Tendencje rozwojowe elektroenergetyki

Transkrypt

1 Tendencje rozwojowe elektroenergetyki Autor: prof. Jacek Malko ( Nafta & Gaz Biznes lipiec/sierpień 2004) Dążenie do zróżnicowania źródeł energii i jej dostawców jest jednym ze sposobów zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Innym skutecznym sposobem wzrostu tego bezpieczeństwa jest zwiększenie w bilansie energetycznym (...) udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Polityka energetyczna Unii Europejskiej Przedstawicielstwo Komisji Europejskiej w Polsce, Warszawa, kwiecień Dążenie dominujące w definiowaniu polityki energetycznej Unii Europejskiej i jej krajów członkowskich do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego wywiera istotny wpływ na rozwój sektora energii elektrycznej. Powszechnie obserwowane procesy przemian strukturalnych nie ominęły również tego sektora, traktowanego jako element narodowej infrastruktury technicznej. Występują tu silne interakcje pomiędzy postępem technicznym (zwłaszcza w obszarze technologii wytwarzania energii elektrycznej) a szeroko rozumianą legislacją, wytyczającą prawne ramy przekształceń. Warto zauważyć, że akt prawny, otwierający w USA proces deregulacji i liberalizacji Ustawa o polityce regulacyjnej w elektroenergetyce z roku 1978 stwarzający możliwość przełamania monopolu zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw sektora nie spełniłby oczekiwań ustawodawcy bez uprzedniego pojawienia się konkurencyjnych rynkowo technologii średniej i małej skali. Fakt równouprawnego potraktowania wytwórców niezależnych (Independent Power Producers IPPs) nie tylko uruchomił mechanizmy rynku, ale też nadał impuls rozwojowy licznym i szeroko zróżnicowanym technologiom generacji rozproszonej, wraz z technologiami bazującymi na zasobach odnawialnych OŹE. Od dwóch dziesięcioleci występuje nasilająca się tendencja rywalizacji źródeł systemowych i źródeł lokalnych, przy czym szeroko traktowana generacja rozproszona (GR) wymaga jeszcze na ogół stosowania mechanizmów wsparcia w strategii energetycznej państwa. Podsektor wytwórczy w nowych uwarunkowaniach spełnić musi podstawowe oczekiwania: Wytwórcy muszą zapewnić optymalizację produkcji z różnych źródeł zgodnie z potrzebami rynku, spełniając zarazem ograniczenia ochrony środowiska, zapewnić zdolność do inwestowania oraz ograniczać koszty obsługi i eksploatacji, jak twierdzi C. Leviner w Business and Technology in the Global Utility Industry (IEEE Power Energy Rev Dec. 2001). Nie przesądza to o decyzji fundamentalnej: czy wytwarzanie energii elektrycznej centralizować w wielkich obiektach systemowych, wykorzystujących efekt skali ( duży może więcej ), czy też rozwijać dynamicznie segment wytwarzania rozproszonego, wraz z OŹE ( małe jest piękne ). Dylemat jest w istocie pozorny: w najbliższych dziesięcioleciach o poziomie

2 generacji i kosztach energii decydować będą nadal wielkie obiekty systemowe, a ambitne plany rozwoju GR np. w skali europejskiej nie zapewnią jej udziału powyżej 30% do roku Rozpatrując zatem technologie generacyjne w aspekcie ich dojrzałości technicznej, dostępności i efektywności ekonomicznej, dokonać można umownego podziału na dwie zasadnicze kategorie: generacji wielkoskalowej (scentralizowanej) oraz generacji średniej, małej i mikroskali (rozproszonej). W obrębie tych kategorii istnieją dalsze podziały, uwarunkowane typem paliwa. Technologie wielkiej skali Pomimo utraty dynamiki rozwojowej w krajach rozwiniętych źródła systemowe nadal dominują w wartościach mocy zainstalowanej i produkcji. Zahamowanie inwestycji nie oznacza jednak zaprzestania poszukiwań za rozwiązaniami o lepszych parametrach technicznych i ekonomicznych dla obiektów modernizowanych. Istniejące lokalizacje źródeł są atrakcyjne dla inwestorów ( brown fields ), zainteresowanych wprowadzaniem nowych, najbardziej efektywnych rozwiązań technicznych (Best Avaiable Technology BAT). Ograniczenia dla rekonstrukcji technicznej wynikają z dostępności paliw, a Polska ze swą monokulturą węglową jest tu przypadkiem szczególnym. Jednakże w rozważaniach optymalizacyjnych nie sposób nie uwzględniać szerokiej gamy oferowanych wariantów, łącznie z takimi, które napotykają dziś na opory z różnych względów. Technologie węglowe W skali globalnej węgiel jako paliwo dla energetyki nadal dominuje nie tylko w Chinach i Indiach (co często jest wiązane z niskim poziomem rozwoju tych krajów), ale również w Australii i USA. W 15 państwach członkowskich UE węgiel jest źródłem 27% wytwarzanej energii elektrycznej, a w 10 nowych krajach członkowskich udział ten wynosi 65%. Rozszerzenie UE spowoduje podwojenie wydobycia węgla w porównaniu z sytuacją przedakcesyjną (158 mln t węgla dla UE 15, 167 mln t nowi członkowie). Wyraźnie dążenie do większej niezależności Europy od importu paliw wyraża się w Zielonej Księdze stwierdzeniem o znacznej strategicznej wadze węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej w ciągu nadchodzących dziesięcioleci. Jednakże istnieje ostry warunek: węgiel (...) musi być obiektem zasadniczych wysiłków w obszarze badań i innowacji, aby można go było traktować jako paliwo czyste. Nowoczesne czyste technologie węglowe w elektroenergetyce rozwijają się w trzech kierunkach: palenisk pyłowych (PF), spalania w złożu fluidalnym (FBC) oraz układów gazowoparowych zintegrowanych ze zgazowaniem węgla (IGCC). Zaawansowaną technologię PF (...) można uznać za w pełni opanowaną i efektywną ekonomicznie w zakresie parametrów nadkrytycznych. Szeroko prowadzone prace badawcze i konstrukcyjne wskazują na realne możliwości dalszego rozwoju tej technologii drogą opanowania parametrów ultra nadkrytycznych... [1].

3 Układy gazowo-parowe ze spalaniem węgla w ciśnieniowym złożu fluidalnym (PFCB), zachowując podstawową zaletę technologii złoża zawieszonego możliwość efektywnej redukcji emisji CO2 przez doprowadzenie sorbentu do złoża prowadzą do znacznego podwyższenia sprawności wytwarzania energii elektrycznej (do ok. 44%) przy wykorzystaniu paliwa o niskiej jakości. Jednakże w odróżnieniu od nowoczesnych rozwiązań PF, umożliwiających budowę instalacji o mocy jednostkowej rzędu MW, technologie FB stosowane są do mocy MW. Podobny zakres mocowy cechuje układy gazowo-parowe z integralną gazyfikacją węgla (IGCC). Hybrydowa technologia, łącząca zalety technologii gazowej (turbina) z możliwością wykorzystania paliwa węglowego może okazać się szczególnie atrakcyjna dla energetyki krajowej. Technologie jądrowe Technologie reaktorowe zanotowały znaczący postęp w zakresie technicznym i ekonomicznym, zapewniając nowe, wyższe standardy bezpieczeństwa eksploatacyjnego. Według IEEE Spectrum, od 1999 r. poparcie społeczeństwa dla opcji jądrowej wzrosło od 46 do 52%. Niewątpliwym argumentem ze strony przemysłu nuklearnego jest oferta reaktorów następnej generacji. Dominujący obecnie typ reaktora wodnego ciśnieniowego (PWR, WWER) znajduje kontynuację w rozwiązaniach, których cechą szczególną jest zasada tzw. wewnętrznego bezpieczeństwa, redukującego wpływ błędów operatora. Nowa generacja rozwiązań technicznych obejmuje m.in.: pasywne reaktory chodzone wod (Advanced Passive) AP 600, AP 1000 (Westinghouse), modularne reaktory chodzone gazem (Modular High Temperature Gas Cooled Reactor) MHTGC General Atomics, reaktory chodzone ciekym metalem (Power Reactor Innovative Small Module) PRISM i Super PRISM General Electric, reaktory z paliwem granulowanym (Pebble Bed Modular Reactor) PBMR Exelon, uproszczony reaktor z wrzc wod (European Simplified Boiling Water Reactor) ESBWR Siemens General Electric. Cechą charakterystyczną tych rozwiązań jest na ogół odejście od wysokich wartości mocy na rzecz struktur modularnych. Propozycje ofertowe zostały w wyniku szczegółowych badań testowych zaaprobowane przez amerykańską komisję regulacyjną (US Nuclear Regulatory Commission NRC). Technologie gazowe Rozwój technologii wykorzystujących gaz w obiektach wielkiej mocy obejmuje dwa kierunki: turbiny gazowe o cyklu kombinowanym gazowo-parowym (Combined Cycle Gas Turbines CCGT),

4 ogniwa paliwowe (Fuel Cells FC). W zakresie turbin gazowych Ministerstwo Energetyki USA (US DOE), koordynując działania producentów wyposażenia energetycznego i placówek badawczo-rozwojowych, zainicjowało w początkach lat 90. program Systemów Zaawansowanych Turbin (Advanced Turbine Systems, ATS). Po 10 latach realizacji tego programu ocenić można już zarówno bliższe, jak i dalsze konsekwencje uzyskanych doświadczeń. Celem podstawowym programu ATS było umożliwienie przechwycenia przez zaawansowane, wysokosprawne turbiny gazowe większości rynku technologii wytwarzania energii elektrycznej w nadchodzącym nowym tysiącleciu. Przewidywania DOE zakładają potrojenie udziału gazu ziemnego w energetyce w latach , przy czym przy udziale tego paliwa wytwarzane będzie 81% energii elektrycznej w roku Ocenie potencjalnego rynku turbin gazowych towarzyszyły analizy kosztów wytwarzania, emisji do środowiska i niezawodności z punktu widzenia przedsiębiorstw energetycznych, wielkich odbiorców przemysłowych oraz niezależnych wytwórców. Zadania ATS zdefiniowano następująco: Podwyższenie sprawności wykorzystania energii chemicznej paliwa do 60% lub więcej dla cyklu gazowo-parowego w elektrowniach systemowych lub o 15% dla systemów turbinowych małej mocy w przemyśle; Obniżenie kosztu wytwarzania energii elektrycznej o 10% w porównaniu z najbardziej zaawansowanymi technologiami turbin gazowych z 1992 r.; Zapewnienie elastyczności paliwowej; Zapewnienie emisji tlenków azotu na poziomie niższym niż 9 ppm bez stosowania redukcji po procesie spalania; Zapewnienie wymaganych standardów niezawodności, dyspozycyjności i cech eksploatacyjnych. Ogniwa paliwowe wielkiej mocy (> 100 MWe) obejmują dwa przetestowane rozwiązania, różniące się typem elektrolitu: Ogniwa ze stałym tlenkiem (Solid Oxide Fuel Cells SOFC), o temperaturze pracy rzędu 1000 C, zasilane wodorem i tlenem bądź gazem ziemnym przez układ wzbogacania w wodór (reforming) i powietrzem atmosferycznym, Ogniwa ze stopionym węglanem (Molted Carbonate Fuel Cells MCFC), o temperaturze pracy rzędu 650 C, zasilane wodorem / gazem ziemnym i tlenem / powietrzem. Obydwa typy ogniw cechuje wysoka sprawność (powyżej 60%) i możliwość pracy kogeneracyjnej. Technologie wielopaliwowe i współspalania Nowatorskim rozwiązaniem idei wielopaliwowości dla obiektu wielkiej mocy jest blok 2 w EC Avedre (Dania). Elektrociepłownia Avedre, położona nad zatoką Koge, składa się z dwóch

5 bloków: Avedre 1 o mocy elektrycznej 250 MW i cieplnej 330 MW, opalanego węglem oraz wielopaliwowego bloku Avedre 2 o mocach odpowiednio 570 MWe i 545 MWt, uruchomionego pod koniec roku Blok Advedre 2 realizuje zasadę wielopaliwowości, wykorzystując gaz ziemny, olej opałowy, granulowane odpady drzewne oraz słomę pożniwną. Blok łączy kilka zaawansowanych technologii skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej: przepływowy kocioł parowy o parametrach superkrytycznych (Ultra Super Critical USC) z możliwością zasilania gazem, olejem i granulatem drzewnym w zmiennych proporcjach, współpracuje z turbiną parową, która może być również zasilana z kotła na biomasę największego i najbardziej sprawnego spośród dotychczas zbudowanych, spalającego słomę i gaz ziemny. Blok obejmuje również dwie turbiny gazowe i generatory oddające do sieci energię elektryczną. Ciepło wykorzystywane jest do podgrzewu wody zasilającej przepływowy kocioł parowy. Każdy ze stosowanych typów paliwa spalany jest oddzielnie w optymalizowanym układzie technologicznym w celu zapewnienia maksimum sprawności. Para wytwarzana w układach poszczególnych paliw poprzez wspólny kolektor zasila pojedynczą, wysokosprawną turbinę parową. Spaliny z turbin gazowych są wykorzystywane do podgrzewania wody zasilającej przepływowy kocioł parowy. Koncepcja wielopaliwowości (multi-fuel) przy ograniczonym do wartości pojedynczych procentów udziale biomasy realizowana jest jako współspalanie (co-firing), stanowiąc atrakcyjną dla elektrowni systemowych możliwość spełnienia obowiązku zwiększenia udziału źródeł odnawialnych (OZE) w strukturze mocy wytwórczych. Intensywne prace w tym zakresie prowadzone są w wielu krajowych elektrowniach systemowych. Technologie generacji rozproszonej W uwarunkowaniach krajowych przyjmuje się, że źródłami generacji rozproszonej (ŹGR) są obiekty o cechach: moc do 50 MW; współpraca z lokalnymi sieciami (nn, SN, WN) lub bezpośrednio z odbiorcami; wyłączenie z kompetencji operatora systemu przesyłowego (OSP); ryzyko inwestycji ponoszone przez inwestora. Najnowsza definicja Międzynarodowej Rady Wielkich Sieci Elektrycznych (CIGRE) za źródła uważa wytwórców współpracujących z siecią dystrybucyjną lub zasilających odbiorców bezpośrednio. Generacja rozproszona bazuje na dwóch zasadniczo odmiennych klasach technologii: technologii wykorzystującej paliwa nieodnawialne, na ogół węglowodorowe (głównie gaz) w turbinach gazowych, silnikach tłokowych, mikroturbinach i ogniwach paliwowych; większość oferowanych obecnie rozwiązań obejmuje skojarzenie cieplno-elektryczne procesu wytwarzania (kogeneracja, trigeneracja);

6 technologii wykorzystujących odnawialne zasoby energii dla pozyskiwania ciepła (geotermia, kolektory słoneczne) lub energii elektrycznej (małe elektrownie wodne, elektrownie wiatrowe, biomasa i biopaliwa, fotowoltaika, geotermia wysokotemperaturowa). Stosowane technologie GR obejmują znaczną różnorodność rozwiązań konstrukcyjnych i szeroki zakres wykorzystywanych mocy. Zagadnienie efektywności opcji technologicznych jest przedmiotem licznych studiów i opracowań. Studium Energia dla przyszłości odnawialne źródła energii TERES analizowało w kontekście 30 krajów Europy potencjał renewables. Ocena penetracji nowych technologii w perspektywie dwudziestoletniej oparta była na założonym postępie wybranych technologii OŹE, modelowanych krzywymi uczenia się ( learning curves ). Z przedstawionych wyników sądzić można o uzyskaniu przez liczne technologie OŹE poziomu konkurencyjności cenowej na rynku energii elektrycznej. Analizy efektywności kosztowej wybranych technologii generacji rozproszonej są zasadniczym argumentem dla inwestorów. Ważną grupą wytwórców w obszarze generacji rozproszonej stanowią OŹE. Najsilniejszą dynamikę odnotowują tu technologie wiatrowe. Opublikowane przez Światową Radę Energetyczną scenariusze rozwoju na bieżące stulecie zakładają istotny udział OŹE w bilansie pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną. Atrakcyjność tych szeroko zróżnicowanych źródeł wynika z ewidentnych korzyści społecznych: poprawy stanu środowiska, dywersyfikacji paliw dla elektroenergetyki oraz zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego. Aktualny stan procesu wdrażania OŹE (wg CIGRE 2002) jest następujący: technologie aktualnie dostępne: mała energetyka wodna, energia z odpadów (pyroliza lub wytwarzanie biogazu), jednostki wiatrowe w lokalizacjach lądowych ( on shore ) lub szelfowych ( off shore ), aktywne technologie solarne (autonomiczne źródła fotowoltaiczne na rynkach niszowych), energia z biomasy oraz wysokotemperaturowe źródła geotermalne; technologie dostępne komercyjnie w następnych latach: instalacje fotowoltaiczne wielkiej skali, plantacje energetyczne, ogniwa paliwowe i geotermia średniotemperaturowa; technologie dostępne komercyjnie w ciągu następnych 25 lat: instalacje wykorzystujące falowanie morskie w lokalizacjach nabrzeżnych i nawodnych, konwersja fotonowa, wysokotemperaturowe źródła solarne. Zasadniczym problemem OŹE jest nieciągłość generacji, co pociąga za sobą konieczność buforowania przez magazynowanie energii na niespotykaną dotychczas skalę. Obok tradycyjnej technologii źródeł pompowych (elektrowni szczytowo-pompowych) prowadzone są badania i wdrożenia instalacji na sprężone powietrze oraz szerokiej gamy baterii od klasycznych akumulatorów ołowiowych (ale o wielkiej pojemności), po zaawansowane baterie np. litowe czy niklowo-kadmowe. Również prowadzone są próby wykorzystania zasobników bezwładnościowych, nadprzewodzących układów magnetycznych (SMES) oraz układów pojemnościowych. Większość tych rozwiązań oferuje niskie poziomy wartości mocy

7 magazynowej, a dla zastosowań wielkoskalowych (10 MW i więcej) najbardziej prawdopodobnymi aplikacjami pozostają technologie pompowe (woda, sprężone powietrze) i niektóre typy baterii. Za cytowanymi źródłami literaturowymi w tabelach 1 2 przedstawiono przykładowo porównanie zasadniczych parametrów technologii generacji rozproszonej na tle typowych źródeł systemowych. Zaobserwowane różnice parametrów oceniających technologie nakazują jednak dane te traktować z należną ostrożnością. Najbliższe perspektywy podsektora wytwórczego Proces deregulacji sektorów energii elektrycznej i gazu, prowadzący do powstania wewnętrznego europejskiego rynku energii, przebiegał w warunkach względnego nadmiaru mocy wytwórczych i silnej walki konkurencyjnej, skutkującej znaczną redukcją cen. Mała atrakcyjność finansowa wielkich ( systemowych ) inwestycji w elektroenergetyce (zarówno w wytwarzaniu, jak i infrastrukturze przesyłu) doprowadziły do sytuacji realnego zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego. Sygnały o niebezpieczeństwie przekazywano już przed serią efektownych katastrof energetycznych w Ameryce Północnej i Europie (sierpień wrzesień 2003 r.). Dla warunków europejskich sytuację aktualną i perspektywy najbliższej dekady najpełniej precyzuje Raport Bostońskiej Grupy Konsultingowej. W raporcie, obejmującym swym zakresem stare kraje unijne, podkreślono, iż elektroenergetyka UE znalazła się na niebezpiecznej ścieżce: niemożliwe staje się osiągnięcie celów deklarowanych przez unijne dokumenty i regulacje prawne. Są nimi: stworzenie konkurencyjnego rynku energii o wielu graczach w obszarze generacji, dostaw gazu i energii elektrycznej; zapewnienie niskiego i stabilnego poziomu cen zapewniającego konkurencyjność całej gospodarki i zwiększenie dysponowanych środków przez drobnych klientów; większe możliwości wyboru, polepszona obsługa i w rezultacie większa satysfakcja klienta; redukcja emisji gazów cieplarnianych; zahamowanie wzrostu, a nawet redukcja źródeł nuklearnych; niezależność energetyczna, zmniejszająca uzależnienie od niestabilnych politycznie regionów świata; niezawodność dostaw. W istocie konfliktowość tych celów uniemożliwia ich zrealizowanie w postulowanym zakresie: niezbędny jest realizm i wola kompromisu w oparciu o bieżące realia systemowe.

8 Zasadnicze wnioski raportu sformułowano następująco: 1. Europa przechodzi cykl koniunkturalny (w zakresie inwestycji energetycznych), co utrudnia osiągnięcie wymaganego przyrostu co najmniej 65 GW mocy zainstalowanej do 2012 r. Po okresie niedoinwestowania i rosnących cen oraz opłacalności następuje okres przeinwestowania i spadających cen. Nawet jeżeli taki cykl stwarza szanse przed niektórymi przedsiębiorstwami, to przynosi on szkody klientom, inwestorom i społeczeństwu jako całości. 2. Europa będzie potrzebować znaczących ilości gazu dla zasilania nowych mocy zainstalowanych, ale będzie to wymagać podstawowych inwestycji w ryzykownym obszarze rozwoju infrastruktury transportowej. Atrakcyjność finansowa takich inwestycji jest problematyczna. 3. Wprowadzenie zasad Protokołu z Kioto wymaga znaczącego wzrostu udziału źródeł odnawialnych (OZE) przez stały przepływ subsydiów. Ważnym czynnikiem jest energetyka wiatrowa, ale wady tej formy generacji są poważne. 4. Jeżeli Europa pozostanie konsekwentna w dążeniu do implementacji porozumień z Kioto, to konieczne jest ponowne przemyślenie awersji do energetyki nuklearnej. Istnieją poważne argumenty za pozostawieniem otwartej opcji nuklearnej w perspektywie długoterminowej. 5. Minimalne koszty bezpośrednie implementacji celów Kioto tylko w przemyśle energetycznym ocenione są na ok. 20 mld euro/rok, co wynosi 0,2% produktu brutto państw UE. Poważnym problemem jest alokacja tych kosztów. 6. Aczkolwiek europejski rynek energii funkcjonuje w warunkach niepewności, uczestnicy gry rynkowej muszą podjąć konkretne kroki dla kształtowania rynku i muszą być gotowi na wykorzystanie rysujących się szans i minimalizacji ryzyka. Z perspektywy Polski wizja najbliższej dekady rysuje się dość niepokojąco. Wśród powodów do niepokoju wymienić można następujące: zaawansowany wiek podstawowej części systemowych jednostek wytwórczych; narastająca luka sprawności wytwarzania w porównaniu z danymi dla krajów UE; nadal nierozwiązany problem kontraktów długoterminowych (KDT); dominacja w strukturze wytwórców jednostek o generacji wymuszonej (GWS) względami sieciowymi; wstrzymanie produkcji energii elektrycznej w jednostkach na węgiel brunatny (po 2012 r.) zmusza do zrównoważenia bilansu mocy o 4 tys. MW; nałożenie akcyzy na wytwórców powoduje ich niekonkurencyjność na rynku europejskim. Ważną cechą sytuacji w sektorze energii jest silna dynamika zmian, również w obszarze technologicznym. Od lat 80. XX w. aż po perspektywę następnego dwudziestolecia następuje istotna zmiana dominujących technologii wytwarzania. Przed sektorem elektroenergetyki staje nowe wyzwanie sprecyzowane w Zielonej Księdze UE: Niezbędne jest sformułowanie podstawowych problemów, związanych z integracją nowych

9 źródeł z istniejącymi sieciami transportu oraz przygotowanie przyszłej infrastruktury wytwarzania i przesyłu energii. Wprowadzenie znacznej liczby jednostek wytwórczych o małych i bardzo małych ( mikrogeneracja ) wartościach mocy zainstalowanej oraz wybitnie zróżnicowane charakterystyki eksploatacyjne tych jednostek stwarzają podstawowe problemy sterowania tej złożonej struktury technicznej. Ta nowa jakość uzyskała już swoją nazwę: jest to wirtualne przedsiębiorstwo energetyczne ( virtual utility ). Struktura taka, obejmująca rozproszone źródła o zróżnicowanym charakterze od elektrowni systemowych po energetykę domową ( home power systems ) i zasobniki energii, jest nadzorowana i koordynowana przez operatora technicznego ( control center ) i operatora handlowego ( business center ). Złożoność takiego układu wymaga rozszerzonej kontroli wszystkich elementów i rozpływu mocy w sieci ( microgrid ). Wraz z decentralizacją wytwarzania nakłada to specyficzne wymagania na proces zarządzania przepływami mocy/energii i wynikającymi stąd przepływami finansowymi. Możliwości stworzone przez Internet sprawiają, że ta struktura sieciowa staje się środkiem nie tylko administrowania transakcjami, ale też wspomaga procesy obsługi, a nawet bezpośredniego sterowania obiektami. Jest sprawą niezmiernej wagi, by Polska nie pozostała na uboczu głównego nurtu tej globalnej transformacji. Autor jest pracownikiem naukowym i kierownikiem Zakładu Elektrowni i Gospodarki Energetycznej Politechniki Wrocławskiej. Literatura: 1. M. Pawlik: Stan i przyszłość wysokosprawnych elektrowni opalanych węglem. Materiały Sympozjum KPE PAN Planowanie i eksploatacja systemów zaopatrzenia w energię, Gdańsk, marzec 2001.