W pracy przedstawiono koncepcję wykorzystania koksu naftowego do produkcji metanolu. Wymieniono sposoby oraz omówiono istniejące instalacje przetwarzania koksu naftowego do gazu syntezowego dla produkcji metanolu i energii elektrycznej. Zaprezentowano możliwości rozwoju rynku metanolu w Polsce w kierunku chemii, paliw i dodatków dla paliw, a także produkcję olefin i benzyn. Przedstawiono koncepcję instalacji produkcji metanolu z koksu naftowego. Zaprezentowano model ekonomiczny oraz analizę wyników obliczeń przeprowadzonych w celu określenia opłacalności produkcji metanolu na bazie koksu naftowego, dla różnych scenariuszy dostaw węgla oraz opcji kosztów emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Wykazano, że opłacalność projektu produkcji metanolu poprzez zgazowanie koksu naftowego jest możliwa jedynie w przypadku uzyskania darmowych uprawnień do emisji CO2 oraz redukcji kosztów inwestycyjnych w stosunku do aktualnych predykcji. Nie gwarantuje to jednakże sukcesu przedsięwzięcia w przypadku znaczących spadków cen metanolu poniżej wartości prognozowanych w scenariuszu zmiennych cen.

W pracy przedstawiono koncepcję, model matematyczny oraz obliczenia symulacyjne dynamiki układu magazynowania energii elektrycznej wykorzystującego ciepło zgromadzone w rozgrzanym metalu, w metalurgicznym piecu do topienia aluminium. Przyjęto, iż do odzysku energii elektrycznej zastosowany będzie układ pracujący na zasadzie organicznego cykl Rankine’a (ORC). Analizie poddano również właściwości obiegu pośredniego pomiędzy układem magazynowania a odzysku. Przedstawiono przykładowy scenariusz ładowania przy uwzględnieniu rzeczywistej charakterystyki czasowej konwersji energii elektrycznej za pomocą farmy wiatrowej. Założono przy tym hipotetyczną charakterystykę zapotrzebowania na energię elektryczną przez użytkownika. Przedstawiono wyniki obliczeń numerycznych, z których wynika, że układ taki znakomicie nadaje się do stabilizacji zmiennej charakterystyki wytwarzania w odniesieniu do zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną oraz ciepło. Przedstawiono wyniki przebiegów czasowych ładowania pieca energią uzyskaną z farmy wiatrowej oraz rozładowania przez hipotetycznego użytkownika. Podano również charakterystyki zmienności ciepła akumulowanego w piecu, temperatury czynnika magazynującego, sprawności. W obliczeniach uwzględniono również wpływ oporu cieplnego izolacji na charakterystyki magazynowania energii. Zauważono, iż kluczowymi parametrami wpływającymi na sprawność układu są charakterystyka użytkowania układu (głównie czas oczekiwania na rozładowanie oraz ilość zmagazynowanej energii) oraz jakość izolacji termicznej pieca.

Obowiązująca dyrektywa IED, a co za tym idzie bardzo rygorystyczne wymagania względem rtęci (Hg) stawiane przez BAT/BREF, zmuszają polską energetykę do poszukiwania nowych wydajnych technologii oczyszczania spalin z gazowych jej form. Obecnie żadne z metod pierwotnych ani wtórych usuwania związków Hg w kraju nie jest w stanie sprostać tym restrykcjom. Wymagań tych nie spełniają nawet powszechnie stosowane metody z wykorzystaniem węgla aktywnego modyfikowanego bromem lub jodem czy też nowoczesne metody stosowane w innych krajach wykorzystujące moduły polimerowe. Związane jest to z dużym zanieczyszczeniem rtęcią paliw kopalnych stosowanych w krajowej energetyce. Dlatego też w ramach projektu pt. „Hybrydowe układy adsorpcyjne do redukcji emisji rtęci z zastosowaniem wysokoefektywnych komponentów polimerowych”, akronim HYBREM, podjęte zostały próby zbudowania innowacyjnej linii technologicznej łączącej kilka technik oczyszczania spalin ze szkodliwych związków rtęci. Do budowy instalacji pilotażowej wykorzystano technologie bazujące na modułach polimerowych oraz iniekcji różnych sorbentów stałych. Zaletą budowanej instalacji będzie jej mobilność, przez co może być testowana na różnych obiektach energetycznych. Otrzymane wyniki oczyszczania spalin przy użyciu zaprojektowanej instalacji pilotażowej pozwolą określić czy zbudowany prototyp jest efektywny w każdych warunkach dla polskich elektrowni opalanych węglem. Wiedza na ten temat pozwoli efektywnie rozwinąć technologie przemysłowe pod kątem oczyszczania spalin z rtęci spełniając jednocześnie wymagania stawiane przez konkluzje BAT/BREF.

Procesy spalania, a w szczególności spalanie węgla kamiennego i brunatnego, stanowią jedno z głównych antropogenicznych źródeł emisji pierwiastków ekotoksycznych do atmosfery. W związku z tym nie tylko emisja gazów cieplarnianych czy pyłów, ale także zanieczyszczenie atmosfery szkodliwymi pierwiastkami potocznie zwanymi „metalami ciężkimi” (takimi jak: rtęć, ołów czy kadm) jest obiektem zaostrzającej się polityki klimatycznej Unii Europejskiej. W artykule dokonano przeglądu i analizy zarówno dotychczas obowiązujących przepisów unijnych, jak i krajowych uregulowań prawnych związanych z emisją pierwiastków ekotoksycznych z procesów spalania paliw stałych. Problematyka ta stała się szczególnie ważna dla przemysłu elektroenergetycznego w kontekście przyjętych przez Komisję Europejską w kwietniu 2017 roku konkluzji BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania (LCP). Ponadto zidentyfikowano oraz scharakteryzowano najważniejsze czynniki wpływające na wielkość emisji tych zanieczyszczeń do atmosfery. Na podstawie danych literaturowych oraz badań własnych przeprowadzono analizę zawartości wybranych pierwiastków ekotoksycznych w krajowych węglach. Na podstawie tej analizy podjęto próbę oceny ew. wpływu jakości polskich węgli na sytuację krajowego sektora energetycznego w świetle prowadzonej przez UE polityki środowiskowej. Uzyskane wyniki wskaźników emisji niektórych pierwiastków ekotoksycznych różnią się od wskaźników stosowanych przez KOBiZE do szacowania wielkości emisji. Rodzi to potrzebę ciągłego monitorowania zawartości pierwiastków ekotoksycznych w polskich węglach oraz okresową weryfikację wskaźników emisji tych pierwiastków. Oszacowana średnia wartość emisji rtęci z badanych węgli energetycznych wyniosła 7,8 μg/m3 (0°C; 101,325 kPa). W związku z tym spalanie badanych węgli energetycznych w istniejących instalacjach elektrowni o mocy powyżej 300 MWth może skutkować niespełnieniem wchodzących w życie norm emisji rtęci do atmosfery, a co za tym idzie koniecznością stosowania węgli poddanych wzbogacaniu. Obliczona średnia emisja Hg dla analizowanych w celach porównawczych węgli koksowych poddanych procesowi wzbogacania nie przekracza wartości dopuszczalnych w nowych regulacjach.

W pracy przedstawiono dotychczasowe konwencje i dyrektywy, w których poruszano problematykę emisji rtęci do atmosfery ze spalania paliw stałych w elektrowniach. Wszystkie dotychczasowe regulacje obowiązujące na terenie Unii Europejskiej (UE) nie zawierały dopuszczalnych poziomów emisji rtęci do atmosfery. Nowe regulacje BAT przyjęte w ubiegłym roku, które mają zacząć obowiązywać od roku 2021, zawierają już dopuszczalne poziomy emisji rtęci, a także zmuszają elektrownie do przeprowadzania regularnych pomiarów emisji rtęci (dla bloków o mocy poniżej 300 MWth), lub też do ciągłego monitoringu emisji rtęci (bloki o mocy powyżej 300 MWth). Dla pokazania, jaki wpływ będą miały tak ustalone dopuszczalne poziomy, emisji przedstawiono obliczone poziomy emisji z dziesięciu polskich elektrowni opalanych węglem kamiennym. Spośród tych elektrowni osiem to bloki o mocy poniżej 300 MWth, a dwa o mocy powyżej 300 MWth. W żadnym przypadku nie stwierdzono przekroczenia obowiązujących w przyszłości norm emisji rtęci. W przypadku elektrowni o mocy powyżej 300 MWth, które są nowoczesnymi elektrowniami oddanymi do eksploatacji w XXI wieku, emisja rtęci była znacząco niższa, niż w przypadku elektrowni o mocy poniżej 300 MWth, które w większości to wyeksploatowane jednostki z lat siedemdziesiątych i osiemdziesiątych. Pokazuje to, jak ważna jest budowa nowoczesnych jednostek o dużej mocy, które to są w stanie spełnić wymagania stawiane nawet nowym obiektom. Oznaczać może to również brak konieczności inwestycji w specjalne metody usuwanie rtęci, a konieczność tylko optymalizacji istniejących urządzeń do oczyszczania gazów.

W artykule przedstawiono problematykę efektywności energetycznej zwracając szczególną uwagę na obszar bezpieczeństwa dostaw energii i bezpieczeństwa ekologicznego. Omówiono krajowe i unijne regulacje prawne dotyczące efektywności energetycznej. Zwrócono szczególną uwagę na ustawę o efektywności energetycznej. Przedstawiono zasady realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii oraz przeprowadzania audytu energetycznego przedsiębiorstwa. Omówiono zadania jednostek sektora publicznego w zakresie efektywności energetycznej. Przedstawiono programy i środki służące poprawie efektywności na poziomie: krajowym, regionalnym i lokalnym. Zasadniczo obejmują one pięć grup środków: o charakterze horyzontalnym; w zakresie efektywności energetycznej budynków i w instytucjach publicznych; efektywności energetycznej w przemyśle; efektywności energetycznej w transporcie oraz efektywności wytwarzania i dostaw energii. Przedstawiono problematykę energochłonności krajowej gospodarki. Przeanalizowano wskaźniki energochłonności pierwotnej i finalnej oraz tempo ich zmian od 1990 r. Określono kierunki działań, które pozwolą na dalsze zmniejszenie energochłonności krajowej gospodarki. Przedstawiono analizę działań i rozwiązań umożliwiających poprawę efektywności energetycznej zwracając szczególną uwagę na sektor przemysłu i gospodarstwa domowe. Omówiono problematykę związaną ze zwiększeniem poziomu uwzględniania aspektów środowiskowych w zamówieniach publicznych w aspekcie poprawy efektywności energetycznej.

Elektrownie wiatrowe generują 7,14% energii elektrycznej w Polsce, ustępując miejsca tylko elektrowniom opalanym węglem kamiennym i brunatnym. Znaczący udział energetyki wiatrowej w strukturze krajowego systemu elektroenergetycznego skłania do badania wpływu tak produkowanej energii na pracę jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych. Niniejszy artykuł obejmuje analizę krajowego systemu elektroenergetycznego. Pierwszym parametrem, jaki został poddany analizie, jest krajowe zapotrzebowanie na moc, zawierające zapotrzebowanie odbiorców krajowych, potrzeby własne elektrowni, straty w sieci przesyłowej i pompowanie w elektrowniach szczytowo-pompowych oraz uwzględniające saldo wymiany międzynarodowej równoległej i nierównoległej. Ponadto analizie poddano sumaryczną generację energii elektrycznej z jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD), generację energii elektrycznej w ramach umowy o świadczenie usługi pracy interwencyjnej, generację energii elektrycznej w ramach umowy o świadczenie usługi interwencyjnej rezerwy zimnej (IRZ), a także sumaryczną generację energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych. W niniejszym artykule zbadano związki korelacyjne pomiędzy wielkością generacji jednostek wytwórczych świadczących usługi pracy interwencyjnej oraz interwencyjnej rezerwy zimna a wielkością generacji energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych. Dokonano również porównania tych wielkości z krajowym zapotrzebowaniem na moc.

Krajowa energetyka od lat oparta jest na węglu kamiennym i brunatnym. Kilkudziesięcioprocentowy udział elektrowni opalanych węglem kamiennym i brunatnym w strukturze wytwórczej wymusza konieczność zakupu tych paliw do produkcji energii elektrycznej w otoczeniu zmiennych cen surowców, kształtowanych na międzynarodowym rynku. Ceny węgla kamiennego są wypadkową wielu zmiennych i zależą nie tylko od światowej sytuacji geopolitycznej czy ekonomicznej, ale mogą być również skutkiem klęsk żywiołowych. Ceny na rynkach międzynarodowych są ze sobą ściśle powiązane. Szczególnie wysokość cen kształtowanych przez największych producentów i eksporterów (między innymi przez Indonezję, Australię czy Chiny) mają wpływ na ceny surowca na rynku europejskim. Są one także punktem odniesienia dla cen węgla brunatnego na lokalnych rynkach. W niniejszym artykule przeanalizowano wpływ zmienności cen węgla kamiennego na rynkach światowych na zmienność krajowych cen paliw (kosztów zakupu) wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej, cen sprzedaży energii przez jednostki wytwórcze oraz cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Sprawdzono także czy zmienność cen węgla kamiennego ma wpływ na zmienność cen energii dla przedsiębiorstw przyłączonych do sieci na parametrach wysokiego napięcia i dla gospodarstw domowych. Dodatkowo zbadano także korelację pomiędzy analizowanymi parami zmiennych. Niniejszą analizę wpływu wybranych zmiennych przeprowadzono przy użyciu podstawowych miar statystycznych. W drugiej części badań przeprowadzona zostanie poszerzona analiza wzajemnego wpływu (przyczynowości) zmiany analizowanych parametrów z wykorzystaniem zaawansowanych narzędzi statystycznych.

W ostatnich latach światowy rynek gazu ziemnego uległ bardzo znaczącym zmianom. Dotychczas stosowane podejście w relacjach handlowych dostawca–odbiorca gazu ziemnego determinowane było sposobem dostawy tego surowca – tj. głównie za pomocą gazociągów. Powodowało to istotne napięcia polityczno-gospodarcze pomiędzy zainteresowanymi stronami. Należy także mieć na uwadze, że dostawy gazu w formie LNG mogą umocnić swoją pozycję w strukturze bilansu energetycznego Unii Europejskiej ze względu na obserwowane zmniejszające się wydobycie gazu na terenie państw należących do UE. Pomimo spadku konsumpcji gazu ziemnego w UE w ostatnich latach jego rola może wzrosnąć m.in. z powodu realizowanej polityki klimatycznej. Jednym z głównym czynników wpływających na zmiany na światowym rynku gazu jest tzw. rewolucja łupkowa jaka miała miejsce w Stanach Zjednoczonych oraz plany tego kraju, aby stać się istotnym graczem na światowym rynku gazu, dzięki wykorzystaniu technologii LNG. Do roku 2013 USA intensywnie rozbudowywały swoje zdolności importowe LNG, które stanowiły ponad 19% światowych zdolności regazyfikacyjnych. Mając na uwadze wzrost udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w USA, zrezygnowano z realizacji kolejnych projektów terminali importowych, a w ich miejsce powstają terminale skraplające, dzięki którym USA będą eksporterem LNG, co znacząco może zmienić światowy rynek gazu ziemnego. Zgodnie z przewidywaniami do 2022 roku zdolności eksportowe LNG wzrosną o 460 mld m3/rok, z czego 82 mld m3/rok przypadać będzie na USA. W artykule przedstawiono możliwy wpływ rewolucji łupkowej w USA na rynek gazu ziemnego w Europie. Przedstawiono uwarunkowania ekonomiczne eksportu LNG w USA. Należy jednak mieć na uwadze, że jednym z najważniejszych czynników decydujących o przekierowaniu LNG do Europy będą miały ceny na azjatyckim rynku gazu ziemnego, gdzie dostawy LNG odgrywają istotną rolę w zbilansowaniu zapotrzebowania na gaz.

Surowce energetyczne są podstawą dla wytwarzania energii w formie ciepła i prądu na Ziemi. Obecne rozwiązania dotyczące konstrukcji bezpiecznych i ekonomicznych reaktorów jądrowych, jak również proces wykorzystania energii z odnawialnych źródeł energii, ponadto przyszłościowe rozwiązania otrzymywania czystej energii z wodoru, ogniw paliwowych i innych źródeł mają decydujący wpływ na zmianę tego tradycyjnego podejścia. Niemniej jednak, kopalne surowce energetyczne (ropa naftowa, gaz ziemny i węgiel) nie mają obecnie substytutów, które sprostałyby wymaganemu zapotrzebowaniu na energię. W artykule omówiono problemy i wyzwania związane z wykorzystaniem kopalnych paliw w energetyce polskiej. Przybliżono stan zasobów (bilansowych i przemysłowych) pierwotnych nośników energii: węgla kamiennego, węgla brunatnego, ropy naftowej, gazu ziemnego i metanu pokładów węgla. Zwrócono szczególną uwagę, że bardzo duże zasoby węgla kamiennego i brunatnego mogą i powinny być wykorzystywane w gospodarce kraju. Przeszkodą dla długoterminowego wykorzystania tych nośników w energetyce jest polityka energetyczno-klimatyczna Unii Europejskiej, która zdecydowanie zmierza do znaczącej redukcji emisji gazów cieplarnianych. Dokonano również omówienia stanu obecnego krajowej energetyki konwencjonalnej, jak również zarysu jej przyszłości. Zwrócono uwagę, że zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej będzie wymagało znacznego wysiłku inwestycyjnego zarówno w sektorze wytwórczym, jak i sieciowym. Artykuł zwieńcza omówienie problemów i wyzwań związanych z funkcjonowaniem krajowego sektora energii. Należy podkreślić, że nadszedł czas na podjęcie przez rząd strategicznych decyzji, dotyczących kształtowania przyszłej struktury paliwowej systemu wytwarzania energii. Polska musi w dalszym ciągu zmierzać w kierunku gospodarki niskoemisyjnej, a rozwój zaawansowanych technologii ograniczających emisję i podniesienie efektywności energetycznej to właściwy kierunek działań.

Po energetyce zawodowej sektor drobnych odbiorców jest drugim ważnym konsumentem węgla energetycznego w Polsce, w latach 2005–2015 zużywającym 10,3–14,3 mln ton węgla (15– –22% w skali kraju). Statystycznie wyróżniane są w nim trzy grupy konsumentów: gospodarstwa domowe, rolnictwo oraz tzw. pozostali odbiorcy, z których najbardziej znaczącą rolę odgrywają gospodarstwa domowe (77–81% rocznego zużycia węgla przez cały sektor). Udział rolnictwa wynosił 12–14% (1,4–1,8 mln ton węgla na rok), a pozostałe kilka procent – grupa pozostałych odbiorców (0,9–1,1 mln ton). Zużycie węgla w całym sektorze, jak również w każdej z grup statystycznych zróżnicowane jest zarówno pod względem regionalnym, jak również wojewódzkim. Pod względem wolumenu największe zużycie węgla przypada na gospodarstwa domowe z regionu N-E (1,9– –2,9 mln ton). W przypadku rolnictwa są to regiony północne (57–62%; łącznie: 0,8–1,1 mln ton węgla/rok). W artykule przeprowadzono także szacunkowy podział mieszkań wg trzech nośników głównych nośników energii zużytych w celach grzewczych: paliwa stałe (dominuje węgiel kamienny), ciepło sieciowe i gaz ziemny. Stwierdzono, że pod względem regionalnym największym udziałem mieszkań opalanych węglem kamiennym dysponują dwa regiony (reg. S-W i N-E; po 26%). Obliczono także koszty ogrzewania przykładowego domu jednorodzinnego położonego na wsi. Wzięto pod uwagę te nośniki energii, które są najbardziej dostępne dla obszarów wiejskich. W wyniku analizy stwierdzono, że węgiel kamienny byłby jednym z najtańszych paliw. Koszty rocznego ogrzewania domu węglem grubym, czy ekogroszkiem nie przekroczyłyby 3 tys. złotych/rok (wg cen z 2016 r.).

W artykule podjęto problem wydobycia węglowodorów niekonwencjonalnych i jego wpływu na bezpieczeństwo energetyczne krajów producentów. Wydobycie węglowodorów niekonwencjonalnych zrewolucjonizowało światowe rynki energii, zarówno w zakresie podaży surowców, jak również ich cen. Wielokrotnie powtarzane argumenty o wpływie wydobycia na bezpieczeństwo energetyczne nie doczekały się dotychczas pogłębionej analizy ekonomicznej. Trudność realizacji tego zadania wynika z faktu, iż bezpieczeństwo energetyczne jest słabo zdefiniowaną koncepcją, przez co ujęcie jej w kategoriach ilościowych stanowi wyzwanie badawcze. Podjęta z sukcesem próba określenia determinant bezpieczeństwa energetycznego przez Erdala (2015) została wykorzystana pod względem metodologicznym w niniejszym artykule. Analiza prowadzona jest na przykładzie wydobycia gazu łupkowego w USA w latach 1983–2010. Badanie składa się z kilku części. Pierwszą z nich stanowi wprowadzenie, w którym przedstawia się w syntetyczny sposób wydobycie węglowodorów niekonwencjonalnych w USA oraz problematykę bezpieczeństwa energetycznego. Drugim elementem opracowania jest objaśnienie przyjętego podejścia metodologicznego. Trzecią część stanowi badanie empiryczne oparte na modelu regresji wielorakiej. Opracowanie kończy podsumowanie uzupełnione o propozycje kierunku dalszych badań. Dane statystyczne wykorzystane w opracowaniu pochodzą z baz Banku Światowego, amerykańskiej Energy Information Administration oraz BP Statistical Review of World Energy. Opracowania wykorzystane w przeglądzie literatury stanowią analizy uznanych ośrodków naukowych oraz organizacji międzynarodowych.

Wydobycie i eksport ropy naftowej jest podstawą gospodarki wielu krajów. Takie uzależnienie może być powodem pojawienia się zespołu niekorzystnych zjawisk gospodarczych określanych mianem „choroby holenderskiej”. Zjawisko to opisano jednak dla okresu, w którym ceny ropy naftowej wzrastały bądź utrzymywały się na wysokim poziomie. Brakuje natomiast opisu skutków spadku cen ropy naftowej, który pojawił się w połowie 2014 roku, dla gospodarek tych krajów. Celem niniejszego opracowania jest częściowe przynajmniej zapełnienie tej luki. Przedmiotem analizy był wpływ zmian cen ropy naftowej na poziom indeksów giełdy rosyjskiej (RTS), brazylijskiej (BOVESPA) i norweskiej (OSEAX) w okresie od początku lipca 2014 (moment rozpoczęcia trendu spadkowego cen ropy) do końca czerwca 2017 roku. W analizie tej wykorzystany został model ekonometryczny zbudowany zgodnie z metodologią Engla-Grangera. Wyniki tej analizy wykazały, że wpływ ceny ropy naftowej na rynki finansowe państw eksporterów ropy naftowej był w badanym okresie bardzo różnicowany. Najbardziej wpływ ten widoczny był w przypadku Rosji, nieco słabszy w przypadku Brazylii (w obydwu tych przypadkach spadek cen ropy wpływał ujemnie na wartość indeksu), zaś w przypadku Norwegii nie można go było stwierdzić.

W artykule przedstawiono podstawowe uwarunkowania prawne i ekonomiczne dla możliwości rozwoju i wdrożeń instalacji zgazowania odpadów, produkcji energii elektrycznej i cieplnej w kogeneracji w układach małej mocy opartych na silnikach tłokowych. Wprowadzone w 2010 r. dyrektywą IED (Dyrektywa… 2010) nowe przepisy dotyczące technologii zgazowania odpadów wraz z implementacją do prawa krajowego w 2014 r. ustawą o odpadach (Ustawa… 2014) umożliwiły ich rozwój jako technik wysokosprawnych energetycznie oraz niskoemisyjnych. Stanowią one obecnie interesującą alternatywę dla klasycznych instalacji termicznego przekształcania odpadów opartych na technologii spalania. Kluczowym zagadnieniem dla rozwoju technologii zgazowania jest czystość wytwarzanego syngazu w ujęciu prawnym i technologicznym w szczególności w przypadku jego spalania w silnikach tłokowych. Z uwagi na brak spójnych przepisów dotyczących emisji zanieczyszczeń ze spalania syngazu w silnikach tłokowych zaproponowano możliwości ich interpretacji. W artykule przedstawiono również podstawowe uwarunkowania ekonomiczne i rynkowe w odniesieniu do krajowego modelu gospodarki odpadami. Wprowadzenie modelu gospodarki odpadami opartego na mechaniczno- biologicznym przetwarzaniu odpadów oraz zakazu składowania odpadów na właściwościach paliwowych wygenerowało problem oraz wzrost kosztów ich zagospodarowania. Konsekwencją jest możliwy wzrost rentowności instalacji zgazowania odpadów i produkcji energii w układach kogeneracyjnych małej mocy. Ponadto wskazano i opisano możliwe dostępne źródła przychodów dla takich wdrożeń w skali lokalnej.

Moc bierna jest wielkością energetyczną charakterystyczną dla elektrotechniki i występuje w obwodach prądu przemiennego. Jest to w istocie pojęcie techniczne, wykorzystywane do opisu zjawisk odnoszących się do problematyki racjonalnego gospodarowania energią. Do pojęcia mocy i energii biernej odwołują się krajowe dokumenty i akty prawne, również wysokiego rzędu. Ogólnie regulowane są tam kwestie dotyczące problemów technicznych, w tym efektywności energetycznej oraz rozliczeń finansowych. Referat identyfikuje i porusza istotniejsze zagadnienia związane z aktualną problematyką mocy biernej w ramach obecnych i spodziewanych wyzwań, jakie stoją przed energetyką, również w kontekście popularyzacji rozwiązań proefektywnościowych i prosumenckich, ze wzrastającym udziałem generacji rozproszonej. Analizując i przedstawiając zakres problematyki mocy biernej, począwszy od zasygnalizowania problemów definicyjnych, wyszczególnienia krajowych aktów prawnych, poprzez analizę kwestii związanej z poprawą efektywności energetycznej do kwestii rozliczeń finansowych za energię bierną, odniesiono się do aktualnych wyzwań wynikających z nowych trendów w użytkowaniu energii. Z przedstawionego przeglądu zagadnień wyłania się obraz wymagający uporządkowania, monitorowania i dalszej analizy omawianych problemów. Dotyczy to działań nie tylko na poziomie krajowym, warto również zaangażować odpowiednie gremia międzynarodowe.

W ostatnich latach w wielu ośrodkach badawczych skupia uwagę na zagadnieniach energetyki wodorowej. Mimo, że nie wszystkie opinie dotyczące jej potencjału techniczno-ekonomicznego są pozytywne, to wiele przygotowanych prognoz i analiz scenariuszowych pokazuje jej perspektywiczne znaczenie w wielu obszarach gospodarki. Rozwój technologii wodorowej wiąże się z przeprowadzaniem badań i analiz, obejmujących różne obszary technologiczne, w tym wytwarzanie, transport wodoru, jego magazynowanie i zastosowanie w energetyce oraz do napędu środków transportu. Wybór odpowiedniej strategii jest kluczowy dla dalszego spostrzegania szans na rozwój technologii wodorowych. W artykule przedstawiono przegląd zasadniczych problemów dotyczących produkcji wodoru, następnie wskazano na zagadnienia jego transportu i magazynowania. W ostatniej części przedyskutowano zastosowania wodoru w energetyce stacjonarnej i w transporcie samochodowym. Uwagę skupiono na badaniach koniecznych do podjęcia w najbliższej przyszłości. Przedstawiono krótką informację o stanie badań w Polsce.

W pracy przedstawiono analizę perspektywicznych technologii skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dla polskiej energetyki. Przedstawiono aktualny stan technologii skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Polsce. Zdefiniowano 12 perspektywicznych technologii skojarzanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła wybranych do analizy, a mianowicie: ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z trójciśnieniowym kotłem odzysknicowym i międzystopniowym przegrzewaniem pary opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z dwuciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z jednociśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok gazowy z silnikiem gazowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowy z turbiną gazową małej mocy pracującą w obiegu prostym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok ORC (Organic Rankine Cycle) opalany biomasą, ciepłowniczy blok parowy małej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany z biologiczną konwersją biomasy oraz ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany ze zgazowaniem biomasy. Zostały wyznaczone wielkości charakteryzujące efektywność energetyczną wybranych do analizy technologii kogeneracyjnych oraz ich emisyjność CO2. Dla analizowanych technologii kogeneracyjnych wyznaczono również jednostkowe, zdyskontowane na rok 2017, koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów uprawnień do emisji CO2. Wyniki obliczeń i analiz przedstawiono w tabelach i na rysunku.

Australia to kraj bardzo bogaty w zasoby naturalne. Jest znaczącym eksporterem rud żelaza, boksytów, miedzi, złota, niklu oraz cynku. Kraj ten eksportuje także rudy uranu czy też węgiel kamienny i gaz ziemny. We własnym zakresie wykorzystuje również surowiec energetyczny, jakim jest węgiel brunatny. Podobnie jak w Polsce, służy on do produkcji energii elektrycznej zapewniając przy tym bezpieczeństwo energetyczne państwa. Pomimo znacznej odległości dzielącej te dwa kraje, mają one ze sobą wiele wspólnego. Zarówno Australia, jak i Polska opiera swoją elektroenergetykę w większości na rodzimych zasobach węgla kamiennego i brunatnego. Obydwa kraje osiągnęły także zbliżony poziom udziału OZE w miksie energetycznym. Podobny jest również poziom rocznego wydobycia węgla brunatnego. W artykule dokonano porównania górnictwa i energetyki opartej na węglu brunatnym w Australii i w Polsce. Analiza dotyczy ostatnich 20 lat, przy czym szczególną uwagę zwrócono na zmiany, jakie zaszły w tej branży po 2010 roku. Wskazano podobieństwa i różnice występujące w obydwu krajach w zakresie warunków geologiczno-górniczych wydobycia węgla brunatnego oraz jednostkowej efektywności i emisji dwutlenku węgla podczas produkcji energii elektrycznej. Opisano także stan i perspektywy rozwoju trzech kompleksów górniczo-energetycznych węgla brunatnego zlokalizowanych w Latrobe Valley w stanie Wiktoria w południowo-wschodniej Australii.

Przyszłość i rozwój energetyki to jeden z najważniejszych problemów zarówno w polityce krajowej, jak i światowej. Odpowiedzialność sektora energetycznego za zmiany klimatyczne na Ziemi oraz troska o zapewnienie wystarczających ilości energii w najbliższych latach, stanowią główne wyzwania, jakie stoją obecnie przed energetyką. Eksploatowane w Polsce elektrownie węglowe są źródłem stabilnych i ciągłych dostaw energii. Idealnie sprawdzają się jako jednostki rezerwowe dla źródeł odnawialnych. Wobec braku odpowiednich zdolności magazynowania energii, utrzymywanie w gotowości jednostek konwencjonalnych staje się w kontekście utrzymania bezpieczeństwa energetycznego kwestią kluczową. W referacie przedstawiono stan obecny krajowego sektora wytwórczego. W perspektywie najbliższych kilkunastu lat dalej będzie się on opierał na energetyce konwencjonalnej, jednak z coraz większym udziałem źródeł odnawialnych. Konieczne jest jednak opracowanie nowej strategii energetycznej, która wskaże, w jakim kierunku będzie zmierzać krajowy sektor wytwórczy. Jest to tym bardziej istotne, że nowe uwarunkowania prawne związane szczególnie z ochroną środowiska zdecydowanie ograniczają stosowanie paliw konwencjonalnych w energetyce.

Celem artykułu jest analiza wpływu surowców kopalnych na produkcję energii elektrycznej UE do 2050 r. Autor stawia hipotezę, że surowce energetyczne pozostają istotną składową struktury bilansu elektroenergetycznego w UE w 2015 r. Z tego względu postawione zostały następujące pytania badawcze. Jakie jest współczesne znaczenie surowców energetycznych do produkcji energii elektrycznej i jak będzie się zmieniało do 2050 r.? Jak odnawialne źródła energii będą wpływały na zmianę modelu produkcji energii elektrycznej? Jakie znaczenie dla określenia roli surowców energetycznej ma istniejąca infrastruktura energetyczna? Przyszłość sektora energii bazuje na elektryczności, której zapotrzebowanie zostanie podwojone w nadchodzących dwóch dekadach. Rozwój samochodów elektrycznych będzie miał istotny wpływ na ten proces. Pomimo transformacji energetycznej, znaczenie paliw kopalnych pozostaje wysokie. Wpływa na to istniejąca infrastruktura energetyczna. Spośród różnych źródeł energii energetyka odnawialna będzie rozwijać się w sposób ciągły. Zmiany są nieuniknione, lecz dyskusyjne pozostaje tempo oraz różnorodność transformacji energetycznej w państwach unijnych.

Na podstawie przeglądu literatury przedmiotu odnoszącej się do informacji teoretycznych, a także wybranych realizacji, dokonano identyfi kacji kilkunastu koncepcji uspokojenia ruchu tworzonych od lat 20. XX wieku do początku XXI wieku. Celem niniejszej publikacji jest ukazanie rozpoznanych koncepcji w ujęciu chronologicznym, przypisując je do kolejnych okresów planowania miast w omawianym okresie, jak i kolejnych generacji tej grupy koncepcji na tle zmian w zakresie dominacji ruchu kołowego w przestrzeni ulic. Uwzględniono rozróżnienie na koncepcje uspokojenia ruchu dedykowane obszarom śródmiejskim miast oraz obszarom mieszkalnym. Charakterystykę poszczególnych koncepcji omówiono z rozróżnieniem na zagadnienia takie, jak uprzywilejowane grupy użytkowników (którym dedykowana była dana koncepcja), główne założenia i cele koncepcji, maksymalna prędkość pojazdów, udział zieleni przyulicznej, formy i elementy zagospodarowania sprzyjające aktywności społecznej na ulicy. Uzasadnieniem dla takiego podejścia jest postępujący obecnie trend obejmowania obszarów śródmieść strefami ograniczenia ruchu w celu poprawy bezpieczeństwa pieszych, a także deficyt w zakresie udziału zieleni w miastach.

Dotychczasowe badania percepcji miast prowadzone były przy niskiej rozdzielczości przestrzennej, najczęściej przez uporządkowanie jednostek administracyjnych albo z wykorzystaniem mapy całego miasta, a następnie interpretowania umiejętności kartografi cznych respondentów. W niniejszej pracy przedstawiono podejście badawcze, w którym najpierw zostały wydzielone spójne wewnętrznie, wynikające z charakteru miejsca obszary badawcze, pokrywające całe miasto, a percepcję zbadano opierając się na bazie miejsc reprezentatywnych tych obszarów. Okazało się, że znaczną część percepcji determinuje struktura funkcjonalno-przestrzenna miejsca. Odmienne postrzeganie prawo- i lewobrzeżnej Warszawy okazało się jedynie stereotypem. Stymulacyjny charakter miasta dotyczył wyłącznie Śródmieścia, co sugeruje, że całościowy umysłowy obraz miasta powstaje na podstawie charakteru jego centrum. Zostało potwierdzone, że zieleń i woda jest niezbędnym elementem miejsca zamieszkania, pracy i wypoczynku oraz, że niezmiennie od ponad 35 lat najlepiej oceniany jest Trakt Królewski, od Starego Miasta do Wilanowa.