© 2018 INFOR BIZNES Sp. z o. o. INFOR BIZNES Sp. z o. o. Forsal.pl: energetyka 2018-01-17T10:23:55+01:00 INFOR BIZNES Sp. z o. o. http://forsal.pl/atom/tagi/energetyka Polska może nie osiągnąć celów OZE do 2020 roku. Niemcy również nie http://forsal.pl/artykuly/1098139,polska-moze-nie-osiagnac-celow-oze-do-2020-roku-niemcy-rowniez-nie.html 2018-01-16T21:01:56Z Polska najprawdopodobniej nie osiągnie celów OZE do 2020 roku w sektorze ciepłownictwa i transportowym. Polska nie jest w tej sprawie osamotniona, przed podobnym problemem stoją również inne kraje członkowskie, w tym Niemcy. ]]> <p>W związku z tym, Komisja Europejska zgodziły się na pewne ustępstwa. Nie dotyczą one jednak sektora elektroenergetycznego. W sektorze tym prawie wszystkie kraje spełniają swoje indywidualne cele. Warunkiem notyfikacji nowego systemu wsparcia aukcyjnego przez Komisję Europejską jest to, że Polska przynajmniej zakontraktuje odpowiednią wielkość produkcji energii elektrycznej ze źródeł OZE do 2020 roku.</p><p>Z powodu długiej notyfikacji nowego systemu wsparcia, w 2016 i 2017 roku wzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł OZE zwolnił. W zależności od wietrzności i poziomu odpadów, udział OZE w finalnym zużyciu energii elektrycznej brutto wynosi obecnie ok. 22,5 - 23,0 TWh rocznie. Wzrost produkcji w farmach wiatrowych i elektrowniach wodnych w 2016 roku został skompensowany dalszym spadkiem produkcji energii elektrycznej ze stałej biomasy. Obecny poziom produkcji energii elektrycznej z jej wykorzystania wynosi około 6 TWh rocznie. Zgodnie z Krajowym Planem Działań, cel OZE w sektorze elektroenergetycznym wynosi 19,13% finalnego zużycia brutto – z uwzględnieniem własnego zużycia elektrownii i stratami przesyłowymi. Przy oczekiwanym poziomie finalnego zużycia brutto w 2020 roku w wysokości ok. 169,5 - 170,0 TWh, produkcja energii elektrycznej z OZE (kontraktowana) powinna wynosić ok. 33,1 – 33,3 TWh. Aby osiągnąć cel OZE w sektorze elektroenergetycznym, system wsparcia OZE powinien kontraktować do 2020 roku ponad 10 TWh zwiększonej rocznej produkcji. W aukcjach testowych w 2016 i 2017 roku udało się zakontraktować ok. 0,3 – 0,4 TWh rocznej produkcji. Wpływ tych aukcji na cel OZE jest marginalny.</p><h2><b>Aukcje dla istniejących instalacji</b></h2><p>Ministerstwo Energii oczekuje, że zmiany mechanizmu wsparcia tj. odejście od wsparcia zielonymi certyfikatami i przejście do systemu aukcyjnego, doprowadzą do zwiększonej produkcji energii elektrycznej z instalacji dedykowanego spalania i współspalania biomasy. Obecnie funkcjonujący system wsparcia nie wystarczy, żeby pokryć koszty operacyjne wszystkich instalacji. Ponadto, obowiązkowe mieszanie biomasy rolniczej „agro” zawierających wysoką ilość chemikaliów z biomasą leśną prowadzi do przyspieszonej utylizacji kotłów. Z tego powodu Ministerstwo Energii może chcieć redukować ilość tzw. biomasy „agro” w paliwie np. do poziomu 10%, który jest mniej szkodliwy dla istniejących instalacji. Z takiej zmiany skorzystają głównie Lasy Państwowe, największy producent biomasy leśnej w kraju. Zresztą rynek biomasy „agro” do celów energetycznych załamał się kilka lat temu i odbudowa tego rynku zajmuje kilka lat. Jednak zwiększony popyt na biomasę leśną ma swoje minusy - wzrost cen jest nieunikniony.</p><p>Stawia to inwestorów w bardzo trudnej sytuacji. Muszą oni kalkulować oferowaną przez siebie sztywną cenę aukcyjną w momencie oczekiwanego wzrostu ceny paliwa – podobna sytuacja miała miejsce w Austrii. Mając na względzie realia podejmowania decyzji inwestycyjnych i ewentualnego zaangażowania zewnętrznego finansowania, prawdopodobnie tylko najsilniejsi inwestorzy podejmą ryzyko przejścia do systemu aukcyjnego ze swoją instalacją. Mniejsi inwestorzy będą mieć kłopot z przejściem do systemu aukcyjnego, a oczekiwany wzrost produkcji z istniejących instalacji nie będzie tak wyraźny jak oczekuje ME. Dlatego jest mało prawdopodobne, że roczny wolumen produkcji energii elektrycznej ze stałej biomasy przekroczy poziom 8 TWh. Najbardziej prawdopodobne jest zahamowanie produkcji na poziomie 7 TWh, a więc poziomie z 2016 r.</p><h2><b>Aukcje dla nowych instalacji</b></h2><p>Z powyższego wynika, że rząd powinien kontraktować w aukcjach dla nowych instalacji OZE minimalnie 9 TWh rocznie, optymalnie 10 TWh. Od momentu oczekiwanego rozpoczęcia aukcji w maju/czerwcu 2018 r. pozostaje krótki 2,5-letni okres na zakontraktowanie tego wolumenu. Do aukcji kwalifikują się tylko projekty, które uzyskają ostateczne pozwolenie na budowę. W tej kwestii pojawia się pytanie, ile instalacji jest w stanie osiągnąć taki stan prawny, który pozwala na udział w aukcji. Ponadto trzeba uwzględnić, że maksymalnie 80% spośród zgłoszonych projektów może wygrać w danej aukcji. Moc projektów na rynku powinna więc wystarczać, aby wyprodukować ok. 12 TWh energii elektrycznej. Mając na uwadze ilość czasu, która pozostała, żeby zakontraktować energię elektryczną z OZE, projekty powinny już teraz osiągnąć taki stan rozwoju, który pozwoli na uzyskanie pozostałych praw do projektu maksymalnie do początku 2020 roku. Z tego powodu udzielone warunki techniczne przyłączenia lub podpisane umowy o przyłączenie są dobrym wskaźnikiem, jaka moc jest obecnie do dyspozycji, żeby móc kontraktować daną ilość energii.</p><h2><b>Ważność umów o przyłączenie</b></h2><p>Ustawa o OZE wprowadziła istotny przepis dot. ważności umów o przyłączenie. Mianowicie, umowa o przyłączenie, która została zawarta przed wejściem w życie ustawy (w dniu 4.05.2015 r.), może zostać wypowiedziana, o ile w ciągu 48 miesięcy nie dojdzie do fizycznego przyłączenia budowanej instalacji tj. do dnia 4.05.2019 r. Racjonalny inwestor zakłada, że umowa o przyłączenie będzie wypowiedziana przez operatora sieci. Decyzja inwestycyjna nie zostanie podjęta, nawet jeżeli wygra taka instalacja aukcję w połowie 2018 r. Z tego powodu Ministerstwo Energii rozważa przedłużenie okresu ważności umów o przyłączenie dla tych inwestorów, którzy wygrają aukcję w 2018 r. Ale istnieje ryzyko, że takie projekty nie zostaną dopuszczone do aukcji w 2019 r., ponieważ ustawa o OZE wymaga ważności zezwoleń i umów co najmniej 6 miesięcy. Obecna wersja przepisu mocno ograniczy ilość dostępnych projektów, które mogą wygrać aukcję. Umowa o przyłączenie powinna zostać przedłużona odpowiednio do momentu, do którego najpóźniej dana instalacja powinna produkować energię elektryczną po raz pierwszy, tj. zgodnie z nowelą ustawę o OZE w przypadku lądowych farm wiatrowych najpóźniej w ciągu 24 miesięcy od wygranej aukcji.<br />Biomasa, biogaz i elektrownie wodne</p><p>Ministerstwo Energii nie ukrywa, że faworyzowane technologie to kotły spalające biomasę stałą, biogazownie rolne i małe elektrownie wodne. O ile kotły spalające biomasę stałą i biogazownie produkcją średnio ok. przez 5.000 godzin rocznie na MW, to małe elektrownie wodne produkcją średnio ok. 3.500 godzin rocznie na MW. Nowe instalacje spalające stałą biomasę mają jednak jeszcze większy problem niż istniejące instalacje z dostawą paliwa po przewidywalnej cenie. Wynika to z faktu, że muszą ponieść ryzyko cenowe dla biomasy przez okres 15 lat. Ponadto, biomasa leśna musi od 2021 r. spełniać ostrzejsze kryteria rozporządzeń unijnych LULUCF w zakresie zrównoważonej produkcji biomasy leśnej. Z tego powodu jest mało prawdopodobne, że maksymalna moc takich instalacji przekroczy 50 MW – ryzyko dostawy będzie zbyt duże. Do 4 maja 2015 r. zostały zawarte umowy o przyłączenie dla dwóch instalacji powyżej 1 MW mocy z całkowitą moc zainstalowaną 57 MW, a od 4 maja 2015 r. całkowity wolumen wynosi 165 MW. Przy optymistycznym założeniu, że 80% tych projektów wygra aukcję, roczny wolumen kontraktowany z większych kotłów spalających biomasy nie powinien przekroczyć 0,9 TWh rocznie. Ponadto, do 4 maja zostały podpisane umowy o przyłączenie biogazowni i małych instalacji spalających biomasę do 1 MW z mocą zainstalowaną ok. 77 MW. Odpowiednio, ta liczba wynosi od 4 maja 2015 r. wynosi ok. 108 MW. Przy założeniu, że 80% z tych instalacji wygra aukcję, roczny wolumen produkcji kontraktowanej wynosi ok. 0,75 TWh. W przypadku małych elektrowni wodnych zostały w sumie zawarte umowy o przyłączenie w wysokości 4 MW mocy. Ich wpływ na cel OZE będzie marginalne. W sumie potencjalnie zwiększony wolumen produkcji z istniejących instalacji oraz tych planowanych spalających biomasę stałą, biogazowni i z małych elektrowni wodnych może wynieść ok. 2,5 – 3,0 TWh/rocznie. Do celu OZE dalej brakuje ok. 6 TWh produkcji z OZE do zakontraktowania do 2020 r.</p><p>Co z fotowoltaiką i farmami wiatrowymi? <a href="https://wysokienapiecie.pl/7435-system-aukcyjny-po-notyfikacji-cel-oze/#dalej">O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl</a></p><p><em>Autor: Christian Schnell, WysokieNapiecie.pl</em></p> Eksperci: Bez energetyki wiatrowej Polska nie wypełni zobowiązań dekarbinizacyjnych http://forsal.pl/artykuly/1097920,eksperci-bez-energetyki-wiatrowej-polska-nie-wypelni-zobowiazan-dekarbinizacyjnych.html 2018-01-15T16:28:47Z Bez rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie i na morzu Polska nie wypełni zobowiązań dekarbonizacji z Pakietu Zimowego, do czego się zobowiązała - przekonywali w poniedziałek przedstawiciele Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW).]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>Jednak rozwoju tego rodzaju <b>energetyki </b>nie będzie bez zmiany podejścia do niej ze strony państwa. "Nie liczymy na<b> wsparcie finansowe</b>, ale przygotowanie odpowiednich przepisów prawa, które umożliwią rozwój tych technologii na zasadach rynkowych" - zapewniał prezes PSEW Janusz Gajowiecki.</p> <p><b>PSEW </b>chce zmian w tzw. <b>ustawie odległościowej</b> z 2016 roku i zmianę ustawy o OZE, która ograniczyła możliwości wzrostu cen <b>zielonych certyfikatów</b>. Ustawa z 2016 r. wprowadziła m. in. obowiązek wznoszenia nowych turbin jedynie na podstawie planów miejscowych, minimalną odległość urządzenia od zabudowań mieszkalnych; co najmniej 10-krotność jego całkowitej wysokości, co faktycznie spowodowało zakaz budowy wiatraków w promieniu około 2 km od domów. Do tego, elektrownie wiatrowe wraz z ich elementami technicznymi zaliczono do budowli, co w konsekwencji spowodowało wzrost opodatkowania tych inwestycji. W lipcu ub. roku amerykańska firma Invenergy poinformowała, że będzie się domagała ok. 700 mln dol. odszkodowania za wprowadzenie przepisów, które utrudniły jej korzystanie z inwestycji. Na początku stycznia br Dziennik Gazeta Prawna poinformował, że kilkunastu zagranicznych inwestorów z branży energetyki wiatrowej powiadomiło polski rząd, że będzie dochodzić wielomilionowych odszkodowań przed międzynarodowym trybunałem arbitrażowym. </p> <p>Jak mówił w poniedziałek Gajowiecki, oprócz zmian niekorzystnych rozwiązań dla branży wiatrowej, Stowarzyszenie postuluje opracowanie przepisów dedykowanych <b>energetyce wiatrowej na morzu </b>(off shore).</p> <p>W opinii Stowarzyszenia, dzięki rozwojowi energetyki wiatrowej powstaną w Polsce wysokiej jakości miejsca pracy i rozwinie się innowacyjny przemysł. To duża szansa dla prężnie działającego sektora. "Połowa kabli, jakie używane są w morskich farmach wiatrowych, pochodzi z Polski" - dodał Gajowiecki.</p> <p>PSEW zaprezentowało analizy, przygotowane we współpracy z Politechniką Lubelską i Krajowym Instytutem Energetyki Rozproszonej, z których wynika, że rozwój energetyki wiatrowej- przy jednoczesnym zmniejszeniu emisji w elektroenergetyce - pozwoli nam spełnić wymagania Pakietu Zimowego a jednocześnie utrzymać bezpieczne dostawy prądu. W przekonaniu Stowarzyszenia postęp technologiczny powoduje, że energia z wiatraków jest coraz tańsza. "Służąca porównaniu kosztów różnych technologii analiza LCOE jasno wskazuje, że energetyka wiatrowa na lądzie jest najtańszym źródłem wytwarzania energii elektrycznej (...) a wiatraki na morzu są na najlepszej drodze do tego - powiedział Gajowiecki.</p> <p>Podkreślił, że każda megawatogodzina produkcji energii z wiatru to o 900 kg mniej wyemitowanego do atmosfery dwutlenku węgla. Do 2035 r. możemy - dzięki energetyce wiatrowej uniknąć emisji nawet 25 mln ton CO2 rocznie.</p> <p>Zaprezentowane w poniedziałek dwa scenariusze rozwoju polskiej energetyki do 2035 r. zakładają, że wymagające wymiany przestarzałe elektrownie konwencjonalne będą zastępowane do 2021 roku przede wszystkim nowymi mocami węglowymi i gazowymi. Ostatnią inwestycją opartą o węgiel ma być - według zapowiedzi członków rządu - blok klasy 1000 MW w elektrowni Ostrołęka oraz elektrownia wykorzystująca technologię wychwytu CO2(CCS)o mocy 880 MW, która ma być oddana do użytku w 2030 r.</p> <p>Z analizy wynika, że w 2026 roku powinny powstać elektrownie fotowoltaiczne o łącznej mocy zainstalowanej ok. 2500-3000 MW, a do 2035 r. także nowe elektrownie wiatrowe na lądzie dysponujące mocą niecałych 5 GW. Miks energetyczny mają uzupełniać jeszcze morskie elektrownie wiatrowe, o mocy od ok. 3600 do 6700 MW, instalowane po roku 2022. Tzw. scenariusz bazowy zakłada także dwa bloki jądrowe oddane do użytku w 2030 i 2034 roku - w sumie 3,2 GW mocy. W drugim scenariuszu, alternatywnym założono dodatkowo większe nakłady na źródła odnawialne oraz elastyczne elektrownie wykorzystujące gaz.</p> <p>Z analizy wynika także, że dzięki trwającemu postępowi technologicznemu, od czasu realizacji pierwszych lądowych farm wiatrowych w Polsce, współczynnik wykorzystania mocy takich instalacji, który wprost przekłada się na spadek kosztów, wzrósł ok. 2,5-krotnie. "Podobny efekt można zaobserwować w morskiej energetyce wiatrowej, gdzie uśredniony koszt energii elektrycznej w ostatnich kilku latach spadł ponad 3-krotnie. Tymczasem koszty wytwarzania energii ze źródeł konwencjonalnych będą rosnąć, głównie z powodu rosnących kosztów emisji CO2 i innych szkodliwych substancji. Jeżeli oba trendy będą kontynuowane, a nic nie wskazuje, by stało się inaczej, to między kosztami wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, a konwencjonalnych powstania ogromna przepaść" - przekonuje PSEW.</p> <p>Naukowcy z Politechniki Lubelskiej sprawdzili jak energię pochodzącą z niestabilnych źródeł uda się zmieścić w systemie elektroenergetycznym.</p> <p>"Zmienność generacji wiatrowej i słonecznej wymaga od generacji klasycznej, by wobec stosunkowo regularnych i przewidywalnych zmian obciążenia zapewnić w każdej chwili bilansowanie mocy wytwarzanej i pobieranej przez odbiory" – powiedział prof. Piotr Kacejko z Katedry Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Politechniki Lubelskiej. W jego opinii wyniki badań wskazują, że wzrost mocy zainstalowanej tzw. źródeł zmiennych (głównie elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne) będzie wymagał zwiększenia elastyczności źródeł konwencjonalnych. "Generalnie jednak liczba godzin, w których może zachodzić w przyszłości konieczność pracy poniżej przyjmowanego obecnie poziomu minimum technicznego, daje szansę na znalezienie kompromisu pomiędzy ewentualnym ograniczaniem pracy źródeł zmiennych i zwiększaniem elastyczności źródeł konwencjonalnych" - dodał.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/praca/aktualnosci/artykuly/1097795,reczywistosc-w-zamykanych-kopalniach-niejawne-listy-urlopowe-i-przymusowe-przeniesienia.html" title="Reczywistość w zamykanych kopalniach: niejawne listy urlopowe i przymusowe przeniesienia">Rzeczywistość w zamykanych kopalniach: niejawne listy urlopowe i przymusowe przeniesienia</a></p> Belgia: Nie zamierzamy budować nowej elektrowni jądrowej http://forsal.pl/artykuly/1097604,belgia-nie-zamierzamy-budowac-nowej-elektrowni-jadrowej.html 2018-01-12T20:05:13Z Belgijski rząd wydał w piątek oświadczenie, w którym zapewnia, że nie zamierza zbudować nowej elektrowni jądrowej. To odpowiedź na informacje, że w gabinecie prowadzona jest ocena kosztów takiej potencjalnej inwestycji.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>"Budowa nowej elektrowni jądrowej nie jest zawarta w umowie koalicyjnej i jest sprzeczna z ustawą o elektrowniach jądrowych, która została uchwalona w 2015 roku" - głosi piątkowe oświadczenie rządu.</p> <p>Belgia zamierza w najbliższych latach zamknąć swoje stare elektrownie jądrowe. Rząd federalny bada obecnie skutki finansowe takiego ruchu i jego wpływ na belgijskie bezpieczeństwo dostaw energii.</p> <p>Spekulacje na temat budowy nowej elektrowni pojawiły się po publikacji na ten temat frankofońskiego "La Libre Belgique". Według informacji dziennika rząd miał analizować taką możliwość "czysto teoretycznie". Miała się tym zajmować minister ds. energii w rządzie federalnym Marie-Christine Marghem.</p> <p>Decyzja w sprawie harmonogramu zamknięcia dwóch istniejących elektrowni jądrowych w Belgii ma zostać podjęta wkrótce. Najczęściej padającą datą, po której Belgia ma przestać korzystać z energii jądrowej, jest 2025 rok. Część polityków, w tym przedstawiciele koalicyjnej centroprawicowej flamandzkiej partii N-VA, optuje jednak za tym, aby po 2025 r. nadal działały dwa reaktory atomowe. Argumentują oni, że to zagwarantuje bezpieczeństwo dostaw energii.</p> <p>Kolejna dekada będzie okresem transformacji energetycznej Belgii i odchodzenia od energetyki jądrowej. W 2003 r. rząd Guy Verhofstadta, w którym zasiadali Zieloni, przedstawił harmonogram stopniowego odchodzenia od energii atomowej w latach 2015-2025 r., gdy reaktory będą miały ok. 40 lat.</p> <p>Premier Belgii Charles Michel powiedział w grudniowym wywiadzie dla gazety "Le Soir", że możliwe jest, by dwie elektrownie jądrowe w Belgii zostały całkowicie zamknięte do 2025 r., jednak - jak zaznaczył - będzie to trudne. Premier oświadczył, że jego zdaniem władze federalne zrobiły wszystko, co w ich mocy, żeby tak się stało i że teraz to regiony muszą przedstawić propozycje, aby wszystkie reaktory elektrowni w Doel (Flandria Wschodnia) i Tihange (prowincja Liege) zostały zamknięte do 2025 r.</p> <p>Od wielu lat w Belgii wyrażane są obawy co do bezpieczeństwa tamtejszych elektrowni atomowych, zwłaszcza że władze potwierdzały wielokrotnie istnienie niewielkich pęknięć na osłonach niektórych reaktorów. Sąsiednie kraje apelowały o wyłączenie reaktorów ze względów bezpieczeństwa. W 2016 roku uchwałę wzywającą do zaprzestania eksploatacji reaktorów Doel 3 i Tihange 2 przyjął parlament Holandii. Wcześniej podobną prośbę wysunęły Niemcy i Luksemburg.</p> <p>We wrześniu 2016 r. władze Belgii skierowały do Komisji Europejskiej notyfikację działań związanych z wydłużeniem żywotności trzech reaktorów nuklearnych w kraju: Tihange 1, Doel 1 i Doel 2. Na mocy zawartych wcześniej porozumień z właścicielami tych reaktorów, czyli ENGIE Electrabel i EDF Belgique, firmy te zobowiązały się zainwestować 1,3 mld euro w zamian za zezwolenie na funkcjonowanie elektrowni przez kolejne 10 lat.</p> <p>Rząd belgijski zobowiązał się z kolei, że przedsiębiorstwa dostaną rekompensatę finansową, jeśli zapadłaby decyzja o wcześniejszym zamknięciu reaktorów, wprowadzone byłyby zmiany w podatkach dotyczących energii nuklearnej czy inne działania, które mogłyby mieć wpływ na ich kondycję ekonomiczną. Władze Belgii wskazywały, że energetyka jądrowa wymaga długoterminowego zaangażowania, dlatego gwarancje były niezbędne do zabezpieczenia inwestycji.</p> <p>Pod koniec listopada 2017 r. trzy federacje zrzeszające belgijski biznes opowiedziały się za tym, aby przynajmniej dwa z siedmiu belgijskich reaktorów jądrowych nadal działały po 2025 r. Ich zdaniem zapobiegnie to wzrostom cen energii. Federacje twierdzą, że zamknięcie wszystkich reaktorów jądrowych w kraju będzie kosztowało 600 mln euro i spowoduje wzrost ceny energii elektrycznej o 20 proc. Co więcej, ich zdaniem jeśli wszystkie reaktory zostaną zamknięte, w kraju może zabraknąć prądu.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/biznes/energetyka/artykuly/1097578,me-przyjelo-raport-rekomendujacy-budowe-reaktorow-wysokotemperaturowych.html" title="ME przyjęło raport rekomendujący budowę reaktorów wysokotemperaturowych">ME przyjęło raport rekomendujący budowę reaktorów wysokotemperaturowych</a></p> ME przyjęło raport rekomendujący budowę reaktorów wysokotemperaturowych http://forsal.pl/artykuly/1097578,reaktory-wysokotemperaturowe-w-polsce-me-przyjelo-rekomendacje.html 2018-01-12T16:03:40Z Ministerstwo Energii przyjęło raport specjalnego zespołu, rekomendujący wdrożenie wysokotemperaturowych reaktorów jądrowych chłodzonych gazem (HTGR) - poinformowało w piątek ME. Jak zaznaczono, to inicjatywa niezależna od programu energetyki jądrowej.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>Potencjalnym odbiorcą tego typu reaktorów jest przemysł, np. chemiczny, potrzebujący dużych ilości tzw. pary procesowej o wysokiej temperaturze. Dziś do jej produkcji potrzebne jest spalanie paliw kopalnych - węgla i gazu. „Wdrożenie tej technologii jako źródła ciepła przemysłowego np. w branży chemicznej, istotnie zmniejszyłoby zapotrzebowanie Polski na gaz ziemny i obniżyło poziom emisji CO2 a jednocześnie postawiłoby nasz kraj w czołówce krajów rozwijających najbardziej zaawansowane technologie jądrowe” – powiedział dyrektor Departamentu Energii Jądrowej ME Józef Sobolewski.</p> <p>Według ministerstwa analizy zespołu kierowanego przez prof. Grzegorza Wrochnę z NCBJ wykazały, że przy zapewnieniu korzystnych warunków finansowych, cena pary z HTGR może być porównywalna z ceną pary z kotłów gazowych. ME poinformowało również, że uruchomienie pieniędzy na projekt reaktora w latach 2019-2023 umożliwiłoby podejmowanie decyzji o inwestycjach w konkretnych lokalizacjach po 2023 r. i budowę pierwszego HTGR do 2031 r. Koszt projektowania i licencjonowania HTGR oszacowano na 500 mln zł, a koszt budowy pierwszego HTGR o mocy 165 MWt na 2 mld zł netto.</p> <p>Zespół ds. analizy i przygotowania warunków do wdrożenia wysokotemperaturowych reaktorów jądrowych powstał w lipcu 2016 roku. Przeprowadził szczegółową analizę wykorzystania reaktorów wysokotemperaturowych do pokrycia krajowego zapotrzebowania na ciepło przemysłowe o temperaturze do 700°C. Spośród analizowanych technologii zarekomendował jako optymalne reaktory chłodzone helem (High Temperature Gas-cooled Reactor – HTGR).</p> <p>Jak podkreśliło ME, reaktory wysokotemperaturowe zaliczane są do najnowszej IV generacji. Pracują w znacznie wyższej temperaturze, niż powszechnie używane w energetyce reaktory wodne, a do chłodzenia używany jest w nich gaz, zazwyczaj hel. W tego typu reaktorach wraz ze wzrostem temperatury ponad roboczą reakcja łańcuchowa zrywa się samoistnie i - ze względu na konstrukcję oraz specjalny sposób przygotowania paliwa - nie ma możliwości stopienia się rdzenia. Jak podkreśliło ME, testy, przeprowadzone w działających w innych krajach reaktorach eksperymentalnych wykazały, że przerwa w chłodzeniu rdzenia prowadziła do zerwania reakcji i samoistnego wychłodzenia się reaktora.</p> <p>Badawczych reaktorów tego typu pracowało na świecie kilka, ostatnie konstrukcje eksperymentalne powstawały w Japonii i w Chinach. Właśnie Chińczycy wybudowali też pierwsze dwa w HTGR, które znajdą komercyjne zastosowanie. Bliźniacze reaktory w Shidaowan mają moc cieplną 250 MW każdy i wspólnie napędzają pojedynczy turbozespół o mocy elektrycznej 210 MW. Reaktory mają ruszyć jeszcze w 2018 r. Chiny zamierzają rozwijać tą technologię i w najbliższej przyszłości zbudować jeszcze większe zespoły z HTGR.</p> <p>Ministerstwo Energii przypomniało, że wdrożenie HTGR wpisuje się w budowę innowacyjnej gospodarki, opartej na zaawansowanych technologiach, a projekt został ujęty w Strategii Odpowiedzialnego Rozwoju i jest realizowany niezależnie od programu budowy elektrowni jądrowych.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/artykuly/1003024,prof-wrochna-nowe-reaktory-jadrowe-htr-w-sam-raz-dla-przemyslu.html" title="Prof. Wrochna: nowe reaktory jądrowe HTR - w sam raz dla przemysłu">Prof. Wrochna: nowe reaktory jądrowe HTR - w sam raz dla przemysłu</a></p> Specustawa dot. infrastruktury gazowej w styczniu może wejść na rząd http://forsal.pl/artykuly/1097539,specustawa-dot-infrastruktury-gazowej-w-styczniu-moze-wejsc-na-rzad.html 2018-01-12T13:04:54Z Projekt specustawy terminalowej w styczniu powinien trafić na posiedzenie rządu - powiedział w piątek pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>"Projekt ustawy terminalowej powinien wejść w styczniu na posiedzenie rządu" - powiedział dziennikarzom Naimski. </p> <p>Rząd w poniedziałek opublikował propozycję zmiany <b>tzw. specustawy terminalowej </b>- regulacji, wprowadzającej np. uproszczone procedury przy budowie strategicznej infrastruktury gazowej. Działanie specustawy ma objąć projekty kolejnych gazociągów i <b>infrastrukturę LNG</b>.</p> <p>Opublikowany projekt, autorstwa pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej, zakłada objęcie kolejnych obiektów przez regulacje, wprowadzone ustawą z 2009 r. o inwestycjach w zakresie terminalu LNG. Regulacja ta zawiera bowiem zamkniętą listę obiektów infrastruktury, wobec których stosuje się jej rozwiązania, m.in. natychmiastową wykonalność decyzji administracyjnych, skrócenie terminów ich skarżenia, rozpatrywania odwołań, wydawania pozwoleń na budowę, czy brak konieczności wprowadzania gazociągów do planów zagospodarowania przestrzennego.</p> <p>Rozszerzenie działania, według uzasadnienia, ma usprawnić politykę rządu, polegającą na dywersyfikacji źródeł gazu. "Strategicznym celem rządu jest zapewnienie możliwości dostaw gazu z alternatywnych do rosyjskiego źródła. W konsekwencji planuje się nie przedłużać <b>kontraktu jamalskiego</b>, co sprawi, że wygaśnie on z końcem 2022 r." - stwierdza uzasadnienie.</p> <p>Zgodnie z opublikowaną propozycją, specustawą - obok obiektów związanych z gazem - objęta zostałyby infrastruktura "niezbędna do ich obsługi": sieci i przyłącza elektroenergetyczne, wodociągowe, kanalizacyjne, cieplne, telekomunikacyjne i teleinformatyczne, infrastrukturę drogową lub kolejową, nabrzeża, place składowe, obiekty magazynowe, budynki produkcyjne, montownie, wytwórnie.</p> <p>Wśród konkretnych przedsięwzięć wymienia się budowę na terenie terminala kogeneracyjnego źródła energii zasilanego gazem, baz bunkrowania i przeładunku LNG na terenie województw zachodniopomorskiego, pomorskiego i warmińsko-mazurskiego czy budowę instalacji satelitarnych LNG zasilających sieć gazową wraz z infrastrukturą niezbędną do ich obsługi.</p> <p>Do zakresu inwestycji, realizowanych przez Zarząd Portów Morskich Szczecin i Świnoujście, dodano infrastrukturę umożliwiającą zamontowanie instalacji do przesyłu gazu wraz z urządzeniami do rozładunku, załadunku i bunkrowania statków skroplonym gazem ziemnym. Chodzi tu o planowaną rozbudowę terminala o drugie nabrzeże i urządzenia do przeładunku i bunkrowania LNG.</p> <p>W specustawie miałyby też pojawić się szereg nowych gazociągów, w tym m.in. łączących Baltic Pipe z węzłem lub tłocznią czy interkonektor z Ukrainą. Propozycja zakłada też możliwość budowy nowych nitek istniejących gazociągów w wybranych przypadkach. </p> <p>Jednocześnie proponuje się umożliwić uwzględnienie kosztów budowy <b>Baltic Pipe</b> w<b> taryfie Gaz-Systemu</b> - operatora systemu przesyłowego gazu. Kosztami uzasadnionymi - które bierze się pod uwagę przy ustalaniu taryf - miałyby się stać koszty budowy i eksploatacji Baltic Pipe oraz niezbędnej infrastruktury, również zlokalizowanych na wodach terytorialnych lub w wyłącznej strefie ekonomicznej państw innych niż Polska. Do kosztów tych zaliczono, by też przypadającą na Gaz-System część kosztów budowy, utrzymania i eksploatacji tłoczni gazu leżącej na terenie Danii.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/gospodarka/aktualnosci/artykuly/1097444,czerwinska-deficyt-budzetu-za-2017-r-wyniesie-ponizej-30-mld-zl.html" title="Czerwińska: Deficyt budżetu za 2017 r. wyniesie poniżej 30 mld zł">Czerwińska: Deficyt budżetu za 2017 r. wyniesie poniżej 30 mld zł</a></p> Niemieccy ekolodzy chcą od rządu wycofania się z Nord Stream 2 http://forsal.pl/artykuly/1097510,niemieccy-ekolodzy-chca-od-rzadu-wycofania-sie-z-nord-stream-2.html 2018-01-12T12:06:25Z Organizacje ekologiczne Związek Ochrony Przyrody (NABU) oraz WWF w liście otwartym zaapelowały do przywódców trzech partii koalicyjnych, w tym do kanclerz Angeli Merkel, o zdystansowanie się od projektu rosyjskiego gazociągu Nord Stream 2.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>"W opinii NABU i WWF<b> Nord Stream 2</b> jest ślepym zaułkiem, jeśli chodzi o politykę ochrony klimatu, zagraża wrażliwemu ekosystemowi Morza Bałtyckiego oraz wbija klin w solidarność i zaufanie w Unii Europejskiej" - podkreśliły obie organizacje w liście otwartym do szefowej bloku partii chadeckich CDU/CSU Angeli Merkel oraz lidera socjaldemokratycznej SPD Martina Schulza. </p> <p>Partie te należą do koalicji, która rządzi krajem komisarycznie z powodu przedłużających się negocjacji między tymi ugrupowaniami, poprzedzających właściwe rozmowy w sprawie sformowania nowego rządu. List do przewodniczących przytoczył dziennik "Tagesspiegel". </p> <p>"Oczywiste <b>błędy proceduralne</b>, nieprzejrzystość w angażowaniu opinii publicznej oraz zastraszająco bliskie powiązania polityczno-gospodarcze podczas budowy Nord Stream 2 stoją w sprzeczności z <b>wiarygodnością polityki Niemiec</b> i przyczyniają się do apatii niemieckiego społeczeństwa" - dodali przedstawiciele obu organizacji ekologicznych. </p> <p>Sygnatariusze listu domagają się od Merkel i Schulza, by zdystansowali się od rosyjskiego projektu i zaangażowali się na rzecz "niezależnej, krytycznej weryfikacji procedury wydawania pozwolenia" na budowę gazociągu. Postulują też przyznanie Komisji Europejskiej mandatu negocjacyjnego w rozmowach ze stroną rosyjską o Nord Stream 2, aby "zagwarantować spójną europejską politykę energetyczną". </p> <p>W Niemczech za zatwierdzenie projektu Nord Stream 2 odpowiadają dwa urzędy - <b>Urząd Górniczy (Bergamt)</b> w Stralsundzie, który już w grudniu wydał zgodę, oraz <b>Federalna Agencja Morska i Hydrograficzna (BSH)</b>, która na razie nie wydała decyzji w tej sprawie. Jak poinformował przedstawiciel NABU Kim Dethloff, organizacje ekologiczne przygotowują się do podjęcia kroków prawnych przeciw decyzji o zatwierdzeniu projektu. </p> <p>Nord Stream 2 to projekt liczącej 1200 km dwunitkowej magistrali gazowej z Rosji do Niemiec przez Morze Bałtyckie. Moc przesyłowa to 55 mld metrów sześciennych surowca rocznie. Gazociąg ma być gotowy do końca 2019 roku, gdyż po tym roku Rosja zamierza zaprzestać przesyłania gazu rurociągami biegnącymi przez terytorium Ukrainy.</p> <p>W lobbowanie na rzecz projektu mocno zaangażowany jest były kanclerz Niemiec Gerhard Schroeder, który we wrześniu ub.r. został wybrany na szefa rady dyrektorów rosyjskiego koncernu naftowego Rosnieft, a równocześnie jest przewodniczącym komitetu akcjonariuszy spółek Nord Stream i Nord Stream 2. </p> <p>Polska, kraje bałtyckie i Ukraina sprzeciwiają się projektowi Nord Stream 2. Rząd Niemiec wspiera projekt, utrzymując, że ma on charakter biznesowy, a nie polityczny. Przedsięwzięcie jest współfinansowane przez niemieckie koncerny Uniper i Wintershall oraz francuski Engie, austriacki OMV i brytyjsko-holenderski Royal Dutch Shell.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/biznes/energetyka/artykuly/1097461,tankowanie-po-prosbie-czyli-elektromobilnosc-po-polsku.html" title="Tankowanie po prośbie, czyli elektromobilność po polsku">Tankowanie po prośbie, czyli elektromobilność po polsku</a></p> Załoga Polskiej Grupy Górniczej otrzyma 30 proc. „czternastki” http://forsal.pl/artykuly/1097495,zaloga-polskiej-grupy-gorniczej-otrzyma-30-proc-czternastki.html 2018-01-12T11:15:52Z Do 15 lutego br. załoga Polskiej Grupy Górniczej (PGG) otrzyma 30 proc. tzw. czternastej pensji za 2017 rok. Związkowcy porozumieli się z pracodawcą w sprawie szczegółów wypłaty części tego zawieszonego wcześniej świadczenia.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>Gdy w kwietniu 2016 r. tworzono PGG, związkowcy zgodzili się na zawieszenie „czternastki” (to nagroda równa w przybliżeniu jednej miesięcznej pensji) na dwa lata, z opcją wypłaty części tego świadczenia za 2017 r., jeżeli wyniki spółki będą lepsze od zakładanych. W listopadzie ub. roku, podczas rozmów z udziałem ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego uznano, iż lepsze od zakładanych wyniki spółki i spodziewany zysk rzędu 200 mln zł dają podstawę do wypłaty 30 proc. "czternastki" za 2017 r.</p> <p>Konkretna wysokość świadczenia będzie ustalana dla poszczególnych pracowników indywidualnie, w zależności od ich wynagrodzenia. Przeciętnie, wobec ponad 6,2 tys. zł średniego wynagrodzenia brutto w PGG, oznacza to kwotę ok. 2 tys. zł na osobę. W sumie na realizację świadczenia - jak informowano w listopadzie - PGG ma wydać ok. 85 mln zł (wypłata całej "czternastki" kosztowałaby ponad 280 mln zł).</p> <p>Jak podała górnicza Solidarność, w ostatnim czasie 12 działających w firmie central związkowych podpisało porozumienie z pracodawcą, precyzujące szczegóły wypłaty 30 proc. nagrody rocznej, zwanej potocznie 14. pensją. Potwierdzono, że pieniądze trafią na konta pracowników najdalej 15 lutego br.</p> <p>W porozumieniu ustalono m.in., że pracownicy kopalń byłego Katowickiego Holdingu Węglowego (KHW), przejęci przez PGG 1 kwietnia 2017 r. w trybie artykułu 23.1 Kodeksu pracy, uprawnieni do przywróconej części dodatkowej nagrody rocznej za 2017 r., otrzymają świadczenie naliczone według zasad obowiązujących w PGG, ale z uwzględnieniem okresu pracy w KHW - chodzi o pierwszy kwartał 2017 r., gdy byli jeszcze pracownikami holdingu.</p> <p>Postanowienia o częściowej wypłacie czternastej pensji nie obejmą natomiast tych byłych pracowników kopalń KHW przejętych przez PGG, którzy do końca 2017 r. lub do dnia rozwiązania umowy o pracę z PGG (przed 31 grudnia 2017 r.) nie przyjęli warunków pracy i płacy obowiązujących w Grupie.</p> <p>Zgodnie z zawartym porozumieniem, wartość przywróconej części dodatkowej nagrody rocznej za 2017 r. "stanowi dodatkowe środki na wynagrodzenia w stosunku do funduszu wynagrodzeń wynikającego z dopuszczalnego przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia ustalonego dla kopalń (ruchów kopalń) i zakładów na 2017 r.".</p> <p>W porozumieniu z kwietnia 2016 r. związkowcy zgodzili się na zawieszenie „czternastki” na dwa lata; od 2018 r. świadczenie to znów jest obowiązującą częścią wynagrodzenia górników.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/nieruchomosci/aktualnosci/artykuly/1097488,ponad-miliard-zl-tyle-wyniosly-odszkodowania-za-nieruchomosci-za-prezydentury-gronkiewicz-waltz.html" title="Ponad miliard zł. Tyle wyniosły odszkodowania za nieruchomości za prezydentury Gronkiewicz-Waltz">Ponad miliard zł. Tyle wyniosły odszkodowania za nieruchomości za prezydentury Gronkiewicz-Waltz</a></p> Tankowanie po prośbie, czyli elektromobilność po polsku http://forsal.pl/artykuly/1097461,auta-elektryczne-w-polsce-zapotrzebowanie-na-energie.html 2018-01-12T08:53:16Z Im więcej aut na prąd, tym większe zapotrzebowanie na energię. Tylko jak mamy ją produkować, by nie oddychać jeszcze gęstszym smogiem, i jak ją przesyłać, by sieć wytrzymała ogromne przeciążenie.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p class="tresc">Milion pojazdów elektrycznych na polskich drogach do 2025 r. Mniej spalin i większe zyski dla producentów energii. Pobudzenie rozwoju gospodarki przez wspólne wysiłki przemysłu i nauki zaangażowanych w produkcję ogniw elektrycznych. Zdaniem rządu <b>Mateusza Morawieckiego</b> ten śmiały plan przekierowujący nas ku elektromobilności zaczyna się ziszczać. W dużej mierze za sprawą skierowanej właśnie do Sejmu ustawie wprowadzającej system zachęt dla potencjalnych kupców aut elektrycznych.</p><p class="tresc">W myśl projektu posiadacz elektryka zyska wiele przywilejów: będzie mógł jeździć buspasem, parkować za darmo tam gdzie inni muszą płacić, i wjeżdżać tam, gdzie za wzjad spalinowym śmiertelnikom będzie groził mandat – bo ustawa pozwala gminom na tworzenie stref czystego transportu, do których nieograniczony dostęp będą miały tylko samochody nisko- i zeroemisyjne. Trochę też zaoszczędzi, bo elektryczne auta zostaną zwolnione z akcyzy. Przede wszystkim zaś nareszcie będzie miał gdzie się naładować, bo w myśl ustawy liczba punktów ładowania ma wzrosnąć w ciągu najbliższych dwóch lat do 6 tys. Oznacza to, że niebawem będzie ich mniej więcej tyle, ile jest dzisiaj stacji benzynowych.</p><p class="tresc">Ale to tylko część planu. Już dwa lata temu utworzono spółkę celową <b>ElectroMobility Poland</b>. Z budżetem w wysokości 10 mln zł ogłosiła w listopadzie 2017 r. konkurs na prototyp auta elektrycznego – rozstrzygnięcie pod koniec lutego. Równolegle temat zaatakowała Polska Agencja Rozwoju Przedsiębiorczości, inicjując w październiku 2017 r. konkurs na akcelerator biznesu Elektro ScaleUP. Za jego sprawą kolejne 10 mln zł trafi do 30 start-upów, które dostaną granty od 100 tys. do 500 tys. zł. Jeśli dodać do tego Fundusz Niskoemisyjnego Transportu, który finansowany z podatku akcyzowego od paliw silnikowych ma wspierać tworzenie infrastruktury i rynku paliw alternatywnych (ciągle nie wiadomo jak dużym budżetem), rzecz robi się poważna. Lub przynajmniej takie sprawia wrażenie, bo zanim uwierzymy w plany, warto przypomnieć sobie, gdzie jesteśmy.</p><p class="tresc"><a href="https://edgp.gazetaprawna.pl/">&gt;&gt;&gt; Treść całego artykułu można znaleźć w weekendowym wydaniu DGP.</a></p> Miedź na LME zyskuje pomimo słabszych danych o chińskim imporcie metalu http://forsal.pl/artykuly/1097443,miedz-na-lme-zyskuje-pomimo-slabszych-danych-o-chinskim-imporcie-metalu.html 2018-01-12T07:43:34Z Ceny miedzi na giełdzie metali w Londynie rosną pomimo słabszych danych o chińskim imporcie metalu. Miedź na LME w dostawach 3-miesięcznych była wyceniana po otwarciu sesji po 7.133,50 USD za tonę, po zniżce o 6,5 dolara, ale teraz metal zyskuje na wartości i kosztuje 7.145,00 USD za tonę - podają maklerzy.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>Chińskie biuro celne podało w piątek, że w 2017 roku import miedzi i jej produktów do Chin spadł o 5,2 proc. i wyniósł 4,69 mln ton.</p> <p>W grudniu import koncentratu miedzi wyniósł 1,65 mln ton wobec 1,78 mln w listopadzie, a import miedzi i jej produktów wyniósł 450.000 ton wobec 470.000 ton w listopadzie. </p> <p>Na rynku więcej jest traderów i analityków, którzy spodziewają się spadku cen miedzi, niż tych, którzy stawiają na dalszy wzrost notowań metalu. </p> <p>"Niedźwiedzie" uzasadniają swoje stanowisko słabszym popytem na metale w Chinach i potrzebą korekty notowań po zwyżkach cen pod koniec 2017 r.</p> <p>W czwartek miedź na LME staniała o 12 dolarów do 7.140,00 USD za tonę. </p> <p>W tym tygodniu miedź na giełdzie metali w Londynie zyskała na razie 0,3 proc., po spadku w ubiegłym o 1,7 proc.</p> <p>W 2017 r. wzrost cen miedzi wyniósł ponad 20 proc.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/biznes/energetyka/artykuly/1096624,trendy-ktore-zdecyduja-o-przyszlosci-energetyki-wywiad.html">Trendy, które zdecydują o przyszłości energetyki [WYWIAD]</a></p> Ropa w USA nieco tańsza, ale surowiec wyceniany blisko najwyższego poziomu od 3 lat http://forsal.pl/artykuly/1097442,ropa-w-usa-nieco-tansza-ale-surowiec-wyceniany-blisko-najwyzszego-poziomu-od-3-lat.html 2018-01-12T07:42:04Z Ropa na giełdzie paliw w Nowym Jorku tanieje, ale cena surowca jest blisko najwyższego poziomu od ponad 3 lat - podają maklerzy.]]> <p><span class="psav_bigphoto">psav zdjęcie główne</span></p><p>Baryłka ropy West Texas Intermediate w dostawach na luty na giełdzie paliw NYMEX w Nowym Jorku jest wyceniana po 63,60 USD, po zniżce o 20 centów.</p> <p>Brent w dostawach na marzec na giełdzie paliw ICE Futures Europe w Londynie traci 1 centa do 69,25 USD za baryłkę.</p> <p>Zapasy ropy naftowej w USA w ubiegłym tygodniu spadły o 4,95 mln baryłek do 419,56 mln baryłek - informował w tym tygodniu Departament Energii (DoE). To ósmy z rzędu tydzień zniżki zapasów i ich najniższy poziom od sierpnia 2015 r.</p> <p>Produkcja ropy w USA spadła zaś w ubiegłym tygodniu o 290.000 baryłek dziennie - do 9,49 mln b/d. To z kolei najmocniejszy spadek produkcji od października 2017 r.</p> <p>Tymczasem ekonomiści wskazują na dobrą sytuację na globalnym rynku ropy.</p> <p>"Fundamenty na globalnych rynkach ropy osiągnęły obecnie +najzdrowszy+ stan od wielu lat" - ocenia Michael Tran, strateg rynku surowców w RBC Capital Markets w Nowym Jorku.</p> <p>"Spodziewaliśmy się odbicia cen ropy w II połowie 2017 r., ale to co się wydarzyło i tak mocny wzrost notowań w ostatnim czasie przerósł nasze oczekiwania" - dodaje.</p> <p>"Myślę, że byłoby jednak przedwczesne, aby spodziewać się dalszego wzrostu notowań i podtrzymania tej tendencji, przynajmniej do czasu, gdy będą wyraźne wskazania, co dzieje się z produkcją ropy z łupków w USA" - podkreśla.</p> <p>W czwartek ropa na NYMEX w Nowym Jorku zyskała 23 centy do 63,80 USD za baryłkę. To najwyższe notowania WTI od XII 2014 r.</p> <p>W tym tygodniu ropa w USA zyskała 3,5 proc.</p><p>&gt;&gt;&gt; Czytaj też: <a href="http://forsal.pl/biznes/energetyka/artykuly/1096624,trendy-ktore-zdecyduja-o-przyszlosci-energetyki-wywiad.html">Trendy, które zdecydują o przyszłości energetyki [WYWIAD]</a></p>