Ź ródła ciepła i energii elektrycznej

Transkrypt

1 Ź ródła ciepła i energii elektrycznej Planowanie zasilania obszarów zurbanizowanych w skroplony (LNG) Planning of liquefied natural gas (LNG) supply to urban areas JOANNA GRZEGORZEWSKA, WOJCIECH GRZĄDZIELSKI, TOMASZ M. MRÓZ Wprowadzenie Skroplony (LNG) jest medium energetycznym, które może być efektywnie wykorzystane do pokrycia potrzeb energetycznych obszarów zurbanizowanych. Jest to szczególnie istotne dla obszarów zlokalizowanych z dala od przesyłowej bądź dystrybucyjnej infrastruktury gazowej. Zastosowanie LNG w takich obszarach powinno być poprzedzone pracami planistycznymi, uwzględniającymi stan strony popytu i podaży rynku gazu. W artykule przedstawiono analizę wielokryterialną AHP wyboru sposobu zasilania danego obszaru ze stacji regazyfikacji (LNG) na przykładzie wybranej gminy z terenu województwa wielkopolskiego. W analizie przedstawiono główne kryteria decyzyjne (m.in. cenę końcową paliwa gazowego, cenę zakupu i transportu LNG, odległość od punktu sprzedaży i załadunku, etc.) uwzględniane w planowaniu zasilania obszarów zurbanizowanych. Słowa kluczowe: skroplony (LNG), planowanie energetyczne Liquefied natural gas (LNG) is the energetic medium, which can be effectively used to cover the energy needs of urban areas. This is particularly important for areas located away from the distribution or transmission of the gas infrastructure. The use of LNG in such areas should be preceded by planning work, taking into account the demand and supply of gas market. The research presents an multicriterial AHP choice analysis of the power station regasification (LNG) of a particular area on the example of selected community in the Wielkopolska region. The analysis presents the main decision criteria (including the final price of gas, the price of the purchase and transport of LNG, the distance from the point of sale and loading, etc.) taken into consideration the planning of urban areas supply. Keywords: Liquefied Natural Gas (LNG), energy planning inż. Joanna Grzegorzewska magistrantka Politechniki Poznańskiej, Koło Naukowe Inżynierii Środowiska, Poznań dr inż. Wojciech Grządzielski koordynator Zespołu ds. rozwoju, Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o., Warszawa dr hab. inż. Tomasz M. Mróz, prof. nadzw. Politechnika Poznańska, Instytut Inżynierii Środowiska, Poznań Zgodnie z raportem Międzynarodowej Grupy Importerów LNG handel skroplonym gazem ziemnym na globalnym rynku w roku 2013 osiągnął poziom 322 mld m 3, co jest równoważne 236,8 Mt (milionów ton). Strona podaży ogółem obejmuje 17 państw, przy czym aż osiem z nich stanowi źródło około 82% całkowitej ilości sprzedanego gazu ziemnego w postaci ciekłej. Czołowymi krajami eksportującymi LNG na rynku w zależności od regionu świata są: Nigeria (49% udziału eksportu z regionu Afryki), Katar (78% udziału eksportu z regionu Bliskiego Wschodu) i Malezja (35% udziału eksportu z regionu Oceanu Spokojnego). Inaczej zestawiając dane, aż 42% globalnego rynku LNG pochodzi z regionu Bliskiego Wschodu, natomiast 30% z regionu Oceanu Spokojnego. W odniesieniu do głównych importerów LNG, liderem w skali światowej jest Japonia (37%) oraz Korea Południowa (17%). Łącznie państwa te w roku 2013 zakupiły ok.175 mld m 3 LNG. Rozwój światowego rynku LNG w latach przedstawia Rys. 1. Rys. 1. Światowy handel LNG [1] Fig. 1. World trade of LNG [1] Analiza światowego rynku wykazuje dynamiczny wzrost zapotrzebowania na LNG z 4% udziału zapotrzebowania na gaz ziemny w 1990 r. do 10% udziału w chwili obecnej [1][2]. Począwszy od 2000 r. wzrost udziału LNG w światowym obrocie paliwami gazowymi jest najbardziej dynamiczny (7,5% rocznie). Przewidywany jest również ciągły wzrost produkcji LNG związany ze zwiększającym się wydobyciem i produkcją tego surowca w: Katarze, Australii, Kanadzie, Rosji oraz Stanach Zjednoczonych. Równie istotnym czynnikiem jest rosnąca zależność Europy od importu gazu ziemnego (dostarczanego gazociągami transkontynentalnymi oraz metanowcami w postaci LNG) z uwagi na ograniczone możliwości wydobywcze lokalnych złóż oraz ciągły wzrost zapotrzebowania na. Obecnie na kontynencie europejskim funkcjonują 24 terminale importowo regazyfikacyjne, przy czym ich liczba wzrośnie z uwagi na zaplanowane już nowe inwestycje do ponad 30. Prognozy dotyczące produkcji LNG do roku 2030 przedstawiono w tabeli /2014

2 Tabela 1. Światowa produkcja LNG [2] Table 1. World production on LNG [2] Rok Ilość prod. LNG [mld m 3 /rok] 285,6 428,4 544,0 639,2 680,0 Średnie ceny gazu ziemnego w imporcie do Unii Europejskiej w styczniu 2014 r. kształtowały się na poziomie 11,59 USD/ MMBtu (ok. 1,3315 zł/nm 3 przy kursie dolara amerykańskiego 3,0709 zł). Dla porównania w Japonii, kraju o największym poziomie importu gazu LNG na światowym rynku, ceny kształtowały się na poziomie 15,58 USD/MMBtu (1,7899 zł/nm 3 ). Na poziom cen wpływają różnego rodzaju czynniki, m.in. informacje o nowych projektach LNG na świecie (np. w Katarze, Rosji, etc.), niski popyt na gaz w Europie spowodowany słabnącą gospodarką, rozwój odnawialnych źródeł energii, spadek cen węgla, wzrost wydobycia gazu z łupków w USA powodujący zmniejszenie importu gazu, koszty nowych projektów LNG i konieczność podpisania nowych umów długoterminowych oraz trzęsienie ziemi w Japonii w marcu 2011 r., które zmieniło krótko- i długoterminową dynamikę zapotrzebowania na gaz Japonii [1]. Przykładem tego są obecne zainteresowania Japonii wzrostem importu LNG z USA [12]. Średni poziom cen gazu LNG w Polsce można przyjąć na poziomie 1,7095 zł/m 3, bazując na stosowanej w odazotowniach formule obliczeń ekonomicznych cena gazu ziemnego wysokometanowego z systemu przesyłowego powiększona o 30%. Przyszła cena gazu z terminala LNG w Świnoujściu jest ciągle nieznana, choć mówiono o poziomie USD/1000 Nm 3, co daje w przeliczeniu wartość średnią ok. 1,1260 zł/nm 3. Jednakże, uwzględniając możliwość uzależnienia ceny LNG od ceny baryłki ropy naftowej [9], przyszła cena LNG może kształtować się na poziomie 577 USD/1000 Nm 3 (1,7719 zł/nm 3 ). Na poziom cen LNG w światowym obrocie może mieć wpływ wydobycie gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych w Stanach Zjednoczonych i dalszy jego eksport w postaci LNG. Poziom możliwych cen LNG, uwzględniając produkcję w USA, sprężanie, transport metanowcami i regazyfikację w terminalach odbiorczych, to poziom 8,0-8,5 USD/MMBtu, czyli ok. 0,92-0,98 zł/nm 3 [7]. W kontekście możliwości wykorzystania LNG do zaopatrzenia obszarów zurbanizowanych w szczególności tych oddalonych od istniejącej sieci gazowej, cena LNG w punktach zakupowych może być głównym dominującym, kryterium oceny. Źródła ciepła i energii elektrycznej LNG jako źródło energii dla obszarów zurbanizowanych Charakterystyka rynku LNG w Polsce Obecnie na terenie Polski istnieją dwa źródła wytwarzające LNG, są to: Zakład Odazotowania gazu ziemnego zlokalizowany w Odolanowie oraz w Grodzisku Wlkp. Produkcja LNG odbywa się w wyniku procesu przetwarzania gazu ziemnego zaazotowanego w gaz wysokometanowy. Technologia ta wymaga zastosowania głębokiego schładzania wydobytego surowca. LNG jest następnie dostarczany specjalistycznymi cysternami do stacji regazyfikacji LNG. Ponadto na terenie budowanego terminalu LNG w Świnoujściu przewidziano miejsce na przeładunek LNG do cystern kontenerowych oraz autocystern [10]. Dostawa LNG cysternami jest alternatywą dla tradycyjnego sposobu transportu gazu ziemnego gazociągami, jak również dla zastosowań tymczasowego zasilania instalacji gazowych odbiorców podczas prowadzenia prac remontowych na sieciach gazowych bądź bezpośrednio na urządzeniach gazowych [5]. Uruchomienie terminala LNG w Świnoujściu oprócz istotnego wpływu na wzrost bezpieczeństwa dostaw gazu na polskim rynku (dywersyfikacja dostaw), będzie miało również wpływ na sąsiadujące rynki energetyczne: Słowacji, Czech czy Węgier [6]. Jest to powiązane z równoległą rozbudową systemu przesyłowego w ramach korytarza Północ-Południe w środkowo-wschodniej części Europy oraz importem, wydobyciem, eksportem i magazynowaniem gazu. W Polsce sprzedaż skroplonego gazu ziemnego jest stosunkowo niewielka, około 42 mln Nm 3 LNG sprzedano na polskim rynku w 2013 roku, z czego ok. 81% zakontraktowała grupa DUON, prowadząca m.in. działalność obrotu i dystrybucji paliwami gazowymi [11]. Systemy dystrybucyjne oparte o LNG Wykorzystanie skroplonego gazu ziemnego (LNG) do zasilania obszarów zurbanizowanych jest możliwe i stosowane. Podjęcie decyzji o wyborze takiego wariantu zasilania, bądź rozbudowy liniowej, wymaga jednak zastosowania właściwych metod planowania, uwzględniających zarówno stronę popytu jak i podaży lokalnego rynku gazu. Podejście takie pozwala na prowadzenie racjonalnej polityki inwestycyjnej. W procesie planowania rozwoju systemu gazowego opartego o LNG można wykorzystać ogólny algorytm planowania zrównoważonego rozwoju systemów gazowych [3]. Jako narzędzie decyzyjne w wyborze kompromisowych scenariuszy rozwoju lokalnego rynku LNG konieczne jest zastosowanie jednej z metod wielokryterialnego wspomagania podejmowania decyzji, na przykład metodę analizy hierarchicznej AHP. Metoda planowania rozwoju systemu LNG Metodyka obliczeń Algorytm planowania uwzględnia jed- Rys. 2. Schemat lokalnej sieci gazowej opartej o LNG Fig. 2. The scheme of local gas network based on LNG 6/

3 Ź noczesną analizę strony podaży i popytu rynku gazu ziemnego oraz w bloku decyzyjnym analizę hierarchiczną (AHP), jako narzędzie wielokryterialnego wspomagania podejmowania decyzji. Elementem algorytmu jest wykorzystanie modelu preferencji decydenta dla agregacji ocen cząstkowych wariantów zasilania. Po zdefiniowaniu problemu decyzyjnego następuje określenie zbioru możliwych wariantów zasilania, który po aktywnej współpracy interesariuszy rynku gazu i konsultacjach społecznych pozwala wyłonić podzbiór dopuszczalnych wariantów zasilania. Te natomiast podlegają ocenie wielokryterialnej. Zbiór kryteriów oceny uzależniony jest od skali prowadzonych analiz. W następnym kroku (I) budowana jest hierarchiczna struktura problemu decyzyjnego, (II) definiowanie preferencji decydenta, (III) konstruowanie macierzy porównań parami, (IV) wyznaczanie wektorów własnych macierzy i znormalizowanej macierzy ocen, (V) badanie spójności oraz (VI) tworzenie rankingu końcowego wg hierarchii uzyskanych ocen. W przypadku wątpliwości w kwestii otrzymanych wyników, algorytm pozwala powrócić do danych wejściowych w celu przekonstruowania ocen. Tabela 3. Dane charakterystyczne analizowanego projektu Table 3. Characteristic data of analyzed project Wyszczególnienie Dane Jednostka Początkowe zapotrzebowanie na 713,70 tys. m 3 /rok Docelowe zapotrzebowanie na, z czego: 3 341,50 tys. m 3 /rok potrzeby c.o., c.w., przygotowanie posiłków 1 433,50 tys. m 3 /rok potrzeby c.o., c.w., technologia 1 908,00 tys. m 3 /rok Szacowana docelowa liczba odbiorców, z czego: 607 odb. odbiorcy indywidualni 598 odb. odbiorcy adresowani, tj. przemysł, usługi, użyteczność publiczna, etc. 9 odb. Odległość od istniejącej sieci gazowej 16,3 km Odległość od możliwych punktów załadunkowych LNG: punkt zakupowy LNG 1 (proj. terminal LNG Świnoujście) 500 km punkt zakupowy LNG 2 (Odolanów) 150 km punkt zakupowy LNG 3 (Grodzisk Wlkp.) 200 km Tabela 4. Wybrane kryteria analizowanego projektu Zbiór kryteriów decyzyjnych oraz struktura problemu decyzyjnego Kryteria oceny projektu inwestycyjnego, które uwzględniono w analizie AHP to: (I) techniczne, (II) ekonomiczne, (III) społeczno-środowiskowe oraz (IV) ryzyka. W ramach kryteriów głównych wyróżniono następujące podkryteria (tabela 2). Tabela 2. Kryteria i podkryteria oceny Table 2. Decision criteria and subcriteria Kryteria Podkryteria dostęp do źródeł gazu ziemnego parametry paliwa gazowego w punkcie techniczne wejścia do systemu gazowego zapotrzebowanie na nakłady inwestycyjne ekonomiczne ocena efektywności ekonomicznej koszty dostawy gazu ziemnego społecznośrodowiskowe ryzyka redukcja emisji CO 2 do środowiska naturalnego dostęp do sieci gazowej okres oczekiwania na dostawy gazu ziemnego ryzyko inwestycyjne ryzyko konkurencji ryzyko eksploatacyjne Cel główny Planowanie zasilania obszarów zurbanizowanych w skroplony (LNG) Kryterium techniczne Kryterium ekonomiczne Kryterium społeczno-środowiskowe Kryterium ryzyka dostęp do źródeł gazu ziemnego parametry paliwa gazowego w punkcie wejścia do systemu gazowego zapotrzebowanie na nakłady inwestycyjne ocena efektywności ekonomicznej koszty dostawy gazu ziemnego redukcja emisji CO 2 do środowiska naturalnego dostęp do sieci gazowej okres oczekiwania na dostawy gazu ziemnego ryzyko inwestycyjne ryzyko konkurencji ryzyko eksploatacyjne Cel nadrzędny Cel podrzędny Warianty Uwzględniając ww. kryteria oceny oraz zidentyfikowane warianty zasilania obszaru urbanistycznego stworzono hierarchiczną strukturę problemu decyzyjnego, którą przedstawia rys. 3. Do obliczeń przyjęto model preferencji Wariant 1 rozbudowa liniowa sieci gazowej w celu gazyfikacji gminy Wariant 2 gazyfikacja przy zastosowaniu stacji regazyfikacji LNG (punkt zakupowy 1) Rys. 3. Struktura hierarchiczna problemu decyzyjnego Fig. 3. Hierarchy structure of decision problem Wariant 3 gazyfikacja przy zastosowaniu stacji regazyfikacji LNG (punkt zakupowy 2) Wariant 4 gazyfikacja przy zastosowaniu stacji regazyfikacji LNG (punkt zakupowy 3) 12 6/2014

4 Rys. 5. Wybrane dane charakterystyczne analizowanego projektu Fig. 5. Chosen characteristic data of analyzed project decydenta SEKTOR GAZOWY reprezentatywnie dla operatora systemu dystrybucyjnego oraz model preferencji GMINA w odniesieniu do samorządów terytorialnych [3]. Obliczenia dla wybranego obszaru urbanizowanego Opis obszaru Analizowanym obszarem urbanistycznym jest gmina miejsko-wiejska zlokalizowana na terenie Województwa Wielkopolskiego. Potencjalnie potrzeby energetyczne tego rynku regionalnego mogą zostać zaspokojone gazem ziemnym, który może zostać dostarczony w drodze: (I) rozbudowy liniowej bądź (II) lub poprzez zastosowanie stacji LNG tworząc tzw. wyspowy obszar dystrybucyjny. Dane charakterystyczne analizowanego projektu przedstawia tabela 3. Źródła ciepła i energii elektrycznej Obliczenia Po określeniu danych opisujących stronę popytu i podaży regionalnego rynku gazu, w kolejnych krokach algorytmu planowania zgodnie z analizą hierarchiczną AHP, porównano parami macierze ocen poszczególnych kryteriów i podkryteriów oraz analizowane warianty rozwiązań. Na rys. 4 przedstawiono wyniki uzyskanych porównań osobno dla przyjętego modelu preferencji SEKTOR GAZOWY i GMINA. W wyniku powyższego otrzymano uszeregowane warianty pod kątem założonej preferencji decydenta, z której wynika racjonalność budowy wyspowej strefy dystrybucyjnej ze stacją LNG zasilaną gazem dowożonym z odazotowania w Odolanowie (Wariant 3). Dzięki zachowaniu racjonalnej polityki inwestycyjnej i taryfowej, kalkulowane ceny gazu ziemnego analizowanych pro- Rys. 4. Wyniki porównań parami macierzy ocen poszczególnych kryteriów i podkryteriów Fig. 4. Results of calculations of pair comparison using criteria and subcriteria Tabela 5. Porównanie średnich cen nośników energetycznych Table 5. Comparison of average energy carrier prices Wyszczególnienie (Wariant 1) (Wariant 2) (Wariant 3) (Wariant 4) olej opałowy gaz płynny LPG Średnia cena netto 1,74 [zł/m 3 ] 2,63 zł/m 3 ] 2,46 [zł/m 3 ] 2,49 [zł/m 3 ] 3,04 [zł/litr] 3,09 [zł/litr] Wartość opałowa [kwh/litr] 7,20 [kwh/litr] Średnia cena netto 0,174 0,263 0,246 0,249 0,304 0,429 UWAGA: ww. przeliczenia cen na jednostki energii nie uwzględniają sprawności konwersji energii poszczególnych paliw, dodatkowych kosztów (np. dzierżawy zbiorników, etc). 6/

5 Ź Rys. 6. Wpływ zmian kosztów składowych na zmianę ceny końcowej paliwa gazowego Fig. 6. The influence of changes of cost items on the final cost of gas fuel jektów, w których uwzględniano dostawę skroplonego gazu ziemnego LNG, mogą być konkurencyjne do substytucyjnych nośników energetycznych, tj. olej opalowy czy gaz płynny LPG. Przykładowe porównanie cen nośników energetycznych przedstawia tabela 5. Jako uzupełnienie powyższych obliczeń wykonano analizę wrażliwości (rys. 6) wpływu zmiany kosztu zakupu LNG, transportu LNG oraz usługi regazyfikacji i dystrybucji na zmianę kalkulowanej ceny końcowej paliwa gazowego wg zależności (1) (1): k i gdzie: c j wyznaczana (zmieniana) średnia cena jednostkowa gazu ziemnego c j,nom bazowa średnia cena jednostkowa gazu ziemnego (cena nominalna) i-ty koszt składowej ceny jednostkowej gazu ziemnego (koszt zakupu LNG, koszt transportu LNG, koszt usługi regazyfikacji, koszt usługi dystrybucji). Dyskusja wyników obliczeń Uzyskane wyniki analizy AHP wspomagają decydenta na etapie planowania inwestycji w wyborze sposobu zasilania obszaru zurbanizowanego. W szczególności dotyczy to obszarów oddalonych od istniejącej infrastruktury gazowej, z której tradycyjnie następuje rozbudowa liniowa sieci gazowej dystrybucyjnej. Zastosowanie LNG jako paliwa zasilającego strefę dystrybucyjną stanowi alternatywę dla liniowej rozbudowy sieci gazowej. Alternatywa ta może być w szczególności atrakcyjna w warunkach polskich po uruchomieniu terminalu LNG w Świnoujściu. Jednakże tego typu zasilanie obszarów zurbanizowanych charakteryzuje wrażliwość na uwarunkowania zewnętrzne, przede wszystkim o charakterze ekonomicznym. Kalkulowana cena końcowa sprzedaży gazu ziemnego wpływa najbardziej na efektywność ekonomiczną projektu (NPV) gazyfikacji opartego o LNG [4]. Przeprowadzona analiza wrażliwości pozwoliła wykazać, iż zmiana ceny zakupu LNG (locco punkt zakupowy) ma największy wpływ na kalkulację cen sprzedaży. Inne istotne wielkości wpływające na tę cenę to: koszty dystrybucji, koszty regazyfikacji oraz koszty transportu LNG. Przykładowo ok. 5% wzrost kosztu zakupu LNG powoduje ok. 3% wzrost kalkulowanej ceny końcowej gazu ziemnego. Zmiana kosztów dystrybucji gazu ziemnego o 5% wpływa natomiast na zmianę cen końcowych na poziomie 1%. Zmiana kosztów regazyfikacji i transportu LNG wykazuje najmniejszy wpływ na zmianę kalkulowanych cen sprzedaży. Podsumowanie i wnioski Przeprowadzona analiza możliwości wykorzystania skroplonego gazu ziemnego (LNG) do zasilania obszarów zurbanizowanych pozwala na sformułowanie następujących wniosków końcowych: planowanie zasilania obszarów zurbanizowanych gazem ziemnym powinno być oparte o analizę wielokryterialną dopuszczalnych technicznie wariantów, związanych z rozbudową liniową sieci gazowej bądź wykorzystaniem LNG, kalkulowana cena końcowa gazu ziemnego, bazująca na kosztach zakupu i transportu LNG oraz kosztach dystrybucji i regazyfikacji powinna zostać odniesiona do cen jednostkowych dostawy innych nośników energii, tak by zachować efektywność ekonomiczną, cena zakupu LNG oraz wybór punktu zakupowego są najbardziej istotnymi czynnikami kalkulacji ceny końcowej gazu ziemnego, pozostałe istotne wielkości, które należy uwzględnić w analizie ekonomicznej to: koszty usług dystrybucji, regazyfikacji i transportu LNG. Relacja kosztów składowych oraz kalkulowanych cen sprzedaży gazu ziemnego w odniesieniu do cen innych nośników energetycznych dostępnych na rynku zawęża możliwości zastosowania skroplonego gazu ziemnego, jako źródła zasilania obszarów zurbanizowanych. Z drugiej strony zastosowanie gazu ziemnego w wyspowych źródłach energii jako alternatywy dla oleju opalowego czy gazu płynnego, daje realną możliwość podniesienia jakości powietrza w obszarach zurbanizowanych dzięki obniżeniu poziomu emisji ditlenku węgla. Stąd istotnym elementem planowania energetycznego w obszarach zurbanizowanych jest współpraca operatorów systemu dystrybucyjnego, sprzedawców gazu oraz samorządów terytorialnych, którzy ustawowo odpowiadają za stworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju, bezpieczeństwa energetycznego, dostępu do sieci gazowej i zaopatrzenia w paliwo gazowe. Operator systemu dystrybucyjnego wraz z samorządem terytorialnym planując gazyfikację obszarów powinni w procesie planowania analizować całkowite koszty usług dystrybucji i regazyfikacji LNG oraz rozbudowy dystrybucyjnej sieci gazowej. LITERATURA [1] World LNG Report 2014 Edition. News, views and knowledge on gas worldwide., 2014, p [2] World LNG Report 2013 Edition. News, views and knowledge on gas worldwide., 2013, p [3] GRZĄDZIELSKI W., Planowanie zrównoważonego rozwoju systemu gazowego. Rozprawa doktorska, WBiIŚ Politechnika Poznańska, Poznań /2014

6 [4] KOSOWSKI P., WIELGUS G., Ocena rentowności stacji regazyfikacji oraz wyznaczenie minimalnej ceny za LNG z wykorzystaniem symulacji Monte Carlo. AGH Drilling Oil Gas. Vol. 29, No s [5] WOROCH T., KLONOWSKI K., LNG jako alternatywne źródło energii. Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne s [6] Polska może być hubem gazowym. Rozmowa z Jerome m Ferrierem, prezydentem IGU (Iternational Gas Union). Przegląd Gazowniczy. Grudzień s. 29. [7] WINTER J., Światowy rynek gazu ziemnego mity i fakty. Przegląd Gazowniczy. Grudzień s [8] [9] newsletter&utm_medium=link [10] [11] newsletter&utm_medium=link [12] newsletter&utm_medium=link Źródła ciepła i energii elektrycznej 6/