Badanie wpływu nowej dyrektywy ETS na ceny energii elektrycznej

Transkrypt

1 Badanie wpływu nowej dyrektywy ETS na ceny energii elektrycznej Autor: dr inŝ. Janusz Sowiński ( Rynek Energii 4/2010) Streszczenie. Unijny system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych ma wspierać ich redukcję w sposób ekonomicznie uzasadniony. Ograniczania emisji podstawowego gazu cieplarnianego - ditlenku węgla - moŝe być zrealizowane poprzez oszczędzanie energii elektrycznej, zmianę technologii i zwiększanie sprawności energetycznej wytwarzania energii elektrycznej oraz wykorzystanie sekwestracji CO 2 (technologie CCS Carbon Capture and Storage). KaŜda z metod ograniczania emisji CO 2 związana jest z duŝymi kosztami inwestycyjnymi i eksploatacyjnymi. Na podstawie dostępnych danych techniczno-ekonomicznych przedstawiono analizę wpływu technologii CCS na koszty wytwarzania energii elektrycznej w warunkach ryzyka biorąc pod uwagę Dyrektywę 2009/29/WE o handlu emisjami. Dokonano porównania z wynikami podanymi w innych źródłach. 1. WSTĘP Unia Europejska (UE) jest światowym liderem w walce ze zmianami klimatu wywołanymi emisjami gazów cieplarnianych. Jedną ze strategii redukcji emisji jest system handlu uprawnieniami do emisji (European Union Emission Trading Scheme EU ETS). System wykorzystuje innowacyjne mechanizmy światowego handlu emisjami zaproponowane w protokole z Kioto. Głównym celem systemu ETS jest promowanie technologii o niskiej emisji ditlenku węgla. Realizacja strategii to wybór najmniej kosztownych sposobów ograniczenia emisji. 2. ZASADY HANDLU UPRAWNIENIAMI DO EMISJI EU ETS obejmuje 27 państw członkowskich wraz z Islandią, Lichtensteinem oraz Norwegią i jest systemem otwartym dla państw z innych części świata. Jest to rynkowo zorientowany instrument ekonomiczny polityki środowiskowej Zasady handlu uprawnieniami do emisji określiła Dyrektywa 2003/87/WE. Zbiorczy limit emisji dla grupy emitorów w kolejnych etapach, zwanych okresami handlowymi, rozdzielany jest w postaci zbywalnych uprawnień. KaŜde źródło w sektorach przemysłowych europejskich systemu ETS (obecnie ok. 11 tys. instalacji w sektorze wytwarzania energii i w przemyśle, a od 2012 równieŝ w transporcie lotniczym) na koniec okresu rozliczeniowego musi posiadać nie mniejszą liczbę uprawnień od ilości wyemitowanego CO 2. Przekroczenie emisji ponad liczbę uprawnień związane jest z opłatami karnymi. Dyrektywa 2003/87/WE o handlu emisjami wprowadziła trzyletni okres pilotaŝowy obejmujący lata Całkowita liczba uprawnień do emisji w Polsce w tej fazie wynosiła t CO 2. Krajowy plan rozdziału uprawnień (KPRU) zakładał zgodnie z rozporządzeniem Rady Ministrów z dn r. przydział uprawnień dla instalacji spalania paliw (E1). Pierwsza faza funkcjonowania systemu miała na celu zapoczątkować rozwój mechanizmów i infrastruktury do wdroŝenia i monitorowania instrumentów giełdowych oraz przetestować kształtowanie się cen uprawnień. W drugiej fazie obejmującej lata wdroŝono bardziej restrykcyjne limity przydziałów emisji. Komisja Europejska obniŝyła wysokość przydziałów do poziomu 93,5% poziomu z 2005 r. Zgodnie z Rozporządzeniem Rady Ministrów z dn r. (Dz. U. Nr 202 poz.1248) całkowita liczba uprawnień do emisji CO 2 na okres rozliczeniowy wynosi , w tym dla instalacji do spalania paliw (E1) Rada Ministrów szacuje, Ŝe przyznane limity dla sektora energetycznego są o ok. 11% niŝsze od spodziewanych emisji, co według ocen rządu

2 spowoduje wzrost cen energii o ok. 4 %. Polska zaskarŝyła limit dopuszczalnej emisji na poziomie 208 mln t rocznie i w chwili pisania artykułu nie była znana ostateczna decyzja UE w tej sprawie. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2009/29/WE przyjęta 23 kwietnia 2009 r. [1] zmienia Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. System ma wspierać redukcję gazów cieplarnianych w sposób ekonomicznie uzasadniony. Dyrektywa wprowadza jednolitą procedurę nieodpłatnych uprawnień, które są określane na poziomie unijnym. W fazie trzeciej od 2013 roku liczba bezpłatnych uprawnień zostanie ograniczona do 80% poziomu bazowego (z okresu ) i w kolejnych latach będzie corocznie równomiernie zmniejszana do 30% w roku 2020, aŝ do całkowitej likwidacji bezpłatnych uprawnień w roku W Polsce proces będzie bardziej skomplikowany, bo art. 10c Dyrektywy przewiduje moŝliwość przejściowego przydziału nieodpłatnych uprawnień na modernizację źródeł wytwarzania energii elektrycznej. Wymaga to opracowania planu inwestycji w zakresie modernizacji i poprawy infrastruktury elektroenergetyki oraz czystych technologii energetycznych. 3. METODY OGRANICZANIA EMISJI CO 2 Ograniczanie emisji ditlenku węgla moŝe być zrealizowane poprzez oszczędzanie energii elektrycznej, zmianę technologii na niskoemisyjną lub bezemisyjną, zwiększanie sprawności energetycznej wytwarzania energii elektrycznej oraz wykorzystanie sekwestracji CO 2. Oszczędzanie energii elektrycznej, ciepła itp. w sposób bezpośredni wpływa na obniŝenie emisji ditlenku węgla w sytuacji, gdy do wytworzenia powyŝszych nośników w przemianach energetycznych spala się paliwa kopalne. Jest to strategia realizowana po stronie odbiorców, moŝe być wynikiem programów DSM. Po stronie wytwórców moŝliwe są pozostałe strategie: zmiana technologii (np. wykorzystanie elektrowni jądrowych lub odnawialnych źródeł energii), modernizacje i inwestycje zwiększające sprawność energetyczną (np. elektrownie na parametry nadkrytyczne) i sekwestracja CO 2. Metody CCS (Carbon Capture and Storage) [2, 6] moŝna pogrupować w trzech kategoriach: metody post-combustion, pre-combustion i spalanie tlenowe (tzw. oxyfuel). Z metod post-combustion obecnie najlepiej rozpoznaną technologią jest wychwytywanie CO 2 ze spalin w elektrowni poprzez absorpcję z zastosowaniem wodnego roztworu aminowego, np. monoetyloaminy MEA. W elektrowni IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) technologia pre-combustion ograniczania emisji CO 2 przed procesem spalania wykorzystuje częściowe utlenianie paliwa w celu uzyskania gazu syntezowego (CO i H 2 ), tzw. syngazu, który jest przekształcany w łatwy do separacji ditlenek węgla CO 2 i wodór H 2. Natomiast w procesie spalania tlenowego (technologia oxyfuel) paliwo spalane jest w tlenie. Spaliny zawierają głównie ditlenek węgla i parę wodną. Po skropleniu pary wodnej w procesie schładzania, uzyskuje się w rezultacie prawie czysty strumień ditlenku węgla, który moŝe być przetransportowany do miejsca składowania i magazynowania. KaŜda z technologii CCS wymaga duŝego nakładu energetycznego, co znacznie zwiększa koszty wytwarzania energii elektrycznej. Technologie CCS w zakresie wychwytywania ditlenku węgla są stosowane komercyjnie. Natomiast długoterminowe podziemne składowanie ditlenku węgla na duŝą skalę jest stosowane głównie na polach naftowych i gazu ziemnego, wykorzystując technologię EOR (Enhanced Oil Recovery). Obecnie podjęto projekty, współfinansowane przez UE, budowy duŝych bloków z pełnym systemem CCS. Zastosowanie CCS w nowoczesnej elektrowni konwencjonalnej pozwoli zredukować emisję CO 2 o ok.

3 80 90% [3]. Instalacja CCS powoduje wzrost kosztu wytwarzania energii elektrycznej. Wg szacunków przedstawionych w [3] koszt zwiększa się o ok % w zaleŝności od technologii i odległości elektrowni od miejsca składowania CO 2. Obecnie jako miejsca składowania wykorzystuje się podziemne zbiorniki (np. nieczynne kopalnie, wyeksploatowane lub eksploatowane złoŝa gazu ziemnego i pola naftowe), oceany lub zatłacza się CO 2 do złóŝ solankowych. Nakład energetyczny potrzebny do wychwycenia CO 2 zaleŝy głównie od technologii wytwarzania energii elektrycznej. W [3] podano następujące wartości: w elektrowni konwencjonalnej z kotłem pyłowym (PC) na parametry nadkrytyczne (AFSB SC Advanced Fossil Steam Boiler SuperCritical) szacowany jest wzrost zuŝycia energii o ok %, a w elektrowni gazowo-parowej ze zgazowaniem węgla (IGCC) wzrost w zakresie 14 25%. 4. KOSZTY TECHNOLOGII CCS Podstawowym składnikiem kosztów technologii CCS w elektrowniach konwencjonalnych są koszty wychwytywania CO 2. Zawierają one koszty kompresji CO 2 do ciśnienia ok. 14 MPa, dogodnego do transportu gazociągami. Koszty wychwytywania CO 2 zaleŝą od technologii wytwarzania energii elektrycznej i obecnie są szacowane wg [3] na poziomie: USD/(MW h) dla elektrowni z kotłami pyłowymi FSB PC, 9 22 USD/(MW h) dla elektrowni IGCC. Natomiast typowe koszty transportu i składowania szacuje się na ok. 0,5 6 USD/(MW h) dla elektrowni węglowych. Mniejsze wartości odpowiadają składowaniu przy wykorzystaniu technologii EOR (Enhanced Oil Recovery) lub ECBM (Enhanced Coal Bed Methane). Oszacowania kosztów podziemnego magazynowania CO 2 w formacjach solankowych lub wyeksploatowanych polach gazowych i naftowych kształtują się w granicach 0,5 8,0 USD/t CO 2. W tabeli 1 przedstawiono podstawowe dane dotyczące kosztów i ograniczenia emisji CO 2 dla technologii wytwarzania energii elektrycznej opartych na węglu kamiennym. Tabela 1 Wskaźniki ograniczenia emisji CO 2 i koszty wytwarzania energii elektrycznej bez i z technologiami CCS. Źródło: [3] Wyszczególnienie Jednostka Elektrownia konwencjonalna z kotłem pyłowym, FSB PC - - Min Max Typow a Wskaźnik emisji kg bez wychwytywania CO 2 Wskaźnik emisji z wychwytywaniem CO 2 Wzrost zuŝycia energii potrzebnej do wychwytywania CO 2 Nakład inwestycyjny bez wychwytywania CO 2 CO 2 /(MWh) kg CO 2 /(MWh) Elektrownia gazowoparowa ze zgazowaniem węgla, IGCC Typow Min Max a % USD/kW

4 Nakład inwestycyjny z wychwytywaniem CO 2 USD/kW Koszt wytwarzania energii elektrycznej USD/(MWh) bez wychwytywania CO 2 Koszty wychwytywania CO 2 USD/(MWh) ,5 Koszt wytwarzania energii elektrycznej z wychwytywaniem CO 2 USD/(MWh) Technologia Elektrownia konwencjonalna z kotłem pyłowym FSB PC 460 MW Elektrownia gazowoparowa ze zgazowaniem węgla IGCC 335 MW Moc elektrowni Nakład inwestycyjny Tabela 2 Charakterystyka przykładowych elektrowni Stopień Produkcja Roczna wyzyskania mocy energii emisja zainstalowanej elektrycznej CO 2 MW mln USD - GWh tys. t ,2 0,7 2820,7 315, ,4 0,7 2054,2 221,9 5. ANALIZA INWESTYCJI Z TECHNOLOGIAMI CCS W WARUNKACH RYZYKA Do oceny efektywności inwestycji w warunkach ryzyka wykorzystano metodykę optymalizacji opisaną szczegółowo w [6]. Bazuje ona na równaniu Bellmana i wykorzystuje wskaźnik wartości zaktualizowanej netto NPV. Metodyka posłuŝyła do analizy inwestycji polegającej na budowie elektrowni z instalacją wychwytywania CO 2. Wykorzystując model inwestycji w warunkach ryzyka w [7] wyznaczono wartości krytyczne (progowe) wpływów, dla których inwestycja polegająca na budowie elektrowni ma zapewnioną efektywność ekonomiczną w warunkach ryzyka związanego z kształtowaniem się przyszłego salda netto wpływów. Na tej podstawie, znając wartość produkcji energii elektrycznej w elektrowni, moŝna wyznaczyć krytyczną wartość ceny energii elektrycznej, powyŝej której opłaca się inwestować. Przeanalizowano budowę dwóch nowoczesnych elektrowni z wychwytywaniem CO 2 : elektrownię konwencjonalną o mocy 460 MW z kotłem pyłowym FSB PC i elektrownię gazowo-parową ze zgazowaniem węgla IGCC o mocy 335 MW. ZałoŜono, Ŝe analizowane elektrownie są wyposaŝone w instalacje do sekwestracji CO 2. W analizie wykorzystano dane zawarte w tabelach 1 i 2 dla typowych elektrowni. Wyznaczono nakłady inwestycyjne projektów. ZałoŜono, Ŝe elektrownie będą pracować z wartością stopnia wyzyskania mocy zainstalowanej n = 0,7, na podstawie którego wyznaczono produkcję energii elektrycznej, emisję roczną CO 2 (przy załoŝeniu 85% skuteczności wychwytywania CO 2 ) i koszt produkcji energii elektrycznej z uwzględnieniem instalacji CCS. Do obliczenia kosztu przyjęto: dla technologii FSB PC średni koszt wychwycenia CO 2 na poziomie 26 USD/(MW h), koszt transportu i składowania 3 USD/(MW h), dla technologii IGCC średni koszt wychwycenia CO 2 15,5 USD/(MW h), podobnie koszt transportu i składowania 3 USD/(MW h), oraz cenę uprawnienia do emisji

5 25 USD/t CO 2. ZałoŜono okres eksploatacji analizowanych elektrowni N e = 50 lat. Dodatkowe parametry ujęte w obliczeniach to stopa dyskonta r = 8% i współczynnik trendu dla przychodów (średni roczny wzrost) α = 3%. Do trendu dodano składnik losowych zmian zaleŝny od współczynnika odchylenia standardowego. Obliczenia wykonano dla wybranych wartości odchylenia standardowego dla względnych zmian przychodów. Wartości przyjęto z zakresu σ = 0,05 0,3. Większa wartość σ odzwierciedla wzrost ryzyka, dotyczącego niekorzystnego kształtowania się przychodów. Wyniki * obliczeń zaprezentowano w tabeli 3. Krytyczne wartości ceny energii elektrycznej c e rosną wraz ze wzrostem ryzyka i przekraczają wartości kosztu wytwarzania energii elektrycznej podane w tabeli 1, wynoszące odpowiednio: 73 USD/(MW h) dla FSB PC, 62 USD/(MW h) dla IGCC. Technologia Elektrownia konwencjonalna z kotłem pyłowym FSB PC 460 MW Elektrownia gazowoparowa ze zgazowaniem węgla IGCC 335 MW Tabela 3 Krytyczne wartości ceny energii elektrycznej w USD/MWh w funkcji miernika ryzyka σ (model inwestycji z wartością projektu zaleŝną od ceny energii elektrycznej [6, 7]) Wielkość Jednostka Wartości σ - 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 * c e USD/(MWh) 91,4 99,9 110,3 121,2 132,5 144,1 * c e USD/(MWh) 77,2 84,4 93,3 102,6 112,3 122,3 Tabela 4 Krajowe zapotrzebowanie na energię, emisja CO 2 i cena energii elektrycznej. Źródło: [4] Wyszczególnienie Jednostka Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną TWh 111,0 104,6 115,2 130,8 152,7 171,6 Produkcja energii elektrycznej netto TWh 147,7 128,7 140,1 156,1 180,3 201,8 Emisja CO 2 - kraj mln t 331,9 299,1 295,7 280,3 294,7 303,9 Emisja CO 2 przemysły energetyczne, mln t 188,5 170,3 167,7 148,7 154,1 157,2 w tym Emisja CO 2 elektroenergetyka mln t 151,0 131,7 130,1 110,6 114,2 115,7 zawodowa Emisja CO 2 ciepłownie mln t 13,1 13,7 13,7 12,9 13,9 14,8 Cena energii elektrycznej zł 07/(MWh przemysł ) 233,5 300,9 364,4 474,2 485,4 483,3 Cena energii elektrycznej zł 07/(MWh gospodarstwa domowe ) 344,5 422,7 490,9 605,1 615,1 611,5 Tabela 5 Koszty energii elektrycznej bez i z CCS (2002 USD/kWh). Źródło: [3] Technologia FSB PC (węgiel kamienny) IGCC (węgiel kamienny) Bez wychwytywania CO 2 0,04 0,05 0,04 0,06

6 Z wychwytywaniem CO 2 i podziemnym magazynowaniem 0,06 0,10 0,06 0,09 Z wychwytywaniem CO 2 i EOR 0,05 0,08 0,04 0,08 6. OCENA WPŁYWU UNORMOWAŃ DOTYCZĄCYCH EMISJI CO 2 NA CENĘ ENERGII ELEKTRYCZNEJ Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku jako Załącznik 2 do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku [4] przedstawia analizę równieŝ emisji CO 2, będącej wynikiem przyjętych projekcji zuŝycia energii, narzędzi ograniczenia emisji oraz ich wpływu na cenę energii elektrycznej. Wyliczenia są przedstawione w tabeli 4. Przewiduje się w okresie od 2006 r. do 2030 r. wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną o ok. 55%. Emisja CO 2 będzie stopniowo obniŝać się do 2020 roku o 15% w stosunku do 1990 roku, by osiągnąć ok. 300 mln t w 2030 roku (o 8,5% poniŝej emisji w 1990 r.). Natomiast przewiduje się prawie dwukrotny wzrost cen energii elektrycznej, zarówno dla przemysłu, jak i dla odbiorców bytowo-komunalnych, spowodowany głównie opłatami za uprawnienia do emisji CO 2, ale równieŝ spowodowany wzrostem cen nośników energii pierwotnej. W oszacowaniach przyjęto cenę uprawnienia na poziomie 60 EUR/t CO 2. W tabeli 5 przedstawiono ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym wg oszacowania [3]. Zastosowanie technologii CCS w elektrowniach zwiększy koszt produkcji energii elektrycznej od ok. 50% do nawet 100% (ocena zbieŝna z oszacowaniem przedstawionym w Polityce energetycznej Polski do 2030 r. [4]). Według oceny ekspertów grupy Tauron brak bezpłatnych pozwoleń na emisję CO 2 dla nowobudowanych elektrowni węglowych spowoduje wzrost ceny energii elektrycznej o ok. 40 zł/(mwh). PowyŜsze oszacowanie zakłada cenę pozwolenia na poziomie 20 EUR/t CO 2. Brak bezpłatnych pozwoleń, jako dodatkowe źródło ryzyka dla banków, spowoduje wzrost kosztów finansowania inwestycji. Wielu analityków (np. Ernst&Young, Ekonomika produkcji energii elektrycznej, 2008) uwaŝa, Ŝe cena uprawnień do emisji po roku 2012 przekroczy 40 EUR/t CO 2. Przy średniej emisji w polskich elektrowniach na poziomie 0,9 t CO 2 /MWh wynika, Ŝe koszt wytworzenia energii elektrycznej wzrośnie nawet o ok. 110 zł/mwh przy braku bezpłatnych uprawnień. 7. PODSUMOWANIE W raporcie McKinsey&Company (2009) Ocena potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce do roku 2030 wykonane analizy wskazują na spory potencjał moŝliwych redukcji, sięgający 236 Mt CO 2 e, przy średnim koszcie redukcji 10 EUR/t CO 2 e. Około 52% potencjału przypada na energetykę. Zaproponowany w raporcie scenariusz niskoemisyjny szacuje redukcję emisji na poziomie 120 Mt CO 2 e, wobec załoŝonej w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku redukcji o 97 Mt CO 2 e. Koszty redukcji będą zaleŝały nie tylko od kosztów poszczególnych technologii, ale takŝe od cen paliw i kosztów finansowania. Technologie CCS podraŝają koszty produkcji energii elektrycznej, zmniejszają efektywność energetyczną elektrowni wymagając znacznych nakładów energetycznych, oraz wiąŝą się z

7 nierozwiązanymi problemami składowania CO 2. Biorąc pod uwagę powyŝsze argumenty cennymi inicjatywami są realizacje pilotaŝowych i demonstracyjnych projektów wykorzystania technologii CCS w elektrowniach. Z projektów, które UE zamierza finansować w ok. 50% ze środków pochodzących ze sprzedaŝy 300 mln uprawnień do emisji CO 2, szanse na realizację ma projekt w Elektrowni Bełchatów i instalacja w Kędzierzynie (wspólny projekt Tauron Polska Energia SA i ZAK SA). Są to dla Polski projekty bardzo istotne, gdyŝ konwencjonalna energetyka na węglu kamiennym i brunatnym jeszcze przez kilka dekad będzie dominującą [5, 8]. Przedstawione analizy wskazują na znaczny wzrost kosztów wytwarzania i cen energii elektrycznej z uwagi na konieczność redukcji emisji CO 2. LITERATURA [1] Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej: Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. [2] Kotowicz J., Janusz K.: Sposoby redukcji emisji CO 2 z procesów energetycznych, Rynek Energii, nr 1/2007. [3] Metz, B., Davidson O., de Coninck H. C., Loos M., Meyer L.A. (eds.): IPCC special report on Carbon Dioxide Capture and Storage, Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, [4] Ministerstwo Gospodarki: Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Warszawa, 10 listopada 2009 r. [5] Popławski T., Dąsal K.: Problematyka programowania rozwoju systemu elektroenergetycznego w Polsce, Polityka Energetyczna, Tom.11 Zeszyt 1, 2008, s [6] Sowiński J.: Inwestowanie w źródła wytwarzania energii elektrycznej w warunkach rynkowych, seria Monografie nr 148, Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa, [7] Sowiński J.: Perspektywy wykorzystania technologii CCS w elektrowniach, Rynek Energii, Nr II (IV) marzec [8] Szkutnik J.: Efektywność w sektorze energii elektrycznej spojrzenie generalne, VI Seminarium Naukowe Wybrane zagadnienia elektrotechniki i elektroniki WZEE`2006, Lublin 2006, s INFLUENCE ANALYSIS OF THE CURRENT ETS DIRECTIVE TO ELECTRICITY PRICES Key words: European Union Emission Trading Scheme, CO 2 sequestration technologies Summary. The European Union Emission Trading Scheme should support the reduction of greenhouse gases in the economic effective way. The reduction of the most important greenhouse gas (carbon dioxide) emission could be realized by electricity savings, technology changes and increase of efficiency of power generation, and sequestration of CO 2. (the Carbon dioxide Capture and Storage CCS technologies). Each method of the CCS is connected with the significant investment and operation cost. The paper presents the technical-economic analysis of the CCS technologies and their influence to the cost of electricity production under risk taking into consideration the Directive 2009/29/UE. The comparison of the results presented in the available sources is made. Janusz Sowiński, (ur.1955 r.) uzyskał stopień doktora nauk technicznych w 1989 r. na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Od 1978 roku pracuje na Politechnice Częstochowskiej jako pracownik naukowo-dydaktyczny kierując projektami badawczymi z zakresu gospodarki elektroenergetycznej. Odbył staŝe naukowe w University of Wisconsin, Madison, Stanford University i Technical University of Kosice. Obecnie pełni funkcję zastępcy dyrektora Instytutu Elektroenergetyki PCz. jansow@el.pcz.czest.pl