fotowoltaiki znaczący wpływ będą miały obserwowane w ostatnich miesiącach spadki cen energii w czasie największej generacji z PV. – Będziemy rewidować nasze plany dotyczące rozwoju tej technologii – powiedział.
Dotychczasowa strategia rozwoju OZE spółki zakładała, że PV będzie jednym z filarów inwestycji PGE. Do 2030 r. moc zainstalowana przez Polską Grupę Energetyczną w fotowoltaice miała wynieść 3 GW. Jednakże, wobec zmian na rynku energii elektrycznej, koncern musi dostosować swoją strategię.
Zmiany na rynku energii elektrycznej w postaci reformy rynku bilansującego, pojawienie się coraz częściej zjawiska cen ujemnych dają nam inne spojrzenie na tę technologię – powiedział wiceprezes PGE. – Tańsze godziny produkcji energii elektrycznej stają się jeszcze bardziej tańsze, a droższe godziny produkcji jeszcze droższe.
PGE zamierza wyselekcjonować projekty do zrealizowania w obszarze fotowoltaiki. Skupi się zwłaszcza na instalacjach powyżej 50 MW. – Będziemy koncentrować się na dużych projektach o mocy powyżej 50 MW w technologii nadążnej, instalacjach hybrydowych np. z wiatrem w formie cable poolingu – powiedział Maciej Górski.
Wiceprezes PGE miał także zadeklarować, że spółka nie będzie budować instalacji o założonych dużych mocach w orientacji południowej, bo one głównie są narażone na efekt ceny ujemnych.
Wobec dużych wahań cen energii zarząd PGE zamierza skupić się na rozwoju źródeł magazynujących energię odnawialną. – Stąd bierze się m.in. nasze zainteresowanie magazynami energii czy zwiększeniem pojemności naszych elektrowni szczytowo-pompowych – powiedział wiceprezes PGE.
Niedawno spółka ogłosiła przetarg na 26 rozproszonych magazynów energii, a także postępowanie zakupowe na zaprojektowanie i budowę bateryjnego magazynu energii o mocy do 263 MW i pojemności 900 MWh.
Unia Europejska poczyniła znaczne postępy w ograniczeniu importu gazu z Rosji, co jest wynikiem rosnącej roli odnawialnych źródeł energii w unijnym miksie energetycznym. Według najnowszego sprawozdania Komisji Europejskiej, udział rosyjskiego gazu w łącznym imporcie gazu do Unii Europejskiej spadł z 45 proc. w 2021 r. do 18 proc. w czerwcu 2024 r.
W sprawozdaniu podkreślono, że UE osiągnęła swój cel w zakresie magazynowania gazu na okres zimowy na poziomie 90 proc. na długo przed wyznaczonym terminem 1 listopada. Unijna komisarz ds. energii Kadri Simson podkreśliła, że tegoroczny raport pokazuje, iż Unia Europejska nie jest już zdana na łaskę rurociągów Putina i nadal wspiera swoich ukraińskich partnerów, gdy zbliża się zima.
Zmniejszenie importu gazu z Rosji było możliwe m.in. dzięki zastąpieniu gazu rosyjskiego surowcem pochodzącym z Norwegii czy USA. Przede wszystkim jednak Unia Europejska mocno ograniczyła swoje zapotrzebowanie na gaz. Od sierpnia 2022 r. do maja 2024 r. kraje UE zmniejszyły zapotrzebowanie na ten surowiec o 138 mld m3.
Spadek importu rosyjskiego gazu i jego zużycia w Europie to w dużej mierze zasługa rosnących mocy odnawialnych źródeł energii. Z najnowszego raportu KE dowiadujemy się, że wytwarzanie energii z OZE na terenie UE osiąga rekordowe poziomy. W pierwszej połowie 2024 r. już połowa wyprodukowanej energii elektrycznej na terenie Unii pochodziła ze źródeł odnawialnych.
W sprawozdaniu KE zaznacza, że ceny na europejskich giełdach energii obecnie są stabilne i utrzymują się znacznie poniżej szczytowych poziomów z czasu kryzysu energetycznego z 2022 r. Ponadto Komisja Europejska podkreśla postępy w dekarbonizacji Unii Europejskiej. Emisja gazów cieplarnianych w UE spadła w latach 1990-2022 o 32,5 proc., a gospodarka UE wzrosła w tym samym okresie o około 67 proc.
Jednocześnie w raporcie na temat stanu unii energetycznej KE podkreśla potrzebę dalszych działań mających na celu uzależnienie się Unii od paliw kopalnych. Konieczna jest dalsza poprawa między innymi w zakresie ogólnej elektryfikacji urządzeń grzewczych i tempa renowacji budynków.
Unijni urzędnicy podkreślają, że państwa członkowskie muszą jak najszybciej przedłożyć ostateczne zaktualizowane krajowe plany w dziedzinie energii i klimatu, aby zapewnić wspólne osiągnięcie celów Unii Europejskiej w zakresie energii i klimatu na 2030 r.
Komisja informuje, że z oceny projektów zaktualizowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu opublikowanej w grudniu 2023 r. wynika, że państwa członkowskie poczyniły krok we właściwym kierunku, ale nie jest to jeszcze wystarczające, aby ograniczyć emisje netto gazów cieplarnianych o co najmniej 55 proc. do 2030 r.
Wiceszef Komisji Europejskiej ds. Europejskiego Zielonego Ładu podkreślił, że chociaż w dalszym ciągu żyjemy w niespokojnych czasach i stoją przed nami wyzwania, to sprawozdanie pokazuje bezprecedensowy postęp, jaki poczyniliśmy, aby wzmocnić naszą unię energetyczną.
W rozmowie z portalem Gramwzielone.pl Maciej Borowiak i Robert Maczionsek, członkowie zarządu Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej i Magazynowania Energii (SBFIME), oceniają obecny stan polskiego rynku energetyki prosumenckiej i tłumaczą, czego ten rynek potrzebuje w kontekście programu Mój Prąd oraz zmian w zasadach rozliczeń prosumentów.
Według danych, miesięcznie montuje się około 100-120 MWp instalacji o jednostkowej mocy do 50 kWp, co przekłada się na średnio 10-12 tys. instalacji. W porównaniu do fotowoltaicznej hossy mamy kilkukrotny spadek, jednak warto zauważyć, że te liczby utrzymują się już od około dwóch lat, co sugeruje stabilizację rynku.
Pozytywne czynniki to spadające ceny komponentów - obecnie moduły fotowoltaiczne są tańsze niż kiedykolwiek wcześniej - oraz wysokie ceny energii elektrycznej. W taryfie G średnia cena prądu, wraz z dystrybucją i podatkami, oscyluje w granicach 1,0-1,3 zł za kWh, czyli dwukrotnie więcej niż trzy lata temu.
Według informacji od operatorów liczba przyłączonych magazynów energii w 2023 r. wzrosła nawet 10-krotnie w porównaniu do roku wcześniejszego, co jest znaczącą zmianą, choć trzeba pamiętać o efekcie niskiej bazy. Obecnie około 10-20 proc. montowanych instalacji jest wyposażonych w magazyny energii.
Sądzę, że w ciągu najbliższych dwóch lat 60-70 proc. nowych mikroinstalacji będzie zawierać magazyny energii. Taka sytuacja wynika z podobnych przyczyn jak rozwój rynku fotowoltaicznego: spadku cen urządzeń oraz rosnących cen prądu, wzmocnionego przez program Mój Prąd.
Kierunek zmian jest dobry, np. obowiązkowe magazyny energii, zwiększenie mocy instalacji fotowoltaicznej do 20 kWp oraz usunięcie systemów grzewczych i systemów HEMS/EMS, które były niejasno opisane. Program Mój Prąd odniósł sukces, bo był prosty, dlatego zachęcaliśmy do tego, by kolejna edycja była również przejrzysta, i widzimy, że tak się dzieje.
Ważna jest minimalna wielkość magazynu energii. Pytanie brzmi: do czego ma służyć magazyn energii? Po pierwsze, powinien zwiększać autokonsumpcję, a po drugie ma pomagać w stabilizowaniu sieci.
Jestem stały w swoich poglądach. W zeszłym roku wyartykułowaliśmy nasze postulaty w ramach „Pięciopaku Prosumenckiego” i tego się trzymamy. W ostatniej nowelizacji ustawy o OZE ma się pojawić rozliczenie bez VAT, choć w nieco innej formie, niż proponowaliśmy, efekt końcowy dla prosumenta pozostaje jednak taki sam.
Kolejne dwie zmiany to możliwość rozliczenia 100 proc. składników faktury z depozytu, a nie tylko części dotyczącej energii elektrycznej, oraz wypłaty 100 proc. środków zamiast obecnych 20 proc.
Bardzo dobra uwaga. Rozmawiamy nad takimi standardami od jakiegoś czasu i będziemy chcieli przygotować taki dokument dla rynku.
Rozliczenie według cen godzinowych oraz rynkowej miesięcznej ceny energii elektrycznej w ujęciu długoterminowym (czyli np. miesięcznym) dla instalacji bez magazynu energii da taki sam wynik finansowy w postaci stanu depozytu prosumenckiego.
To, co zauważamy, to fakt, że ceny godzinowe stymulują odpowiednie zarządzanie energią oraz motywują do zwiększania autokonsumpcji przez prosumentów, a co najważniejsze – stymulują rozwój rynku magazynów energii, które są kluczowym elementem w budowie stabilnego i bezpiecznego systemu elektroenergetycznego.
Można zatem stwierdzić, że obawy związane z przejściem na ceny godzinowe wynikały z braku wiedzy oraz niskiej świadomości społecznej i w dużej mierze były nieuzasadnione.
Śmierć profesora Jana Popczyka to wielka strata dla polskiej energetyki. Był on jednym z najbardziej cenionych ekspertów w swojej dziedzinie, a jego wizja przyszłości energetyki była zawsze przedstawiana w sposób klarowny i przekonywający.
Profesor Jan Popczyk był związany z Politechniką Śląską w Gliwicach, gdzie ukończył studia w 1970 roku, a w 1987 roku został profesorem tytularnym. Jego kariera naukowa była ściśle związana z rozwojem polskiej energetyki, a on sam był jednym z głównych architektów zmian w krajowym systemie elektroenergetycznym po 1989 roku.
Profesor Popczyk był zwolennikiem budowy rozproszonego systemu energetycznego, opartego na odnawialnych źródłach energii. Uważał, że Polska powinna skupić się na rozwoju energetyki wiatrowej, fotowoltaiki i biogazowni, a także na poprawie efektywności energetycznej. Jego wizja przyszłości energetyki była zawsze związana z potrzebą ochrony środowiska i redukcji emisji gazów cieplarnianych.
W swoich wypowiedziach profesor Popczyk często podkreślał, że Polska powinna wykorzystać swoje naturalne zasoby i możliwości, aby stać się liderem w dziedzinie odnawialnych źródeł energii. Uważał, że inwestycje w OZE mogą przynieść znaczące korzyści gospodarcze i społeczne, a także pomóc w walce ze zmianą klimatu.
Profesor Popczyk był zwolennikiem rozwoju energetyki wiatrowej i fotowoltaiki w Polsce. Uważał, że te źródła energii mogą stać się kluczowymi elementami krajowego systemu elektroenergetycznego. W swoich wypowiedziach często podkreślał, że Polska powinna wykorzystać swoje naturalne warunki, aby rozwijać te źródła energii.
W 2019 roku profesor Popczyk wskazał, że w 2050 roku po około 30 proc. produkowanej energii może pochodzić z fotowoltaiki i morskiej energetyki wiatrowej. Uważał, że te źródła energii mogą stać się kluczowymi elementami krajowego systemu elektroenergetycznego.
Profesor Popczyk uważał, że poprawa efektywności energetycznej jest kluczowym elementem rozwoju polskiej energetyki. W swoich wypowiedziach często podkreślał, że Polska powinna wykorzystać swoje możliwości, aby poprawić efektywność energetyczną i redukcję emisji gazów cieplarnianych.
Uważał, że poprawa efektywności energetycznej może przynieść znaczące korzyści gospodarcze i społeczne, a także pomóc w walce ze zmianą klimatu. W swoich wypowiedziach często podkreślał, że Polska powinna wykorzystać swoje naturalne zasoby i możliwości, aby stać się liderem w dziedzinie efektywności energetycznej.
Jak poinformowała spółka NIS, obie spółki naftowe i gazowe zgodziły się na współpracę w zakresie projektów dotyczących zielonej energii oraz wychwytywania, wykorzystywania i składowania dwutlenku węgla (CCUS).
Memorandum podpisano podczas wizyty delegacji chińskiej w NIS.
Obie firmy zamierzają nawiązać współpracę naukową i technologiczną w obszarach będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.
Priorytetem są odnawialne źródła energii, CCUS i produkcja niskoemisyjnego wodoru oraz energia geotermalna i słoneczna.
Obie firmy są zainteresowane współpracą w obszarach wodoru, energii geotermalnej i słonecznej
Mając na uwadze, że obie firmy zamierzają przyczynić się do bardziej zrównoważonej przyszłości w sektorze energetycznym przy użyciu najnowocześniejszych technologii, współpraca otwiera nowe ścieżki w kierunku transformacji energetycznej, dekarbonizacji i poprawy ochrony środowiska, zgodnie z NIS.
Podczas wizyty ich przedstawiciele omówili warunki współpracy. Skupiono się na potencjalnym projekcie wychwytywania dwutlenku węgla i produkcji niebieskiego wodoru w rafinerii Pančevo.
Memorandum zostało podpisane w Belgradzie przez Andrieja Szoshina, zastępcę dyrektora generalnego NIS i dyrektora działu poszukiwań i produkcji, Leonida Stulova, dyrektora generalnego NTC, oraz Zhanga Jiena, głównego eksperta ds. oszczędzania energii i ochrony środowiska w Sinopec Petroleum Engineering and Construction Corporation, w imieniu Sinopec Petroleum Engineering Corporation.
W wydarzeniu wzięli udział Kirill Tyurdenev, dyrektor generalny NIS, Xi Zhiguo, prezes Sinopec Petroleum Engineering and Construction Corporation, Sun Yenan, przedstawiciel grupy Sinopec, Vladimir Gagić, dyrektor działu przetwórstwa w NIS, a także przedstawiciele innych spółek zależnych Sinopec, które mogły wziąć udział we wspólnych działaniach.
Po zawarciu w zeszłym miesiącu umowy między Serbią a EDF w sprawie oceny potencjału rozwoju cywilnego programu nuklearnego, francuski państwowy zakład energetyczny i firma inżynieryjna Egis Industries wygrały przetarg na pierwsze badanie w kraju. Rząd w Belgradzie przyjął również zmiany w ustawie o energetyce w sierpniu, mające na celu zniesienie moratorium z 1989 r. na budowę elektrowni jądrowych.
Ministerstwo Górnictwa i Energii wydało rozporządzenie w sprawie zamówień publicznych w czerwcu. Opóźniło termin o dwa tygodnie i otworzyło oferty 2 sierpnia, jak wynika z dokumentu.
EDF i Egis zdobyły najwięcej punktów. Ich oferta niemal dorównała szacunkom rządu, wynosząc 120 000 EUR bez podatku od wartości dodanej.
Wstępne studium techniczne dotyczące pokojowego wykorzystania energii jądrowej ma na celu przedstawienie dostępnych technologii. Wykonawcy będą również zobowiązani do rekomendowania rozwiązań.
Analiza musi obejmować konwencjonalne elektrownie jądrowe generacji 3+, a także bardziej zaawansowane technologie, takie jak małe reaktory modułowe lub SMR. Reaktory generacji 4 nie zostaną uwzględnione, zgodnie z przydziałem projektu.
W Europie Południowo-Wschodniej aktywne są reaktory w Słowenii (eksploatowane z sąsiednią Chorwacją), Rumunii i Bułgarii, podczas gdy Turcja jest na etapie uruchamiania swojego pierwszego obiektu. Wszystkie przygotowują więcej projektów, w tym niektóre dla SMR. Macedonia Północna rozważa również możliwość wdrożenia technologii małych reaktorów modułowych.
W przetargu w Serbii wzięło udział osiem innych firm i grup oferentów:
Wcześniej w tym roku prezydent Serbii Aleksandar Vučić powiedział, że zużycie energii elektrycznej ma wzrosnąć czterokrotnie do 2050 roku. Jego zdaniem jedynym rozwiązaniem, które pozwoli zniwelować tę lukę, jest budowa dużych i małych elektrowni jądrowych.
