Kategoria: Power & Renewables PL

Nadchodzi zima: Czy odnawialne źródła energii mogą nas uniezależnić od rosyjskiego gazu?

Posted on by
One thing is clear – Europe needs to cover gas demand with alternative sources. The EU energy security is compromised if there is no diversification to cover Russian gas imports.

Jedno jest pewne – Europa musi pokryć zapotrzebowanie na gaz z alternatywnych źródeł. Bezpieczeństwo energetyczne UE będzie zagrożone, jeśli nie dojdzie do dywersyfikacji w celu zastąpienia importu rosyjskiego gazu. Import gazu do UE stanowi ponad 1 500 TWh i musi zostać zastąpiony alternatywnymi źródłami.

Kwestie bezpieczeństwa energetycznego wywołują ożywione dyskusje nie tylko w gabinetach polityków, zarządach i na konferencjach. Temat ten jest obecny również w życiu codziennym obywateli. Można usłyszeć szalone historie, a opinie są spolaryzowane i wahają się w obu kierunkach. Chociaż może się wydawać, że stoimy przed niemożliwym zadaniem przejścia z paliw kopalnych na odnawialne źródła energii, badania opinii publicznej pokazują w rzeczywistości wysoki stopień zgodności (9 na 10 Europejczyków zgadza się z tym) w odniesieniu do priorytetów polityki energetycznej UE czyli zapewnienia bezpiecznej, czystej i przystępnej cenowo energii dla wszystkich Europejczyków, w oparciu o nowe badanie Eurobarometru opublikowane przez Komisję Europejską.
 
Główne pytania koncentrują się na możliwości przeprowadzenia transformacji energetycznej oraz na odpowiednim harmonogramie. Nie jest to kwestia czy, ale jak i kiedy. Nasz zespół ds. energii, energetyki i górnictwa przyjrzał się bliżej temu zagadnieniu.
 
W marcu 2022 roku 85% zapotrzebowania UE na gaz pochodziło z importu. W tym 34% z Rosji, a tylko 17% z Norwegii. Zależność od rosyjskiego gazu w UE znacznie wzrosła, a jak pokazuje poniższy wykres niektóre kraje są całkowicie zależne od tego jednego źródła.

Źródło: GlobalData, Eurostat

Ponad 30% importowanego rosyjskiego gazu wykorzystywane jest do produkcji energii elektrycznej i cieplnej, a dodatkowe 25% zużywa sektor mieszkaniowy, a następnie produkcja przemysłowa – 21%. Trudno się dziwić, że zdolność Rosji do uzbrojenia się w energię tylko przyspieszyła presję na ceny konsumpcyjne, globalne łańcuchy dostaw i rynek pracy.

Droga do alternatywnych źródeł energii

Jedno jest pewne – Europa musi pokryć zapotrzebowanie na gaz z alternatywnych źródeł. Bezpieczeństwo energetyczne UE będzie zagrożone, jeśli nie dojdzie do dywersyfikacji w celu zastąpienia importu rosyjskiego gazu. Import gazu do UE stanowi ponad 1 500 TWh i musi zostać zastąpiony alternatywnymi źródłami.
 
Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) opracowała 10-punktowy plan dla Europy. Plan ten podzielony jest na 4 główne obszary działania:

Działania związane z gazem ziemnym

  • Brak nowych kontraktów na dostawy gazu z Rosją (kontrakty na 15 mld m3 mają wygasnąć do końca 2022 roku, a na 40 mld m3 do końca dekady).
  • Zastąpienie gazu rosyjskiego gazem z alternatywnych źródeł (30 mld m3 z innych krajów)
  • Minimalne zobowiązania do magazynowania gazu w celu zwiększenia odporności rynku (większe zatłaczanie zwiększy zapotrzebowanie na gaz i podniesie jego ceny)

Działania ukierunkowane na energetyczną efektywność

  • Przyspieszenie wymiany kotłów gazowych na pompy ciepła (zmniejszenie zużycia gazu niezbędnego do ogrzewania o dodatkowe 2 mld m3 rocznie)
  • Przyspieszenie poprawy efektywności energetycznej w budynkach i przemyśle (zmniejszenie zużycia gazu na ogrzewanie o dodatkowe 2 mld m3 rocznie)
  • Zachęcenie konsumentów do czasowej regulacji termostatów (zmniejszenie zużycia gazu o 10 mld m3 rocznie(!))

Działania ukierunkowane na energię odnawialną

  • Przyspieszenie realizacji projektów związanych z energią wiatrową i słoneczną (mogłoby zmniejszyć zużycie gazu o 6 mld m3).
  • Maksymalizacja produkcji z istniejących źródeł niskoemisyjnych, takich jak bioenergia i energia jądrowa (może przynieść 70 TWh, zmniejszając zużycie gazu w elektryczności o 13 mld m3).

Działania prorynkowe

  • Wprowadzenie krótkoterminowych środków chroniących wrażliwych odbiorców energii elektrycznej przed wysokimi cenami.
  • Zwiększenie wysiłków na rzecz dywersyfikacji i dekarbonizacji źródeł elastyczności systemu energetycznego.

Badania pokazują, że pomyślna realizacja planu może wyeliminować do 2030 roku zapotrzebowanie na rosyjski gaz. Udział energii odnawialnej w energetyce rośnie systematycznie od 2004 roku, osiągając obecnie 23%. Wodór jest postrzegany jako wsparcie dla sektora gazowego. Dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł energii (RED) oceniają możliwość wprowadzenia obowiązku blendingu w celu zwiększenia zrównoważonego rozwoju europejskiego systemu gazowego z obecnego 1% do 20%, ale nie bez poważnych dostosowań sieci i infrastruktury.

Poza zmniejszeniem uzależnienia od rosyjskiego gazu, co teraz wydaje się możliwe, należy rozważyć także różne inne aspekty transformacji energetycznej. Na razie zachowajmy spokój i postępujmy zgodnie z planem.

A co z ryzykiem?

We read and hear surprisingly little about the uncertainties, unknowns, and associated project risks of such undertaking. Known unknowns are what drive many scientific experiments, business intelligence and data analytics and refer to information whose existence is someone aware of but does not possess. They can also represent potential risks. They can also represent potential risks. Far worse are the unknown unknowns, pieces of unidentified information, or “things  we do not know that we don’t know”.

W planie uwzględniono kilka pozycji, których charakter niesie ze sobą nieodłączne ograniczenia i dlatego można je uznać za poważne ryzyko projektowe. Na przykład wyzwaniem jest sprzedaż i instalacja 30 mln pomp ciepła w jak najkrótszym czasie bez względu na ograniczone zdolności produkcyjne w skali globalnej, presję ze strony łańcucha dostaw i trudności logistyczne.
 
Przyspieszenie produkcji energii odnawialnej (UE wymaga ponad 900 TWh dodatkowej mocy do 2030 r.) wydaje się niezwykle mało prawdopodobne z wyżej wymienionych powodów , a także niemożliwe bez dodania nowych zakładów produkcyjnych, najlepiej bliżej domu, a nie za granicą. Oznacza to, że aby zrealizować to kolosalne zadanie w bardzo krótkim czasie, trzeba będzie pójść na ustępstwa techniczne i technologiczne. Ponadto należy zatrudnić i przeszkolić nowych pracowników zgodnie z bardzo wysokim standardem wymaganym przez stale rosnącą kompleksowość maszyn do wytwarzania energii odnawialnej (zwłaszcza turbin wiatrowych). Niedawne kryzysy w europejskim transporcie drogowym i lotniczym spowodowane po-COVIDowymi brakami kadrowymi pokazują, jak trudno jest zmobilizować i zapewnić dopływ wykwalifikowanej siły roboczej, aby sprostać wymaganiom biznesu związanego z zieloną energią.
 
Również infrastruktura sieci, transportu i magazynowania gazu będzie wymagała więcej niż gruntownego remontu, aby móc zastosować mieszanie wodoru ze względu na jego właściwości fizyczne i chemiczne (silnie korozyjne, a istniejące sieci nie zostały zbudowane z myślą o tym).
 
Wreszcie, interesujące byłoby zapoznanie się z szacunkami dotyczącymi nakładów kapitałowych niezbędnych do modernizacji systemów przesyłowych i dystrybucyjnych całej UE w celu dostosowania ich do zmiany topologii wynikającej z zastąpienia niewielkiej liczby centralnie dysponowanych aktywów wytwórczych (zlokalizowanych w pobliżu największych przemysłowych odbiorców energii elektrycznej) dużą liczbą rozproszonych źródeł odnawialnych zlokalizowanych na całym kontynencie i w sąsiednich morzach.
 
Do tego czasu Europa będzie musiała utrzymać swoje elektrownie węglowe (np. Niemcy już rozpoczęły postępowanie prawne w celu zniesienia zakazu eksploatacji elektrowni cieplnych po 2022-23 roku).
 
Poza tym rok 2030 oddalony jest jeszcze o 7,5 roku, a przecież zima czeka nas już za kilka miesięcy.

Powiązane artykuły

Więcej artykułów

Zviadi Vardosanidze

Group Practice Leader Energy, Power and Mining

T +43 664 962 39 04

Czytaj dalej “Nadchodzi zima: Czy odnawialne źródła energii mogą nas uniezależnić od rosyjskiego gazu?”

Ubezpieczenie morskich farm wiatrowych (offshore)

Posted on by

Firmy inwestujące w sektor morskiej energetyki wiatrowej potrzebują partnera w zakresie zarządzania ryzykiem, który posiada wiedzę i doświadczenie przy tworzeniu dostosowanych do ich potrzeb rozwiązań w zakresie doradztwa i ubezpieczeń.

Co więcej, posiadanie partnera ubezpieczeniowego, kompetentnego i doświadczonego w zakresie współpracy z podmiotami finansującymi i pozostałymi stronami zaangażowanymi w proces inwestycyjny przy ustalaniu realistycznych i rozsądnych wymogów ubezpieczeniowych jest kluczowe. W tym sektorze GrECo jest liderem na rynku. Wybór odpowiedniego partnera w zakresie doradztwa i pośrednictwa ubezpieczeniowego będzie miał znaczący i długoterminowy wpływ na strategię prawną, zakupową i ubezpieczeniową, której celem jest redukcja kosztów i maksymalizacja rozwiązań w zakresie ubezpieczeń i zarządzania ryzykiem.

Wsparcie całego cyklu

Wykorzystując naszą wiedzę, doświadczenie i ogromne zaangażowanie dostarczamy naszym klientom rzetelne, specjalistyczne ekspertyzy dotyczące morskiej energetyki wiatrowej. Pracujemy nad projektami związanymi z morską energetyką wiatrową, oferujemy alokację ryzyka kontraktowego, analizę zarządzania ryzykiem projektowym i finansowym oraz tworzymy strategie ubezpieczeniowe, które umożliwiają naszym klientom ochronę przepływów pieniężnych i zabezpieczenie ograniczonego kapitału w całym cyklu funkcjonowania morskiej energetyki wiatrowej (przetarg, uzgodnienie, rozwój, zamówienie, budowa, eksploatacja i likwidacja).

Innowacyjne rozwiązania poparte wieloletnim doświadczeniem

GrECo jest niezależną, prywatną firmą rodzinną; nasz sukces i reputacja to wynik partnerskich relacji z każdym klientem. GrECo jest w stanie zapewnić innowacyjne, szerokie podejście do ryzyka i ubezpieczenia morskich farm wiatrowych na lokalnych i międzynarodowych rynkach ubezpieczeniowych, poparte najwyższym poziomem świadczonych usług, a takżepełnym zrozumieniem wyzwań jakie stoją za morskim projektem wiatrowym oraz pełną przejrzystością kosztów.

GrECo wraz z partnerami posiada potwierdzone przez klientów doświadczenie w zakresie zarządzania ryzykiem i ubezpieczeń, oferując głęboką wiedzę na temat sektora i doskonałość usług w całym cyklu funkcjonowania dużych projektów energii odnawialnej dla deweloperów, operatorów i inwestorów.

Zviadi Vardosanidze

Group Practice Leader Energy, Power and Mining

T +43 664 962 39 04

Michał Olszewski

Michał Olszewski

Dyrektor Sektora Energetyki i Górnictwa
Broker ubezpieczeniowy i reasekuracyjny

T+  48 723 979 990

Czytaj dalej “Ubezpieczenie morskich farm wiatrowych (offshore)”

Ubezpieczenia projektów Morskich Farm Wiatrowych

Posted on by

Potencjał energetyczny polskiej części Morza Bałtyckiego uznaje się za jeden z największych w regionie. Z tego właśnie powodu MFW mają stać się kluczowym elementem polskiego systemu energetycznego.

Rosnące w ałej Europie ceny prądu oraz zobowiązania wynikające z polityk klimatycznych sprawiają, że energetyka zwraca się w kierunku energii odnawialnej. Za szczególnie perspektywiczne uważa się morskie farmy wiatrowe (MFW). Farmy na morzu pozwalają na generowanie ogromnych mocy z wykorzystaniem przestrzeni do tej pory niezagospodarowanych.
 
W artykule opublikowanym w Miesięczniku Ubezpieczeniowym Michał Olszewski poszukuje odpowiedzi na następujące pytania:

  • Dlaczego MFW wymagają odpowiedniego zakresu ochrony ubezpieczeniowej?
  • Jakie inne produkty są rozpatrywane przez inwestorów?
  • Na jakie zagrożęnia narażone są projekty morskich farm wiatrowych?
  • Jak wygląda rynek ubezpieczeniowy w tym segmencie?

Artykuł można pobrać tutaj.

Michał Olszewski

Michał Olszewski

Dyrektor Sektora Energetyki i Górnictwa
Broker ubezpieczeniowy i reasekuracyjny

T+  48 723 979 990

Czytaj dalej “Ubezpieczenia projektów Morskich Farm Wiatrowych”

Elektrownie i instalacje fotowoltaiczne

Posted on by

Systemy fotowoltaiczne są jednym z najpopularniejszych odnawialnych źródeł energii na świecie. Podobnie sytuacja wygląda w Polsce, na koniec kwietnia 2021 r. fotowoltaika osiągnęła poziom 4 690 MW mocy zainstalowanej. Zgodnie z prognozami ekspertów przyszłość tego typu instalacji w Polsce rysuje się w jasnych barwach.

Zarówno małe przydomowe instalacje, jak i wieloskalowe projekty przeżywają rozkwit. Fotowoltaika cieszy się ogromnym powodzeniem z kilku podstawowych powodów:

  • Koszty wyprodukowania energii ze źródeł odnawialnych – takich jak wiatr i fotowoltaika – drastycznie się obniżają, tak że są one w stanie konkurować ze źródłami konwencjonalnymi. Ekonomia skali i innowacje już teraz sprawiają, że energia odnawialna staje się najbardziej zrównoważonym rozwiązaniem, nie tylko pod względem środowiskowym, ale również ekonomicznym.
  • Technologia paneli fotowoltaicznych przez lata była dopracowywana. Dzisiaj produkowane panele posiadają bardzo wysoką wydajność i utrzymują ją przez długie lata. Jednocześnie technologia stała się tańsza i bardziej dostępna.
  • Bardzo istotną zachętą do inwestycji w fotowoltaikę są coraz liczniejsze programy dotacji, które są oferowane przez państwo czy też Unię Europejską.
  • Energia fotowoltaiczna nie emituje gazów cieplarnianych, które powodują globalne ocieplenie w procesach wytwarzania energii, co czyni ją najczystszym i najbardziej realnym rozwiązaniem zapobiegającym degradacji środowiska.
  • W porównaniu z konwencjonalnymi źródłami energii, takimi jak węgiel, gaz, ropa naftowa i energia jądrowa, których zasoby są ograniczone, czyste energie są tak samo dostępne jak słońce, z którego pochodzą, i dostosowują się do naturalnych cykli, stąd ich nazwa “odnawialne”. Czyni je to niezbędnym elementem zrównoważonego systemu energetycznego, który pozwala dziś na rozwój bez narażania na ryzyko przyszłych pokoleń.
  • Ponadto, energia fotowoltaiczna jest dostępna praktycznie wszędzie, co przyczynia się do zmniejszenia importu energii oraz do tworzenia dobrobytu i lokalnych miejsc pracy.
  • Z tych powodów produkcja energii elektrycznej z wykorzystaniem energii fotowoltaicznej i jej efektywne wykorzystanie przyczynia się do zrównoważonego rozwoju.

Nie takie zielone

Czy panele słoneczne są naprawdę tak “zielone”? Wpływ paneli słonecznych na środowisko jest szeroko dyskutowany i komentowany. Okazuje się, że energia słoneczna nie jest doskonała.

Produkcja paneli wymaga zużycia większej ilości energii i wykorzystania sprzętu spalającego paliwa kopalne do wydobycia, produkcji i transportu niż oszczędza instalacja w procesie eksploatacji.

Do produkcji ogniw fotowoltaicznych, które przekształcają światło słoneczne w energię elektryczną, używa się toksycznych materiałów i substancji chemicznych. Niektóre słoneczne systemy grzewcze wykorzystują potencjalnie niebezpieczne płyny do przenoszenia ciepła. Wycieki tych materiałów mogą być szkodliwe dla środowiska.

Instalacja fotowoltaiczna może pracować kilkanaście, a nawet kilkadziesiąt lat. Jednak coraz częściej pada pytanie, jaki los czeka panele po zakończeniu eksploatacji. Co się dzieje, gdy panele słoneczne ulegają uszkodzeniu lub są wycofane z eksploatacji? Ile kosztuje i jakie niesie konsekwencje dla środowiska utylizacja czy nawet recykling podzespołów? Fotowoltaika jest stosunkowo młodą dziedziną energetyki, dlatego ten ostatni aspekt będzie miał większe znaczenie dopiero za kilkanaście lat. Rozsądni Inwestorzy powinni jednak myśleć o tym już na etapie planowania inwestycji.

Co się dzieje, gdy panele słoneczne ulegają uszkodzeniu lub są wycofane z eksploatacji? Chociaż recykling paneli słonecznych nie stał się jeszcze poważnym problemem, to w nadchodzących dekadach stanie się nim, ponieważ panele słoneczne będą wymagały wymiany. Obecnie moduły słoneczne mogą być utylizowane wraz z innymi standardowymi odpadami elektronicznymi. Kraje, w których nie ma solidnych systemów utylizacji e-odpadów, są bardziej narażone na problemy związane z recyklingiem.

Podejście ubezpieczycieli

A w jaki sposób ubezpieczyciele postrzegają segment instalacji fotowoltaicznych? W ostatnim czasie podejście rynku ubezpieczeniowego uległo znaczącej zmianie. Ubezpieczyciele mocno zaostrzyli warunki oferowanej ochrony ubezpieczeniowej, jak również podnieśli ceny. Zmiana związana jest z bardzo niskimi poziomami franszyz redukcyjnych, wysoką częstością występowania szkód oraz ekspozycją na szkody naturalne.

Tendencja końca roku 2020 oraz początku roku 2021 pokazuje, że nawet w przypadku wznowienia bezszkodowej polisy jej cena rosła średnio o 12,5%-15%. Dodatkowo duża część rozszerzeń zakresowych, takich jak ryzyko cybernetyczne, terroryzm czy rozszerzenie odpowiedzialności o szkody związane z pracami budowlano-montażowymi znikają z ofert.

Podstawowe ryzyka występujące podczas użytkowania instalacji fotowoltaicznych:

  • zdarzenia naturalne: huragan, gradobicie, piorun, nacisk śniegu, mróz, pożar
  • błędy projektowe i wykonawcze
  • kradzież (w szczególności z instalacji posadowionych w miejscach odludnych – pola) i wandalizm
  • przegryzienie kabli przez gryzonie (w braku izolacji odpornej na przegryzienie)
  • zagrożenia pochodzące z samych instalacji PV, umieszczonych na dachach: porażenie użytkownika prądem ze względu na trwale występujące wysokie napięcia, zatrucia toksycznymi gazami, odrywające się i spadające elementy.

Pozostałe przyczyny uszkodzeń:

  • niewłaściwa liczba lub złe wymiary mocowań przenoszących obciążenia
  • nieuwzględnienie w projekcie obliczeń statycznych budynków, na których montuje się panele
  • promienie UV i cykle termiczne powodujące dostawanie się wilgoci i wody z opadów do uszczelnionych sekcji instalacji
  • awarie przetwornika mocy wskutek zużycia prowadzące do przestojów instalacji (czas życia przetwornika =~czas życia innych komponentów elektronicznych)
  • wadliwa instalacja elektryczna.

Szkody* wyrządzone przez żywioły naturalne: 51% ilościowo i 54% kwotowo powodowane jest przez:

  • przepięcia – pośrednie i bezpośrednie uderzenie pioruna
  • burze
  • ciężar śniegu
  • gradobicie.

Szkody wyrządzone przez pozostałe przyczyny: 49% ilościowo i 46% kwotowo powodowane jest przez:

  • pożar
  • kradzież
  • inne, różnorodne przyczyny.

*dane przygotowane na podstawie doświadczeń szkodowych reasekuratorów z Niemiec.

Artykuł ukazał się w magazynie Spotlight “Wiatr zmian w energetyce” we wrześniu 2021 roku.

Marzena Miszczak

Broker ubezpieczeniowy

T +48 785 091 751

Czytaj dalej “Elektrownie i instalacje fotowoltaiczne”

Elekrownie wodne – ocena ryzyka

Posted on by

Stale rosnące ceny energii elektrycznej, a także coraz większe zanieczyszczenie powietrza atmosferycznego wymuszają konieczność poszukiwania tańszych i bardziej ekologicznych technologii produkcji. Jest to powodem do zwiększenia wykorzystania odnawialnych źródeł energii (OZE) na terenie Polski.

Rozwój energetyki opartej na odnawialnych źródłach ma istotne znaczenie dla realizacji podstawowych celów polityki energetycznej. Promowanie wykorzystania OZE pozwala na zwiększenie urozmaiconych źródeł dostaw oraz stworzenie warunków do rozwoju różnorodnej energetyki.

Jednym z takich źródeł jest energia spadku wody oraz przepływów rzecznych pozyskiwana w elektrowniach wodnych. Do energetyki wodnej zaliczamy zarówno energię mórz, jak i wód śródlądowych. Największa elektrownia w Polsce znajduje się w Żarnowcu i wytwarza 716 MW mocy. Jednak większość hydroelektrowni w Polsce to małe elektrownie wodne (MEW), instalacje których moc nie przekracza 5MW.

Historia energetyki wodnej sięga czasów starożytnych Chin i Indii. Wtedy powstały pierwsze prymitywne koła wodne, które zastąpiły siłę mięśni. Pierwsze młyny wodne istniały w Polsce już w XII wieku.

Według raportu Urzędu Regulacji Energetyki w roku 2020 ilość mocy zainstalowanej pochodzącej z instalacji hydroenergetycznych wynosiła 976,047 MW.

Jasne i ciemne strony energetyki wodnej

Do zalet energetyki wodnej zaliczyć można przede wszystkim ich naturalny charakter i odnawialność źródła. Energia wodna pozwala na unikanie korzystania z paliw kopalnych, które powodują znaczną emisję CO2. Korzystanie z energii wodnej nie generuje do atmosfery żadnych szkodliwych substancji. Koszt wytworzenia energii za pomocą źródeł hydrotechnicznych jest znacznie niższy niż przy zastosowaniu konwencjonalnych materiałów.

Woda stanowi też dosyć stabilne źródło energii. W porównaniu z takimi „surowcami” jak wiatr czy słońce znacznie łatwiej jest przewidzieć czy oszacować możliwości energetyczne elektrowni wodnej.
Budowa elektrowni wodnych niesie ze sobą również korzyści niezwiązane bezpośrednio z samą produkcją energii. Poprzez tworzenie systemów zapór, regulację biegów rzek, w wielu wypadkach piętrzenie wpływa na regulację poziomu rzek, jest to bardzo ważne szczególnie w przypadku pojawienia się fali powodziowej.
 
Należy liczyć się również z niekorzystnymi aspektami energetyki wodnej. Głównym jej mankamentem jest dość duża ingerencja w środowisko naturalne. Przede wszystkim budowa samej elektrowni wiąże się z koniecznością spiętrzenia wód, co wpływa na modyfikację otoczenia jak również życia ludzi i zwierząt.

Kolejną kwestią jest zamulenie dna rzek i zbiorników co powoduje problemy z migracją ryb. Ryby doznają również uszkodzeń na skutek zderzeń z turbiną, pędu przepływu wody, zmian ciśnienia i choroby gazowej. Skala śmiertelności ryb na skutek przejścia przez turbinę dochodzi nawet do 60%. W celach prewencyjnych instaluje się bariery, systemy oprowadzania ryb i rozmaite odstraszacze (np. pole elektryczne, kurtyny z pęcherzyków powietrza, światło lamp, dźwięki), jednak nie są one wystarczająco skuteczne, ponieważ po pewnym czasie ryby przyzwyczajają się do nich.

Budowa elektrowni wodnej jest znacznie droższa od budowy elektrowni konwencjonalnej, a sam proces przygotowawczy jest bardzo długi ze względu na ogrom biurokracji niezbędnej przy tego typu przedsięwzięciach.
Mieszkańcy terenów w okolicy elektrowni wodnych narzekają na wysoki poziom hałasu, który utrudnia im życie.

Zagrożenia towarzyszące elektrowniom wodnym

Należy pamiętać, że energetyka wodna niesie ze sobą dość spore ryzyko. Nagromadzenie wody następuje poprzez tamę, następnie woda przekazywana jest ze zbiornika poprzez turbinę w celu wytworzenia energii. W wyniku pęknięcia tamy może dojść do ogromnych zniszczeń i pozbawienia życia wielu osób. Niesie to ze sobą ogromne straty ekonomiczne i środowiskowe.

Ponadto, zmiany pogodowe mogą znacząco wpłynąć na produkcję energii, ponieważ zmienią one dostępność lokalnych źródeł wody. Susza może odgrywać znaczącą rolę w produkcji energii wodnej. W przypadku wystąpienia suszy energetyka wodna staje się ograniczonym źródłem produkcji energii. Dla właścicieli elektrowni wodnych przedłużająca się susza może być znaczącym problemem. Wówczas często ponoszą oni dotkliwe straty związane ze swoją działalnością. Warto też zauważyć, iż mimo że energetyka wodna jest przewidywalnym i stosunkowo bezpiecznym źródłem energii, to w przypadku suszy może zostać zachwiana równowaga energetyczna. Dotyczy to sytuacji, gdy istnieje znaczny udział produkcji energii z elektrowni wodnych w systemie energetycznym i system nie jest wspomagany konwencjonalnym wytwarzaniem energii lub wytwarzaniem energii przez inne odnawialne źródła.
 
Oprócz standardowych ryzyk naturalnych, które zagrażać mogą instalacjom hydroenergetycznym, takich jak: powódź, zalanie, huragan, deszcz nawalny czy działanie ciężaru śniegu, wyróżnić można szereg ryzyk typowych. Są nimi m.in.: śryż, zatory lodowe, wysokie przepływy wody, zanieczyszczenia znajdujące się w rzekach.
Śryż lodowy jest początkowym etapem tworzenia się pokrywy lodowej. To kawałki lodu o średnicy kilku centymetrów dryfujące na powierzchni wody, najczęściej w rzekach. Nagromadzona duża ilość śryżu, natrafiając na przeszkodę, powodować może zator lodowy lub podniesienie poziomu wody i ogromną siłę nacisku. W wyniku niskich temperatur mogą powstawać zatory lodowe, a także oblodzenie krat wlotowych. Okres zimowy jest trudnym czasem dla prawidłowego funkcjonowania instalacji hydrotechnicznych.
W rejonach górskich, gdzie występuje znaczna odległość między ujęciem wodnym a lokalizacją budynku połączenie realizowane jest za pośrednictwem rurociągu. Podczas mrozów następuje oblodzenie, w wyniku czego dochodzi do zmniejszenie średnicy i przepuszczania mniejszej ilości wody.
 
Zdarzają się także katastrofy małych elektrowni wodnych spowodowane błędami projektowymi, błędną kwalifikacją geologiczną, niepoprawnym wykonawstwem, rozmyciem korpusu,
korozją, awarią urządzeń. W szczególności zwraca się uwagę, że przyczynami katastrof MEW jest mała odporność na oddziaływanie spiętrzonej wody. W takiej sytuacji uszkodzeniu ulec może stacjonarny i przenośny sprzęt elektroniczny – aparatura kontrolno-pomiarowa, systemy alarmowe oraz
wykorzystywane maszyny i urządzenia, takie jak turbiny wodne wraz z układem sterowania oraz przeniesienia napędu, generatory, silniki, układy pomiarowe, a także instalacje elektryczne.

Ubezpieczenie elektrowni wodnych

Warunkiem ubezpieczenia elektrowni wodnej jest konieczność dokonywania corocznego
przeglądu zwykłego i raz na cztery lata remontu średniego oraz co najwyżej 10-letni okres od remontu kapitalnego. W każdym roku powinny być również wykonywane pomiary drgań w czasie eksploatacji.
Instalacja składa się m.in .z korpusu budowlanego, turbiny, turbozespołów, generatorów, rozdzielni, szaf sterujących, trafostacji. Urządzenia te powinny posiadać zidentyfikowane parametry techniczne wyszczególnione w umowie ubezpieczenia.
 
Program ubezpieczeniowy powinien przede wszystkim zapewnić ochronę mienia od zniszczenia na skutek zdarzeń losowych, a także szkód polegających na utracie i uszkodzeniu. W zakresie podstawowym należałoby pamiętać również o zapewnieniu ochrony budynków, turbin, generatorów, stacji transformatorowych od ryzyk naturalnych takich jak oblodzenie na ujęciach wodnych. Warto również rozszerzyć zakres ubezpieczenia o ryzyka związane z działalnością człowieka (błędy projektowe i operacyjne) oraz utraty zysku.
 
Wybrane wyłączenia zakresu typowe dla elektrowni wodnych:

  • zaniedbania związane z okresowymi przeglądami i remontami
  • akty terroru
  • rażące niedbalstwo obsługi, a także obsługa przez osoby nieuprawnione
  • niestosowanie się do ustaleń kontrolnych.

Podstawową informacją w ubezpieczeniach majątkowych jest wartość ubezpieczeniowa oraz ustalona suma ubezpieczenia. Powinna uwzględniać nie tylko koszty początkowe, ale i wartość napraw, remontów, modernizacji, a także procesy zużycia technicznego. Suma ubezpieczenia jest podstawą do obliczenia składki za ubezpieczenie. Z uwagi na to, iż szkody mogą dotyczyć poszczególnych podzespołów instalacji w polisie należy wyszczególnić wartości części składowych np. dla turbiny czy generatora.
 
Z punktu widzenia każdego ubezpieczyciela najważniejsza jest odpowiednia ocena i wycena ubezpieczanego ryzyka, tj. właściwe oszacowanie składki ubezpieczeniowej. Podstawowym warunkiem prawidłowego skalkulowania składki ubezpieczeniowej jest śledzenie danych statystycznych i analiza szkód (przyczyn, okoliczności, skutków). Warto również wziąć po uwagę warunki umów serwisowych, klasę jakości podzespołów i zastosowane zabezpieczenia.
 
Według obecnych szacunków na terenie Polski istnieje około 7,5 tys. obiektów hydrotechnicznych, które nie są wykorzystywane w celach energetycznych. Polska posiada zatem ogromne możliwości do rozwoju energetyki wodnej, zwłaszcza w zakresie MEW.
 
Głównymi czynnikami, od których uzależniony jest potencjał hydrotechniczny kraju, jest m.in. spadek koryta rzeki i przepływy wody. Na te ostatnie wpływ mają swoistość rzeki, obfitość opadów i stopień przepuszczalności gruntów. Im większe różnice w wysokościach terenu, tym większa moc wyprodukowana. Przewagą terenów górzystych jest łatwość w budowie elektrowni zbiornikowych i szczytowo-pompowych. Jednak Polska jako kraj nizinny, cechuje się małymi spadkami terenów, niezbyt obfitymi opadami i dużą przepuszczalnością gruntów. Dlatego potencjał hydroenergetyczny Polski jest stosunkowo niewielki i szacuje się go na 13,7 TWh/rok. Niestety, nawet te zasoby są wykorzystywane jedynie w 12%.

Artykuł ukazał się w magazynie Spotlight “Wiatr zmian w energetyce” we wrześniu 2021 roku.

Marzena Miszczak

Broker ubezpieczeniowy

T +48 785 091 751

Czytaj dalej “Elekrownie wodne – ocena ryzyka”

Ubezpieczenie parametryczne „Hydro River”

Posted on by

czyli ubezpieczenie stabilności finansowej zmniejszające ryzyko wynikające z niekorzystnych warunków pogodowych.

Być zależnym od pogody

Wyobraź sobie, że powodzenie gospodarcze twojej działalności jest całkowicie zależne od pogody, a dokładniej od Twoich umiejętności przewidywania pogody. Producenci energii ze źródeł odnawialnych stają przed takim problemem codziennie. Większość z ich podstawowych umiejętności dotyczy prowadzenia działalności, finansowania i technologii. Jednak niewielu posiada umiejętność przewidywania pogody. Dotyczy to wszystkich producentów energii wodnej, wiatrowej i słonecznej.
 
Nie jest to zaskoczeniem, ponieważ przewidywanie pogody z wyprzedzeniem zaledwie kilku dni może być uciążliwe. Podczas gdy przewidywanie z wyprzedzeniem wielu dni, tygodni, miesięcy czy lat może się okazać niemożliwe. W momencie budowy nowej elektrowni wiatrowej, wodnej czy słonecznej producenci energii polegają na danych pochodzących z badań wykonalności, aby wykluczyć ryzyko pogodowe.
 
Współpracują oni z zewnętrznymi firmami doradczymi, które ustalają, jaki powinien być poziom prawdopodobieństwa p50 dla produkcji w ramach projektu w oparciu o dostępne dane historyczne i opracowują model produkcji, w której wartość p50 jest podstawą założeń ekonomicznych.
 
Nie wszyscy wiedzą, że wartość p50 posiada sporą rozpiętość i nie jest dokładna w stopniu, który mógłby uzasadnić ogromne wydatki inwestycyjne w sektorze energii odnawialnych.
 
Uspokojony wartością p50 i rozkładem prawdopodobieństwa Gaussa, przyszły operator elektrowni zleca budowę, a kilka miesięcy lub lat później nowa elektrownia zostaje uruchomiona. W tym momencie dokładność prognoz pogody, na których zostały oparte projekcje finansowe, może okazać się nieaktualna. A nawet gdy okaże się aktualna, trudność z dokładnym przewidywaniem pogody nadal pozostaje..

Case study

W przypadku hydroelektrowni przepływowej sytuacja taka może być katastrofalna. Firma polega w 100% na rzeczywistym przepływie wody, a model działania nie pozwala na gromadzenie dużej ilości energii, jak to ma na przykład miejsce w przypadku producenta dysponującego zaporą wodną.
 
Stojąc przed takim ryzykiem, jeden z naszych klientów, który obsługuje kilka rzecznych zapór wodnych, zwrócił się do nas o możliwość złagodzenia ryzyka niepewności pogodowej. We współpracy z klientem pomogliśmy mu ustalić określone potrzeby związane z zarządzaniem ryzykiem oraz wymogi. Kiedy zapoznaliśmy się dokładnie z potrzebami klienta, wprowadziliśmy ubezpieczenie parametryczne, na podstawie którego zbudowaliśmy program ubezpieczeniowy ochrony firmy klienta przed przerwaniem działalności w wyniku szkód innych niż fizyczne. Dzięki dobrej współpracy i zaangażowaniu ze strony klienta oraz agencji oferującej ubezpieczenia parametryczne byliśmy w stanie poprawić naszą podstawową koncepcję i przygotować całkowicie nowe rozwiązanie, które skompensuje straty przychodów wynikające z braku przepływu wody w okresie rocznym.
 
W ten sposób narodziło się ubezpieczenie parametryczne „Hydro River” (ochrona przed zmianą parametru przepływu wód rzecznych). Stworzyliśmy złożony produkt, który chroni przed obniżonymi przychodami w wyniku braku przepływu wody w pięciu lokalizacjach produkcyjnych w trzech różnych krajach. Po dokładnej analizie taryf w każdej lokalizacji dążyliśmy do uzyskania najlepszej skuteczności.
 
Łagodząc skutki ryzyka pogodowego, które może doprowadzić do niedotrzymania zobowiązań, zapewniliśmy firmie silny fundament pod budowę nowego etapu rozwoju. Firma jest przekonana, że obecnie aktywa produkcyjne nie są zagrożone, nawet przy katastrofalnie niskim poziomie przychodów w danym roku. Klient może również zwiększyć dźwignię na aktywach bieżących i zwiększyć dostępność rezerwy środków pieniężnych, ponieważ rezerwa na środki pieniężne w związku ze zmiennością przyszłego przepływu wody rzecznej nie jest już potrzebna. Klient może się skupić wyłącznie na maksymalizacji wydajności produkcji oraz planowaniu strategicznym, ponieważ ma zagwarantowany minimalny przychód.

Artykuł ukazał się w magazynie Spotlight “Wiatr zmian w energetyce” we wrześniu 2021 roku.

Julien Desrosiers

Operation Executive

T +43 664 9624054

Czytaj dalej “Ubezpieczenie parametryczne „Hydro River””

Ogólnoeuropejski blackout – i co potem?

Posted on by

Ogólnoeuropejska awaria zasilania i infrastruktury, tzw. blackout, w ciągu kilku dni doprowadziłaby nasze społeczeństwo na skraj przepaści.

Na tak daleko idące braki w zaopatrzeniu nie są przygotowani ani ludzie, ani firmy, ani żadne państwo. Jesteśmy zanurzeni w niebezpiecznym i fałszywym poczuciu bezpieczeństwa.
Zastanówmy się jednak, jak bardzo realistyczny jest taki scenariusz i jakie miałby on konsekwencje.

Europejski system dostaw energii elektrycznej jest jednym z najbardziej niezawodnych na świecie. Jeśli weźmiemy pod uwagę ryzyko z matematycznego punktu widzenia, prawdopodobieństwo powszechnego braku energii jest bardzo niskie – w Europie przecież nigdy wcześniej nie doszło do podobnego zdarzenia.

Niemniej od lat rosną wymagania dotyczące bezpiecznej eksploatacji sieci, a wraz z nimi rośnie ryzyko wystąpienia zakłóceń lub awarii na dużą skalę. Powody tego są różnorodne. Począwszy od rynku energii elektrycznej, który nie zwraca uwagi na ograniczenia fizyczne, poprzez transformację energetyczną, ignorującą połączenia systemowe i wymuszającą wymianę poszczególnych elementów, aż po nowe zagrożenia wynikające z rozwoju połączeń międzysystemowych.

Pierwsza faza blackoutu

Zakłócenia w dostawie energii mogą się rozprzestrzenić na dużą część Europy w ciągu kilku sekund.
Prawdopodobnie zaś potrzeba tygodnia, aby cała europejska sieć połączeń znów funkcjonowała w dość stabilny sposób. To jednak tylko pierwsza faza przerwy w dostawie prądu, do której operatorzy sieci przygotowują się od lat. W innych obszarach, jako środek bezpieczeństwa, często stosuje się awaryjne generatory prądu. Mogą one jednak pokryć zaledwie ułamek rzeczywistego zapotrzebowania. Niestety mamy skłonność do przeceniania wydajności sieci oraz niedoceniania jej podatności na usterki.

Druga faza blackoutu

Zupełnie niedoceniana jest również druga faza przerwy w dostawie energii elektrycznej, aż do momentu przywrócenia stabilnego funkcjonowania usług telekomunikacyjnych (sieci telefonii stacjonarnej i komórkowej, internetu). Ze względu na spodziewane uszkodzenia sprzętu i przeciążenia, należy się liczyć z co najmniej kilkunastodniowym okresem powrotu do normalnego działania. Decydujący jest przy tym czas trwania awarii zasilania. Im dłużej potrwa przerwa w dostawie prądu, tym trudniejsze i dłuższe stanie się ponowne uruchomienie sieci telekomunikacyjnych. Jednocześnie nie będą jednak funkcjonować ani produkcja, ani logistyka czy dystrybucja towarów. Działać nie będzie również dostawa paliw. W sektorze logistyki dostaw istnieje po prostu zbyt wiele – często niedostatecznie uwzględnianych – zależności, w tym także wiele powiązań międzynarodowych.

Przykład

Do najsłynniejszego blackoutu w Polsce doszło 8 kwietnia 2008 r. w Szczecinie. Niekorzystna pogoda: opady śniegu i silny deszcz uszkodziły linie elektroenergetyczne odpowiadające za zasilanie całej aglomeracji. Od prądu odciętych zostało ponad 500 tys. ludzi, a miasto objął paraliż. Nie działały światła, nie funkcjonowały stacje benzynowe, urzędy i uczelnie, a ludzie musieli sobie radzić bez ciepłej wody i ogrzewania. Do pierwszych mieszkań prąd wrócił po 12 godzinach, w pozostałych częściach miasta blackout trwał jeszcze dłużej, a pełna naprawa sieci zajęła kolejnych kilka dni. Szacuje się, że koszt tej awarii to nawet 54 mln zł.

Trzecia faza blackoutu – z długimi restartami

Poważne szkody i całkowite zaprzestanie produkcji, przetwarzania i dystrybucji żywności spowodują kilkumiesięczne zatory w dostawach. Dlatego także w tej fazie należy się liczyć z długotrwałymi wznowieniami działania. Jak wynika z austriackich badań nad bezpieczeństwem, około 1/3 społeczeństwa przewiduje, że będzie w stanie samodzielnie zadbać o siebie przez maksymalnie 4 dni. Kolejna 1/3 jest w stanie wytrwać 7 dni. Rozpoczęcie szerszych dostaw żywności będzie jednak możliwe dopiero w drugim tygodniu.

Z reguły członkowie organizacji i pracownicy firm reagowania kryzysowego nie są lepiej przygotowani do sytuacji kryzysowej niż reszta społeczeństwa. Ale kiedy ludzie w sytuacji kryzysowej przebywają w domu i głodują, nie przyjdą do pracy w celu ponownego uruchomienia systemów dostaw lub zapewnienia opieki ratunkowej. I tak zaczyna się błędne koło.

Jak poprawić gotowość społeczeństwa do samopomocy?

Gotowość społeczeństwa do samopomocy jest podstawą wszystkich innych niezbędnych działań. Szybki powrót do normalności na szeroką skalę będzie możliwy tylko wtedy, gdy duża liczba ludzi będzie w stanie utrzymać się na powierzchni przez co najmniej 2 tygodnie. Brakuje jednak wiedzy na ten temat, ponieważ nie ma prawie żadnej komunikacji w zakresie ryzyka i bezpieczeństwa.

Często słychać powtarzane wypowiedzi „Nie chcemy niepokoić społeczeństwa”. Ale właśnie takie łagodzenie nastrojów prowadzi do przedwczesnej eskalacji i braku możliwości zapanowania nad nią. Samowystarczalne społeczeństwo jest nieodzowne w przypadku wszelkich zakłóceń w dostawach żywności i wydaje się warunkiem koniecznym do stworzenia stabilnego państwa.

Aby podnieść gotowość społeczeństwa do ponownego podjęcia środków bezpieczeństwa, konieczna jest otwarta i szczera komunikacja oraz szeroko zakrojona akcja informacyjna. Poczekajmy, czy kryzys związany z koronawirusem doprowadzi do trwałej zmiany w myśleniu.

Herbert Saurugg, MSc
Prezes Austriackiego Towarzystwa Zapobiegania Kryzysom

T +43 660 3633896
praesident@gfkv.at
www.krisenvorsorge.jetzt

Artykuł ukazał się w magazynie Spotlight “Bez energii ani rusz” we wrześniu 2020 roku.

Rudolf Schiel

Competence Center Manager Property

T +43 664 822 27 58

Czytaj dalej “Ogólnoeuropejski blackout – i co potem?”

Błękitne paliwo

Posted on by

W ostatnim czasie najważniejszą informacją dla polskiej energetyki było ogłoszenie rozpoczęcia budowy Baltic Pipe – jednej z największych inwestycji energetycznych w historii.

Gazociąg ma łączyć Polskę z Danią. Między innymi dzięki temu połączeniu polskie firmy otrzymają bezpośredni dostęp do swoich złóż zlokalizowanych na szelfie norweskim (Lotos, PGNiG). Przepustowość planowanego gazociągu ma wynosić ok. 10 mld m3 gazu rocznie. To inwestycja bardzo wyczekiwana (jej początki to okolice 2007 r.), dająca nadzieję na rozwój gazu jako wsparcie, a może kiedyś alternatywę dla produkcji energii opartej o węgiel.

Zapotrzebowanie będzie rosło

Zgodnie z raportami publikowanymi przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) na koniec 2019 r. elektrownie zasilane paliwem gazowym generowały moc 2 788 MW (moc zainstalowana w KSE). Rokrocznie moc tego typu elektrowni rośnie i w dalszej perspektywie rosnąć będzie. Obecnie prowadzonych lub dopiero co zakończonych jest kilka inwestycji związanych z gazem, wymienić można między innymi budowę bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Żerań (planowane zakończenie 2020 r.) czy niemającą szczęścia inwestycję w Stalowej Woli.

Oczywistym jest, że zapotrzebowanie na paliwo gazowe będzie rosło. Dodatkowo planowane inwestycje, takie jak rozbudowa Elektrowni Dolna Odra o dwa bloki gazowo-parowe o łączonej mocy 1 400 MW, sprawiają, że polska energetyka będzie potrzebowała dużo więcej paliwa gazowego niż dotychczas.

Dywersyfikacja postępuje

Zgodnie z założeniami “Polityki energetycznej Polski do 2040” (PEP2040) udział produkcji w jednostkach gazowych w strukturze wytwarzania ma wzrosnąć do ok. 10% w 2030 r. i do 17% w 2040 r. Plany są ambitne, jednak i niezbędne, jeżeli chcemy podążać w stronę neutralności klimatycznej. Przy obecnym stanie technologicznym OZE (całkowity brak sterowalności i przewidywalności w zakresie produkcji energetycznej) potrzebujemy możliwości bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego. Dzisiaj faktycznie umożliwiają to tylko bloki energetyczne oparte o zasilanie węglowe bądź właśnie gazowe. Nie ma możliwości magazynowania energii w dużych ilościach, dlatego też rozwój OZE wymusza również rozwój tzw. tradycyjnej energetyki. Atutem przemawiającym za wykorzystaniem źródeł gazowych jest stosunkowo niższa emisyjność niż w przypadku konwencjonalnych źródeł węglowych.


Budowa Baltic Pipe wpisuje się w działania skierowane na zwiększenie możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski. Dywersyfikacja konsekwentnie w ostatnich latach postępuje. W 2019 r. udział w imporcie gazu z Rosji spadł do ok. 60% z ok. 67% w 2018 r., w odróżnieniu od sprowadzanego do kraju LNG, którego udział w imporcie wzrósł do ok. 23% z ok. 20% rok wcześniej (w 2019 r. PGNiG sprowadziło do Polski 31 dostaw LNG, rok wcześniej – 23.). Jest to jednak wciąż za mało. Sam projekt Baltic Pipe nie wystarczy, aby zapewnić infrastrukturę techniczną tak potrzebną do dywersyfikacji. Kluczowym jest rozpoczęcie innych projektów oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej, zapewniającej magazynowanie oraz wykorzystanie gazu ziemnego przez elektroenergetykę.

Wspomniana wcześniej strategia dotycząca polityki energetycznej Polski wskazuje następujące projekty niezbędne do zapewnienia odpowiedniego poziomu dywersyfikacji:

  • rozbudowa terminalu LNG – planowane jest osiągnięcie przepustowości (odbioru i regazyfikacji) na poziomie 7,5 mld m3 rocznie (aktualne zdolności regazyfikacyjne wynoszą 5 mld m3/rok);
  • rozbudowa połączeń z państwami sąsiadującymi, tj. Słowacją, Litwą, Czechami oraz Ukrainą.

Dodatkowo planowana jest budowa pływającego terminala magazynującego i regazyfikującego, czyli tzw. jednostki FSRU (Floating Storage Regasification Unit), która cumować miałaby w Zatoce Gdańskiej. Moc takiej jednostki to od 4,1 do 8,2 mld m3, planowane przekazanie do eksploatacji to 2025 r.

Trudne ryzyko

Kończąc trzy opisane powyżej projekty (Baltic Pipe, terminal magazynujący w Zatoce Gdańskiej, rozbudowa terminala LNG), będziemy niezależni w zakresie doboru partnera dostarczającego surowiec.
Wszystkie opisane powyżej istniejące oraz planowane projekty potrzebują szytych na miarę rozwiązań w zakresie pokrycia ubezpieczeniowego oraz reasekuracyjnego. Każdy z nich jest wyzwaniem dla oceniającego go underwritera. Znacząca część wymaga zaangażowania międzynarodowych rynków reasekuracyjnych (również ze względu na ograniczoną pojemność rynkową). Jest to również pole dla brokera wspomagającego klienta w organizacji pokrycia ubezpieczeniowego do wykazania się wiedzą i kompetencjami w zakresie tzw. trudnych ryzyk. Projekty gazowe na pewno tak można określić.

Artykuł ukazał się w Dzienniku Ubezpieczeniowym Nr 89 (4983) w dniu 8 maja 2020 roku.

Czytaj dalej “Błękitne paliwo”