Tutaj - Fundacja Centrum Wspierania Przedsiębiorczości

Transkrypt

Energia
odnawialna
Technologia, ekonomia, finansowanie
pod redakcją
Stanisława M. Szukalskiego i Sławomira Malinowskiego
Książka współfinansowana ze środków
Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej w Łodzi
Energia
odnawialna
Technologia, ekonomia, finansowanie
pod redakcją
Stanisława M. Szukalskiego i Sławomira Malinowskiego
Fundacja Centrum Wspierania Przedsiębiorczości
Poddębice 2013
Recenzenci
prof. dr hab. Marianna Greta, Uniwersytet Łódzki
prof. dr hab. Jacek Otto, Politechnika Łódzka
Skład i łamanie
Studio Graficzne Agaty Sobiepańskiej
Projekt okładki
Agata Sobiepańska
Korekta
Joanna Podsiadły
© Copyright by
Fundacja Centrum Wspierania Przedsiębiorczości
Poddębice 2013
Książka współfinansowana ze środków Wojewódzkiego Funduszu
Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Łodzi
Publikacja objęta patronatem Ministra Gospodarki
ISBN 83-910790-6-6
Wydawnictwo WING
90-244 Łódź, ul. Jaracza 77/79/7
Spis treści
Stosowane skróty.............................................................................................. 7
WSTĘP............................................................................................................... 9
ROZDZIAŁ I
Polityka energetyczna Unii Europejskiej (S.M. Szukalski).....................
1.1. Kształtowanie świadomości ekologicznej w świecie – koncepcja
zrównoważonego rozwoju . ........................................................................
1.2. Inicjatywy i działania Unii Europejskiej dla ochrony środowiska
i zrównoważonego rozwoju.........................................................................
1.3. Europejska polityka energetyczna..............................................................
1.4. Zielone i białe księgi w kształtowaniu polityki UE
w obszarze źródeł energii...........................................................................
1.4.1.Zielone i białe księgi dotyczące energetyki opublikowane
w latach 90-tych...............................................................................
1.4.2.Zielona Księga z 2000 roku – Ku europejskiej strategii
bezpieczeństwa dostaw energii.........................................................
1.4.3.Zielona Księga z 2006 roku – Europejska strategia na rzecz
zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii.....................
1.4.4.Zielona Księga z 2009 roku – W kierunku bezpiecznej,
zrównoważonej i konkurencyjnej europejskiej sieci energetycznej...
13
13
16
19
22
25
26
28
29
ROZDZIAŁ II
Odnawialne źródła energii w polityce energetycznej
Unii Europejskiej (S.M. Szukalski)............................................................ 31
2.1. Zielona Księga z 2006 roku w sprawie odnawialnych źródeł energii.......... 31
2.2. Komunikat Komisji Europejskiej z 2007 roku – Sprawozdanie w sprawie
postępów w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł, odnawialnych......... 33
2.3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z 2009 roku w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych........................... 35
2.4. Energia odnawialna w dokumentach unijnych w latach 2010–2013........ 38
2.4.1. Energia odnawialna: ważny uczestnik
europejskiego rynku energii............................................................. 38
2.4.2. Opinia Komitetu Regionów – „Energia odnawialna:
ważny uczestnik europejskiego rynku energii”................................. 44
2.4.3. Zielona księga – Ramy polityki w zakresie klimatu i energii
do roku 2030.................................................................................... 46
3
Energia odnawialna – technologia, ekonomia, finansowanie
2.5. Polityka Polski w zakresie odnawialnych źródeł energii..............................47
2.6. Najważniejsze dokumenty unijne dotyczące odnawialnych źródeł energii.50
ROZDZIAŁ III
Charakterystyka odnawialnych źródeł energii
i ich rozwój w krajach Unii Europejskiej
(S.M.Szukalski, S.Malinowski M.Zdzienicka, W.Witowski)...............................53
3.1. Energia wiatrowa istota, zalety wady..........................................................53
3.1.1.Potencjał, perspektywy rozwoju, światowi liderzy.............................53
3.1.2.Energia wiatrowa w Polsce...............................................................56
3.1.3.Studium przypadku – Farma wiatrowa na Górze Kamieńsk............. 59
3.2. Energia wodna – istota, zalety, wady...........................................................60
3.2.1.Potencjał, perspektywy rozwoju........................................................60
3.2.2.Energia wodna w Polsce...................................................................63
3.2.3.Elektrownia wodna „Jeziorsko”........................................................64
3.3. Energia słoneczna – potencjał, perspektywy rozwoju.................................66
3.3.1.Energia słoneczna-cieplna w Polsce.................................................68
3.3.2.Technologie dla energii słonecznej-cieplnej.....................................69
3.3.3.Solary – Szpital Poddębice...............................................................70
3.4. Energia słoneczna – energia elektryczna....................................................71
3.4.2.Energia słoneczna-elektryczna w Polsce..........................................72
3.4.3.Technologie – ogniwa fotowoltaiczne...............................................73
3.4.4.Studium przypadku – ogniwa fotowoltaiczne
w szpitalu Biegańskiego....................................................................76
3.5. Energia geotermalna..................................................................................77
3.5.2.Energia geotermalna w Polsce.........................................................79
3.5.3.Wykorzystanie energii geotermalnej w Polsce
– studium przypadku Uniejów.........................................................80
3.5.4.Geotermia Poddębice.......................................................................85
3.5.5.Pompy ciepła Centrum Konferencyjno-Wystawiennicze Łódź.........86
3.6. Biomasa, biogaz..........................................................................................87
3.6.1. Biomasa – potencjał, perspektywy rozwoju......................................87
3.6.2. Biogaz – potencjał, perspektywy rozwoju.........................................89
3.6.3. Technologie biomasy, studium przypadku Uniejów..........................94
3. 7. Transport ekologiczny................................................................................95
ROZDZIAŁ IV
Odnawialne źródła energii w Unii Europejskiej i w Polsce
(S.M. Szukalski, S.Malinowski, B. Szukalski)....................................................97
4.1. Stan rozwoju odnawialnych źródeł energii w Unii Europejskiej.................97
4
Spis treści
4.1.1.Odnawialne źródła energii w produkcji energii w UE.....................97
4.1.2.Odnawialne źródła energii w zużyciu końcowym
energii w UE...................................................................................103
4.1.3.Odnawialne źródła energii w wybranych sektorach gospodarki......107
4.2. Stan i rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce na tle krajów UE......112
4.2.1.Odnawialne źródła energii w produkcji energii w Polsce.................112
4.2.2.Odnawialne źródła energii w zużyciu końcowym energii w Polsce.. 113
ROZDZIAŁ V
Procedury formalno-prawne inwestycji
w odnawialne źródła energii – wybrane zagadnienia
(I. Kamionka, M. Jackowski)............................................................................119
5.1. Prawo energetyczne oraz zmiany wprowadzone przez tzw. „mały trójpak
energetyczny” w wersji przyjętej przez Sejm 26 lipca 2013 roku..............120
5.1.1.Rozporządzenia Ministra Gospodarki
z dnia 18 października 2012 r.........................................................121
5.1.2.Rozporządzenia Ministra Gospodarki
z dnia 4 maja 2007 r........................................................................123
5.2. Przepisy związane z procesem budowlanym.............................................127
5.2.1.Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym.............127
5.2.2.Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane..........................128
5.3. Elektrownie wodne – Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. – Prawo wodne.......131
5.4. Prawo ochrony środowiska........................................................................133
5.4.1.Ustawa – Prawo ochrony środowiska...............................................133
5.4.2.Przedsięwzięcia mogące znacząco oddziaływać na środowisko.......136
5.5. „Mały trójpak energetyczny” – aktualny stan prawny
na dzień 26 lipca 2013 roku dotyczący odnawialnych źródeł energii........140
ROZDZIAŁ VI.
Procedury przyłączenia OZE do sieci dystrybucyjnej
(G. Jagoda).......................................................................................................143
6.1 Określanie warunków przyłączenia do sieci nN, SN, WN........................144
6.2. Konieczność wykonania ekspertyzy wpływu
na krajowy system energetyczny (KSE)....................................................146
6.3. Sprawdzenie i uzgodnienie projektu energetycznego przyłącza
instalacji wytwórczej.................................................................................146
6.4. Instalacja współpracy ruchowej................................................................146
6.5. Odbiór techniczny.....................................................................................147
6.6. Podpisanie umów sprzedaży i zakupu energii elektrycznej
oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej............147
6.7. Koncesja na wytwarzanie energii elektrycznej...........................................148
6.8. Przyłączenie do sieci..................................................................................149
5
6.9. Świadectwa pochodzenia, zielone certyfikaty...........................................150
6.10.Sposoby określania możliwości przyłączenia OZE
do sieci dystrybucyjnej a rzeczywisty dostęp do sieci...............................151
6.11.Struktura krajowego systemu energetycznego i główne tendencje
w rozwoju energetyki. Wnioski dla OZE..................................................152
6.11.1. Deregulacja zarządzania energetyką po 1990 roku.....................152
6.11.2. Odnowienie technicznego stanu źródeł i linii przesyłowych........156
6.11.3. Energetyka rozproszona oparta na OZE w Krajowym Systemie
Elektroenergetycznym a obecna energetyka scentralizowana.....159
ROZDZIAŁ VII
Mechanizmy wsparcia inwestycji w OZE
i ekonomiczna efektywność inwestycji
(S. Malinowski, M. Zdzienicka, S.M. Szukalski)..............................................165
7.1. Metody oceny przedsięwzięć inwestycyjnych w OZE................................165
7.2. Zidentyfikowane nakłady na budowę
i eksploatację wybranych źródeł OZE.......................................................169
7.3. Dofinansowanie inwestycji jako instrument zwiększający efektywność
inwestycji..................................................................................................173
7.3.1.Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej w Łodzi..........................................................174
7.3.2.Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej......175
7.3.3.Bank Ochrony Środowiska..............................................................178
ROZDZIAŁ VIII
Mikroinstalacje jako kluczowy kierunek
rozwoju technologii prosumenckich
(S. M. Szukalski)..............................................................................................181
8.1. Główne rodzaje mikroinstalacji.................................................................181
8.2. Potencjał rozwoju energetyki prosumenckiej............................................183
8.3. Polacy wobec koncepcji prosumenta energetycznego i wdrażania
mikroinstalacji..........................................................................................186
8.4. Determinanty rozwoju energetyki prosumenckiej.....................................188
8.5. Korzyści z energetyki prosumenckiej........................................................190
ZAKOŃCZENIE . .......................................................................................... 194
BIBLIOGRAFIA..............................................................................................195
ZAŁĄCZNIKI..................................................................................................203
Załącznik VI.1. Wniosek o przyłączenie do sieci...............................................203
Załącznik VI.2. Wzory wniosków o zawarcie umowy o świadczenie usług
dystrybucji energii elektrycznej.................................................................203
Załącznik VI. 3. Urząd Regulacji Energetyki – odnawialne źródła energii .......204
Noty o autorach.............................................................................................205
6
Stosowane skróty
6 PR
– 6 Program Ramowy
7 PR
– 7 Program Ramowy
ARR
– Agencji Rynku Rolnego
BOŚ
– Bank Ochrony Środowiska
CEB
– Bank Rozwoju Rady Europy
EBI
– Europejski Bank Inwestycyjny
EFTA
– Europejskie Porozumienie o Wolnym Handlu
EO
– Energia odnawialna
EPE
– Europejska polityka energetyczna
GUNB – Generalny Urząd Nadzoru Budowlanego
IEA
– Międzynarodowa Agencja Energii
IEO
– Instytut Energetyki Odnawialnej
IUCN
– Światowa Unia Ochrony Przyrody
JAE
– Jednolity Akt Europejski
KE
– Komisja Europejska
KSE
– Krajowy System Energetyczny
MEW
– Mała energetyka wodna
MTE
– Mały trójpak energetyczny
MEWT
– Małe elektrownie wiatrowe
NFOŚiGW – Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
nN
– Sieci niskich napięć
OZE
– Odnawialne źródła energii
PE
– Parlament Europejski
PEN
– Prawo Energetyczne
PGE
– Polska Grupa Energetyczna
PJ
– Peta jule
PJB
– Państwowe Jednostki Budżetowe
POB
– Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe
PV
– Fotowoltaika, ogniwa fotowoltaiczne
RE
– Rada Europy
SN
– Sieci średnich napięć
UE
– Unia Europejska
UNEP
– Program Ochrony Środowiska Narodów Zjednoczonych
UPZP
– Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
URE – Urząd Regulacji Energetyki
WFOŚiGW– Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
WN
– Sieci wysokich napięć
7
Wstęp
Polityka energetyczna Unii Europejskiej jest długookresowym działaniem
wkomponowanym w strategię zrównoważonego rozwoju, co znajduje wyraz
w silnym jej umocowaniu traktatowym. Kompetencje Wspólnoty w obszarze
energetyki, również energii odnawialnej, zostały określone w art. 192 (środowisko), art. 194 (energia), a także pośrednio w art. 26 (rynek wewnętrzny),
w art. 114 (zbliżenie ustawodawstw) Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej. Zainteresowanie energetyką odnawialną wynika z faktu, iż energetyka odpowiada za 80% łącznej ilości emisji gazów cieplarnianych w UE
i jest główną przyczyną zmian klimatycznych i zanieczyszczenia powietrza.
Ponadto, energetyka oparta na konwencjonalnych, nieodnawialnych źródłach uzależnia UE od importu surowców energetycznych, zwłaszcza ropy
naftowej i gazu. Należy zauważyć, iż ponad połowa zużycia energii brutto
w 2010 r. w UE pochodziła z importu (54,1%). W komunikacie Komisji
Wspólnot Europejskich do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego
„Europejska polityka energetyczna” z 2007 roku czytamy: „przy obecnej
polityce energetycznej w dziedzinie energii i transportu do 2030 r. emisje
w UE wzrosną o ok. 5%, a na całym świecie o 55%”1. Te fakty uzasadniały
tak duży nacisk na unijną politykę energetyczną.
6 czerwca 2012 roku KE opublikowała komunikat o nazwie „Energia
odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii”2, który zwraca
uwagę na rolę odnawialnej energii w polityce energetycznej UE. Oceniono
w nim rozwój OZE. Z tej oceny wynika, iż przebiegał w szybszym tempie,
niż wcześniej przewidywano wskutek postępu technicznego i korzyści skali. Pozytywnie oceniono politykę UE w zakresie energii odnawialnej, w tym
także państwa członkowskie, które w coraz większym stopniu reformują
swoje programy wsparcia dla energii odnawialnej, tak aby zapewnić ich
opłacalność i integrację rynkową. Polityka ta ma na celu:
Komunikat Komisji Wspólnot Europejskich do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego,
Europejska polityka energetyczna, Bruksela KOM (2007), 1 wersja ostateczna, s. 3.
1
Komisja Europejska, Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów, Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii, Bruksela, dnia 06.06.2012 r. KOM(2012) 271.
2
9
a)zapewnienie funkcjonowania rynku energii;
b)zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii w Unii;
c)wspieranie efektywności energetycznej i oszczędności energii, jak
również rozwoju nowych i odnawialnych form energii;
d)wspieranie wzajemnych połączeń między sieciami energii.
W przywołanym wyżej komunikacie czytamy, iż szybki rozwój sektora
energii odnawialnej do 2030 r. mógłby doprowadzić do utworzenia w UE
ponad 3 mln miejsc pracy, utrzymania pozycji Europy jako lidera w dziedzinie energii odnawialnej i zwiększenia konkurencyjności UE w skali globalnej. Aby osiągnąć cel 20% udziału OZE w bilansie energetycznym UE
do 2020, wyznaczono obowiązkowe cele krajowe. Państwa członkowskie
zaś, mogą stosować systemy wsparcia i środki współpracy, dzięki temu europejski sektor energii odnawialnej rozwinął się znacznie szybciej niż przewidywano w momencie sporządzania dyrektywy. Silny wzrost na rynkach
energii odnawialnej świadczy o tym, że następuje obecnie proces „dojrzewania” technologii.
Rolę OZE w bilansie energetycznym UE podkreślił komisarz ds. energii
Günther Oettinger, mówiąc: „Powinniśmy nadal dążyć do rozwoju energii
odnawialnej i promować innowacyjne rozwiązania. Należy to zrobić w sposób ekonomicznie opłacalny. Oznacza to wytwarzanie energii wiatrowej i słonecznej tam, gdzie ma to sens z gospodarczego punktu widzenia oraz obrót
tą energią w Europie, tak jak czynimy to z innymi produktami i usługami”3.
Do 2020 roku przed krajami UE wyodrębnić można cztery główne obszary, w których należy zintensyfikować wysiłki dla osiągnięcia celów UE
w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, przy jednoczesnym zachowaniu racjonalności pod względem kosztów. Są to:
a)rynek energii: zwraca się uwagę na konieczność utworzenia wewnętrznego rynku energii oraz potrzebę stworzenia zachęt dla inwestycji w wytwarzanie energii na tym rynku w celu umożliwienia
płynnej integracji odnawialnych źródeł energii na rynku;
b)ulepszenie systemów wsparcia: Komisja opowiada się za systemami zachęcającymi do zmniejszania kosztów. Wzywa także państwa
członkowskie do większej spójności systemów wsparcia OZE;
c)mechanizmy współpracy i wymiany handlowej: Komisja zachęca do
większego wykorzystania mechanizmów współpracy w obszarze OZE
w zakresie obroty energią z OZE;
d)współpraca w dziedzinie energii w regionie Morza Śródziemnego:
Komisja proponuje poprawę ram prawnych współdziałania, co uła http://europa.eu/rapid/press-release_IP-12-571_pl.htm.
3
10
Wstęp
twiłoby realizację dużych inwestycji w regionie i umożliwiłoby Europie import energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
W dyrektywie 2009/28/WE4 w zakresie OZE zobowiązano kraje członkowskie m.in. do osiągnięcia obowiązkowych krajowych celów w odniesieniu do całkowitego udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym
zużyciu energii brutto i w odniesieniu do udziału energii ze źródeł odnawialnych w transporcie. Dla Polski cel ten ustalono na poziomie 15%
w końcowym zużyciu w 2020 roku energii pochodzącej z OZE, wobec 7,2%
w momencie ustalania dyrektywy (2009). Osiągnięcie tego celu wymaga
szeregu działań jak choćby: nowelizacji prawa energetycznego, uchwalenia ustawy o odnawialnych źródłach energii (projekt ustawy znajduje się
w Parlamencie od jesieni 2012 roku). To uzasadnia wybór tematu opracowania, którego celem jest przedstawienie głównych zagadnień związanych
z OZE w Polsce.
Niniejsza praca składa się z ośmiu rozdziałów. W pierwszym poruszono zagadnienie polityki UE w zakresie energetyki i odnawialnych źródeł
energii od momentu pojawienia się koncepcji zrównoważonego rozwoju
i kształtowania się świadomości ekologicznej we Wspólnocie po dokumenty definiujące cele i strategiczne działania w tym zakresie. Rozdział drugi
poświęcony jest omówieniu najważniejszych dokumentów UE związanych
z rozwojem OZE we Wspólnocie. Poruszono w nim zagadnienie genezy
tej polityki oraz regulacje konstytuujące politkę w zakresie odnawialnych
źródeł energii. Kolejny
��
fragment pracy dotyczy charakterystyki podstawowych źródeł energii odnawialnej takich jak: energia wiatrowa, wodna,
słoneczna, geotermalna, energia z biomasy i biogazu. Wszystkie te źródła energii omówiono wg schematu istota-potencjał-perspektywy rozwoju.
Rozważania wzbogacono prezentacją przykładowych instalacji z województwa łódzkiego. Czwarty rozdział pracy zwiera dane statystyczne pokazujące
tempo rozwoju, strukturę sektora, pozycję poszczególnych państw w produkcji energii z OZE. Rozdział piąty dotyczy procedur formalno-prawnych
związanych z energetyką odnawialną. Omówiono w nim prawne aspekty
inwestycji w OZE wynikające z prawa energetycznego, prawa budowlanego, przepisów dotyczących planowania i zagospodarowania przestrzennego, prawo ochrony środowiska i rozporządzeń szczegółowych w sprawie
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. W rozdziale
szóstym omówiono procedury przyłączenia instalacji OZE do sieci dystrybucyjnej. W tym poruszono takie problemy jak: ekspertyzy wpływu instala Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE.
4
11
cji na krajowy system energetyczny, techniczne warunki przyłącza, umowy
z zakładami energetycznymi, kwestie świadectw i zielonych certyfikatów.
Rozdział kończy się opisem tendencji w rozwoju energetyki, głównie chodzi o energetykę rozproszoną. Kolejny fragment pracy dotyczy metod oceny
przedsięwzięć inwestycyjnych w OZE, mechanizmów wsparcia OZE w Polsce, dofinansowania inwestycji w OZE przez różne instytucje (NFOSiGW,
WFOSiGW). Ostatni fragment pracy poświęcony jest mikroinstalacjom jako
kluczowemu kierunkowi rozwoju energetycznych technologii prosumenckich. Poruszono w nim takie kwestie jak: potencjał energetyki prosumenckiej w Polsce, stosunek Polaków do mikroinstalcji w świetle badań, korzyści
i determinanty rozwoju energetyki prosumenckiej w Polsce.
W związku z przedłużającymi się pracami na ustawą o OZE w pracy
przedstawiono stan prawny na lipiec 2013 roku, a tam gdzie to było możliwe wskazano rozwiązania projektowe.

12
ROZDZIAŁ I
Polityka energetyczna Unii Europejskiej
(S.M. Szukalski)
1.1. Kształtowanie świadomości ekologicznej w świecie –
koncepcja zrównoważonego rozwoju
Problematykę odnawialnych źródeł energii należy rozpatrywać w szerszym kontekście zrównoważonego rozwoju, którego podstawy zostały
sformułowane na przełomie lat sześćdziesiątych i siedemdziesiątych
ubiegłego wieku. Jego sens sprowadza się do założenia, iż można pogodzić rozwój gospodarczy z zachowaniem zasobów środowiska naturalnego oraz redukcji zanieczyszczeń w środowisku. Budowaniu koncepcji
początek dała dyskusja na XXIII Sesji Zgromadzenia Ogólnego Narodów
Zjednoczonych w 1967 roku, w której zwrócono uwagę na niedostateczną
integrację niezmiernie rozwiniętej techniki z wymogami ochrony środowiska, wyniszczanie ziem uprawnych, bezplanową urbanizację, eksplozję demograficzną. Rok później Sekretarz Generalny ONZ opublikował
dokument pt. „Człowiek i jego środowisko”, który zawierał dane o kluczowych zagrożeniach w wymiarze globalnym dla środowiska naturalnego, a których bez porozumień międzynarodowych nie da się rozwiązać.
Wskazał również na podstawowe problemy, jakimi miała się zająć konferencja ONZ poświęcona środowisku, planowana na czerwiec 1972 r.
w Sztokholmie. Wspomniany raport przyczynił się do upowszechnienia
idei ochrony środowiska, a także wytyczył nowy kierunek aktywności
państw, co pociągnęło za sobą utworzenie wyspecjalizowanych służb do
spraw ochrony środowiska5. Na konferencji ONZ w Sztokholmie obszar
ten uznano za integralny składnik polityki państwowej. Powołano również wyspecjalizowaną agendę ONZ zajmującą się środowiskiem z siedzibą Rady Zarządzającej w Genewie i Sekretariatem Rady w stolicy Kenii
– Nairobi (UNEP – United Nations Environment Programme)6. W czasie
przygotowań do tej konferencji zebrano wiele materiałów dotyczących
problemu, wykorzystywanych w późniejszych pracach.
5
M.M. Kenig-Witkowska, Międzynarodowe prawo środowiska, Wolters Kluwer Polska, Warszawa
2011.
Oficjalna strona UNEP: http://www.unep.org/.
6
13
Istotnym krokiem na drodze formowania koncepcji zrównoważonego
rozwoju był raport Brundtland7 (od nazwiska przewodniczącej grupy roboczej – Gro Haarlem Brundtland, Premiera Rządu Norwegii) z 1987 roku,
w którym po raz pierwszy podano definicję pojęcia. Określono go jako „rozwój, który zakłada zaspokojenie potrzeb teraźniejszości, bez uszczerbku
dla możliwości przyszłych pokoleń”8.
Przełomowym wydarzeniem w dziedzinie kształtowania świadomości
i konieczności ochrony środowiska, ze względu na liczbę krajów uczestniczących (174), liczbę uczestników (2,4 tys. oraz 17 tys. osób na równoległym Forum), a także przyjęte wówczas dokumenty, była II Konferencja
ONZ w 1992 r. pt. „Środowisko i Rozwój” w Rio de Janeiro. Jeżeli chodzi
o opracowane tam materiały, to wymienić należy przede wszystkim dokument Agenda 219. Zawierał on globalny program działań, zmierzających
do realizowania koncepcji zrównoważonego rozwoju. Zgodnie z postanowieniami Agendy 21 proces realizacji strategii zrównoważonego rozwoju
powinien odbywać się przy uczestnictwie społeczności lokalnych, regionalnych oraz krajowych. Wówczas przyjęto także „Deklarację z Rio”, gdzie zapisano 27 zasad przyszłych praw i obowiązków i inne takie jak: Konwencja
o różnorodności biologicznej, Ramowa konwencja w sprawie lasów.
Kolejny światowy szczyt w sprawie zrównoważonego rozwoju miał miejsce w Johannesburgu w dniach 26.08. – 04.09. 2002 roku10. Podsumowano
wówczas globalne zmiany, jakie zaszły od 1992 roku w zakresie ochrony
środowiska i zrównoważonego rozwoju, zaproponowano działania mające
służyć poprawie warunków życia ludzi oraz ochronie zasobów naturalnych.
Dyskutowano także o problemach równomiernego podziału korzyści z globalizacji, o redukcji ubóstwa w świecie, o ograniczeniu nadmiernej konsumpcji oraz promocji zrównoważonych wzorców produkcji i konsumpcji.
Zidentyfikowano pięć kluczowych obszarów, w których szczyt w Johannesburgu miał być szczególnie skuteczny: zaopatrzenie w wodę, energia,
zdrowie, rolnictwo i bioróżnorodność. W przyjętej deklaracji potwierdzono
7
United Nations Report of the World Commission on Environment and Development: Our Common
Future, Transmitted to the General Assembly as an Annex to document A/42/427 – Development and
International Co-operation: Environment. United Nations 1987.
Raport Komisji Światowej na temat Środowiska i Rozwoju z 11 grudnia 1987, A/RES/42/187 na
stronie: http://www.un.org/documents/ga/res/42/ares42-187.htm (pobrano: 18.12.2012).
8
9
Szerzej na ten temat patrz: S. Kozłowski, Ekorozwój, Wyzwanie XXI wieku, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 2000, T. Borys (red.), Zarządzanie zrównoważonym rozwojem, Agenda 21 w Polsce – 10 lat po Rio, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, Białystok 2003. Polska wersja ukazała się
w 1993 roku w opracowaniu: Dokumenty końcowe Konferencji Narodów Zjednoczonych Środowisko
i Rozwój, na stronie: http://bs.sejm.gov.pl/F?func=find-b&request=000004496&find_code=SYS&local_base=BIS01.
Więcej informacji na stronie: http://www.unic.un.org.pl/johannesburg/.
10
14
ROZDZIAŁ I. Polityka energetyczna Unii Europejskiej
także pełne zobowiązanie do przestrzegania zasad z Rio, a także wszystkich późniejszych ustaleń zawartych na konferencjach Narodów Zjednoczonych i w porozumieniach międzynarodowych.
Pojęcie zrównoważonego rozwoju po raz pierwszy zostało sformułowane
podczas II Sesji Zarządzającej Programu Ochrony Środowiska Narodów
Zjednoczonych (UNEP) w 1975 r., natomiast na stałe zagościło ono w terminologii polityki ekologicznej po Konferencji ONZ „Środowisko i rozwój”
w Rio de Janeiro. W literaturze funkcjonuje wiele określeń takich jak: ekorozwój, rozwój trwały i samopodtrzymujący, które są traktowane czasem
jako synonimy zrównoważonego rozwoju. Problematyka stała się dziedziną
dociekań naukowych i rozważań teoretycznych. Spośród najbardziej ciekawych ujęć należy wymienić ujęcie zrównoważonego rozwoju sformułowane przez amerykańskiego ekonomistę środowiska, H. E Daly’ego11, który
zdefiniował omawiane pojęcie poprzez pryzmat zasad użytkowania środowiska i zasobów naturalnych w trwały, zrównoważony sposób. I tak:
a)w odniesieniu do fizycznych rozmiarów nakładów w gospodarce należy świadomie ograniczać skalę użytkowania każdego zasobu, zaś
postęp technologiczny przekształcać z obecnego modelu maksymalizującego przepływ fizyczny w model maksymalizujący efektywność
rozumianą jako stosunek efektów ekonomicznych osiąganych przy
danym przepływie;
b)w odniesieniu do zasobów odnawialnych należy tak je eksploatować,
by czerpać z nich maksymalny trwały przychód, jednocześnie dbając
o to, by nie zostały one wyczerpane. Tutaj zasoby służące jako nakłady – np. rośliny, zwierzęta, stopa ich eksploatacji nie może przekraczać stopy naturalnej regeneracji, zaś w odniesieniu do zasobów służących jako „odbiorniki” odpadów, takich np. jak atmosfera ziemska,
gleba, wody powierzchniowe, nie powinna przekraczać odnawialnej
zdolności asymilacyjnej;
c)w odniesieniu do zasobów nieodnawialnych sugeruje, by dokonywano eksploatacji nieodnawialnych składników w tempie odpowiadającym tempu dostarczania gospodarce odnawialnych substytutów.
Program Środowiska Narodów Zjednoczonych (UNEP) oraz Światowa
Unia Ochrony Przyrody (IUCN) zaprezentowały definicję w brzmieniu
następującym: zrównoważony rozwój polega „na maksymalizacji korzyści
netto z rozwoju ekonomicznego, chroniąc jednocześnie oraz zapewniając odtwarzanie się użyteczności i jakości zasobów naturalnych w długim
Cyt za: M. Carley, Ph. Spapens, Dzielenie się światem. Zrównoważony sposób życia i globalnie
sprawiedliwy dostęp do zasobów naturalnych w XXI wieku, tłum. Jerzy Bałdyga, Wyd. Ekonomia
i Środowisko, Białystok 2000, s. 57.
11
15
okresie. Rozwój gospodarczy musi oznaczać nie tylko wzrost dochodów per
capita, ale poprawę także innych elementów dobrobytu społecznego. Musi
obejmować również niezbędne zmiany strukturalne w gospodarce i całym
społeczeństwie”12. W obowiązującej w Polsce od 2001 r. ustawie: Prawo ochrony środowiska przez zrównoważony rozwój „rozumie się taki rozwój społeczno-gospodarczy, w którym następuje proces integrowania działań politycznych,
gospodarczych i społecznych, z zachowaniem równowagi przyrodniczej
oraz trwałości podstawowych procesów przyrodniczych, w celu zagwarantowania możliwości zaspokajania podstawowych potrzeb poszczególnych
społeczności lub obywateli zarówno obecnego, jak i przyszłych pokoleń”13.
1.2. Inicjatywy i działania Unii Europejskiej dla ochrony
środowiska i zrównoważonego rozwoju
Stanowisko ONZ i konferencja w Rio de Janeiro dały impuls do tego,
iż problematyka zrównoważonego rozwoju wzbudziła zainteresowanie na
szczycie szefów państw i rządów Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej
(EWG) w Paryżu w 1972 roku. Zalecono wówczas Komisji Europejskiej
przygotowanie programu działań na rzecz ochrony środowiska. Od tego
momentu datuje się tworzenie wieloletnich programów w tej dziedzinie,
które są podstawą europejskiej polityki. Oficjalnie nie są one wiążące dla
państw członkowskich, ale stanowią zalecenia, co do kierunków rozwoju
polityki ochrony środowiska. Dają podstawę do dyskusji nad regulacjami
obowiązującymi w tej kwestii w krajach unijnych. Dotychczas sformułowano sześć wieloletnich programów działania, w których zdefiniowano priorytety dotyczące ochrony środowiska i zrównoważonego rozwoju.
Pierwszy Program Działań obejmował lata 1973–197514 i zdefiniowano
w nim najważniejsze priorytety dotyczące ochrony środowiska w krajach
członkowskich EWG. Kolejne programy obejmowały lata 1976–1981 oraz
1982–1986. Rozszerzono i skonkretyzowano w nich wcześniejsze regulacje prawne. Ich cechą charakterystyczną była dominująca rola nakazów
i zakazów. Pomimo, iż była w nich obecna zasada zapobiegania negatyw S. Kozłowski, Regionalne strategie rozwoju zrównoważonego, Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok 2004, s. 34.
12
Ustawa prawo ochrony środowiska z 27 kwietnia 2001 r. dział II art. 3. Dziennik Ustaw z 2001 r.
Nr 62 poz. 627 z późniejszymi zmianami.
13
http://www.ekoportal.gov.pl/opencms/opencms/ekoportal/prawo_dokumenty_strategiczne/PolitykaOchronySrodowiskaUE/GenezaPolitykiOchronySrodUE.html, 12.12.2012.
14
16
nym skutkom korzystania ze środowiska, to działania EWG koncentrowały
się głównie na likwidacji skutków zanieczyszczeń. W latach 1987–1992
obowiązywał Czwarty Program Działań. Był przełomowy dla unijnej polityki ochrony środowiska, a w ślad za tym także w Jednolitym Akcie Europejskim15 (JAE) w części trzeciej Traktatu EWG dodano rozdział „Środowisko
naturalne”, w którym zawarto cele (zachowanie, ochrona oraz poprawa
jakości środowiska naturalnego, wniesienie wkładu w ochronę zdrowia
ludzkiego, zapewnienie rozważnego oraz racjonalnego wykorzystywania
zasobów naturalnych), regulacje dotyczące ostrożności, prewencji, naprawy szkód wyrządzonych środowisku naturalnemu w pierwszej kolejności
u źródła, odpowiedzialności sprawcy za degradację środowiska, subsydiarności a także integracji z innymi politykami. „Działania Wspólnoty związane ze środowiskiem naturalnym opierają się na zasadach konieczności
stosowania działań zapobiegawczych, naprawiania szkód dla środowiska
przede wszystkim u ich źródła i pokrywania kosztów tej naprawy przez
ich sprawcę. Wymogi ochrony środowiska są elementem pozostałych polityk Wspólnoty”16. JAE stworzył podstawę prawną w kwestii działań podejmowanych na rzecz środowiska. Uzależnienie ciągłości rozwoju gospodarczego od dbałości o stan środowiska naturalnego zostało podkreślone
w Traktacie Amsterdamskim (art. 174 w miejsce art. 130r), stanowiącym,
iż wymogi ochrony środowiska naturalnego muszą być uwzględniane przy
określaniu i realizacji wszystkich polityk Wspólnoty.
Piąty Program Działania na lata 1993–1997, przedłużony do roku 2000
– „Ku zrównoważeniu” (Towards Sustainability) zakładał osiągnięcie
zrównoważonego rozwoju jako główny cel Unii Europejskiej. Podkreślono w nim konieczność zastosowania szerokiego wachlarza instrumentów
legislacyjnych, służących do ustanowienia odpowiednich standardów prawa; standardów ekonomicznych mających na celu promowanie produkcji,
produktów i procesów przyjaznych środowisku; podejścia horyzontalnego
w kwestii informacji, edukacji, badań, mierników pomocy materialnej.
Program ten skoncentrował się na kluczowych sektorach: przemysł, energetyka, transport, rolnictwo oraz turystyka. Do Programu wpisano także
Jednolity Akt Europejski to nowelizacja Traktatu Rzymskiego, uchwalona podczas konferencji międzyrządowej w Luksemburgu i w Brukseli (9 września 1985 – 27 stycznia 1986) o zmianie i uzupełnieniu trzech Traktatów założycielskich: EWWIS (1951), EWG (1957) i Euratomu (1957). Układ
wszedł w życie 1 lipca 1987 roku. Dokument podpisało 12 państw: Francja, Niemcy, Włochy, Belgia,
Holandia, Luksemburg, Dania, Irlandia, Wielka Brytania, Grecja, Hiszpania i Portugalia. Sygnatariusze zobowiązali się w akcie do utworzenia jednolitego rynku europejskiego do końca 1992 roku. JAE
można uznać za początek usuwania barier na drodze do ściślejszej kooperacji, a zarazem bardzo ważny
etap w historii Wspólnot, który doprowadził w konsekwencji do głębszej integracji politycznej w latach
dziewięćdziesiątych (Traktat z Maastricht i Traktat Amsterdamski).
15
Jednolity Akt Europejski, Art.130 r.
16
17
takie zagadnienia jak: zmiany klimatu, zakwaszenie powietrza i jego jakość, środowisko, miasta, strefy przybrzeżne, gospodarka odpadami, zarządzanie zasobami wody pitnej, ochrona przyrody i jej bioróżnorodności17.
Szósty Program Działań na Rzecz Środowiska zatytułowany był: „Środowisko 2010: Nasza przyszłość zależy od naszego wyboru” (Environment
2010: Our Future, Our Choice) obejmował lata 2001–2010. Program miał
się stać komponentem przyszłej, całościowej strategii Unii Europejskiej
na rzecz trwałego rozwoju. Zdefiniowano w nim priorytety, wśród których
wymienić należy: przeciwdziałanie zmianom klimatycznym, tzw. „efektowi cieplarnianemu”, ochronę przyrody i jej bioróżnorodności (zwiększenie
obszarów chronionych), troskę o wpływ środowiska na zdrowie (surowsze
normy), rozsądne wykorzystywanie zasobów naturalnych oraz rozsądna
gospodarka odpadami (recykling). Dla zapewnienia realizacji celów zaproponowano pięć podstawowych metod działania:
a)wdrożenie istniejącego prawa środowiskowego,
b)uwzględnianie potrzeb ochrony środowiska we wszystkich obszarach
wspólnotowej polityki,
c)ścisłą współpracę z biznesem i konsumentami w celu znalezienia
optymalnych rozwiązań,
d) zapewnienie lepszego i łatwiejszego dostępu do informacji na temat
środowiska obywatelom Unii,
e)rozwinięcie bardziej świadomego, z punktu widzenia dbałości o środowisko, podejścia do problemu wykorzystania gruntów.
Kierunek, w jakim miała zmierzać Unia Europejska w początkach XXI
wieku został wyznaczony w Strategii Lizbońskiej z 2000 roku. Zgodnie
z nią Unia Europejska miała stać się do 2010 r. najbardziej konkurencyjną
i opartą na wiedzy gospodarką na świecie. Dziś wiemy, że tego celu nie osiągnięto, jednakże warto dodać, iż w 2001 r. do Strategii dołączono rozdział
dotyczący ochrony środowiska (Strategia Zrównoważonego Rozwoju UE).
Do innych istotnych elementów kształtujących politykę ochrony środowiska w UE należy także zaliczyć porozumienia międzynarodowe, zawarte
przez Wspólnotę, głównie Protokół z Kioto (1997 r.)18 – dotyczący ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Sygnatariusze protokołu zobowiązali
się w art.1 m.in. do: ilościowo określonego ograniczenia i redukcji emisji
(w załączniku B dla Polski wskaźnik wynosi 94 % w stosunku do roku
bazowego 1990 r. art. 3) w celu wspierania zrównoważonego rozwoju, rozwijania kierunków polityki i środków właściwych dla warunków krajowych,
takich jak: poprawa efektywności energetycznej (...) badania, wspiera http://www.ekoportal.gov.pl.......op.cit. (12.12.2012).
17
Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzony w Kioto dnia 11 grudnia 1997 r. w Dz.U. z 2005, Nr 203, poz. 1684
18
18
nie, rozwój oraz zwiększenia wykorzystania nowych odnawialnych źródeł
energii, technologii (...) oraz zawansowanych i innowacyjnych technologii
przyjaznych dla środowiska19.
1.3. Europejska polityka energetyczna
Europejska polityka energetyczna (EPE) jest działaniem długookresowym, wkomponowanym w strategię zrównoważonego rozwoju, co znajduje wyraz w silnym jej umocowaniu traktatowym, wynika również z faktu,
iż energetyka odpowiada za 80% łącznej ilości emisji gazów cieplarnianych
w UE i jest główną przyczyną zmian klimatycznych i zanieczyszczenia powietrza. W komunikacie Komisji Wspólnot Europejskich,
��
do
��
Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego „Europejska polityka energetyczna”
z 2007 roku czytamy: „przy obecnej polityce energetycznej w dziedzinie
energii i transportu do 2030 r. emisje w UE wzrosną o ok. 5%, a na całym świecie o 55%20. Według scenariusza przewidującego brak istotnych
zmian w obszarze energetyki, zapotrzebowanie na energię elektryczną
w UE wzrastać będzie o 1,5% rocznie. Nawet przy zastosowaniu skutecznej polityki w dziedzinie efektywności energetycznej w ciągu najbliższych 25 lat sam sektor wytwarzania energii elektrycznej będzie wymagać inwestycji rzędu 900 mld euro. „Dominujący dotychczas w krajach
najbardziej rozwiniętych model rozwoju i konsumpcji energii, oparty na
ekstensywnym wykorzystaniu surowców nieodnawialnych – paliw stałych,
ropy naftowej i gazu ziemnego jest (...) nie do utrzymania, a niechęć do
podejmowania zmian polityki energetycznej i gospodarczej doprowadzić
może do załamania trwałego rozwoju i katastrofy ekologicznej”21. Te fakty uzasadniały tak duży nacisk na unijną politykę energetyczną. Budowa
jej zrębów sięga 1988 roku, kiedy to opublikowano dokument roboczy na
temat wewnętrznego rynku energetycznego, co stało się fundamentem
urynkowienia europejskiego w obszarze energetyki22. Wskazano w nim na
to, iż w procesie integracji rynku energetycznego, opartego na stosowaniu
ogólnych zasad prawa Wspólnoty, większą rolę powinna odgrywać kon Tamże, art.1.
19
Komunikat Komisji Wspólnot Europejskich do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego, Europejska polityka energetyczna, Bruksela KOM (2007) 1 wersja ostateczna, s. 3.
20
21
J. Kotyński, Energetyczna przyszłość Europy, [w:] Europa w perspektywie roku 2050, wyd. Komitet
Prognoz „Polska 2000 Plus” przy Prezydium PAN, Warszawa 2007, s. 138.
J. Malko, Energetyczna strategia Unii Europejskiej. Czyżby nowe podejście do starych problemów?
„Wokół energetyki” – czerwiec 2006.
22
19
kurencja, zaś powstanie konkurencyjnego energetycznego rynku zapewni bezpieczeństwo energetyczne Wspólnoty. Niezwykle ważną wartością
tego dokumentu było zidentyfikowanie obszarów problemów, które stoją
na przeszkodzie do utworzenia wspólnotowego rynku. Mowa tutaj o takich problemach jak: zróżnicowanie fiskalne, brak harmonizacji technicznych w dziedzinach dotyczących autoryzacji elektrowni, brak jednolitej
infrastruktury oraz ochrony środowiska, istnienie naturalnych monopoli.
Przezwyciężenie tych problemów stało się priorytetem w polityce energetycznej Unii23. Europejska polityka energetyczna ma trzy założenia: przeciwdziałanie zmianom klimatycznym, ograniczanie podatności Unii na
wpływ czynników zewnętrznych wynikającej z zależności od importu oraz
wspieranie zatrudnienia i wzrostu gospodarczego, co zapewni odbiorcom
bezpieczeństwo zaopatrzenia w energię po przystępnych cenach24. Podstawowym celem zrównoważonej polityki energetycznej jest ograniczenie
skutków negatywnego oddziaływania energetyki na atmosferę przez wspieranie polityki i przedsięwzięć prowadzących do wykorzystania bezpiecznej
dla środowiska i opłacalnej dla gospodarki energii z niekonwencjonalnych
odnawialnych źródeł, a także mniej szkodliwej i bardziej wydajnej produkcji energii, jej przesyłania, dystrybucji i wykorzystania, oraz do utrzymania
równowagi pomiędzy: bezpieczeństwem energetycznym, zaspokojeniem
potrzeb społecznych, konkurencyjnością gospodarki, ochroną środowiska.
W cytowanym już Komunikacie Komisji do Rady Europejskiej z 2007
roku dot. EPE czytamy, iż „czasy dostępu do taniej energii już się skończyły. Zmiany klimatu, rosnąca zależność od importu surowców energetycznych i wzrost cen energii to wyzwania, przed którymi stają wszystkie
państwa członkowskie Unii. Co więcej, stale wzrasta wzajemna zależność
energetyczna pomiędzy państwami członkowskimi UE w dziedzinie energii (podobnie jak i w innych obszarach), skutkiem czego awaria zasilania
w jednym państwie natychmiast wpływa na inne kraje”25. Już rok wcześniej
w dokumencie „Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii”26 z 2006 roku zaproponowano, aby u podstaw
europejskiej polityki energetyczne były trzy cele:
Tamże.
23
Komisja Wspólnot Europejskich, K��
omunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego, Europejska polityka energetyczna, op. cit. s. 5.
24
Tamże, s 3.
25
Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii, KOM (2006)
105 wersja ostateczna, 08.03.2006; Dokument roboczy służb Komisji, Streszczenie sprawozdania
z analizy debaty na temat zielonej księgi Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii, SEC(2006) 1500.
26
20
– by w negocjacjach międzynarodowych dążyć do obniżenia w perspektywie 2020 r. emisji gazów cieplarnianych w krajach rozwiniętych
o 30% w stosunku do poziomu z 1990 r.;
– by do 2050 r. globalne emisje gazów cieplarnianych zostały zredukowane o 50% w stosunku do poziomu z 1990 r., co oznacza, że kraje
uprzemysłowione muszą do 2050 r. zredukować emisje o 60–80%;
– by kraje UE do 2020 r. zobowiązały się do osiągnięcia niezależnie
od sytuacji, co najmniej 20% redukcji emisji gazów cieplarnianych
w stosunku do poziomu z 1990 r.27
Osiągnięcie tych celów będzie wymagało „przekształcenia Europy w gospodarkę o wysokiej efektywności energetycznej i niskich emisjach CO2,
co da początek nowej rewolucji przemysłowej”28. Cele te można osiągnąć,
intensyfikując wykorzystanie odnawialnych źródeł energii29, które nie emitują gazów cieplarnianych lub emitują niewielkie ich ilości. Zwiększenie
udziału energii odnawialnej w całkowitym zużyciu dostępnych paliw będzie powodować znaczne zmniejszanie emisji gazów cieplarnianych w UE.
Obok środków, które mają przyczynić się do osiągnięcia celów polityki
energetycznej kształtujących wewnętrzny rynek energii i bezpieczeństwo,
zwrócono jednoznacznie uwagę na długofalowe cele w dziedzinie energii odnawialnej. Ze względu na przedmiot zainteresowania tym problemem w książce warto przytoczyć najważniejsze z nich: Komisja proponuje
w przedstawionej przez siebie mapie drogowej na rzecz energii odnawialnej30 wiążący cel polegający na zwiększeniu udziału energii odnawialnej
w łącznym bilansie energetycznym UE z obecnego poziomu poniżej 7% do
20% w 2020 r. Cele na okres po 2020 r. zostaną poddane ocenie w świetle
postępu technologicznego31. Komisja szacuje, że cel polegający na osiągnięciu poziomu 20% umożliwi zmniejszenie emisji CO2 o 600 do 900 mln
ton rocznie, co oznacza od 150 do 200 mld euro oszczędności, jeśli cena
jednej tony CO2 wynosi 25 euro za tonę32. W raportach poświęconych przy Europejska polityka energetyczna, op. cit., s. 5.
27
Tamże, s. 6.
28
Energia odnawialna – energia wiatrowa, słoneczna, energia wodna, energia pływów i prądów morskich, energia geotermiczna i energia pozyskiwana z biomasy – jest istotną alternatywą dla paliw kopalnych. Wykorzystanie tych źródeł energii pozwala nie tylko ograniczyć emisje gazów cieplarnianych
pochodzących z produkcji i zużycia energii, lecz także zmniejszyć zależność Unii Europejskiej od
importu paliw kopalnych, a zwłaszcza gazu i ropy.
29
Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego i Rady: Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej: Energie odnawialne w XXI wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości, KOM (2006) 848
wersja ostateczna – nieopublikowany w Dzienniku Urzędowym.
30
Europejska polityka energetyczna, op. cit., s. 15.
31
Komunikat Komisji z dnia 10 stycznia 2007 r.: Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej, op. cit.
32
21
szłości Europy zwraca się uwagę na konieczność rozwoju odnawialnych
źródeł energii, zaniechania antyekologicznych subsydiów, przechodzenia
z niskowydajnych do wysokowydajnych paliw kopalnianych33.
1.4. Zielone i białe księgi w kształtowaniu polityki UE
w obszarze źródeł energii
Kompetencje UE w obszarze energetyki, również energii odnawialnej,
zostały już określone w art. 192 (środowisko), art. 194 (energia), a także
pośrednio w art. 26 (rynek wewnętrzny), w art. 114 (zbliżenie ustawodawstw) Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej34. W artykule 194
czytamy, iż w „ramach ustanawiania lub funkcjonowania rynku wewnętrznego oraz z uwzględnieniem potrzeby zachowania i poprawy stanu środowiska, polityka Unii w dziedzinie energetyki ma na celu, w duchu solidarności między Państwami Członkowskimi:
a)zapewnienie funkcjonowania rynku energii,
b)zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii w Unii,
c)wspieranie efektywności energetycznej i oszczędności energii, jak
również rozwoju nowych i odnawialnych form energii,
d)wspieranie wzajemnych połączeń między sieciami energii”35.
W tym kontekście szczególne znaczenie przypisano energii elektrycznej
– jej wydajnego wytwarzania i użytkowania.
Kolejnymi dokumentami w zakresie europejskiej energetyki były: Europejska karta energetyczna (grudzień 1991 r.) oraz Traktat karty europejskiej (grudzień 1994 r.), które rozwijały idee zapisane w Traktacie. Z tych
dokumentów wynikają szczegółowe zadania dla polityki energetycznej,
które można sformułować następująco:
– konieczność ożywienia współpracy sektorów energetyki poszczególnych krajów oraz liberalizację handlu energią i inwestycje w sektor,
– konieczność wyeliminowania barier technicznych, administracyjnych w obrocie surowcami, produktami energetycznymi, technologiami i usługami energetycznymi,
– niezbędność przeciwdziałania praktykom monopolistycznym w sektorze energetycznym i ożywienie konkurencji,
A. Kassenberg, Zagrożenia ekologiczne dla Europy, s. 130 i nast. oraz S.M. Szukalski, Gospodarka
Europy w perspektywie 2050 roku, s. 196 i nast. [w:] Europa w perspektywie roku 2050, wyd. Komitet
Prognoz „Polska 2000 Plus” przy Prezydium PAN, Warszawa 2007, s.130.
33
Wersja skonsolidowana traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, Dziennik Urzędowy Unii
Europejskiej C 83/49 z 30.03.2010.
34
Tamże.
35
22
– działania w kierunku wzrostu efektywności produkcji, przetwarzania, składowania, transportu, dystrybucji i użytkowania energii,
– ograniczanie negatywnego wpływu na środowisko.
Polityka energetyczna, zmiany legislacyjne, międzynarodowe traktaty,
zachęty inwestycyjne, a także metody opodatkowania mają doprowadzić
do osiągnięcia założonych celów. Udział w wytwarzanej energii odnawialnych źródeł energii systematycznie rośnie dzięki wzrostowi technologicznych możliwości zwiększających konkurencyjność technologii, która zbliżona jest do technologii opartych na surowcach kopalnych, a także polityce
wsparcia z programów unijnych w ramach realizacji polityki energetycznej
Unii Europejskiej. Rozwój technologii energetycznych dla Europy po 2030
roku wskazuje m.in. na konieczność rozwoju odnawialnych źródeł energii
(OZE) przy założeniu, że pokryją one 25% potrzeb energetycznych Europy, ogniwa fotowoltaiczne pokryją 5% zapotrzebowania na energię elektryczną, praktyczne zastosowania technologii mareenergetycznych wykorzystujących morze, szerokie zastosowanie biomasy dla systemów ciepłownictwa36.
Restrukturyzacja sektora energetyki w UE dokonuje się od ponad dwudziestu lat, jej celem jest poszukiwanie równowagi pomiędzy mechanizmami rynkowymi i regulacją. Służą temu dyrektywy, rozporządzenia, decyzje37 unijne. Dla formułowania założeń strategicznych UE dokumentami
są tzw. białe księgi. Proponuje się w nich działania w określonej dziedzinie
i strategie rozwiązywania problemów. Do ich opracowania przygotowuje
się zielone księgi, które zawierają obejmujące specjalistyczne opracowania
przez Komisję i komisarzy unijnych. Zielone Księgi to dokumenty publikowane przez Komisję Europejską w celu zainspirowania debaty na dany
temat na poziomie unijnym w krajach członkowskich. Mają one wpływ na
rozwój prawodawstwa unijnego. Dla unijnego prawodawstwa w obszarze
odnawialnej energii istotne są dwie zielone księgi z 2000 i 2006 roku oraz
biała księga z 1997 roku. Do problemu wracamy w dalszej części rozdziału.
J. Malko, Perspektywy technologii energetycznych dla Europy, [w:] Europa w perspektywie roku
2050, wyd. Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” przy Prezydium PAN, Warszawa 2007, s. 159.
36
Dyrektywa jest aktem normatywnym, wydawanym przez Radę UE lub wspólnie przez Parlament
Europejski i Radę UE. Zobowiązuje państwa członkowskie w zakresie rezultatów, celów i terminów
ich osiągnięcia, ale pozostawia organom wewnętrznym państwa swobodę w zakresie wyboru formy
i metod realizacji swych założeń. Państwo ma wprowadzać w życie jej postanowienia poprzez dowolny,
właściwy temu państwu akt ustawowy, wykonawczy lub administracyjny. Rozporządzenie jest aktem
UE w całości obowiązującym w każdym kraju członkowskim UE i ma moc wiążącą, nie wymaga przełożenia na akty prawne (ustawa) danego kraju. Dzielą się one na podstawowe (w oparciu o delegacje
traktatowe) oraz wykonawcze (określają metody realizacji rozporządzeń podstawowych). Decyzja ma
bezpośrednie (bez aktów wykonawczych) zastosowanie w krajach członkowskich w tym firm i podmiotów prawnych.
37
23
W odniesieniu do sektora elektroenergetycznego najważniejsze są dyrektywy jako akty normatywne zobowiązujące państwa członkowskie do
odpowiednich działań. Pakiet dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady
w zakresie energetyki, w tym OZE tworzą:
– Dyrektywa w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym
energii elektrycznej wytwarzanych ze źródeł odnawialnych z 27
września 2001 roku (2001/77/EC)38, dyrektywa wyznaczała udział
energii elektrycznej produkowanej z odnawialnych źródeł energii
w całkowitym zużyciu energii elektrycznej we Wspólnocie do roku
2010 (zastąpiona później przez dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady nr 28/2009/WE),
– Dyrektywa o ograniczaniu emisji z wielkich obiektów spalania
(2001/80/EC),
– Dyrektywa o narodowych pułapach emisji zanieczyszczeń (2001/87/
EC),
– Dyrektywa o parametrach energetycznych budynków (2002/91/EC),
– Dyrektywa o jednolitych zasadach wewnętrznego rynku energii elektrycznej 2003/54/EC), uchylająca dyrektywę wcześniejszą o identycznym tytule (96/92/EC),
– Dyrektywa o jednolitych zasadach wewnętrznego rynku gazu ziemnego 2003/55/EC), uchylająca wersję wcześniejszą (98/23/EC),
– Dyrektywa o promowaniu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem użytkowym (2004/8/EC),
– Dyrektywa o działaniach na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej (2005/89/EC),
– Dyrektywa o efektywności końcowego wykorzystania energii
(2006/32/EC),
– Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE, z dnia 23
kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE (szersze omówienie w dalszej części
pracy).
Istotne rozporządzenia i decyzje w przedmiocie polityki energetycznej,
a w szczególności dotyczące OZE to:
– Rozporządzenie o warunkach dostępu do sieci dla transgranicznej
wymiany energii elektrycznej (1228/2003/EC),
– Rozporządzenie ustalające ogólne zasady udzielania wsparcia dla
transeuropejskich sieci energetycznych (807/2004/EC),
Dyrektywa 2001/77WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 27 września 2001 roku. Dziennik Urzędowy UE L 283/33 z 27.10.2001 r.
38
24
– Decyzja Rady i Komisji 98/181/WE z dnia 23 września 1997 r. w sprawie zawarcia przez Wspólnoty Europejskie Traktatu w sprawie Karty
Energetycznej i Protokołu do Karty Energetycznej, w sprawie efektywności energetycznej i związanych z nią aspektów środowiskowych,
– Decyzja Rady 2001/595/WE z dnia 13 lipca w sprawie zawarcia przez
Wspólnotę Europejską zmiany do postanowień Traktatu w sprawie
Karty Energetycznej dotyczących handlu [Dz.U. L 209 z 2.8.2001],
– Decyzja nr 1230/2003/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia
26 czerwca 2003 r. przyjmująca wieloletni program działania w dziedzinie energii: „Inteligentna Energia – Europa” (2003–2006)
(1230/2003/EC),
– Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 406/2009/WE z dnia
23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa
członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych.
Warto odnotować ponadto dwa komunikaty KE do Rady, Europejskiego
Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów:
– Energia 2020 Strategia na rzecz konkurencyjnego, zrównoważonego
i bezpiecznego sektora energetycznego SEK(2010) 1346 KOM(2010)
639 wersja ostateczna.
– Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii,
SWD(2012) 163, Bruksela, dnia 06.06.2012 r.
O znaczeniu OZE świadczyć także "Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej podsumowanie oceny wpływu"39.
1.4.1. Zielone i białe księgi dotyczące energetyki opublikowane w latach 90-tych
Mowa tutaj o dwóch ważnych dokumentach: Zielona Księga z 1996
roku40 i Biała Księga z 1997 roku41. Zielona Księga dotyczyła kwestii środowiska naturalnego, była pierwszą, w której określono główne cele politycz Komisja Wspólnot Europejskich, Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej podsumowanie oceny
wpływu,{KOM(2006) 848 wersja ostateczna}{sek(2006) 1719}{sek(2007) 12}. Dokument roboczy
służb komisji Bruksela, dnia 10.01.2007.
39
40
Komisja Europejska, Zielona Księga, Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii, Bruksela
1996 [Energy for the Future: Renewable Sources of Energy – Green Paper for a Community Strategy
COM(96) 576].
European Commission, Energy for the Future: Renewable Sources of Energy. White Paper for
a Community Strategy and Action Plan. COM(97)599 final (26/11/1997).
41
25
ne: bezpieczeństwo dostaw energii, zwiększenie konkurencyjności europejskich firm, wzięcie pod uwagę aspektów środowiskowych, z podkreśleniem
wpływu sektora energetycznego na zmiany klimatu. Tutaj pojawiła się kwestia polityki wobec OZE oraz rola Wspólnoty Europejskiej we wspieraniu
sektora badań, stymulowania współpracy pomiędzy podmiotami, wprowadzanie odpowiednich standardów i ustanowienia ram dla krajowych zachęt.
Odnosiło się to w szczególności do ram podatkowych, zachęt fiskalnych
oraz preferencyjnych stawek VAT na produkty przyjazne środowisku42. Dostrzeżono konieczność wspierania zachętami podatkowymi przedsiębiorstw
inwestujących w tę sferę gospodarki, bowiem w przeciwnym razie byłaby
mniej opłacalna z inwestycyjnego punktu widzenia. W praktyce zasięg oddziaływania wprowadzonych instrumentów był znacznie mniejszy ze względu na trudności związane z osiągnięciem porozumienia pomiędzy Komisją
a krajami członkowskimi. Powstała obawa, iż przetrwają tylko działania dobrowolne, informacyjne i kompromisowe czytamy w raporcie z 2001 roku43.
Biała Księga z 1997 roku44 zawierała przegląd stanu rynku energii odnawialnej w Europie i zdefiniowała strategię i plan działania na rzecz promocji
rynku odnawialnych źródeł energii, zwiększenia zużycia energii ze źródeł
odnawialnych z 6% (1996 r.) do 12% w 2010 roku. UE od 1990 roku zaangażowała się w ambitny plan zmierzający do objęcia pozycji światowego lidera
w dziedzinie energii odnawialnej. Plany oraz podejmowane akcje przez kraje
członkowskie podlegają przeglądom tak jak i udział w ogólnym bilansie energetycznym odnawialnych źródeł energii a także ich przyszłe oszacowania45.
1.4.2. Zielona Księga z 2000 roku – Ku europejskiej strategii
bezpieczeństwa dostaw energii
Zielona Księga z 2000 roku zatytułowana Ku europejskiej strategii bezpieczeństwa dostaw energii46 była dokumentem, który stworzył ramy dys P. Thornley, European (Bio)Energy Policy 1996–2006, University of Manchester, 2006, https://
www.escholar.manchester.ac.uk/uk-ac-man-scw:33426. s.45.
42
43
European Environmental Bureau (EEB) Response to the Commission Green Paper on Integrated
Product Policy, Brussels 2001.
44
Energy for the Future: Renewable Sources of Energy. White Paper for a Community Strategy and
Action Plan. COM(97)
��
599 final (26/11/1997). Białe Księgi tworzone przez KE są dokumentami zawierającymi propozycje dla działań Wspólnoty w określonych obszarach. W niektórych przypadkach
kontynuują one prace zawarte w Zielonych Księgach, a publikowanych w celu rozpoczęcia procesu
konsultacji społecznych na poziomie europejskim i może to doprowadzić do stworzenia programu
działania w konkretnej dziedzinie.
Komisja Europejska, Zielona Księga, Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii, Bruksela 1997.
45
European Commission, Green Paper – Towards a European strategy for the security of energy supply, COM(2000) 769, listopad 2000.
46
26
kusji, wokół których miały się koncentrować założenia strategiczne UE
w zakresie energetyki:
– Unia musi ponownie zrównoważyć swą politykę energetyczną przez
jasne działanie na rzecz polityki kontroli zapotrzebowania,
– Unia wzywa do rzeczywistej zmiany zachowań odbiorców w dziedzinie energetyki i lepszej kontroli jej użycia z większym szacunkiem dla
środowiska,
– priorytetem winna być walka z globalnym ociepleniem. Klucz do
zmian stanowi rozwój nowych i odnawialnych źródeł energii (włączając w to biopaliwa). Podwojenie ich udziału w ogólnej produkcji
energii z 6% do 12%.
Punktem wyjścia była ocena sektora zaopatrzenia w energię w Unii Europejskiej. Wskazano w nim, iż:
– osiągnięcie samowystarczalności energetycznej UE jest niemożliwe
z powodu nadmiernej energochłonności gospodarki, ograniczoności
własnych zasobów oraz niekorzystnych warunków dostępu do zasobów zewnętrznych, Unia Europejska będzie w coraz większym stopniu uzależniona od zewnętrznych źródeł energii; rozszerzenie Unii
nie zmieni tej sytuacji; aktualne prognozy wskazują, że zależność ta
osiągnie 70% w roku 2030;
– Unia Europejska ma bardzo ograniczony zakres wpływania na warunki zaopatrzenia w energię; UE może zasadniczo interweniować
jedynie po stronie popytu, głównie przez wspieranie oszczędności
energii w budynkach i w sektorze transportu;
– Unia Europejska nie jest w stanie reagować na wyzwanie zmiany
klimatu, i wykonać swoich zobowiązań, szczególnie wynikających
z Protokołu z Kioto;
– panuje ograniczona swoboda wyboru struktury nośników energii;
– energetyka jądrowa i oparta na węglu napotyka na silny sprzeciw;
– wybór ropy naftowej uzależnienia kraje UE od państw niestabilnych
politycznie;
– bazowanie na gazie ziemnym stwarza niebezpieczeństwo uzależnienia w przyszłości;
– decyzja co do zasobów odnawialnych ma charakter wyboru politycznego.
Co do uwarunkowań sektora zaopatrzenia w energię podkreślono dwa
problemy:
a)wyzwania ze strony zmian klimatycznych, których istotną przyczyną
są emisje z przedsiębiorstw sektora energetycznego,
b)skutki tworzenia globalnych rynków energii.
27
Dokument formułuje również „priorytety jutra”. Po pierwsze, zarządzanie procesem wzrostu zapotrzebowania na energię. Zauważa się, iż jeżeli UE nie będzie potrafiła odwrócić obecnej tendencji konsumpcji energii,
będzie musiała się pogodzić z ogromnym uzależnieniem od importu, będzie miała problemy z wypełnieniem zobowiązań wynikających z Protokołu
Kioto. Zarządzanie to wymagać będzie prowadzenia dwóch rodzajów polityk: horyzontalnej i sektorowej. W ramach tej pierwszej trzeba dokończyć
tworzenie rynku wewnętrznego, wprowadzić podatki energetyczne, programy oszczędności energii, rozpowszechnianie nowych technologii. Polityka
sektorowa powinna skupić się na odrodzeniu kolei, reorganizacji sektora
transportu drogowego, na inwestycjach infrastrukturalnych zmierzających
do usunięcia wąskich gardeł, opracowaniu nowej generacji samochodów
elektrycznych, hybrydowych w dalszej perspektywie, pojazdów napędzanych ogniwami paliwowymi, stymulowaniu oszczędności energii w budynkach, zachęcaniu do wykorzystania odnawialnych źródeł energii w nowych
budynkach. Po drugie, zarządzanie dostawami energii przez intensyfikację
wewnętrznych zasobów UE, stworzenie warunków konkurowania oraz zapewnienie dostaw zewnętrznych.
1.4.3. Zielona Księga z 2006 roku – Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii
W 2006 roku Komisja Wspólnot Europejskich opublikowała Zieloną
Księgę47. Księga była pierwszym poważnym krokiem w kierunku europejskiej strategii działania na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii. Położono w niej akcent na rozwinięcie wspólnej europejskiej polityki energetycznej, która umożliwiłaby Europie mówienie jednym
głosem, przejmując przywództwo w światowej dyskusji która ma położyć
podwaliny pod bezpieczną, konkurencyjną i zrównoważona energię. Księga zaczyna się od alarmistycznej konstatacji, iż: „Jeżeli nie sprawimy, że
energia ze źródeł wewnętrznych będzie bardziej konkurencyjna, w ciągu
następnych 20 lub 30 lat około 70% zapotrzebowania Unii na energię pokrywane będzie z produktów przywożonych, w porównaniu z 50% obecnie (...). Oczekuje się, że światowe zapotrzebowanie na energię – i emisje
CO2 – wzrośnie do 2030 r. o około 60%. Globalne zużycie ropy wzrosło
o 20% i przewiduje się, że światowe zapotrzebowanie na ropę będzie wzra Komisja Europejska, Zielona Księga Energii: Europejska Strategia na Rzecz Zrównoważonej,
Konkurencyjnej i Bezpiecznej Energii, Bruksela 2006 {SEK(2006) 317} Bruksela, dnia 08.03.2006
KOM(2006) 105 wersja ostateczna.
47
28
stać o 1,6% rocznie”48. Zielona Księga określiła sześć kluczowych dziedzin,
w których potrzebne są działania w celu sprostania wyzwaniom, przed którymi stoi Europa w obszarze energetyki. Są nimi:
– energetyka jako impuls na rzecz wzrostu gospodarczego i tworzenia
nowych miejsc pracy w Europie: dokończenie budowy europejskich
rynków wewnętrznych energii elektrycznej i gazu (europejska sieć
przesyłowa, priorytetowe połączenia wzajemne, inwestycje w moce
wytwórcze, pobudzenie konkurencyjności przemysłu europejskiego),
– wewnętrzny rynek energetyczny zapewniający bezpieczeństwo dostaw energii, solidarność państw członkowskich, nowe podejście do
rezerw gazu i ropy na wypadek kryzysu,
– bezpieczeństwo i konkurencyjność zaopatrzenia w energię, w tym w kierunku bardziej zrównoważonej, efektywnej i zróżnicowanej energii,
– zintegrowane podejście, aby stawić czoła zmianie klimatu (racjonalne wykorzystanie energii, wykorzystanie instrumentów finansowych w celu przyspieszenia tempa inwestowania w przedsięwzięcia
w zakresie racjonalnego wykorzystania energii i w przedsiębiorstwa
świadczące usługi energetyczne, zwiększenie wykorzystania źródeł
energii odnawialnej),
– zachęcanie do innowacji: strategiczny plan europejski w zakresie
technologii energetycznych,
– spójna zewnętrzna polityka energetyczna.
Zauważono także, iż nowy obraz energetycznej Europy wymaga inwestycji i wymiany starzejącej się infrastruktury oraz uniezależnienie się od
importu. Brak działań w tym zakresie spowoduje w perspektywie jeszcze
większe uzależnienie się od importu (nawet do 70%), a jeżeli trendy się
utrzymają, to w perspektywie 25 lat z importu z Rosji, Norwegii i Algierii
pochodzić będzie w 80% gazu (w 2006 było 50%).
1.4.4. Zielona Księga z 2009 roku – W kierunku bezpiecznej,
zrównoważonej i konkurencyjnej europejskiej sieci energetycznej
W 2009 roku opublikowano kolejną Zieloną Księgą pt. W kierunku bezpiecznej, zrównoważonej i konkurencyjnej europejskiej sieci energetycznej49, w której poruszono problem sieci energetycznych, wskazując na to,
Tamże, s. 3.
48
Komisja Wspólnot Europejskich, Zielona Księga, W kierunku bezpiecznej, zrównoważonej i konkurencyjnej europejskiej sieci energetycznej {SEC(2008)2869}, KOM(2008) 782 wersja ostateczna/2
Bruksela, dnia 07.01.2009.
49
29
iż UE nie osiągnie swoich celów, jeżeli w jej sieciach energetycznych nie
zostaną szybko wprowadzone znaczne zmiany. Dokument sugeruje nowe
podejście do tego zagadnienia. Rozwój europejskiej sieci energetycznej
ma stać się nowym przedmiotem polityki UE. Z księgi wynika, iż jednym
z priorytetów będzie poprawienie spójności między różnymi działaniami dotyczącymi sieci przesyłowych oraz zwiększenie nacisku na różne możliwości finansowania inwestycji w infrastrukturę m.in. transeuropejskich sieci
energetycznych (ang. Trans-European Networks for Energy, TEN-E) z funduszy strukturalnych oraz Europejskiego Banku Inwestycyjnego. Wskazano
także, na konieczność działań w kierunku redukcji barier administracyjnych i prawnych dotyczących projektów sieci energetycznej, wzmocnienie
procedur planowania i zatwierdzania ram prawnych, w kierunku całkowicie
zintegrowanej i elastycznej europejskiej sieci energetycznej.
Odnośnie do OZE w zielonej księdze czytamy, iż UE musi opracować
szeroko zakrojoną strategię wprowadzania odnawialnych źródeł energii do
sieci, działając w pełnej współpracy z organami krajowymi i regionalnymi
oraz z uczestnikami rynku. Wskazuje się na to, iż UE oraz władze lokalne
i regionalne powinny popierać i ułatwiać rozproszone wytwarzanie energii,
które przyczynia się do bezpieczeństwa energetycznego, a także oferuje
istotne możliwości rozwoju regionalnego, zapewniając wzrost gospodarczy i nowe miejsca pracy. Współpraca powinna dotyczyć takich zagadnień
jak: alokacja kosztów w łańcuchu dostaw, koszty pomocnicze, technologie
przesyłu, połączenie między sieciami lokalnymi i europejskimi oraz spójność prawna.
30
ROZDZIAŁ II
Odnawialne źródła energii
w polityce energetycznej Unii Europejskiej
(S.M. Szukalski)
2.1. Zielona Księga z 2006 roku
w sprawie odnawialnych źródeł energii
W Zielonej Księdze z 2006 roku szczególnie istotna jest sekwencja poświęcona energii odnawialnej, co wynika z dyrektywy z 2001 roku, w której Komisja ustaliła, że udział energii elektrycznej z OZE w konsumpcji
energii w UE powinien osiągnąć 21% do 2010 r. W 2003 r. ustalono, że
do 2010 r. co najmniej 5,75% całej benzyny i oleju napędowego powinny
stanowić biopaliwa50. UE od 1990 roku zaangażowała się w ambitny plan
objęcia pozycji światowego lidera w dziedzinie energii odnawialnej. W tym
czasie rynek energii odnawialnej w UE notował obrót rzędu 15 mld euro
(połowa rynku światowego), zatrudniał około 300 000 osób. Energia odnawialna zaczyna być konkurencyjna cenowo względem paliw kopalnych.
Jest ona już trzecim co do wielkości (po węglu i gazie) źródłem energii
elektrycznej i ma możliwości dalszego wzrostu, ze wszystkimi korzyściami
w zakresie gospodarki i ochrony środowiska, które nastąpią w jego wyniku.
Tam też zauważono, że jeżeli energia odnawialna ma w pełni zrealizować
swój potencjał, musi uzyskać wsparcie polityczne, w szczególności w celu
zwiększenia konkurencyjności tych źródeł energii. Potencjał energii odnawialnej może być zrealizowany tylko poprzez długofalowe zaangażowanie
w rozwój i budowę instalacji wykorzystujących energię odnawialną. Zapowiedziano też, iż Komisja przedstawi na wiosennym szczycie Rady Europejskiej w 2007 r. mapę drogową na rzecz energii odnawialnej. Opublikowana Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej51 istotnie, przedstawiała
długoterminową strategię Komisji w zakresie energii odnawialnej w UE
Zielona Księga Energii: Europejska Strategia na Rzecz Zrównoważonej, Konkurencyjnej i Bezpiecznej Energii, op.cit., s. 13.
50
Komunikat Komisji z dnia 10 stycznia 2007 r.: Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej – Energie odnawialne w XXI wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości [KOM(2006)] 848 wersja
ostateczna – http://europa.eu/legislation_summaries/energy/renewable_energy/l27065_pl.htm.
51
31
mającej na celu zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii i ograniczenia
emisji gazów cieplarnianych. Komisja zaproponowała ustanowienie obowiązkowego celu osiągnięcia 20% udziału źródeł odnawialnych w zużyciu
energii w UE do 2020 r. i obowiązkowego celu osiągnięcia 10% udziału
biopaliw oraz zaproponowano również nowe ramy prawne dla większego
wykorzystania OZE. Przygotowując „mapę drogową” bazowano na stanie
OZE w 2005 roku, w którym udział różnych typów odnawialnych źródeł
energii w produkcji energii elektrycznej w UE przedstawiał się następująco:
66,1% energii wodnej, 16,3% energii wiatru, 15,8% biomasy, 1,2% energii
geotermalnej i 0,3% energii słonecznej (cieplnej i fotowoltaicznej). Poddano pod wątpliwość osiągnięcie celu jakim było 12% udziału OZE w zużyciu wewnętrznym UE w 2010 roku. Wskazano także na liczne jeszcze
trudności w realizacji tego celu, co wyjaśniono między innymi: wysokimi
kosztami inwestycji w energię odnawialną, problemami administracyjnymi
związanymi z procedurami dotyczącymi instalacji i zdecentralizowanym
charakterem większości zastosowań energii odnawialnej, nieprzejrzystymi i/lub dyskryminacyjnymi zasadami dostępu do sieci. Ponadto postępy
poczynione przez państwa członkowskie są częściowe i bardzo nierówne:
brak wiążących celów i luki w ramach prawnych w zakresie odnawialnych
źródeł energii umożliwiły rzeczywiste postępy tylko w kilku państwach,
których determinacja była silniejsza niż zmiany priorytetów politycznych.
Szczególnie zwrócono uwagę na sektor ogrzewania i chłodzenia, który stanowi około 50% końcowego zużycia energii, a w zbyt niskim stopniu korzysta z potencjału energii odnawialnej, która w 2005 r. stanowiła mniej
niż 10% energii zużywanej do tych celów. Podkreślono, że UE do tej pory
nie przyjęła żadnych przepisów mających na celu bezpośrednie wspieranie ogrzewania lub chłodzenia ze źródeł odnawialnych. Podstawowym źródłem energii odnawialnej stosowanej do ogrzewania jest biomasa. Inne
źródła rozwijają się w bardzo różny sposób, w zależności od rodzaju źródła
i kraju (np. cieplna energia geotermalna w Szwecji i na Węgrzech, cieplna energia słoneczna w Niemczech i Grecji). Mapa drogowa wyznaczała
wiążący cel ogólny na poziomie 20% udziału energii odnawialnej w krajowej konsumpcji energii brutto do 2020 r., była także integralną częścią
przeglądu europejskiej polityki w dziedzinie energii na początku 2007 r.
(„pakiet energetyczny”). Mapa była odpowiedzią na wniosek Rady Europejskiej z marca 2006 r. w sprawie dalszego długoterminowego wspierania
odnawialnych źródeł energii.
32
ROZDZIAŁ II. Odnawialne źródła energii w polityce energetycznej Unii Europejskiej
2.2. Komunikat Komisji Europejskiej z 2007 roku
– Sprawozdanie w sprawie postępów
w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych
Komunikat KE opublikowany 10 stycznia 2007 r.52 był sprawozdaniem
Radzie Europejskiej i Parlamentowi Europejskiemu z postępów w dziedzinie energii elektrycznej z OZE i działań wynikających z zielonej księgi. Zawierał ocenę wdrażania planu zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych
do atmosfery i skonstatowano, iż ówczesna polityka energetyczna nie gwarantuje do roku 2030 zmniejszenia emisji dwutlenku węgla do atmosfery,
a nawet jej wzrost o 5%, co więcej zależność UE od importu energii wzrosłaby z dotychczasowych 50 do 65%. W przypadku surowców takich, jak
ropa i gaz zależność ta będzie nawet większa – odpowiednio nastąpi wzrost
z 82 do 93% i z 57 do 84%. KE powołując się na Międzynarodową Agencję Energii, stwierdziła, że do 2030 r. światowe zapotrzebowanie na ropę
naftową wzrośnie o 41%, przy czym nie wiadomo jak zaspokoić rosnący
popyt, co niesie ze sobą ryzyko natury politycznej i ekonomicznej, a mechanizmy zapewniania solidarności między państwami członkowskimi UE
w przypadku kryzysów energetycznych obecnie nie funkcjonują. Opierając
się na wyżej wymienionych przesłankach, Komisja zidentyfikowała w tym
komunikacie trzy główne wyzwania, które będą czekać UE w kolejnych
latach. Są to: zmiany klimatu, wzrastająca zależność UE od importu oraz
wyższe ceny energii i wzajemna zależność państw UE pod względem energetycznym. W tym komunikacie zwrócono uwagę na przyjęty już wcześniej, bo (19 października 2006 r.), Plan Działania na rzecz Efektywności Wykorzystania Energii, w którym zawarto cel redukcji zużycia energii
podstawowej o 20% do roku 2020, co oznaczałoby oszczędności rzędu 100
mld euro rocznie oraz zmniejszenie emisji dwutlenku węgla do atmosfery o 780 mln ton rocznie. Komisja potwierdziła jako wiążący cel, aby
do 2020 r. poziom energii odnawialnej w ogólnym bilansie zużycia nośników energii (energy mix) w Unii Europejskiej wynosił 20%. Zmniejszenie
zużycia energii odbywałoby się głównie poprzez zaostrzenie standardów
produkcji energooszczędnych urządzeń elektrycznych, zwiększenie popularności transportu publicznego oraz podjęcie szeregu decyzji promujących oszczędności energii. Na szczycie UE wszyscy jej członkowie przyjęli
większość propozycji Komisji, m.in. co do redukcji dwutlenku węgla o 20%
w porównaniu z rokiem 1990, wzrost udziału energii odnawialnej w ogól52
Komisja Wspólnot Europejskich, Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego, Działania
wynikające z zielonej księgi, Sprawozdanie w sprawie postępów w dziedzinie energii elektrycznej ze
źródeł odnawialnych, Bruksela, dnia 10.01.2007 KOM(2006) 849 wersja ostateczna {SEK(2007) 12}.
33
nym zużyciu energii do 20%, zwiększenie udziału biopaliw w transporcie
do 10%. Z zastrzeżeniem, iż 20% wskaźnik udziału OZE w ogólnym zużyciu energii będzie obowiązywał na poziomie UE, zaś przy ustalaniu celów
na poziomie państw członkowskich i konieczne będzie uwzględnienie sytuacji ich potencjału energetycznego. W „Sprawozdaniu w sprawie postępów
w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych”53 wskazano, iż
energia ze źródeł odnawialnych daje nadzieję na strategiczną poprawę bezpieczeństwa dostaw i ograniczenie długoterminowej zmienności cen, na
którą narażona jest UE jako płatnik cen za paliwa kopalne, a także może
zapewnić zwiększenie przewagi konkurencyjnej unijnego sektora technologii energetycznych. Poza tym energia ze źródeł odnawialnych przyczynia
się do obniżenia emisji zanieczyszczeń powietrza i gazów cieplarnianych.
Wpływa również na poprawę perspektyw ekonomicznych i społecznych,
terenów wiejskich i regionów izolowanych w krajach uprzemysłowionych,
a także pomaga zaspokoić podstawowe zapotrzebowanie na energię w krajach rozwijających się. Skumulowany efekt wszystkich wymienionych korzyści stanowi dobre uzasadnienie wsparcia źródeł odnawialnych. Komisja
zgodnie z art. 3 ust. 4 dyrektywy 2001/77/WE w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych54, dokonała oceny przez państwa członkowskie postępów w kierunku osiągnięcia krajowych celów indykatywnych i zgodności
z celem przewidującym 21% udział energii elektrycznej wytwarzanej ze
źródeł odnawialnych. Polska znalazła się w trzeciej grupie państw określonych jako państwa w których realizacja celu „wymaga dodatkowych
starań”. Czytamy tam: „Niskie ceny certyfikatów Green wraz z brakiem
kar za naruszenia prowadzą do bardzo umiarkowanego wzrostu udziału
energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych. Powoli rozwija się uzyskiwanie energii z biomasy i energii wiatrowej. Od 2007 r. oczekuje się wyższych
cen certyfikatów i szybszego wzrostu udziału energii wytwarzanej ze źródeł
odnawialnych ze względu na wyższe zobowiązania w ramach kontyngentów”55. Oceniono także rozwój poszczególnych odnawialnych źródeł energii.
W komunikacie czytamy także, iż produkcja energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (innych niż elektrownie wodne) wzrosła o 50%. Biorąc
Komisja Wspólnot Europejskich, Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego, Działania wynikające z zielonej księgi, Sprawozdanie w sprawie postępów w dziedzinie energii elektrycznej
ze źródeł odnawialnych, op.cit.
53
Dyrektywa 2001/77/WE z dnia 27 września 2001 r. w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych. Dz.U. L 283/33 z 27.10.2001.
54
Komisja Wspólnot Europejskich, Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego, Działania wynikające z zielonej księgi, Sprawozdanie w sprawie postępów w dziedzinie energii elektrycznej
ze źródeł odnawialnych, op. cit. s. 9.
55
34
pod uwagę obecne polityki i podejmowane działania, można oczekiwać, że
do 2010 r. jej udział osiągnie 19%, czyli zbliży się do przyjętych założeń.
Z przeglądu tego wysunięto wniosek, iż harmonizacja systemów w krótkim
czasie może nastręczyć wielu problemów ze względu na znaczne różnice
potencjału i rozwoju w poszczególnych krajach. Wezwano do zintensyfikowania koordynacji pomiędzy krajami członkowskimi w szczególności w zakresie biomasy. Jednym z bardziej istotnych wniosków tego raportu było
wskazanie na małą efektywność mechanizmów które zostały zastosowane w odniesieniu do elektryczności produkowanej z biomasy i jej znaczne
opóźnienie, jako dobry zaś przykład przedstawiono energetykę wiatrową.
Najważniejsze konkluzje płynące z raportu:
– problem z rozwojem sektora biomasy pojawiły się również w krajach,
w których uznawano, iż poziom wsparcia był wystarczający, co łączy
się z ryzykiem wiązanym z projektem zielonych certyfikatów,
– sukces lub też porażka taryf gwarantowanych (feed-in tarrif) zależy
od aktualnego całkowitego poziomu wsparcia,
– instrumenty poboczne, w szczególności takie jak wsparcie i ulgi podatkowe dla małych firm inwestujących w energię powstającą z biomasy; dodatkowym atutem jest tutaj mniejsze oddziaływanie na rynek drewna,
– w wielu przypadkach szczególnie dużą przeszkodą są bariery infrastrukturalne56.
2.3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady
z 2009 roku w sprawie promowania stosowania
energii ze źródeł odnawialnych
Dla odnawialnych źródeł energii szczególne znaczenie ma wprowadzona w życie w 2009 roku Dyrektywa 2009/28/WE57, która zmieniła dyrektywy 2001/77/WE58 oraz 2003/30/WE. Dyrektywa:
– ustanawiała wspólne ramy dla promowania energii ze źródeł odnawialnych,
– określała obowiązkowe krajowe cele ogólne w odniesieniu do całkowitego udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu
Tamże.
56
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE.
57
Parlament Europejski i Rada, Dyrektywa 2001/77/Ec w sprawie promocji energii elektrycznej ze
źródeł odnawialnych na wewnętrznym rynku energii, Bruksela 2001.
58
35
energii brutto i w odniesieniu do udziału energii ze źródeł odnawialnych w transporcie,
– ustanawiała zasady dotyczące statystycznych przekazów między
państwami członkowskimi, wspólnych projektów między państwami
członkowskimi i z państwami trzecimi, gwarancji pochodzenia, procedur administracyjnych, informacji i szkoleń oraz dostępu energii
ze źródeł odnawialnych do sieci elektroenergetycznej,
– określała kryteria zrównoważonego rozwoju dla biopaliw i biopłynów.
Treść dyrektywy poprzedza 97 tez będących oceną trendów i sytuacji
w zakresie OZE. Dyrektywa porusza szereg zagadnień związanych z OZE
takich jak: parytety OZE w globalnym zużyciu energii, poprawa efektywności energetycznej, finansowanie rozwoju, systemy wsparcia, regionalne
wsparcie sektora. Wskazano w nich m.in. na to, że zwiększone stosowanie
energii ze źródeł odnawialnych wraz z oszczędnością energii i zwiększoną
efektywnością energetyczną stanowią istotne elementy pakietu środków
koniecznych do redukcji emisji gazów cieplarnianych i spełnienia postanowień Protokołu z Kioto do Ramowej Konwencji ONZ w sprawie zmian
klimatu, a także do wywiązania się z innych wspólnotowych i międzynarodowych zobowiązań w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych, wykraczających poza rok 201259. Ma to również duże znaczenie dla zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii, wspierania rozwoju technologicznego
i innowacji oraz dla tworzenia warunków wzrostu zatrudnienia i możliwości rozwoju regionalnego, zwłaszcza na obszarach wiejskich (teza 1).
Wytwarzanie energii z OZE zależy często od lokalnych lub regionalnych
małych i średnich przedsiębiorstw (3), dlatego Komisja i państwa członkowskie powinny wspierać te działania, przez finansowanie strukturalne,
promowanie wymiany najlepszych wzorców w zakresie wytwarzania energii z OZE pomiędzy lokalnymi i regionalnymi inicjatywami rozwojowymi.
W Dyrektywie czytamy dalej, iż obniżenie emisji gazów cieplarnianych
we Wspólnocie oraz zmniejszenie zależności od importu energii, powinno
się ściśle powiązać rozwój energii ze źródeł odnawialnych ze wzrostem wydajności energetycznej. Obowiązkowy cel przewidujący 20% udział energii
z OZE w całkowitym zużyciu energii we UE do 2020 r. i 10% udział biopaliw w ogólnym zużyciu benzyny i oleju napędowego w transporcie należy
zrealizować w sposób efektywny pod względem kosztów. Warto także zwrócić uwagę na następujące stwierdzenia dyrektywy60:
(11)Konieczne jest określenie przejrzystych i jednoznacznych zasad
obliczania udziału energii ze źródeł odnawialnych i definiowania
takich źródeł.
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009, op.cit.
59
Numeracja w nawiasach odnosi się do kolejnych tez w Dyrektywie.
60
36
(14)Głównym celem wyznaczenia obowiązkowych krajowych celów jest
zagwarantowanie pewności dla inwestorów i zachęcanie do ciągłego
rozwijania technologii, które wytwarzają energię ze wszystkich rodzajów źródeł odnawialnych.
(15)Ze względu na różny potencjał państw członkowskich w zakresie
OZE konieczne jest przełożenie całkowitego celu wspólnotowego
(20% udział OZE do 2020 r.) na cele dla poszczególnych państw
członkowskich.
(17)Poprawa efektywności energetycznej (o 20% do 2020 r.) jest głównym celem UE mającym zagwarantować, że cele klimatyczne
i energetyczne będą osiągane najmniejszym kosztem, oraz może
dać nowe możliwości gospodarce UE. Służyć temu ma obowiązujące ustawodawstwo61.
(18)Na państwach członkowskich spoczywać będzie obowiązek znaczącej poprawy efektywności energetycznej we wszystkich sektorach.
(21)Punktem wyjścia dla obranego orientacyjnego kursu powinien być
rok 2005, ponieważ jest to ostatni rok, dla którego dostępne są wiarygodne dane dotyczące udziałów energii ze źródeł odnawialnych
w poszczególnych krajach.
(23)Państwa członkowskie mogą zachęcać władze lokalne i regionalne do ustanawiania celów przekraczających cele krajowe oraz zaangażowanie władz lokalnych i regionalnych w prace zmierzające
do opracowania krajowych planów działania w zakresie OZE oraz
uświadomienia korzyści stąd płynących.
(62)Koszty przyłączenia do sieci energetycznej i gazowej nowych producentów energii z OZE powinny mieć charakter obiektywny, przejrzysty i niedyskryminujący.
(25)Systemy wsparcia OZE w większości państw członkowskich wiążą się wyłącznie z wyprodukowaną energią na ich terytorium. Celem dyrektywy jest ułatwienie transgranicznego wspierania energii
z tych źródeł bez wpływania na krajowe systemy wsparcia i połączenia miedzy sieciami poszczególnych krajów. OZE daje możliwości
zdecentralizowanego wytwarzania energii, co niesie ze sobą wiele
korzyści, jak choćby wykorzystanie lokalnych źródeł energii, większe bezpieczeństwo dostaw energii w skali lokalnej, krótsze odległości transportu oraz mniejsze straty przesyłowe.
M.in. Dyrektywa 2002/91/WE PE i Rady z dnia 16 grudnia 2002 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków; Dyrektywa 2005/32/WE PE i Rady z dnia 6 lipca 2005 r. w sprawie zasad ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla produktów wykorzystujących energię, Dyrektywa 2006/32/
WE PE i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii
i usług energetycznych.
61
37
(64)Dyrektywa 2001/77/WE określa ramy dla włączenia energii elektrycznej z OZE do sieci, jednakże w rzeczywistości stopień włączenia
tej energii do sieci jest bardzo różny w poszczególnych państwach
członkowskich. Dlatego podkreśla się, iż konieczne jest wzmocnienie ram i dokonywanie okresowego przeglądu ich stosowania na
poziomie krajowym.
W artykule 4 Dyrektywy czytamy, iż „Każde państwo członkowskie przyjmuje krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych. Krajowy plan działania (...) określa dla danego państwa członkowskiego krajowe
cele w zakresie udziału energii ze źródeł odnawialnych w sektorze transportowym, sektorze energii elektrycznej, sektorze ogrzewania i chłodzenia
w 2020 r., uwzględniając wpływ innych środków polityki efektywności energetycznej na końcowe zużycie energii oraz odpowiednie środki, które należy
podjąć dla osiągnięcia krajowych celów ogólnych, w tym współpracę między
organami władzy lokalnej, regionalnej i krajowej, zaplanowane transfery statystyczne lub wspólne projekty, krajowe strategie ukierunkowane na rozwój
istniejących zasobów biomasy i zmobilizowanie nowych zasobów biomasy do
różnych zastosowań”62. Ważne są też następujące załączniki:
– Krajowe cele w zakresie udziału energii ze źródeł odnawialnych
w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 r. (załącznik I). Polska
ma zwiększyć ten udział z 7,2% do 15% w 2020 roku.
– Zasada normalizacji wyliczeń ilości energii elektrycznej pochodzącej
z elektrowni wodnych i wiatrowych (załącznik II).
– Wartość energetyczna w paliwach transportowych (załącznik III).
– Certyfikacja instalatorów (załącznik IV).
2.4. Energia odnawialna w dokumentach unijnych
w latach 2010–2013
2.4.1. Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii
6 czerwca 2012 roku KE opublikowała komunikat o nazwie „Energia
odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii”63, który zwraca
uwagę na rolę odnawialnej energii w polityce energetycznej UE. Oceniono w nim rozwój OZE, który stymulowany przez korzyści skali i postęp
Dyrektywa 2009/28/WE, art 4.
62
Komisja Europejska, Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii, Bruksela, dnia 06.06.2012 r. KOM(2012) 271 final.
63
38
techniczny, przebiegał w szybszym tempie, niż wcześniej przewidywano.
Pozytywnie oceniono politykę UE w zakresie energii odnawialnej, w tym
państwa członkowskie, które w coraz większym stopniu reformują swoje
programy wsparcia dla energii odnawialnej, tak aby zapewnić ich opłacalność i integrację rynkową. Zawarto w nim szereg ustaleń dotyczących
sposobu włączenia energii odnawialnej do unijnego rynku energii. Zwraca
się także uwagę, na fakt, iż w niektórych przypadkach sposób przeprowadzenia doprowadził do niepewności po stronie inwestorów w całej Europie,
a kryzys finansowy i gospodarczy sprawił, że inwestorzy stali się bardziej
ostrożni w inwestowaniu w kapitałochłonne rynki energetyczne, w szczególności w sektor energii odnawialnej, który jest uzależniony od aktualnej
polityki. W tym kontekście coraz bardziej oczywiste staje się, że cel dotyczący energii odnawialnej określony w strategii UE 2020 może nie wystarczyć do pobudzania niezbędnych długoterminowych inwestycji, które
umożliwiłyby dalszą redukcję kosztów i większy udział energii odnawialnej
po roku 2020. Potrzeba jednoznacznego określenia dalszych kierunków
polityki UE, dla długoterminowych inwestycji w sektorze energii odnawialnej. Na podstawie dyrektywy 2009/28/WE Komisja jest zobowiązana
do przedstawienia planu działań w zakresie energii odnawialnej na okres
po 2020 r. dopiero w roku 2018. Ponadto dyrektywa zobowiązuje Komisję
do przeglądu niektórych określonych przepisów (w szczególności w zakresie progów dotyczących ograniczania emisji gazów cieplarnianych dla
biopaliw i biopłynów, i tzw. mechanizmów współpracy) do 2014 r. „Biorąc
pod uwagę opisaną powyżej niepewność inwestycyjną, Komisja dostrzega wśród zainteresowanych stron rosnące przekonanie, że planowanie na
okres po roku 2020 wymaga przemyślenia już dzisiaj”64. W komunikacie
przedstawiono informacje dotyczące obecnej strategii do 2020 r. i nakreślono możliwe warianty polityki na okres późniejszy, aby zapewnić ciągłość
i stabilność, które są warunkiem dalszego wzrostu produkcji energii odnawialnej w Europie do 2030 r. i w latach kolejnych. Komunikat wpisuje
się w priorytety wcześniejszego dokumentu „Europa 2020 – Strategia na
rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu
społecznemu”65, w którym jednym z celów jest „Europa efektywnie korzystająca z zasobów”, co oznacza „uzależnienie wzrostu gospodarczego od
wykorzystania zasobów, przejścia na gospodarkę niskoemisyjną, większego
wykorzystania odnawialnych źródeł energii, modernizacji transportu oraz
Tamże.
64
Komunikat Komisji, Europa 2020 Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju
sprzyjającego włączeniu społecznemu, Bruksela, 03.03.2010, KOM(2010) 2020 wersja ostateczna.
65
39
propagowania efektywności energetycznej”66. W dokumencie „Energia odnawialna” zauważa się, iż tempo wzrostu udziału OZE produkcji energii
po 2030 r. spadnie do 1,9% rocznie w porównaniu z 4,5% w latach 2001–
2010 i 6,3% w okresie 2010–202067, jeśli nie pojawią się nowe regulacje,
które stworzą dobre warunki dla inwestycji w OZE.
Rolę OZE w bilansie energetycznym UE podkreślił komisarz ds. energii
Günther Oettinger, mówiąc: „Powinniśmy nadal dążyć do rozwoju energii
odnawialnej i promować innowacyjne rozwiązania. Należy to zrobić w sposób ekonomicznie opłacalny. Oznacza to wytwarzanie energii wiatrowej
i słonecznej tam, gdzie ma to sens z gospodarczego punktu widzenia, oraz
obrót tą energią w Europie, tak jak czynimy to z innymi produktami i usługami”68. W omawianym komunikacie Komisja wzywa do:
a)bardziej skoordynowanego podejścia europejskiego przy opracowywaniu i reformowaniu systemów wsparcia,
b)do zwiększenia obrotu energią odnawialną między państwami członkowskimi,
c)stworzenia pewności prawnej dla inwestorów.
Jednakże Komunikat Komisji nie przedstawia konkretnych propozycji
legislacyjnych, a raczej stanowi analizę opcji rozwoju ram legislacyjnych
dotyczących energii ze źródeł odnawialnych po roku 2020. W komunikacie czytamy, iż szybki rozwój sektora energii odnawialnej do 2030 r. mógłby
doprowadzić w UE do utworzenia ponad 3 mln miejsc pracy, utrzymania
pozycji Europy jako lidera w dziedzinie energii odnawialnej i zwiększenia
konkurencyjności UE w skali globalnej. Aby osiągnąć cel 20% udziału OZE
w bilansie energetycznym UE do 2020, wyznaczono obowiązkowe cele krajowe. Aby je osiągnąć, państwa członkowskie mogą stosować systemy wsparcia i środki współpracy, dzięki temu europejski sektor energii odnawialnej
rozwinął się znacznie szybciej niż przewidywano w momencie sporządzania
dyrektywy. Silny wzrost na rynkach energii odnawialnej świadczy o tym, że
następuje obecnie proces „dojrzewania” technologii. W latach 2005–2010
średnie koszty systemu fotowoltaicznego obniżyły się o 48%, a koszty modułu fotowoltaicznego – o 41%. W branży przewiduje się dalszy spadek kosztów ze względu na wzrost produkcji związany z obecnymi publicznymi programami wsparcia, reformami oraz usuwaniem barier rynkowych. Koszty
inwestycji w lądową farmę wiatrową spadły o 10 % w latach 2008–2012.
Przewiduje się, że systemy fotowoltaiczne i produkcja energii wiatrowej na
lądzie staną się konkurencyjne na kilku rynkach do 2020 r.69 Jest to wyni Tamże, s. 6.
66
KE, Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii, op.cit., s. 14.
67
http://europa.eu/rapid/press-release_IP-12-571_pl.htm.
68
69
40
kiem nakładów na B+R w omawianej dziedzinie. W ciągu ostatnich 10 lat
państwa członkowskie przeznaczyły na ten cel 4,5 mld euro, z czego 1,7 mld
euro stanowiły środki UE z 6PR, 7PR i europejskiego planu naprawy gospodarczej. UE przeznaczyła również na ten cel 4,7 mld euro w europejskich
funduszach polityki spójności (2007–2013).
Komunikat wskazuje cztery główne obszary, w których należy zintensyfikować wysiłki do 2020 r. dla osiągnięcia celów UE w zakresie energii ze
źródeł odnawialnych, przy jednoczesnym zachowaniu racjonalności pod
względem kosztów. Są to:
a)rynek energii: zwraca się uwagę na konieczność utworzenia wewnętrznego rynku energii oraz potrzebę stworzenia zachęt dla inwestycji w wytwarzanie energii na tym rynku w celu umożliwienia płynnej integracji odnawialnych źródeł energii na rynku;
b)ulepszenie systemów wsparcia: Komisja opowiada się za systemami zachęcającymi do zmniejszania kosztów. Wzywa także państwa
członkowskie do większej spójności systemów wsparcia OZE;
c)mechanizmy współpracy i wymiany handlowej: Komisja zachęca do większego wykorzystania mechanizmów współpracy w zakresie
obrotu energią z OZE;
d)współpraca w dziedzinie energii w regionie Morza Śródziemnego: Komisja proponuje poprawę ram prawnych współdziałania, co
ułatwiłby realizację dużych inwestycji w regionie i umożliwiłby Europie import energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
Dokument wskazuje na szereg wyzwań, które stoją przed energetyką
odnawialną i, które mogą wpłynąć na zwiększenie udziału energii odnawialnej w koszyku energetycznym UE w najbliższych dziesięcioleciach:
– niepewność założeń polityki po 2020 roku – jeszcze nie wyznaczono
żadnych celów w zakresie energii odnawialnej po tym roku poza tymi
związanymi ze zmniejszeniem emisji gazów cieplarnianych o 80–
95% do roku 2050;
– kwestia zachęt inwestycyjnych – państwa członkowskie wprowadziły
bowiem wiele różnych programów wsparcia OZE, które mogą budzić
obawy z perspektywy rynku wewnętrznego;
– pojawiają się obawy, czy aktualne rozwiązania na rynku wewnętrznym
będą w stanie skutecznie uwzględnić charakterystykę inwestycyjną
odnawialnych źródeł energii oraz umożliwiać wytwórcom odnawialnej
energii skuteczne reagowanie na sygnały dotyczące cen rynkowych,
co może doprowadzić do niewydolności w działaniu rynku;
– kwestia infrastruktury energetycznej – większość istniejącej sieci
energetycznej została zbudowana w czasach, kiedy systemy energii
41
elektrycznej były przede wszystkim krajowe, wytwarzanie energii było
umiejscowione w miarę blisko punktów poboru, a przepływy energii
i dostawy były względnie dobrze kontrolowane. Przy rosnącym udziale elektryczności z energii odnawialnej te warunki najprawdopodobniej ulegną zmianie, co może doprowadzić do niewystarczającej integracji źródeł odnawialnych;
– zrównoważenie sektora energetycznego i jego bezpieczeństwo wymagać będzie wielu innowacyjnych technologii energii odnawialnej,
a także istotnych zmian modernizacyjnych i zmian w zarządzaniu
infrastrukturą. Istnieje niepewność, czy wprowadzenie technologii
odnawialnych na rynek komercyjny temu podoła;
– akceptacja społeczna dla OZE. Dziś cieszą się one dużą akceptacją
społeczną ze względu na swój rozproszony charakter oraz korzyści środowiskowe i społeczno-ekonomiczne. Rosnące obawy dotyczą wykorzystania gruntów pod OZE oraz innych skutków, jakie mogą mieć dla
środowiska duże projekty w zakresie energii odnawialnej.
Komunikat zawiera kilka rozdziałów wskazujących najważniejsze kierunki działania.
Po pierwsze, włączenie energii, odnawialnej do wewnętrznego rynku
energii w tym ulepszenie systemów wsparcia i pobudzenie współpracy i wymiany handlowej. W ramach działań w zakresie wewnętrznego rynku energii w perspektywie po 2020 roku należy rozważyć zdaniem Komisji zwiększenie konkurencyjności energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych oraz
jej urynkowienie. W tym celu należy rozważyć wycofanie dotacji do paliw
kopalnych, rozwinięcie rynku pozwoleń na emisje, ulepszony system podatków energetycznych, a także stopniowe wycofywanie dotacji dla OZE.
Systemy dotacji po roku 2020 mają być skierowane głównie na wsparcie dla
nowych technologii. Istnieje potrzeba poprawy mechanizmów współpracy
oraz handlu nadwyżkami energii z OZE oraz potrzeba koordynacji między
systemami dotacji dla OZE w poszczególnych krajach członkowskich. Obecnie większość technologii energii odnawialnej korzysta z krajowych programów wsparcia, ale dotyczy to niewielkiej części rynku energii: mniej niż
jedna trzecia z 19% energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł
jest chroniona przed wahaniami cen rynkowych.
Po drugie, otwarcie rynku energii elektrycznej, wymaga uwzględnienia zmiennego charakteru sektora, konkurencyjnego rynku producentów
energii elektrycznej, w tym zmiennej produkcji energii elektrycznej z OZE
(energia wiatrowa i słoneczna). Komisja uważa, iż zliberalizowane rynki energii elektrycznej powinny zapewnić operatorom zysk, pozwalający
na pokrycie kosztów inwestycji. Rynki powinny elastycznie reagować na
zwiększenie podaży energii m.in. z OZE.
42
Po trzecie, przekształcenie infrastruktury – w dyrektywach UE dotyczących wewnętrznego rynku energii (2009/72/WE i 2009/73/WE), jak również w pakiecie infrastruktury energetycznej z 2011 roku70, wyznaczono
drogę dla zintegrowanej infrastruktury europejskiej, która jest podstawą
rozwoju wspólnego rynku energii. Zakłada się, iż wzrost udziału rozproszonej energii ze źródeł odnawialnych spowoduje konieczność inwestycji
w rozwój i unowocześnienie sieci dystrybucji, tak aby odbierały energię
także od mniejszych, rozproszonych wytwórców. Sieci dystrybucyjne zostały zaprojektowane z myślą o przesyłaniu energii elektrycznej do konsumentów końcowych, ale nie o przyjmowaniu energii wytworzonej od
małych producentów. Rozproszone wytwarzanie energii z OZE zmienia
konsumentów w konsumentów-producentów. To oznacza, iż część nowych
mocy wytwórczych jest oddalona od tradycyjnych ośrodków poboru i wymaga modernizacji infrastruktury przesyłowej, powszechne rozproszone
wytwarzanie energii może zmniejszyć zapotrzebowanie na infrastrukturę przesyłową w innych obszarach. Sposobem przekształcenia systemu za
pomocą infrastruktury jest rozwój inteligentnych sieci. Producenci, w tym
nowi mikroproducenci, konsumenci i operatorzy sieci będą musieli mieć
możliwość komunikowania się w czasie rzeczywistym, aby zapewnić optymalne dopasowanie popytu i podaży. Będzie to wymagało opracowania odpowiednich norm oraz modeli rynkowych i regulacyjnych71.
Po czwarte, wzmocnienie pozycji konsumentów – możliwości wyboru
dla konsumentów i konkurencja na rynku energetycznym różnią się w poszczególnych sektorach. Największe korzyści dla konsumentów mogą wynikać z popularyzacji inteligentnych liczników zużycia energii oraz energii
z mikro-produkcji (w indywidualnych gospodarstwach domowych). Inteligentne liczniki będą pokazywać konsumentom koszty energii elektrycznej
w czasie rzeczywistym i pomogą im w ograniczaniu zużycia energii, wraz
z innymi urządzeniami pozwolą konsumentom zmienić zużycie energii.
wzmocnienie pozycji konsumentów jako mikroproducentów oraz poprawa
procesów planowania i wydawania pozwoleń są ważnym sposobem usuwania barier na drodze do rozwoju energii odnawialnej.
Po piąte, stymulowanie innowacji technologicznych, rozwój technologii
strategicznych, takich jak: przechowywania energii, technologie oceaniczne, zaawansowane technologicznie materiały oraz techniki produkcji. Dojrzałe technologie działające na konkurencyjnych rynkach przy dobrze funkcjonującym rynku emisji docelowo nie powinny potrzebować wsparcia.
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej i uchylające decyzję nr 1364/2006/WE Bruksela, dnia 19.10.2011
70
71
43
Po szóste, zapewnienie zrównoważonego charakteru energii odnawialnej – zwiększenie udziału energii odnawialnej w całkowitym zużyciu energii oraz efektywność energetyczna w UE mogą przyczynić się do znacznego
zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych oraz poprawy jakości powietrza.
2.4.2. Opinia Komitetu Regionów – „Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii”
Opinia Komitetu Regionów „Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii”72 jest ważnym głosem w dyskusji dotyczącej OZE.
Zwraca się w niej uwagę na to, iż na poziomie UE konieczna jest debata nad
właściwymi mechanizmami i instrumentami promowania OZE w skoordynowany sposób. Wskazuje na konieczność opracowania prostego i skutecznego systemu wspierania rozwoju OZE dla całej Unii Europejskiej. Ta wspólna strategia ma na celu opracowanie skutecznych instrumentów opartych
na mechanizmach rynkowych, jak i regulacyjnych umożliwiających wyższą
produkcję OZE. A w celu ustabilizowania obecnej sytuacji i stworzenia inwestorom długofalowych zachęt konieczne jest wprowadzenie większej
spójności między decyzjami poszczególnych krajów członkowskich. Komitet Regionów „uważa za możliwe, że kombinacja różnych technologii OZE
w regionach wraz z nowymi sposobami zarządzania zdolnościami wytwórczymi i przesyłowymi poprzez stosowanie technologii sieci inteligentnych
(...) pozwoli na lokalne bilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną i jej produkcji, zwiększając znacznie bezpieczeństwo energetyczne regionów i ograniczając zależność od importu energii z dalszych odległości”73.
Podkreślono w opinii, iż energia odnawialna ma zasadnicze znaczenie dla
dywersyfikacji dostaw energii, zwiększenia konkurencyjności europejskiej
i tworzenia miejsc pracy oraz dla wypełnienia zobowiązań Unii Europejskiej w zakresie zmiany klimatu i konieczna jest wspólna długoterminowa
wizja polityki energetycznej. Kluczową rolę w jej realizacji odgrywają środki w zakresie efektywności energetycznej. Państwa członkowskie powinny
wykorzystywać istniejące instrumenty, by wspierać wzajemną współpracę
i prowadzić handel energią odnawialną. Konieczne jest opracowanie prostego i skutecznego systemu wspierania rozwoju OZE opartego na wspólnej dla
całej Unii Europejskiej strategii. Kluczową rolę w propagowaniu rozwiązań
w zakresie OZE mają odgrywać władze lokalne i regionalne.
Opinia Komitetu Regionów, Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii
(2013/C 62/11).
72
Tamże, s.1.
73
44
Podkreśla, że zasadnicze znaczenie dla powodzenia rynku wewnętrznego oraz dla włączenia energii odnawialnej do systemów energetycznych
ma ogólny rozwój infrastruktury. Poprawa infrastruktury energetycznej
może zostać osiągnięta dzięki następującym elementom:
– inwestycje w sieci dystrybucyjne,
– modernizacja infrastruktury przesyłowej,
– inwestycje w połączenia międzysystemowe, między państwami
członkowskimi i ich regionami,
– rozwój inteligentnych sieci,
– wsparcie na rzecz zdecentralizowanej produkcji energii/produkcji
energii na małą skalę74.
Mówiąc o rozwoju OZE, wskazano na fakt, iż udział energii odnawialnej
w spożyciu energii w UE w połowie 2012 r. wynosił 12,4% i wzrósł o 1,9%
w stosunku do 2008 roku. To powinno gwarantować osiągnięcie założonego
celu do 2020 r. (20% udział OZE), potrzebne są natomiast działania z myślą
o okresie po roku 2020, a w perspektywie 2050 roku. Na uwagę zasługują propozycje nowego systemu wsparcia OZE, które przedstawiają się następująco:
– ustanowienie ogólnoeuropejskiego funduszu wsparcia dla OZE,
– skoordynowanie systemów wsparcia dla OZE na poziomie europejskim i zapewnienie ich wzajemnej zgodności,
– zwiększenie roli regionów w alokacji wsparcia dla OZE oraz w podnoszeniu świadomości społecznej,
– optymalne wykorzystanie technologii OZE w zależności od zasobów
w regionach,
– wielopoziomowość działania: poziom europejski – dla dużych instalacji, oraz regionalny – dla małych źródeł i mikroźródeł,
– udzielanie subsydiów oraz innych form pomocy dla inwestycji w wysokości pozwalającej na pełne uczestnictwo OZE w konkurencyjnych
rynkach energii,
– wspieranie dążenia do niezależności energetycznej,
– wsparcie dla rozwoju sieci energetycznych i inteligentnych sieci pozwalających na szersze zastosowanie OZE,
– poprawa funkcjonowania OZE w inteligentnych sieciach energetycznych poprzez wsparcie dla pakietów dotyczących OZE oraz magazynowania energii,
– solidarne ponoszenie kosztów rozwoju regionalnych systemów energetycznych przez społeczność europejską i zapewnienie ich optymalnego poziomu75.
Tamże, s. 2.
74
Tamże, s. 4.
75
45
W opinii ważny jest jeszcze jeden problem, a mianowicie, podkreśla się
w niej rolę regionów w zakresie OZE. To w regionach powinno mieć miejsce określenie optymalnego mixu technologii OZE (farmy wiatrowe i słoneczne, biogazownie, zasoby geotermalne). Dziś zdarza się, że lokalizacja
odnawialnych źródeł energii nie odpowiada lokalizacji odbiorców końcowych, co powoduje konieczność znacznego rozbudowywania linii przesyłowych i dystrybucyjnych, co jest jednym z głównych ograniczeń w szybkim
rozwoju odnawialnych źródeł energii. Kombinacja technologii OZE w regionach wraz z nowymi sposobami zarządzania zdolnościami wytwórczymi
i przesyłowymi poprzez stosowanie technologii sieci inteligentnych (smart
networks) pozwoli na lokalne bilansowanie zapotrzebowania na energię
elektryczną i jej produkcję, zwiększając znacznie bezpieczeństwo energetyczne regionów i ograniczając zależność od importu energii z dalszych odległości. To regiony mają do odegrania szczególnie dużą rolę w tworzeniu
i rozwoju mikroinstalacji OZE i wspomaganiu powstawania „prosumentów” – odbiorców energii i jednocześnie producentów energii, co mogłoby
ograniczać całkowite koszty pozyskiwania i dostawy energii oraz budowanie nowych wzorców zrównoważonej produkcji i konsumpcji. To tam mogą
powstawać centra wspierania OZE, co spowoduje zwiększenie zatrudnienia oraz rozwój różnych form szkolenia niezbędnego dla inwestorów i firm
zajmujących się instalacją i podłączeniem do sieci.
2.4.3. Zielona Księga z 2013 roku – Ramy polityki w zakresie klimatu
i energii do roku 2030
W 2013 roku Komisja Europejska opublikowała zieloną księgę Ramy
polityki w zakresie klimatu i energii do roku 203076, w której ocenia dotychczasowe osiągnięcia w zakresie klimatu i energii w kontekście przyjętych wcześniej założeń i ram legislacyjnych na poziomie UE oraz cele do
2030 roku. Dotychczasowe ramy działań do 2020 roku ukierunkowały politykę UE w zakresie energii. Integrują one różne cele polityczne, takie jak
zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych, zabezpieczenie dostaw energii
i wspieranie wzrostu, konkurencyjności i tworzenia miejsc pracy, oszczędności zasobów dzięki zaawansowanym technologiom. Te cele polityczne są
realizowane za pośrednictwem trzech głównych celów dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych, odnawialnych źródeł energii oraz oszczędności energii. Celem omawianej tutaj zielonej księgi jest przeprowadzenie
konsultacji z zainteresowanymi stronami w celu uzyskania materiałów,
Komisja Europejska, Zielona księga, Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do 2030 roku,
Bruksela 27.03.2013 KOM (2013) 169.
76
46
które przyczynią się do stworzenia ram na okres do 2030 r. Dokonując
przeglądu dotychczasowych osiągnięć przypomniano obowiązujące cele:
a)redukcję emisji gazów cieplarnianych o 20% w stosunku do poziomu
emisji z 1990 r.;
b)20% udziału energii ze źródeł odnawialnych w energii zużywanej
w UE oraz konkretne cele dla państw członkowskich;
c)20% oszczędności w zużyciu energii w porównaniu z prognozami.
Ponadto 10% udział energii ze źródeł odnawialnych w sektorze transportu. W 2010 r. udział energii odnawialnej w UE wynosił 12,7% w porównaniu do 8,5% w roku 2005. W okresie 1995–2000, gdy nie istniały ramy
prawne, udział energii odnawialnej wzrastał o 1,9% rocznie. W następstwie wprowadzenia orientacyjnych celów (2001–2010) udział energii odnawialnej zaczął wzrastać o 4,5% rocznie. Dzięki prawnie wiążącym celom
krajowym wzrost ten był jeszcze większy, lecz aby osiągnąć ogólny cel na
rok 2020 musi on wynosić średnio 6,3% rocznie. Udział energii ze źródeł
odnawialnych w sektorze transportu osiągnął w 2010 r. 4,7%, w porównaniu z zaledwie 1,2% w roku 2005. W ciepłownictwie i chłodnictwie udział
energii odnawialnej nadal rośnie i do roku 2020 powinien zwiększyć się
prawie dwukrotnie. Jednakże większości państw członkowskich do osiągnięcia swoich celów na rok 2020 potrzebne będą nowe środki w związku
z ograniczeniem systemów wsparcia i utrudnionym dostępem do finansowania w kontekście kryzysu gospodarczego.
2.5. Polityka Polski w zakresie odnawialnych źródeł energii
Pierwszą krajową regulacją prawną dotyczącą odnawialnych źródeł
energii było rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lutego 1999 r.
w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz.U. z 1999 r. Nr 13,
poz. 119). Na jego podstawie spółki dystrybucyjne miały obowiązek zakupu
całkowitej produkcji ze wszystkich źródeł odnawialnych przyłączonych do
ich sieci, po najwyższej cenie energii elektrycznej zawartej w taryfie danej
spółki. Rozporządzenie to pod taką samą nazwą zmieniono rok później
(Dz.U. z 2000 r. Nr 122, poz. 1336). W wyniku obowiązującej od 1 stycznia
2003 r. nowelizacji art. 9a ustawy – Prawo energetyczne, zostało, z dniem
1 lipca 2003 r., zastąpione kolejnym rozporządzeniem Ministra Gospodarki,
Pracy i Polityki Społecznej z 30 maja 2003 r.77 Zgodnie z zawartymi w nim
Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 30 maja 2003 r. w sprawie
szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii
oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz.U. Nr 104, poz. 971).
77
47
regulacjami obowiązek zakupu energii odnawialnej nałożono na wszystkie
przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem energią elektryczną, obligując je
do zapewnienia w wolumenie sprzedaży energii elektrycznej o odpowiednim udziale energii z OZE. W roku 2001 udział ten wynosił 2,4%, w roku
2002 – 2,5%, w roku 2003 – 2,65%, a docelowo miał wzrosnąć do 7,5%
w roku 2010. Wprowadzenie w życie tych przepisów miało na celu rozwój OZE poprzez administracyjne wykreowanie popytu na tę energię, co
w efekcie miało stymulować nowe inwestycje w odnawialne źródła energii.
Członkowstwo w UE od 2004 roku wymagało pełnego dostosowania krajowych regulacji dotyczących OZE do zasad unijnych, a w szczególności do
postanowień dyrektywy 2001/77/WE. Dlatego 2 kwietnia 2004 r. została
uchwalona ustawa o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy
Prawo ochrony środowiska, której skutkiem była istotna zmiana dotycząca
OZE. Mowa tutaj o możliwości sprzedaży praw majątkowych do świadectw
pochodzenia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, niezależnie od
sprzedaży energii elektrycznej. Zmiana ustawy Prawo energetyczne oraz
ustawy – Prawo ochrony środowiska z dnia 4 marca 2005 r. nałożyły na
przedsiębiorstwa energetyczne, sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym, obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub uiszczenia tzw. opłaty zastępczej78. W tym samym
czasie uchwalono Politykę Energetycznej do 2025 roku (przyjętej przez
Radę Ministrów w 4 stycznia 2005 r.). Powyższy dokument przewidywał
monitorowanie i doskonalenie przyjętych mechanizmów wsparcia rozwoju
OZE, w celu zwiększenia urynkowienia energetyki krajowej i zapoczątkowania zmian zgodnych z tendencjami światowymi.
W 2005 roku opublikowano dokument Polityka energetyczna Polski do
roku 203079 to kolejny ważny dla rozwoju OZE w Polsce dokument. Zapisane w nim cele obejmują m.in.:
– wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w globalnym zużyciu
energii, co najmniej do 15% w 2020 roku oraz dalszy wzrost tego
wskaźnika w latach następnych (2020–2025 – rozpoczęcie wytwarzania energii elektrycznej z zastosowaniem ogniw fotowoltaicznych
na dużą skalę, oraz produkcja bioetanolu drugiej generacji, biodiesla
drugiej generacji i biowodoru;
– osiągnięcie w 2020 roku 10% udziału biopaliw w rynku paliw transportowych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji, UE
Rozporządzenie wykonawcze: rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 19.12 2005 w sprawie
szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia,
uiszczenia opłaty zastępczej oraz zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych
źródłach energii, zastąpione przez nowe rozporządzenie w sierpniu 2008 r.).
78
79
Polityka Energetyczna Polski do roku 2030. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 10 listopada
2009 r.
48
ma osiągnąć 20 % udział energii odnawialnej w ostatecznym zużyciu
energii oraz 10 % udział energii odnawialnej w transporcie;
– ochronę lasów przed nadmiernym eksploatowaniem, w celu pozyskiwania biomasy oraz zrównoważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele OZE, w tym biopaliw, tak, aby nie doprowadzić do
konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną i rolnictwem oraz zachować różnorodność biologiczną;
– zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie
optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozproszonej opartej
na lokalnie dostępnych surowcach.
Przełomowym dla OZE w Polsce był Krajowy plan działania w zakresie
energii ze źródeł odnawialnych jako realizacja zobowiązania wynikającego
z art. 4 ust. 1 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE
z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze
źródeł odnawialnych zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE. Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych został przygotowany na podstawie schematu
przygotowanego przez Komisję Europejską (decyzja Komisji 2009/548/WE
z dnia 30 czerwca 2009r)80. Dla osiągnięcia założonych celów wprowadzono zmiany w ustawie prawo energetyczne i system wsparcia wspomagający
rozwój OZE. Aktami normatywnymi w zakresie OZE były:
– Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, (Dz.U.
z 2006 r. Nr 89, poz. 625 z późn. zm.),
– Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r.
w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty
zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych
dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym
źródle energii (Dz.U. Nr 156, poz. 969 z późn. zm.),
– Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach
ciekłych (Dz.U. Nr 169, poz. 1199) wraz z odpowiednimi przepisami
wykonawczymi.
Ostatnim ważnym dokumentem dotyczącym OZE jest tzw. mały trójpak
energetyczny. Jego treść oraz inne przepisy związane z OZE przedstawiono w rozdz. V.
Krajowy Plan Działań w zakresie odnawialnych źródeł energii, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa
2010. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 7 grudnia 2010 r. oraz Uzupełnienie do Krajowego
Planu Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Ministerstwo Gospodarki, Dokument przyjęty przez RM w 2011 r.
80
49
2.6. Najważniejsze dokumenty unijne dotyczące
odnawialnych źródeł energii
Dyrektywy, decyzje, rozporządzenia:
1. Decyzja nr 1230/2003/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia
26 czerwca 2003 r. przyjmująca wieloletni program działania w dziedzinie energii: Inteligentna Energia – Europa (2003–2006).
2. Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council
of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market
in electricity and repealing Directive 96/92/ EC, Official Journal of the
European Union (OJ EU) L 176/37 of 15.07.2003.
3. Dyrektywa 2000/76/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia
4 grudnia 2000 r. w sprawie spalania odpadów CELEX: 32000L0076
Dz.U. C 57, 5/3/2005.
4. Dyrektywa 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja
2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw i innych
paliw odnawialnych CELEX: 32003L0030 Dz.U. WE L 123, 17/5/2003.
5. Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG CELEX: 32004L0008 Dz.U. UE L Nr
52, 21/02/2004.
6 lipca 2005 r. ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla produktów wykorzystujących energię oraz
zmieniająca dyrektywę Rady 92/42/EWG, oraz dyrektywy Parlamentu
Europejskiego i Rady 96/57/WE i 2000/55/WE – dyrektywa ramowa.
CELEX: 32005L0032 Dz.U. WE L 191, 6/7/2005.
5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania
energii i usług energetycznych oraz uchylająca dyrektywę Rady 93/76/
EWG. CELEX: 32006L0032 Dz.U. WE L 114, 27/4/2006.
8. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2001/77/WE z dnia
27 września 2001 r. w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych
CELEX: 2001L0077 Dz.U. WE L 283, 27/10/2001.
9. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia
23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE CELEX: 32009L0028 Dz.U. L 140,
05/06/2009 P. 0016 – 0062.
50
10.Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej
i uchylające decyzję nr 1364/2006/WE Bruksela, dnia 19.10.2011
Komunikaty i Opinie:
1. Komisja Europejska, Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów, Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego
rynku energii, Bruksela, dnia 06.06.2012 r. KOM(2012) 271.
2. Komisja Wspólnot Europejskich, K��
omunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego, Europejska polityka energetyczna
{SEK(2007) 12}.
3. Komisja Wspólnot Europejskich. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego, Działania wynikające z zielonej księgi, Sprawozdanie w sprawie postępów w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł, odnawialnych, Bruksela, dnia 10.01.2007 KOM(2006) 849 wersja
ostateczna {SEK(2007) 12}.
4. Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego i Rady – Większe
oszczędności energii w Europie dzięki skojarzonemu wytwarzaniu energii
elektrycznej i ciepła CELEX: 52008DC0771 KOM/2008/0771 końcowy.
5. Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego i Rady, Energia odnawialna: dążenie do osiągnięcia celu na rok 2020] KOM(2011)0031
{SEK(2011) 129 wersja ostateczna} CELEX: 52011DC0031
6. Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego oraz Komitetu Regionów
– Morska energia wiatrowa: Działania niezbędne do realizacji celów
polityki energetycznej w perspektywie roku 2020 i dalszej CELEX:
52008DC0768R(01) KOM/2008/0768 końcowy/2.
7. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego – Mapa
drogowa na rzecz energii odnawialnej – Energie odnawialne w XXI
wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości {SEK(2006)
1719} {SEK(2006) 1720} {SEK(2007) 12} CELEX: 52006DC0848
KOM/2006/0848 wersja ostateczna.
8. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego – Udział odnawialnej energii w UE. Sprawozdanie Komisji zgodnie z art. 3 dyrektywy 2001/77/WE, ocena wpływu instrumentów ustawodawczych i innych polityk Wspólnoty na rozwój udziału źródeł odnawialnej energii
w UE oraz propozycje konkretnych działań {SEC(2004) 547} CELEX:
52004DC0366 KOM(2004) 366 wersja ostateczna.
51
9. Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego Sprawozdanie na temat postępów w dziedzinie energii odnawialnej: sprawozdanie Komisji zgodnie z art. 3 dyrektywy 2001/77/WE, art. 4 ust. 2 dyrektywy 2003/30/WE oraz w sprawie realizacji unijnego planu działania
w sprawie biomasy KOM(2005)628 {SEC(2009) 503 wersja ostateczna} CELEX: 52009DC0192 KOM(2009)192 wersja ostateczna.
10.Komunikat Komisji, Europa 2020 Strategia na rzecz inteligentnego
i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu społecznemu,
Bruksela, 03.03.2010, KOM(2010) 2020 wersja ostateczna.
11.Opinia Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego w sprawie komunikatu Komisji dla Rady i Parlamentu Europejskiego Raport
w sprawie postępu w dziedzinie biopaliw – Raport w sprawie postępu
w zakresie użycia biopaliw i innych paliw odnawialnych w państwach
członkowskich Unii Europejskiej CELEX: 52007AE1449 COM(2006)
845 wersja ostateczna Dz.U. C 044 z 16.02.2008.
12.Opinia Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego w sprawie komunikatu Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów
Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii,
KOM(2012) 271.
13.Opinia Komitetu Regionów Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii (2013/C 62/11).
14.Opinia Komitetu Regionów Promocja energii odnawialnej CELEX:
52008AR0160 Dz.U. C 325/12 PL z 19.12.2008.
15.Projekt dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych KOM/2008/19
{SEK(2008) 57} {SEK(2008) 85} CELEX: 52008PC0019.
Zielone Księgi:
1. Komisja Europejska, Zielona Księga: Europejska Strategia na Rzecz
Zrównoważonej, Konkurencyjnej i Bezpiecznej Energii, Bruksela 2006
KOM(2006) 105 wersja ostateczna {SEK(2006) 317}.
2. Komisja Europejska, Zielona księga, Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do 2030 roku, Bruksela 27.03.2013 KOM (2013) 169.
3. Komisja Wspólnot Europejskich, Zielona Księga, W kierunku bezpiecznej, zrównoważonej i konkurencyjnej europejskiej sieci energetycznej
{SEC(2008)2869}, KOM(2008) 782 wersja ostateczna/2 Bruksela,
dnia 07.01.2009.
4. Zielona księga w sprawie gospodarowania bioodpadami w Unii Europejskiej z dnia 03.12.2008 KOM(2008) 811 wersja ostateczna
{SEK(2008) 2936}.
52
ROZDZIAŁ III
Charakterystyka odnawialnych źródeł energii
i ich rozwój w krajach Unii Europejskiej
(S.M. Szukalski, S. Malinowski M. Zdzienicka, W. Witowski)
Ten fragment pracy dotyczy charakterystyki podstawowych źródeł energii odnawialnej takich jak: energia wiatrowa, wodna, słoneczna, geotermalna, energia z biomasy i biogazu. Wszystkie te źródła energii omówiono
wg schematu istota-potencjał-perspektywy rozwoju. Rozważania wzbogacono prezentacją przykładowych instalacji z województwa łódzkiego.
3.1. Energia wiatrowa – istota, zalety, wady
3.1.1. Potencjał, perspektywy rozwoju, światowi liderzy
Energia kinetyczna wiatru wykorzystywana jest do produkcji energii
elektrycznej w turbinach wiatrowych. Potencjał elektrowni wiatrowych
jest określany przez możliwości generowania przez nie energii elektrycznej. W porównaniu z innymi nośnikami OZE wiatr uznawany jest za jedno z tańszych źródeł energii. Jego zaletą jest dostępność, brak kosztów
pozyskiwania surowca, niskie koszty przetwarzania. Do zalet tego źródła
energii zalicza się także niewielki wpływ na środowisko naturalne, możliwość zagospodarowania nieużytków, takich jak wybrzeża i skały. Wśród
wad wykorzystania wiatru jako źródła energii, wymienia się hałas emitowany przez turbiny, możliwość zakłócania łączności radiowej oraz okresowe
zagrożenie dla przemieszczającego się ptactwa. Wadą jest także brak przewidywalności pozyskiwanej energii, co związane jest z różnym natężeniem
wiatrów81, czyli niestabilność wytwarzania energii, która stanowi poważny
problem dla sieci przesyłowych oraz zbilansowania rynku energetycznego.
Światowy potencjał energii kinetycznej wiatru szacowany jest na 2700
TW82, uwzględniając jednak możliwości instalacji turbin wiatrowych, potencjał ten spada do 40 TW nad lądem oraz 20 TW nad poziomem mórz
Zob. M. Brzeziński i inni, Małe (przydomowe) elektrownie wiatrowe, www.zaber.com.pl, s. 9–11.
81
TW – terawat, 1012 jednostki podstawowej wat = 100.
82
53
i oceanów. Światowe zdolności energetyki wiatrowej wynoszą 237 016
megawatów, z czego 40 053 megawatów powstało w 2011 roku, więcej
niż kiedykolwiek wcześniej83. Energetyka wiatrowa w okresie ostatniego
ćwierćwiecza rozwinęła się niezwykle dynamicznie. Wystarczy powiedzieć,
iż w 1990 roku użytkowane instalacje miały moc zaledwie 0,4 GW84. W
sumie 96 krajów wykorzystuje wiatr do produkcji energii elektrycznej. Turbiny wiatrowe zainstalowane do końca roku 2011 na całym świecie mogą
zapewnić w skali roku około 3% światowego zużycia energii elektrycznej.
Wartość rynku energii wiatrowej wynosi 65 mld USD (w 2010 r. 55 mld
USD). Widzimy, iż energia wiatrowa posiada olbrzymi potencjał, jest on jednak wykorzystany w znikomym procencie, choć z roku na rok notuje się
wzrost produkcji energii z tego źródła. Najwięcej zainstalowanych mocy jest
w Europie, która obok Stanów Zjednoczonych należy do światowych liderów
w pozyskiwaniu energii wiatrowej85. Liderami energetyki wiatrowej w Europie są Hiszpania – 29,6% i Niemcy – 25% unijnej energii wiatrowej. Energetyka wiatrowa w bilansie OZE największe znaczenie ma w Irlandii (39%
energii z OZE); Hiszpania (25,9%), Dania (21,9%), W. Brytania (14,6%)86.
Wykres III.1. Roczne stopy wzrostu instalacji energetyki wiatrowej na świecie (%)
Źródło: Opracowanie własne na podstawie: World Wind Energy Report 2011, WWEA s. 5
World Wind Energy Report 2011, WWEA World Wind Energy Association 2012, s. 5.
83
World Wind Energy Report 2009, WWEA 2010.
84
Tamże, s. 5.
85
Eurostat, http://europa.eu/legislation_summaries/energy/renewable_energy/l27065_pl.htm.
86
54
ROZDZIAŁ III. Charakterystyka odnawialnych źródeł energii i ich rozwój w krajach Unii Europejskiej
Wykres III.2. Potencjał światowej energetyki wiatrowej wg zainstalowanych mocy
Źródło: Jak wyżej
W ostatniej dekadzie potencjał energii wiatrowych zwiększył się ponad
9-krotnie. Największy udział w nowych instalacjach (dane za 2011 rok)
ma Azja (53,7%), Europa (21,9%) i Ameryka Północna (20,5%), Ameryka
Łacińska (2,9%) i Australia / Oceania (0,9%) i Afryka (0,2%)87.
World Wind Energy Report 2011, op.cit., s.4.
87
55
Wykres III.3. Nowe instalacje energetyki wiatrowej na świecie w latach 1998–2011
Źródło: Jak wyżej
3.1.2. Energia wiatrowa w Polsce
Rozwój energii wiatrowej w Polsce charakteryzuje się także niezwykle
wysoką dynamiką. Zainstalowane moce w okresie 2001–2010 zwiększyły
się o prawie 6000%. Średnioroczna stopa wzrostu wyniosła w tym okresie
64%, przy czym największa była w 2005 roku (203%). Kolejne lata przynoszą roczne przyrosty mocy 60–70%88.
W Polsce od 1989 roku działa Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej jako organizacja pozarządowa. Strona dotycząca energetyki wiatrowej: http://www.elektrownie-wiatrowe.org.pl/. Zob. także:
T. Boczar, Energetyka wiatrowa – aktualne możliwości wykorzystania, Wydawnictwo Pomiary Automatyka Kontrola, Warszawa 2007.
88
56
Wykres III.4. Dynamika energetyki wiatrowej w Polsce w latach 2001–2010
(zainstalowane moce w MW)
Źródło: GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 roku, Warszawa 2011, s. 60. Opracowanie własne
Wykres III.5. Produkcja energii elektrycznej (wiatrowej) w GWh w Polsce w latach 2001–2010
Źródło: GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 roku, op.cit. s. 51. Opracowanie własne
57
Energetyka wiatrowa w Polsce zaczęła rozwijać się na początku lat dziewięćdziesiątych, głównie na Wybrzeżu. Aby wiatr mógł być wykorzystywany
w energetyce jego prędkość powinna mieścić się w przedziale od 4 do 30m/s.
Z tego punktu widzenia w Polsce najlepsze warunki wiatrowe panują nad
Bałtykiem, w okolicach Suwalszczyzny oraz na Podkarpaciu. Występujące
na obszarze Polski warunki wiatrowe charakteryzują się dużą zmiennością
oraz brakiem wysokich średniorocznych prędkości wiatru. Drugim elementem ważnym w energetyce wiatrowej jest rozkład prędkości wiatru w roku.
Silne wiatry w Polsce wieją w miesiącach zimowych, tj. w okresie od listopada do marca. Prawie 1/3 terytorium Polski posiada korzystne warunki wiatrowe dla instalowania elektrowni wiatrowych (mapa. III.1). „Szacuje się,
że na powierzchni około 60 000 km2 naszego kraju występują korzystne warunki wiatrowe dla instalowania elektrowni wiatrowych, ale tylko 3000 km2
może być przeznaczonych na ich budowę”89. Biorąc pod uwagę czas wykorzystania mocy nominalnej około 1500 godz., to potencjał produkcji energii
elektrycznej wytworzonej przez elektrownie wiatrowe wynosi 10 TWh/a, co
stanowiłoby około 7% produkcji energii90.
Wykorzystanie energii wiatru odbywa się za pomocą generatorów (turbin wiatrowych) wytwarzania energii elektrycznej. Warunki naturalne
i efektywnościowe sprawiają, iż na ogół buduje się tzw. farmy wiatrowe
grupujące kilka elektrowni wiatrowych. Farma wiatrowa określana jest
jako jednostka wytwórcza lub zespół tych jednostek wykorzystujących do
wytwarzania energii elektrycznej energię wiatru, przyłączonych do sieci
w jednym miejscu przyłączenia. Elektrownie wiatrowe możemy podzielić
ze względu na zastosowanie (przydomowe lub przemysłowe), moc (mikro, małe i duże) lub lokalizację (lądowe i morskie). Współcześnie buduje
się turbiny wiatrowe zarówno o osiach poziomych, jak i pionowych różnej
mocy. Turbiny umieszcza się na wysokościach 80–120 metrów i osiągają
najczęściej moce 2–3 MW91. Prognozuje się w przyszłości pojawienie się
nowych konstrukcji o jeszcze większych gabarytach i mocach. Wirnik turbiny wiatrowej o średnicy około 50 metrów może uzyskać moc ok. 1 MW
mocy. Praktyka wskazuje, że nowoczesne turbiny wiatrowe, w polskich warunkach, pracują ok. 1,5 do 2 tys. godz. w roku, dlatego dla stabilizowania
dostaw energii do odbiorców konieczne jest utrzymywanie w gotowości rezerwy mocy w instalacjach wykorzystujących paliwa kopalne.
Z. Korban, Wybrane aspekty wykorzystania energetyki wiatrowej w Polsce, „Górnictwo i Geologia”
2010, z. 2, s. 83.
89
Ministerstwo Środowiska, Strategia rozwoju energetyki odnawialnej, Warszawa 2000.
90
Prototypowa instalacja wiatrowa, zlokalizowana w pobliżu Magdeburga, ma moc nominalną ok. 4,5
MW.
91
58
Mapa III. 1. Rejonizacja Polski pod względem zasobów energii wiatru
(wartości liczbowe dotyczą prędkości wiatru w [m/s])
Źródło: Z. Korban, Wybrane aspekty wykorzystania energetyki, op.cit. s. 84.
3.1.3. Studium przypadku – farma wiatrowa na Górze Kamieńsk
Ilustracją dla omawianego rodzaju energii odnawialnej w województwie
łódzkim jest Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Sp. z o.o. Spółka utworzona
została 9 lipca 2003 roku przez: Elektrownie Szczytowo-Pompowe SA (obecnie 50% udziałów) oraz ELBIS Sp. z o.o. (obecnie 50% udziałów). Elektrownia posadowiona została na Górze Kamieńsk i uruchomiona została w 2007
roku. Składa się z 15 turbin wiatrowych o mocy 2MW każda, łączna moc
szczytowa elektrowni wynosi 30 MW. Turbiny zamontowane są na wieży
o wysokości 85 metrów i znajdują się są na wysokości ok. 500 m n.p.m. Turbiny mają skrzydła o rozpiętości 70 metrów i długości 40 m, wirują z szybkością
21 obrotów na minutę. Zastosowano turbiny E-70, które posiadają następujące parametry: wysokość całkowita – 125 m, odległość piasty od podłoża –
85 m, średnica wirnika – 71 m, masa – 229 ton, moc – 2 MW. Jest to turbina
bezprzekładniowa o zmiennej prędkości z regulacją nachylenia łopat, liczba
łopat – 3, napędzane są przez wiatr o sile 7,5 m/s. Elektrownia w ciągu roku
wytwarza 75 tys. kWh, co wystarczy dla miasta wielkości Piotrkowa Trybunalskiego. Pracuje w ciągu roku około 2 tys. godzin92.
Informacje uzyskane od Dyrekcji Elektrowni Wiatrowej Kamieńsk Sp. z o.o.
92
59
3.2. Energia wodna – istota, zalety, wady
3.2.1. Potencjał, perspektywy rozwoju
Energia wody (potencjalna i kinetyczna) jest określana przez wielkość
energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach wodnych. Do energii
odnawialnej zalicza się jedynie produkcję energii elektrycznej w elektrowniach na dopływie naturalnym (przepływowych). Energia pozyskiwana
z wód stanowi ok. 19% światowej produkcji energii elektrycznej, co tym
samym daje jej pierwsze miejsce wśród odnawialnych źródeł energii. Jej
potencjał jest większy niż potencjał energetyki jądrowej93. Światowymi
liderami w pozyskiwaniu energii elektrycznej z energii wód są: Kanada,
Stany Zjednoczone oraz Brazylia. Największa hydroelektrownia na świecie
znajduje się w Chinach na rzece Jangcy. Jej moc szacowana jest na ok.
18,2 GW94. Zaletami elektrowni wodnych są: wyższa niż w przypadku elektrowni węglowych sprawność przetwarzania energii, znacznie mniejsze
są także negatywne skutki dla środowiska, budowanie dużych elektrowni wodnych dodatkowo chroni glebę przed erozją oraz poprzez zbiorniki
retencyjne zapobiega powodziom. Wykorzystanie potencjału energetyki
wodnej na świecie, pozwoliłoby na zredukowanie emisji gazów cieplarnianych nawet o 13%. Hydroenergetyka ma również wady. Należą do nich:
duże koszty budowy infrastruktury energetycznej, ingerencja w naturalne
środowisko, zamulanie zbiorników, które w konsekwencji może prowadzić
do zamierania życia w środowisku wodnym, zmienia się ekosystem. Duży
zbiornik charakteryzuje się znacznie większym parowaniem i zmienia wilgotność powietrza na stosunkowo dużym obszarze. Kolejnym z negatywnych skutków budowy dużych elektrowni wodnych jest często konieczność
migracji ludności95. Zbiorniki zaporowe mogą być źródłem emisji metanu.
Hydroenergetyka wiąże się z ogromnymi kosztami inwestycji (co wpływa
na ich większą popularność właśnie w krajach rozwiniętych) nie wszędzie są odpowiednio sprzyjające warunki do budowy takich obiektów.��
��
Około 30% światowej hydroenergii produkowane jest w Europie. Obecnie ma
ona dominujące znaczenie w krajach takich jak: Francja, Szwecja oraz
Norwegia. W związku ze zwiększeniem udziału energetyki wiatrowej oraz
biomasy można przewidywać zmniejszenie udziału hydroenergetyki.
Technologia elektrowni wodnych jest dość prosta, jest to zamiana energii potencjalnej w energię kinetyczną płynącej wody, spływa ona z terenów
http://www.nscb.gov.ph/secstat/d_energy.asp, 11.03.2013.
93
Tamże.
94
Znane są protesty przeciwko budowie i skutkach hydroelektrowni w Chinach.
95
60
Fot.1. K. Kłosek, Wielka Tama Trzech Przełomów na Jangcy, „Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne” Maj – Czerwiec 2008
położonych wyżej do zbiorników wodnych położonych niżej. Dla zwiększenia energii potencjalnej wody, spiętrza się ją, budując zapory. Woda porusza turbinę z generatorem i wytwarza się prąd96. Wyróżnia się kilka typów
elektrowni wodnych:
a)przepływowe,
b)szczytowo-pompowe,
c)elektrownie pływowe,
d)małe elektrownie wodne,
e)zbiornikowe.
Elektrownie przepływowe nie spiętrzają dodatkowo wody i nie wymagają tworzenia zbiorników. Ich moc jest ograniczona przez moc płynącej
naturalnie wody. Działają one najefektywniej, gdy powstają w naturalnym
środowisku spiętrzającym wodę. Elektrownie szczytowo-pompowe budowane są z myślą dostosowywania produkcji energii do jej chwilowego zapotrzebowania. Gdy jest ono niewielkie, nadmiar wody jest pompowany
do zbiornika znajdującego się na dużej wysokości. W okresie dużego zapotrzebowania woda jest uwalniana i jej energia potencjalna przetwarzana
jest z powrotem na energię elektryczną. Są one dobrym uzupełnieniem
niestabilnych źródeł energii (elektrownie wiatrowe, słoneczne), jednak
tego typu elektrowni nie zalicza się do źródeł energii odnawialnej.
Małe elektrownie wodne (MEW) posiadają moc zainstalowaną poniżej
5 MW, jest to podział umowny, który stosowany jest w Polsce. Do zbudowa96
Szerzej o zaporze trzech przełomów w Chinach w: K. Kłosek, Wielka Tama Trzech Przełomów na
Jangcy, [w:] „Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne” Maj – Czerwiec 2008.
61
nia takiej elektrowni wystarczy próg piętrzący wodę, mały obiekt z siłownią,
kanał do turbiny. Wpływ tego typu elektrowni na środowisko jest znikomy
w przeciwieństwie do dużych elektrowni wodnych budzących kontrowersje środowiskowe.
Elektrownie pływowe wykorzystują energię potencjalną wody morskiej
spiętrzonych w czasie pływów, nie występują w Polsce. Ich moc zmienia
się w ciągu doby, ale w sposób przewidywalny, co pozwala uzupełnić je
w zbiorniki umożliwiające generowanie energii w sposób ciągły. Powstają
też generatory czerpiące energię z energii kinetycznej wody przemieszczającej się w czasie pływów.
Hydroelektrownie działają w ponad 150 krajach na świecie, dostarczając 19% całkowitej produkcji energii elektrycznej świata. Niektóre kraje
opierają na niej zaopatrzenie w energię elektryczną. Udział hydroenergii
w całkowitej konsumpcji Brazylii wynosi 85,6%, Wenezueli 69,2%, Kanady
– 61,1%, Norwegii – 98,2%, Chin – 22,5%97. Elektrownie wodne zwykle nie
pracują z pełną mocą przez cały rok. Stosunek średniej produkcji rocznej do
możliwości produkcji przy pracy z pełną mocą nazywa się współczynnikiem
wydajności.
Tabela III.1. Kraje o największym potencjale hydroelektrowni
Roczna
produkcja (TWh)
Moc
elektrowni (GW)
Norwegia
140,5
27,528
0,49
98,25%
Brazylia
363,8
69,08
0,56
85,56%
Wenezuela
85,96
14,622
0,67
69,20%
Kanada
369,5
88,974
0,59
61,12%
Szwecja
65,5
16,209
0,46
44,34%
Chiny
652,05
196,79
0,37
22,25%
Rosja
167
45
0,42
17,64%
Indie
115,6
33,6
0,43
15,80%
69,2
27,229
0,37
7,21%
250,6
79,511
0,42
5,74%
Japonia
USA
Wydajność
% krajowej
energii
Źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Elektrownia_wodna cyt za: BP Statistical Review of World Energy June 2011,
(pobrano 10.06.2013)
BP Statistical Review of World Energy June 2011, http://www.bp.com/en/global/corporate/aboutbp/statistical-review-of-world-energy-2012.html (pobrano 10.06.2012).
97
62
3.2.2. Energia wodna w Polsce
Polska posiada mały potencjał energetyki wodnej, co związane jest
z płaskim ukształtowaniem powierzchni, a także dużą przepuszczalnością gleby. Krajowa produkcja energii wodnej jest głównie skoncentrowana wokół Wisły (68%)98. Reszta produkowana jest przez Odrę i jej dorzecza oraz rzeki Pomorza. Istotną rolę w przyszłości w produkcji energii wodnej mogą odegrać: Pojezierze Mazurskie oraz region gór Karpat
i Sudetów. Polskie rezerwy hydroenergetyczne oceniane są na 13,7 TWh
rocznie, co stanowi 0,1% rezerw światowych. Potencjał wykorzystywany
jest zaledwie w około 12%, co odpowiada ok. 7% zainstalowanej w krajowym systemie energetycznym mocy99. Dla porównania, takie kraje jak
Francja, Norwegia oraz Niemcy wykorzystują niemal całkowicie potencjał energetyczny związany ze spadkiem wody. W Polsce funkcjonuje
około 590 elektrowni wodnych, z czego większość to małe, z poziomem
energii w nich produkowanej poniżej 5 MW. Tylko 18 z nich produkuje
rocznie więcej niż 5 MW, co według standardów unijnych można uznawać je za duże. Największą z nich jest Żarnowiec, gdzie co roku wytwarza się ok. 716 MW energii, dalej sklasyfikowana jest Porąbka Żar (500
MW), Solina (200 MW), Włocławek (162 MW) oraz Żydowo (150 MW).
Według specjalistów przyszłością Polski jest energia produkowana przez
małe elektrownie wodne. Duże kontrowersje budzi planowana elektrownia w Nieszawie na Wiśle o mocy 60–70 MW100. Według ekologów jest
ona zagrożeniem dla środowiska, z drugiej strony bez jej budowy zagrożone jest funkcjonowanie elektrowni na tamie we Włocławku, która była
projektowana z uwzględnieniem powstania kolejnych kaskad. Powodzenie tej inwestycji zależy od tego, czy potencjalny wykonawca znajdzie
partnera do jej realizacji.
98
Analiza potencjału patrz: W. Matuszek, Stan aktualny i rozwój hydroenergetyki jako źródło OZE,
„Elektroenergetyka” NR 1/2005 (52), Odnawialne źródła energii, s. 33 i nast.
http://www.mew.pl/, (pobrano 13.06.2013).
99
http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/166938,energa_chce_budowac_zapore_w_nieszawie.html,
12.06.2013.
100
63
Mapa III.2. Rozmieszczenie elektrowni wodnych w Polsce
Źródło: http://www.kolektory.eu/woda_rozm_el.php, 10.05.2013
3.2.3. Elektrownia wodna „Jeziorsko”
Elektrownia wodna „Jeziorsko” powstała na największym zbiorniku retencyjnym w województwie łódzkim na Warcie i jest zwieńczeniem budowy
zbiornika Jeziorsko. Zapora czołowa ma długość 2,73 km, wysokość
w najwyższym punkcie wynosi 12 m,
korona zapory ma szerokość 12 m.
Elektrownia ma moc zainstalowaną 4,89 MW i produkuje energię
elektryczną średnio ok 20 GWh/rok.
Techniczne parametry elektrowni:
przełyk instalowany 2 × 35 = 70
m3/s, zakres spadów 4,5 – 10,9 m,
spad instalowany turbiny 8,9 m.
W elektrowni pracują dwie turbiny
Kaplana w układzie klasycznym, tj. Fot. 2. J. Lichy, Jaz przelewowo-spustowy
64
z pionowym wałem. Każda z turbin jest zasilana oddzielnym rurociągiem
ciśnieniowym. Średnica rurociągu wynosi 2,8 m, a długość pojedynczej nitki ok. 70 m. Ujęcie wody jest wkomponowane w korpus zapory ziemnej.
Jest ono typu wieżowego, wyposażone w kraty, zastawki remontowe i zasuwy
awaryjne z napędem hydraulicznym. Spad nominalny wynosi 6,5 m101.
Fot. 3. J. Lichy, Rozdzielnia elektryczna elektrowni wodnej „Jeziorsko”
Fot. 4. J. Lichy, Jeden z dwu generatorów synchronicznych (3150 kVA)
Informacje pochodzą z Elektrowni Wodnej Jeziorsko.
101
65
3.3. Energia słoneczna – potencjał, perspektywy rozwoju
Promieniowanie słoneczne jako strumień fal elektromagnetycznych
i cząstek elementarnych docierających do Ziemi jest wykorzystywane przez
organizmy żywe i zamienia się w ciepło, które emitowane jest jako promienie podczerwone. Do Ziemi dociera niewielka część energii słonecznej, jest
ona jednak o wiele tysięcy razy większa od ogólnej ilość energii wytwarzanej
na Ziemi. Moc ta nie jest rozmieszczona równomiernie: obszar oświetlony
światłem padającym prostopadle z góry może otrzymać nawet do 1000 W/m²,
natomiast obszary, na których trwa noc, nie otrzymują bezpośrednio nic102.
Po uśrednieniu cyklu dobowego i rocznego najwięcej energii otrzymują obszary przy równiku, a najmniej obszary okołobiegunowe, czyli wg szacunków
energia, jaka dociera do powierzchni poziomej w ciągu całego roku, wynosi
od 600 kWh/m²/rok w krajach skandynawskich do ponad 2500 kWh/m²/rok
w centralnej Afryce. W Polsce wynosi około 1150 kWh/m²/rok103.
Wykorzystanie energii słonecznej budzi coraz większe zainteresowanie.
Energię promieniowania słonecznego można wykorzystywać do wytwarzania energii elektrycznej za pomocą ogniw fotowoltaicznych (konwersja
fotowoltaniczna) lub zamieniać ją na ciepło za pomocą kolektorów słonecznych (konwersja fototermiczna). Energia słoneczna stanowi przyszłość odnawialnych źródeł energii. Aktualnie na świecie wykorzystuje się
zaledwie 1% energii słonecznej. Energia ma wiele zalet: dostępność, brak
kosztów zakupu surowców czy transportu nośników energii, jest podstawowym, niewyczerpalnym źródłem energii dla naszej planety, pozyskiwanie
jest wolne od zanieczyszczeń oraz hałasu. Dziś główną wadą jest koszt
instalacji fotowoltaicznych, choć ten stale się zmniejsza. Stąd, zainteresowanie wykorzystaniem energii systematycznie rośnie z roku na rok. Według wyliczeń na świecie znajduje się ok. 0,5 mln gospodarstw domowych,
które wykorzystują ogniwa fotowoltaiczne dla zaspokojenia własnych potrzeb. W najbliższej przyszłości przewiduje się znaczny wzrost tej liczby104.
W ostatnich latach obserwuje się ogromny wzrost zainteresowania fotowoltaiką105, co znajduje wyraz w dynamicznym przyroście potencjału zainstalowanych ogniw (tabela III.2). Wynika ono z kilku powodów: spadku
102
David JC MacKay, Zrównoważona Energia – bez Pary w Gwizdek, Przekład z języka angielskiego, adaptacja i obliczenia dla Polski, M. Popkiewicz, M.Śmigrowska, Fundacja EkoRozwoju, Wrocław
2011, Wydanie I.
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/.
103
http://www.greenpeace.org/poland/solar-generation/energia-sloneczna, (pobrano 11.03.2013).
104
M. Nowicki, Nadchodzi era Słońca, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 2012.
105
66
cen ogniw fotowoltaicznych106, wsparcia finansowego poszczególnych krajów107. W niektórych krajach UE (Hiszpania, Włochy, Niemcy) instalacje
solarne stają się konkurencyjne wobec energetyki konwencjonalnej.
Tabela III. 2. Moc ogniw fotowoltaicznych w wybranych krajach w MW w latach 2006–2012
Dynamika
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
struktura
2012
2012/2006
Niemcy
2899
4170
6120
9914
17 320
24 820
32 509
1121,39%
31,86%
Włochy
50
120
458
1181
3502
12 782
16 987
33974,00%
16,65%
Chiny
80
100
140
300
800
3093
8043
10053,75%
7,88%
USA
624
831
1169
1616
2534
4389
7665
1228,37%
7,51%
1709
1919
2144
2627
3618
4914
6704
392,28%
6,57%
148
705
3463
3523
3915
4270 2885,14%
0,00%
Francja
44
75
180
335
1054
2576
3843
8734,09%
3,77%
Australia
70
83
105
188
571
1345
2291
1
3
64
462
1952
14
18
23
26
70
Belgia
4
27
108
627
1044
1820 Indie
30
31
71
101
161
427
Japonia
Hiszpania
Czechy
W. Brytania
1959 1014
1831
1427
3272,86%
2,25%
195900,00%
0,00%
13078,57%
1,79%
45500,00%
0,00%
4756,67%
1,40%
Bułgaria
0
0
1
7
35
135
1068
1,05%
Pozostali
1294
1482
1935
2392
3454
5827
19656
1519,01%
19,27%
Świat
6967
9564 15981 23299
40030
69371
102024
47,10%
100,00%
Źródło: BP Statistical World Energy Review 2012, op,cit.
Wykorzystanie energii w Polsce jest jeszcze znikome w porównaniu
z innymi krajami UE. W statystykach Eurostatu za 2010 rok podając
udział poszczególnych nośników energii w OZE, nie wykazywano żadnych wartości. Podobnie w danych GUS108. Energia słoneczna w bilansie OZE Niemiec stanowiła w 2010 roku 4,4%, Czech – 2,1%, Cypru –
89,2%. Gdy mowa o udziale poszczególnych krajów w produkcji OZE ze
słońca, to w UE pierwszą pozycję mają Niemcy – 39% udział w produkcji
W latach 1977–2013 ceny ogniw spadły 100-krotnie – z 76,67 USD/wat do przewidywanego poziomu 0,74 USD/wat powodując dynamiczny rozwój tego sektora przemysłu OZE. Za: Pricing Sunshine.
The Economist, 2012 (pobrano: 10.06.2013). Uważa się, iż każde podwojenie zdolności produkcyjnych przemysłu solarnego powoduje spadek ceny ogniw fotowoltaicznych o 20%.
106
Choć niektóre kraje, jak Niemcy, ograniczają wsparcie finansowe dla sektora solarnego. Mimo to
w Niemczech zainstalowano w 2012 roku rekordową moc ogniw słonecznych – 7600 MW.
107
GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 roku, Warszawa 2011.
108
67
energii pozyskiwanej ze słońca, na drugim miejscu jest Hiszpania z 28 %
udziałem109.
3.3.1.Energia słoneczna-cieplna w Polsce
Konwersja fototermiczna polega na przekształcaniu energii słonecznej
w energię cieplną za pomocą kolektorów słonecznych. Wykorzystywana
jest ona głównie do ogrzewania wody. W Polsce systematycznie rośnie zainteresowanie kolektorami słonecznymi, co związane jest ze wsparciem
inwestycji z programów NFOŚiGW oraz WFOŚiGW110. Łączną powierzchnię kolektorów słonecznych do konwersji fototermicznej szacuje się już
na 900 tys. m2 co daje ok. 630 MWh. Największy przyrost miał miejsce
w latach 2008–2011(wykres III.6).
Wykres III.6. Przyrost instalacji słonecznych w Polsce w latach 2000–2010 w tys.m2
Źródło: Instytut Energetyki Odnawialnej
109
Obliczono na podstawie danych: Eurostat, Statistics in focus, Renewable energy. Analysis of the
latest data on energy from renewable sources, 44/2012.
Zob. rozdział VII.
110
68
3.3.2.Technologie dla energii słonecznej-cieplnej
Urządzeniem służącym do konwersji energii promieniowania słonecznego do energii cieplnej jest kolektor słoneczny. Energia docierająca do
kolektora odbierana jest przez medium pośredniczące, które przekazuje
ją dalej do odbiorników. Medium tym może być strumień gazu (np. powietrza) lub strumień cieczy (wody, płynu niezamarzającego). Kolektory
są klasyfikowane w różny sposób. W zależności od temperatury czynnika
roboczego dzieli się je na: kolektory niskotemperaturowe, średniotemperaturowe i wysokotemperaturowe; ze względu na konstrukcję na: płaskie
i rurowe; za względu na zastosowanie czynnika roboczego na: cieczowe
i powietrzne. Najczęściej stosowane w Polsce są to kolektory płaskie, rurowe i coraz częściej stosowane najbardziej efektywne kolektory pracujące
w systemie Heat-Pipe.
Kolektory płaskie cieczowe mają kształt prostokąta. Na całej powierzchni kolektora znajduje się warstwa absorbera, do którego przylegają rurki.
Rurkami przepływa czynnik roboczy, odbiera ciepło od nagrzanego absorbera i oddaje je do wymiennika ciepła. Od wierzchu całość przykryta jest
osłoną ze szkła hartowanego lub tworzywa. Kolektory płaskie pobierają
promieniowanie bezpośrednie.
Kolektory próżniowe są zbudowane tak, jak zwykłe kolektory płaskie,
lecz wokół absorbera wytworzona jest próżnia. Dzięki temu mają bardzo
małe straty ciepła i ich sprawność jest wyższa od zwykłych kolektorów
płaskich. Pochłaniają także promieniowanie rozproszone i mają wyższą
sprawność niż zwykłe kolektory płaskie.
Kolektory próżniowe rurowe – kolektor zbudowany jest z kilkunastu
lub kilkudziesięciu rur próżniowych wpiętych w przepływowy wymiennik ciepła. Próżnia charakteryzuje się bardzo małą emisją promieniowania
cieplnego z nagrzanego już absorbera. Rura próżniowa wyposażona jest
w rurkę miedzianą zakończoną kondensatorem oraz w aluminiowy radiator. W najbardziej opisowy sposób rura próżniowa to 2 zespolone ze sobą
rury pomiędzy którymi znajduje się izolacja ciepła – próżnia.
Kolektory próżniowe z gorącą rurką tzw. „heat pipe” – ich charakterystyczną cechą jest to, iż wyposażone są w rurkę szklaną, która ma wymiary
1500–2000 mm długości oraz średnicy ok. 60 mm. W rurce tej znajduje
się kapilara z cieczą pośredniczącą, która odparowuje podczas nagrzania
w wyniku promieniowania, co w konsekwencji powoduje oddanie ciepła
przepływającego, które z kolei oddaje ciepło w zbiorniku. Rura taka ma podwójne ścianki w których tworzy się doskonała izolacja termiczna – próż69
nia, która wytwarzana jest z wypompowanego powietrza. Ciepło dostaje się
do rurki cieplnej przez aluminiowy zbieracz111.
3.3.3.Solary – Szpital Poddębice
W 2005 roku na poddębickim szpitalu (obecnie Poddębickie Centrum
Zdrowia) zainstalowano 149 kolektorów słonecznych (płaskich) o łącznej
powierzchni 268 m2. Roczny uzysk energii z kolektora to 450 kWh/rok/1m2.
Powierzchnia jednego kolektora wynosi 1,73 m2, w ciągu roku można z instalacji solarnej uzyskać 115,99MWh (450 × 1,73 × 149) co daje 417,6 GJ/
rok112. Całkowity koszt inwestycji wyniósł 321 502 zł, z czego EkoFundusz
w formie dotacji przekazał 135 585 zł, WFOŚiGW w Łodzi 148 917 zł,
37 000 zł pochodziło z Powiatowego Funduszu Ochrony Środowiska.
Fot 5. J.Malinowski, Solary – Szpital Poddębice
http://energocity.pl/artykuly/ogolna-charakterystyka-oraz-rodzaje-kolektorow-slonecznych (pobrano 11.05.2013). Schematy instalacji np. http://www.energiagratis.pl/index.php?p=instalacje1, http://
www.kospel.pl/pl/porady/kolektory-soneczne/95-przykadowe-instalacje-solarne.html. Zob. także: Z. Pluta, Słoneczne instalacje energetyczne. OWPW, Warszawa 2003.
111
Informacje pozyskano z Poddębickiego Centrum Zdrowia
112
70
Fot 6. J.Malinowski, Solary – Szpital Poddębice
3.4. Energia słoneczna – energia elektryczna
Technologie przetwarzania energii słonecznej w elektryczną znane są od
lat 70-tych ubiegłego wieku, ale dopiero ostatnie lata przyniosły znaczny
wzrost zainteresowania państw Unii Europejskiej tym źródłem energii dzięki dotowaniu przez państwo potencjalnych inwestorów. Dobrym przykładem
są wprowadzone w Niemczech w latach 90-tych ubiegłego wieku programy „1 tys. słonecznych dachów” oraz „100 tys. słonecznych dachów”113.
Od roku 1999 obowiązuje tam ustawa gwarantująca producentom energii
z odnawialnych źródeł jej odbiór oraz stałą cenę. W roku 2012 całkowita powierzchnia kolektorów słonecznych w Niemczech wzrosła o ponad
1 mln m2. Niemcy są europejskim liderem pod względem rozwoju energii
elektrycznej ze źródła słonecznego energii.
Wspólnota Europejska wspomaga rozwój energetyki słonecznej na
swoim obszarze i planuje znaczący wzrost jej roli w całkowitym bilansie
energetycznym. Istnieją również plany dotyczące współpracy pomiędzy
Europą, Afryką oraz Azją, mające na celu rozwój energetyki słonecznej na
obszarach pustynnych114.
Prometheus Institute and Greentech Media, PV News, April 2008, s. 6.
113
http://www.greenpeace.org/poland/solar-generation/energia-sloneczna, (pobrano 11.05.2013).
114
71
3.4.1.Potencjał, perspektywy rozwoju
Ostatnie 20 lat rozwoju branży baterii słonecznych pokazało, że podwojenie wolumenu zainstalowanej mocy powoduje duży spadek cen paneli
fotowoltaicznych. W przeciągu ostatnich 5 lat w Europie koszty instalacji elektrowni fotowoltaicznej spadły o 50%, a w najbliższych 10 latach
prognozowany jest dalszy dynamiczny spadek cen systemów słonecznych
o około 36–51%. Z punktu widzenia użytkownika najważniejszy jest koszt
energii produkowanej z danego źródła. Na tym tle fotowoltaika także posiada duży potencjał spadku cen. W strukturze kosztów produkcji energii
elektrycznej ze słońca zdecydowanie dominujące są koszty inwestycyjne,
z tego też względu spadek cen instalacji bezpośrednio przekłada się na
niższe koszty produkcji energii.
3.4.2.Energia słoneczna-elektryczna w Polsce
Średnioroczna suma energii promieniowania słonecznego w Polsce
waha się w granicach 950–1150 kWh/m2. Przy założeniu, iż w roku jest
8 736 godzin, systemy solarne są wydajne w 18–20%115. Wadą systemu
jest dziś to, że ze względu na małą popularność tego typu instalacji, urządzenia do produkcji energii elektrycznej z energii słonecznej są jeszcze
stosunkowo drogie, pomimo znacznego spadku ich cen w ostatnich latach
(przypis 106). Dlatego koszt wytworzenia energii elektrycznej w przeliczeniu na KWh jest wciąż wysoki i przekłada się na długi okres zwrotu
inwestycji. Może on sięgać od kilku do kilkunastu lat. Naturalnie okres
zwrotu musi być kalkulowany indywidualnie, w zależności od tego, czy
instalacja ma być wykorzystywana dla celów prywatnych czy też zarobkowo. Systemy fotowoltaiczne w naszym kraju są wciąż niedoceniane. Momentem zwrotnym wykorzystania ogniw fotowoltaicznych w Polsce będzie uchwalenie ustawy OZE wspomagającej inwestowanie w tego typu
źródło energii.
Według Urzędu Regulacji Energetyki całkowita moc ogniw fotowoltaiczych w Polsce na koniec roku 2011 wynosiła około 2 MW.
Lista systemów fotowoltaicznych w Polsce o mocy powyżej 20 kW (moc/
lokalizacja/ inwestor)116:
– 1 MW, Wierzchosławice, Energia Wierzchosławice,
– 311 kW, Ruda Śląska, Górnośląskie Przedsiębiorstwo Wodociągów,
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/.
115
Ze strony http://gramwzielone.pl/energia-sloneczna/1056/lista-instalacji-fotowoltaicznych-w-polsce.
116
72
– 100 kW, Polkowice, NG2,
– 219 kW, Łódź, Wojewódzki Specjalistyczny Szpital im. dr Wł. Biegańskiego,
– 80,5 kW, Bydgoszcz, Frosta,
– 71 kW, Jaworzno, Sanktuarium M.B.N.P.
– 54 kW, Warszawa, Centrum Fotowoltaiki w budynku Wydziału Inżynierii Środowiska Politechniki Warszawskiej,
– 20 kW, Rzeszów, Wyższa Szkoła Prawa i Administracji, – 20 kW, Warszawa, Ambasada Japonii.
3.4.3.Technologie – ogniwa fotowoltaiczne
Do produkcji ogniw fotowoltaicznych stosowany jest krzem monokrystaliczny lub polikrystaliczny, a w najbardziej zaawansowanej technologii – krzem amorficzny i jego stopy. Różnica pomiędzy nimi (ważna dla
użytkownika) tkwi głównie w sprawności i kosztach produkcji, czyli wydajności i kosztach zakupu wyprodukowanego z danego rodzaju krzemu
urządzenia. Ogniwa monokrystaliczne stosuje się zazwyczaj przy mocach
do 150–180 W na jeden panel fotowoltaiczny. Z kolei ogniwa polikrystaliczne są stosowane dla mocy powyżej 200 W w jednym panelu fotowoltaicznym.
Ogniwa fotowoltaiczne przekształcają energię słoneczną w elektryczną
bez udziału ciepła. Są one wykonane z czystego silikonu i połączone w moduły. Gdy światło słoneczne pada na ogniwa silikonowe, pomiędzy przednimi a tylnymi częściami ogniwa powstaje słaby prąd elektryczny. Ponieważ
jego napięcie jest niskie (około 1 Volta), połączonych musi być wiele ogniw,
co przypomina łączenie wielu baterii.
Możemy wyróżnić dwa systemy konfiguracji ogniw fotowoltaicznych:
system off-grid i on-grid. W skład pierwszego wchodzą akumulatory magazynujące energię, ma zastosowanie przy stosunkowo małym zużyciu
energii. W tym systemie energia zgromadzona w akumulatorach jest bezpośrednio przekazywana do odbiorników włączonych w obwód elektryczny ogniwa. Zdecydowanie bezpieczniejszy i bardziej opłacalny jest system
on-grid – zasilanie z ogniw jest połączone z siecią energetyczną. Ta opcja
pozwala na sprzedaż nadwyżek energii oraz, co ważniejsze, bezpośrednie
bilansowanie mocy – zasilanie z sieci energetycznej w przypadku, gdy
ogniwa dostarczają zbyt mało energii. Główną zaletą instalacji z ogniw fotowoltaicznych jest ich niezawodność, lekkość oraz możliwość uzyskiwania darmowej energii elektrycznej o parametrach sieciowych na potrzeby
gospodarcze w sposób czysty, cichy i praktycznie bezobsługowy. Instalacje
73
fotowoltaiczne można stosować praktycznie w każdym miejscu, do którego dociera słońce117.
Konfiguracja standardowa zawiera moduły fotowoltaiczne, pobierając energię słoneczną, produkują prąd o napięciu stałym, inwerter
zamienia prąd stały na prąd przemienny i odprowadza, sprzedaje do
lokalnej sieci energetycznej. Na obszarach o utrudnionym dostępie do
sieci. Dzięki zastosowaniu przetwornicy lub falownika w instalacji fotowoltaicznej, podłączone do niej urządzenie może być zasilane zarówno prądem stałym jak też prądem przemiennym. Produkowany prąd
gromadzony jest w akumulatorze. Aby zabezpieczyć go przed przeładowaniem lub zupełnym rozładowaniem stosuje się również regulator
ładowania.
Schemat I.1. Konfiguracja standardowa instalacji fotowoltaicznej
Źródło: http://www.kolektory.biz/index.php?option=com_content&view=article&id=25&Itemid=49
Tego typu instalacje są wykorzystywane do zasilania domów, gospodarstw rolnych, schronisk, stacji badawczych, instalacji oświetleniowych
i alarmowych, nadajników radiowych i zasilania awaryjnego. Według tego
schematu pracują wszystkie indywidualne i komercyjne (wielkoformatowe) elektrownie słoneczne oraz parki solarne.
Informacje pochodzą z niemieckiej firmy Solarprojekte (Kaiserslautern), http://www.solarprojektegmbh.de/home.php.
117
74
W konfiguracji hybrydowej panele instalacji fotowoltaicznej są
połączone z generatorem prądu na ropę lub gaz. Generator załącza się
automatycznie, gdy promieniowanie słoneczne jest niedostatecznie silne
(np. w zimie lub w szczytowym okresie poboru energii), aby wyprodukować potrzebną ilość prądu i samorzutnie doładować akumulator. Instalacje takie są wykorzystywane do zasilania domów, gospodarstw rolnych,
schronisk, stacji badawczych.
Instalacja podłączona do sieci energetycznej. Instalacje te stosuje się by zwiększyć niezależność zasilania urządzeń oraz zagospodarować ewentualne nadwyżki prądu. W okresie dnia, kiedy moduły produkują więcej prądu niż potrzeba, jego nadwyżka jest odprowadzana do
sieci energetycznej. W nocy istnieje możliwość pobrania prądu z sieci.
Ten rodzaj instalacji pozwala ograniczyć do zera koszty eksploatacji instalacji związane z okresową wymianą akumulatorów oraz generować
dodatkowe przychody ze sprzedaży prądu. Instalacje takie są wykorzystywane w elektrowniach fotowoltaicznych, zasilają domy i urządzenia
przemysłowe. Moduły fotowoltaiczne mogą być montowane na dachach
lub na ziemi.
Schemat III.2. Możliwości instalacji fotowoltaicznych
Źródło: Schueco, Instalacje fotowoltaiczne, www.schueco.pl
75
Schemat III.3. Schemat typowej instalacji fotowoltaicznej
Źródło: Schueco, Instalacje fotowoltaiczne, www.schueco.pl (pobrano 12.06.2013)
3.4.4. Studium przypadku – ogniwa fotowoltaiczne w szpitalu Biegańskiego
Wojewódzki Specjalistyczny Szpital im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi
jest jedną z nielicznych placówek w Polsce, która korzysta z odnawialnej
energii elektrycznej. Łącznie zainstalowano 1820 modułów o powierzchni
1966 m2, co daje moc 219 kW i produkcję energii ok. 216 000 kWh/rok.
Inwestycja kosztowała 6 059 517,55 zł, i w 84% finansowana była z środków unijnych, wkład własny wyniósł 15% pokryty z budżetu Województwa
Łódzkiego i 1% środki własne szpitala. W efekcie uzyskano liczne efekty
ekologiczne, bowiem nastąpiła redukcja emisji zanieczyszczeń: pyłu ok.
11,0 kg/rok, SO2 – 301,0 kg/rok, NOx – 158,0 kg/rok, CO2 – 12,0 kg/rok118.
Informacje uzyskano z Wojewódzkiego Specjalistycznego Szpitala im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi.
118
76
Fot. 7. Archiwum Wojewódzkiego Specjalistycznego Szpitala
im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi. Ogniwa fotowoltaiczne
na południowej elewacji Wojewódzkiego Specjalistycznego
Szpitala im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi
im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi. Falowniki elektryczne
zamieniające prąd stały, którym są zasilane, na prąd zmienny
im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi. Ogniwa fotowoltaiczne na
dachu Wojewódzkiego Specjalistycznego Szpitala im. dr Wł.
Biegańskiego w Łodzi
Fot. 10. Archiwum Wojewódzkiego Specjalistycznego
Szpitala im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi. Pomieszczenie
z akumulatorami w Wojewódzkim Specjalistycznym Szpitalu
im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi
3.5. Energia geotermalna
3.5.1.Potencjał, perspektywy rozwoju
Gorące wody podziemne (wody termalne) są nośnikiem czystej ekologicznie energii z wnętrza ziemi – energii geotermalnej. W jądrze Ziemi
zachodzi rozpad pierwiastków promieniotwórczych, takich jak uran i tor,
którego efektem jest wysoka temperatura dochodząca do ok. 4500°C.
Temperatura ta maleje w miarę zbliżania się do powierzchni Ziemi o 15–
80°C na jeden kilometr. Energia geotermalna może być wykorzystana
w postaci gorącej wody lub pary wypływającej samoczynnie lub ze specjalnie wierconych otworów. Złoża wód termalnych zalegają na różnej
głębokości najczęściej znajduje się w granicach od 1000 do 4500 metrów
77
i więcej. Opłacalne jest dokonywanie odwiertów jedynie do głębokości
2000 metrów.
Z punktu widzenia wykorzystania energii geotermalnej można ją podzielić na: geotermię wysokotemperaturową (wysokiej entalpii) i geotermię niskotemperaturową (niskiej entalpii). Pierwsza pozwala na
bezpośrednie wykorzystanie ciepła znajdującego się pod powierzchnią
ziemi w postaci wody lub pary, a temperatury przekraczają 150–200°C.
Geotermia niskotemperaturowa o temperaturze poniżej 150°C wymaga
urządzeń wspomagających, takich jak np. pompy ciepła. Źródłem ciepła jest głównie naturalny strumień cieplny Ziemi. Systemy niskotemperaturowe ze złożami wód termalnych są powszechne i występują na
znacznie większych obszarach w porównaniu z systemami wysokotemperaturowymi119.
Zakłada się, że para oraz woda o temperaturze mniejszej niż 120°C
może być wykorzystywana jako energia cieplna, zaś o temperaturze większej niż wymieniona jest odpowiednia do produkcji energii elektrycznej.
Zasoby cieplne nagromadzone we wnętrzu Ziemi do 10 km, 50 000-krotnie przewyższają ilość ciepła w porównaniu ze światowymi złożami gazu
i ropy. Szacuje się, że przy obecnym poziomie eksploatacji zasoby energii
geotermalnej powinny wystarczyć na ok. 5 mln lat120. Energia geotermalna najszersze zastosowanie znajduje w ciepłownictwie i wytwarzaniu prądu elektrycznego. Ten rodzaj energii ze względu na niską emisję CO2 jest
przyjazny środowisku i niezależny od warunków klimatycznych oraz praktycznie niewyczerpalny.
Oprócz wielu zalet energia geotermalna ma też wady. Zagrożenie,
jakie niesie za sobą produkcja energii geotermalnej, to głównie zanieczyszczenia wód głębinowych, uwalnianie radonu, siarkowodoru i innych gazów uwalniających się wraz z parą ze studni geotermalnej121.
Wadą jest także wysoki koszt wykonania odwiertów i instalacji geotermalnej.
W 2000 roku energię geotermalną do produkcji energii elektrycznej wykorzystywano w 23 krajach. Zainstalowana moc w elektrowniach geotermalnych osiągnęła wartość około 8000 MW, przy rocznym zużyciu energii
blisko 50 000 GWh122. Przykładem najbardziej wszechstronnego wykorzy119
W. Górecki (red.), Atlas zasobów geotermalnych formacji mezozoicznej na Niżu Polskim, Ministerstwo Środowiska, Kraków 2006, s. 35.
120
Harsh K. Gupta, Sukanta Roy, Geothermal energy: an alternative resource for the 21st century,
Elsevier 2007, s. 49.
R. Tytko, Odnawialne źródła energii, Wydanie V, OWG, Warszawa 2011, s. 257.
121
www.globenergia.pl (12-04-2013).
122
78
stania gorących wód jest Islandia, gdzie energia geotermalna zaspakaja
86% potrzeb kraju w zakresie ciepłownictwa.
Wydajność energii geotermalnej wynosi aż 70% wobec 20–35% w przypadku energii wiatrowej czy słonecznej – z tego powodu to niewyczerpalne
źródło stawia się najwyżej. Ograniczone wciąż stosowanie energii geotermalnej spowodowane jest wysokimi nakładami na budowę infrastruktury.
Jednak w związku z rosnącymi cenami ropy i świadomości negatywnego
oddziaływania emisji gazów, energia geotermalna zaczyna budzić coraz
większe zainteresowanie. W miarę jak koszty energii geotermalnej będą
się obniżać, wzrastać będzie zainteresowanie jej stosowaniem, a energia
geotermalna będzie odgrywać zapewne coraz większą rolę alternatywnych
źródłach energii.
3.5.2.Energia geotermalna w Polsce
Polskie zasoby geotermalne do głębokości 3000 metrów są ogromnie
bogate i przewyższają około 150 razy roczne potrzeby energetyczne w skali
kraju. Jest to swoisty rekord w skali nie tylko polskiej, ale też światowej.
Aby jak najprościej zobrazować bogactwo złóż geotermalnych wystarczy
porównać je z objętością Morza Bałtyckiego. Otóż pod obszarem Polski 2–3
kilometry pod powierzchnią ziemi, znajduje się ogromny zbiornik z gorącą
wodą, którego objętość jest porównywalna z objętością około trzech Mórz
Bałtyckich123.
Polska znajduje się w obszarze występowania niskotemperaturowych
zasobów i złóż energii geotermalnej. Posiadamy naturalne baseny sedymentacyjno-strukturalne wypełnione wodami geotermalnymi o zróżnicowanych temperaturach od 20°C do 86°C, a w niektórych przypadkach
temperatury te przekraczają 100°C. Nie ma w naszym kraju możliwości
wykorzystania złóż do produkcji energii elektrycznej124. W Unii Europejskiej moc elektrowni geotermalnych wynosi 1,466 GW. Posiadane zasoby geotermalne są optymalne do wytwarzanie energii cieplnej. Zasoby
cieplne wód termalnych na terenie Polski szacuje się na około 34 mld
ton paliwa umownego (tou) co odpowiada 36 mld ton węgla125. Potencjał techniczny jest szacowany na poziomie 1512 PJ/rok, co stanowi ok.
30% krajowego zapotrzebowania na ciepło. Zainstalowaną w Polsce moc
geotermalnej energii cieplnej szacuje się na 280 MWt, wliczając w to zawww.pag.org.pl/geotermia-zasoby-polskie (12-04-2013).
123
W. Górecki (red.), Atlas zasobów geotermalnych…, op. cit., s. 42.
124
R. Tytko, Odnawialne źródła energii, op. cit., s. 265.
125
79
równo duże ciepłownie termalne i ponad 19 000 małych przydomowych
pomp ciepła126. Energia geotermalna jest praktycznie niewyczerpalna
z uwagi na jej stałe uzupełnianie przez strumień ciepła przenoszonego
z gorącego wnętrza ziemi ku powierzchni przez przewodzenie i konwekcję. Wydobycie jest opłacalne, gdy do głębokości 2 km temperatura osiąga
65 °C, zasolenie nie przekracza 30 g/l, a także gdy wydajność źródła jest
odpowiednia. Na terenie Polski funkcjonuje kilkanaście geotermalnych
zakładów ciepłowniczych.
Mapa III.3. Mapa istniejących i planowanych zakładów geotermalnych w Polsce
Źródło: J. Sokołowski, Metodyka oceny zasobów geotermalnych i warunki ich występowania w Polsce, Materiały Polskiej Szkoły
Geotermalnej, III Kurs, Wyd. PGA i CPPGSMiE PAN, Kraków – Straszęcin 1997
3.5.3. Wykorzystanie energii geotermalnej w Polsce – studium przypadku
Uniejów
Dobrym przykładem wykorzystania wód geotermalnych jest Uniejów.
Historia uniejowskich wód termalnych sięga lat 70-tych ubiegłego wieku,
kiedy to firma poszukująca ropy naftowej i gazu ziemnego natrafiła na
gorące źródła wody. Wówczas dokonano pierwszego odwiertu hydrogeologicznego. Na początku lat 90-tych XX w. powstały dwa kolejne odwierty
GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 roku, Warszawa 2011, s. 22.
126
80
geotermalne. Obecny rozwój „Geotermii Uniejów” zaczął się w 1999 r.,
kiedy to Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Łodzi i Gmina Uniejów utworzyły spółkę z o.o. „Geotermia Uniejów”, której głównym zadaniem jest wykorzystanie ciepłych wód do celów grzewczych. Dostarczanie ciepła do odbiorców rozpoczęto w 2001 r.
W systemie grzewczym wykorzystywane są trzy odwierty geotermalne.
Wypływająca z nich woda charakteryzuje się wydajnością 68 m³/h przy
ciśnieniu samowypływu 2.6 atm, temperaturą 68°C i niską mineralizacją 8 g/l. Eksploatacja wód termalnych i odzysk z nich ciepła odbywa się
w systemie zamkniętym (tzn. wydobyta na powierzchnię woda po oddaniu ciepła wraca do wnętrza ziemi). Głębokość każdego z odwiertów
wynosi ponad 2000 m127.
Całkowita moc ciepłowni wynosi 5,6 MWT, z czego 3,2 MWT pochodzi
ze źródła geotermalnego, a 2,4 MWT z kotłowni opalanej biomasą. Obecnie ciepłownia jest w 100% ekologiczna. W systemie tym gorąca woda termalna (o temperaturze 68°C) wydobywana jest z wydajnością 120 m3/h
i o przejściu przez układ filtracyjny tłoczona jest do wymienników centralnego ogrzewania i ciepłej wody użytkowej. Po oddaniu ciepła w wymiennikach, kierowana jest do podziemnej warstwy wodonośnej z temperaturą ok.
40–45°C. Ze względu na mineralizację woda termalna nie może uczestniczyć w obiegu sieciowym centralnego ogrzewania, stąd konieczność
zainstalowania wymiennika jako urządzenia pośredniczącego w wymianie ciepła. Ponadto w trakcie oddawania ciepła wodzie obiegowej, woda
termalna nie ma kontaktu z powietrzem atmosferycznym, dzięki czemu
zachowana zostaje równowaga chemiczna i w konsekwencji warunki panujące w basenie wodnym. W ramach programu „Uciepłownienia miasta
Uniejowa” ze środków Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej w Łodzi wybudowano ciepłownię i została wykonana sieć cieplna z rur preizolowanych o długości 10 km. W skład podstawowych urządzeń ciepłowni wchodzą: pompa głębinowa (o wydajności
120 m3/h ), wymienniki centralnego ogrzewania (szt. 2 o łącznej mocy
2,8 MW), wymienniki ciepłej wody użytkowej (szt. 2 o łącznej mocy 0.4
MW), szczytowe kotły olejowe (szt. 2 o łącznej mocy 2.4 MW), szczytowa kotłownia na biomasę (2 szt. kotłów o łącznej mocy 1,8 MW), stacja
uzdatniania wody obiegowej, zestawy pomp. Odbiorcami ciepła są mieszkańcy miasta Uniejów, ok. 2 tys. osób, obiekty użyteczności publicznej
oraz wszystkie obiekty rekreacyjne i turystyczne usytuowane na lewym
brzegu Warty.
Opracowanie własne „Geotermia Uniejów” Sp. z o.o.
127
81
Schemat III.4. System grzewczy Geotermii Uniejów Sp. z o.o.
Źródło: Geotermia Uniejów Sp. z o.o.
Wykorzystanie wód termalnych ma pozytywny wpływ na stan środowiska przyrodniczego i jego ochronę. Dzięki zastosowaniu energii geotermalnej do celów ciepłowniczych nastąpiła wyraźna poprawa stanu środowiska przyrodniczego, głównie poprzez zmniejszenie ilości zanieczyszczeń
powietrza atmosferycznego. Woda termalna w Uniejowie wykorzystywa-
Fot. 11. J.Malinowski. Budynek Geotermii Uniejów Sp. z o.o.
82
Fot. 12. J.Malinowski. Otwór wydobywczy PIG/AGH-2
Geotermii Uniejów
Fot. 13. J. Malinowski. Otwór wydobywczy PIG/AGH-2
Geotermii Uniejów
Fot.14. J.Malinowski. System odbioru ciepła z wód
geotermalnych (3,2 MW) Geotermii Uniejów
na jest na szeroką skalę także do celów rekreacyjnych i balneologicznych,
a wszystko to dzięki jej właściwościom, gdzie leczone mogą być choroby:
ortopedyczno-urazowe, układu nerwowego, reumatologiczne, naczyń obwodowych, skóry. Uniejowskie ciepłe wody lecznicze zawierają związki
siarki, krzemu, a także radon i jod – przez co są wyjątkowe w skali Polski.
Z uwagi na wykorzystanie wód termalnych Uniejów w 2012 roku został wpisany na listę uzdrowisk, jest najmłodszym uzdrowiskiem w Polsce, stając się 45 uzdrowiskiem, a pierwszym termalnym w naszym kraju.
Utworzono kompleks basenów termalnych SPA & Wellness „Termy Uniejów” wchodzący w skład „Term Uniejów” Sp. z o.o. Kompleks basenów
termalnych w pełni jest ogrzewany przez ciepło dostarczane z wód termalnych. W maju 2012 r. oddano do użytku nowe baseny kryte, baseny otwarte, zespół odnowy biologicznej oraz zagospodarowanie i budowę
niezbędnych urządzeń technicznych. Baseny otwarte połączone zostały
funkcjonalnie z budynkiem basenów krytych i zasilane są leczniczą solanką termalną.
Fot 15-16. M. Zdzienicka. Termy Uniejów, kompleks termalno-basenowy
83
Fot. 17. M. Zdzienicka. Termy Uniejów, kompleks
termalno-basenowy
Fot.18. M. Zdzienicka. Termy Uniejów. Zaplecze techniczne
kompleksu termalno-basenowego
W październiku 2012 r. oddano do użytku inwestycję zrealizowaną
przez prywatnego inwestora CS Investment Sp. z o.o. z siedzibą w Łodzi
– Medical SPA Hotel Lawendowe Termy. Obiekt zlokalizowany jest na Europejskim Obszarze NATURA 2000 w całości zasilany jest wodą termalną
do ogrzewania, jak również do basenu jako ciepła woda użytkowa. Woda
termalna jest doprowadzona do obiektu z Geotermii Uniejów kilkukilometrowym rurociągiem, następnie ciepło oddaje na potrzeby obiektu i wraca
z powrotem do głębin. Inwestycja powstała z udziałem współfinansowania
ze środków Unii Europejskiej z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego oraz budżetu państwa.
Projekt pod nazwą „Nowatorski projekt budowy Hotelu SPA & Wellness w Uniejowie wykorzystujący tradycje regionu” uzyskał wsparcie blisko
2,5 mln zł. Przyłącze cieplne
i przyłącze wody termalnej
na nieruchomości Spółki
w Uniejowie dofinansowano ze środków WFOŚiGW
w Łodzi. Urządzenie zieleni dla inwestycji Hotel SPA
& Wellness w Uniejowie na
obszarze „Natura 2000” Dolina Środkowej Warty PLB
300002 dofinansowano ze Fot.19. M.Zdzienicka. Wanny do kąpieli solankowej, perełkowej
środków WFOŚiGW w Łodzi. z hydromasażem w Lawendowych Termach
84
3.5.4. Geotermia Poddębice
Początek geotermii Poddębice datuje się na lata 1999–2000, gdy z inicjatywy władz gminy Poddębice opracowano pierwszy projekt na rozpoznanie złóż wód termalnych w rejonie miasta i powstał jeden otwór wydobywczy. W 2000 r. z inicjatywy samorządu gminnego powstała Spółka
z o.o. „Geotermia Poddębice”. W 2010 r. wybudowano odwiert o głębokości
2101 m. Jego wartość wyniosła 12 mln zł dofinansowany przez Narodowy
Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Poddębicka woda termalna ma następujące właściwości: wysoka temperatura 71°C, samowypływ 116 m3/godz., wydajność 300 m3/godz., mineralizacja 0.432g/l. Woda
ma wysoką wydajność eksploatacyjną wód termalnych i wysoką temperaturę oraz niską mineralizację, co znacząco wydłuża żywotność samego
otworu i urządzeń. Umożliwia to również zrzut wykorzystanej wody do
rzeki Ner, poprawiając znacząco jej pierwotny stan. W pierwszym etapie
eksploatacji założono korzystanie jedynie z samowypływu, a dopiero w kolejnych etapach eksploatacja będzie prowadzona, stosując pompę głębinową. Woda termalna z ujęcia Poddębice GT-2 skierowana jest do budynku
wymiennikowni, gdzie zainstalowane zostały płytowe wymienniki ciepła.
Woda termalna po oddaniu ciepła odprowadzona jest rurociągiem do istniejącego zbiornika ziemnego wody. W 2012 r. dzięki wsparciu ze środków
WFOŚiGW w Łodzi w kwocie 3,5 mln zł powstała sieć geotermalna oraz
wymiennikownia. Wymiennikownia jest w pełni zautomatyzowana, wyposażona w dwa wymienniki po 5MW. W 2013 r. planowana jest rozbudowa
infrastruktury publicznej wykorzystującej energię geotermalną do ogrzewania budynków. Do realizacji tego przedsięwzięcia samorząd gminny pozyskał 5 mln zł dotacji z WFOŚiGW w Łodzi na rozbudowę geotermalnej
sieci cieplnej w ramach zadania pn. „Rozbudowa infrastruktury publicznej
wykorzystującej energię geotermalną z odwiertu Poddębice GT-2 do ogrzewania budynków”. W ramach zadania o łącznej wartości 6,3 mln zł zostanie wybudowana preizolowana sieć cieplna, dzięki której 2,5 tys. mieszkańców otrzyma dostęp do ciepła geotermalnego. Wysoka temperatura
wód termalnych (71oC) pozwala wielokrotnie ją wykorzystywać w obiegach
o coraz niższym pułapie temperaturowym. Od lutego 2013 r. Geotermia
Poddębice Sp. z o.o. rozpoczęła produkcję ciepła, a od kwietnia 2013 r.
schłodzona woda termalna służy do napełniania zewnętrznych basenów
termalnych128.
A. Karska, M. Hajto, Możliwości zagospodarowania złóż wód termalnych w rejonie miasta Poddębice, Technika Poszukiwań Geologicznych, Geotermia, Zrównoważony Rozwój, rocznik 48, zeszyt
2/2009 (244), s. 90.
128
85
Woda termalna będzie wykorzystywana nie tylko w ciepłownictwie.
Bogactwo wydobyte z wnętrza ziemi
ma uatrakcyjnić walory turystyczne
Poddębic. Główne kierunki zagospodarowania wód i ciepła z nimi związanego, to: ciepłownictwo, balneologia i rekreacja129.
Fot. 20. Archiwum Geotermia Poddębice
Sp. z o.o. Geotermia Poddębice
3.5.5. Pompy ciepła Centrum Konferencyjno-Wystawiennicze Łódź
Jak wspomniano wcześniej Polska znajduje się w obszarze występowania niskotemperaturowych zasobów i złóż energii geotermalnej, znajdującej się w naturalnych basenach sedymentacyjno-strukturalnych wypełnionych wodami geotermalnymi o zróżnicowanych temperaturach od 20°C
do 86°C, a w niektórych przypadkach temperatury te przekraczają 100°C.
Można ją wykorzystywać stosując pompy ciepła. Pompy ciepła można porównać do pracy lodówki, która pobiera ciepło z zawartych w niej produktów i oddaje to ciepło otoczeniu, pompa ciepła działa podobnie, pobierając
ciepło z gleby, (powietrza lub wody gruntowej), a następnie kondensuje
to ciepło za pomocą sprężarki i oddaje swojemu otoczeniu. Pompa ciepła
jest więc urządzeniem wymuszającym przepływ ciepła z obszaru o niższej
temperaturze do obszaru o temperaturze wyższej. Proces ten przebiega
wbrew naturalnemu kierunkowi przepływu ciepła i wymaga dostarczenia
energii mechanicznej. Pompy ciepła możemy podzielić ze względu z jakiego otoczenia pompa pobiera ciepło. Będą to pompy: gruntowe (solanka/
woda, bezpośrednie odparowanie/woda, bezpośrednie odparowanie/bezpośrednie skraplanie), wodne (woda/woda, woda/powietrze), powietrzne
(powietrze/woda, powietrze/powietrze).
W Centrum Konferencyjno Wystawienniczym w Łodzi wykorzystując
środki unijne woj. łódzkiego, wykonano system pomp ciepła z sondami
geotermalnymi zamontowanymi w gruncie na głębokości 110 m jako alternatywne, niezależna źródło energii cieplnej wykorzystywane na potrzeby
cieplne i chłodnicze obiektu. Składa się ono z dwóch pomp ciepła o mocy
320 kW każda i dwóch zbiorników buforowych, z układu 96 sztuk pojedynJ. Tadych, Projekt Zagospodarowania Złoża Poddębice GT-2. Opracowanie na zlecenie Geotermia
Poddębice Sp. z o.o. pn.
129
86
czych pionowych sond geotermalnych RAUEGO PE-Xa o długościach 108
m każda i średnicy 32 × 2,9 mm. Cały system podzielony jest na 6 sekcji
po 16 sond. W danej sekcji sondy podłączone są poprzez przewody PEXa SDR 11 o średnicy 32 × 2,9 mm do znajdującego się w studni RAUEGO 16-obwodowego rozdzielacza z fabrycznie zamontowanymi regulatorami przepływu. Ze wszystkich 6 studni do budynku przeprowadzono
preizolowane przewody RAUVITHERM UNO o średnicy rury medialnej
110 × 10,0 mm, wytwarzają one ok. 4 177 GJ/rok130.
3.6. Biomasa, biogaz
3.6.1. Biomasa – potencjał, perspektywy rozwoju
Biomasa „oznacza ulegającą biodegradacji część produktów, odpadów
lub pozostałości pochodzenia biologicznego z rolnictwa (łącznie z substancjami roślinnymi i zwierzęcymi), leśnictwa i związanych działów przemysłu, w tym rybołówstwa i akwakultury, a także ulegającą biodegradacji
część odpadów przemysłowych i miejskich”131. Biomasa stała obejmuje organiczne, niekopalne substancje o pochodzeniu biologicznym, które mogą
być wykorzystywane w charakterze paliwa do produkcji ciepła lub wytwarzania energii elektrycznej. Podstawowym paliwem stałym z biomasy jest
biomasa leśna (drewno opałowe) występująca w postaci polan, okrąglaków, zrębków, brykietów, peletów oraz odpady z leśnictwa w postaci drewna niewymiarowego: gałęzi, żerdzi, przecinek, krzewów, chrustu, karp,
a także odpady z przemysłu drzewnego (wióry, trociny) i papierniczego
(ług czarny). Odrębną grupę stanowią paliwa z biomasy rolniczej pochodzące z plantacji przeznaczonych na cele energetyczne (drzewa szybko
rosnące, byliny dwuliścienne, trawy wieloletnie, zboża uprawiane w celach
energetycznych) oraz pozostałości organiczne z rolnictwa i ogrodnictwa
(np. odpady z produkcji ogrodniczej, odchody zwierzęce, słoma)132. Źródła
energii biomasy obejmują: biomasę nieprzetworzoną, do której należą: słoma, drewno, szczególne rodzaje wierzby oraz inne rodzaje roślin energetycznych; biomasę przetworzoną, do której należą: oleje roślinne, tłuszcze
zwierzęce, lekkie alkohole czy gaz drzewny; odpady, np.: makulatura, wióry, trociny; biogaz powstały w procesie biodegradacji materii organicznej.
Na podstawie informacji z Centrum Konferencyjno-Wystawienniczego Łódź.
130
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE, s. 19. Art.2. Definicje.
131
GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, Warszawa 2012, s.14.
132
87
Biomasa jest najstarszym z odnawialnych źródeł energii powstałej w wyniku procesu biodegradacji, tj. przemiany materii organicznej zawartej
w organizmach zwierzęcych oraz roślinnych133. Według szacunków jedynie
7% biomasy wykorzystywane jest w przemyśle energetycznym.
Biomasa jest doskonałym źródłem energii. Ilość CO2 emitowana do atmosfery, która powstaje w trakcie spalania bądź termicznej obróbki biomasy równa jest ilości CO2 pochłanianej przez rośliny. Produkcja biomasy
przyczynia się do rozwoju gospodarczego regionów słabo rozwiniętych. Dodatkowo pozwala zagospodarować nieużytki rolne czy rozwiązać problem
nadprodukcji żywności. Biomasa ma także wady. Są nimi: niska gęstość
i związana z tym duża objętość, co powoduje problemy związane z transportem oraz magazynowaniem; w procesie spalania niektórych rodzajów
biomasy może dochodzić do wydzielania toksycznych dioksyn. Podkreślić
trzeba jednak, iż emisja jakichkolwiek substancji szkodliwych do atmosfery
jest dużo niższa niż w przypadku tradycyjnych paliw. Wśród wad biomasy
wymienia się także jej niewielką wartość energetyczną, bowiem by uzyskać
ilość energii otrzymanej z jednej tony węgla kamiennego, należy spalić
dwie tony biomasy134. Problemem jest również dochodząca nawet do 50%
wilgotność, która znacznie utrudnia proces przetwarzania. Ostatnio jako
istotną wadę biomasy jako źródła energii podaje się kryzys żywnościowy.
Uważa się, iż rolnicy ograniczają produkcję żywności na rzecz produkcji
roślin energetycznych, co niekorzystnie wpływa to na ceny żywności. Pomimo to w Unii Europejskiej przewiduje się znaczne zwiększenie udziału
energii pochodzącej z wykorzystania biomasy135. W wielu krajach niezwykle dynamicznie rozwijają się nauki i kierunki studiów które dotyczą bioenergii, co odbywa się przy wydatnej pomocy rządów. Należy tu szczególnie
wspomnieć o Szwecji i Finlandii, a także o Wielkiej Brytanii, które odnoszą
duże sukcesy na tym polu. Badania i rozwój w dziedzinie energii przekładają się na fundamentalne zmiany zachodzące w gospodarkach. Jednakże
należy podkreślić, że badania te wymagają długiego czasu, angażują wiele
dziedzin nauki, a ich widoczne efekty często są widoczne dopiero po wielu
latach pracy.
Oprócz prowadzonych przygotowań do intensywnego stosowania biomasy, czy też biopaliw w sektorze energetycznym należy zwrócić uwagę
na rozwój technologii upraw, ich manipulacji i procesu prowadzącego do
http://agroenergetyka.pl/, 13.09.2010.
133
Francisco Rosillo Callé, The biomass assessment handbook: bioenergy for a sustainable environment, Earthscan 2007, s. 16.
134
Już Biała Księga z 1997 roku zakładała do 2010 roku konieczność zainstalowania urządzeń produkcyjnych o mocy 10 GW, ogrzewanie 1 mln mieszkań przy użyciu biomasy, a także wzrost produkcji biopaliw. A. Bauen, M. Grubb, Art. Biomass energy options and Policy integration – Europe and beyond,
Imperial College Centre for Energy Policy and Technology, London 2004.
135
88
powstania finalnego produktu, który spełniałby wszystkie standardy. Wśród
członków Unii Europejskiej głównymi producentami energii elektrycznej
pochodzącej z biomasy są Finlandia oraz Dania. Polska z kolei zajmuje
szóste miejsce wśród krajów Wspólnoty pod względem zużycia energii pochodzącej z procesów spalania drewna oraz odpadów drzewnych136.
Patrząc na sytuację Polski i dostępne zasoby łatwo ocenić, że udział
bioenergii w niedługiej perspektywie mógłby ulec znacznemu wzrostowi
gdyby trawy, pozostałości leśne, odpady drewna, rośliny energetyczne były
w pełni wykorzystane. Wg spisu rolnego z 2002 roku w kraju znajdują się
znaczne zasoby ziemi leżącej odłogiem (2,3 mln ha) oraz zdegradowanej
(645 tys. ha), które nie nadają się pod uprawy rolne. W przypadku gdyby
na owych terenach rozpoczęto uprawy roślin energetycznych, można by
było pozyskać w przybliżeniu 424 PJ137 energii pierwotnej. Co roku w Polsce wytwarzanych jest ok. 25 mln ton słomy, która jest częściowo wykorzystywana jako ściółka i pasza oraz do nawożenia pól. Jednak nie zostaje ona
w pełni wykorzystana i każdego roku powstaje nadwyżka jej zasobów szacowana na 11,8 mln ton rocznie (195 PJ). W Polsce lasy stanowią 28,8%
powierzchni kraju, przy czym szacuje się, że do 2020 r. obszar ten wzrośnie do 32%. Według Generalnej Dyrekcji Lasów Państwowych potencjał
techniczny drewna z leśnictwa możliwy do bezpośredniego wykorzystania
na cele produkcji energii wynosi 6,1 mln m3 drewna, co stanowi 41,6 PJ.
Dalszych możliwości wykorzystania drewna i jego odpadów należy szukać
w przemyśle drzewnym. Wg szacunków potencjał techniczny drewna odpadowego z przemysłu drzewnego wynosi 8,3 mln3 (58,1 PJ)138.
Na podstawie przytoczonych danych można stwierdzić, że roczny potencjał techniczny biomasy w Polsce wynosi 755 PJ. Jednakże w najbliższej
przyszłości może być spory kłopot z zagospodarowaniem dostępnych zasobów ze względu na brak spójnej polityki wspierającej bioenergię.
3.6.2. Biogaz – potencjał, perspektywy rozwoju
Definicja biogazu, zgodne z dyrektywą 2001/77/WE, zawarta jest w rozporządzeniu ministra gospodarki z dnia 19 grudnia 2005 r. w sprawie
szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej oraz zakupu
energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach enerhttp://www.cire.pl/zielonaenergia/biomasa.html?smid=26, (pobrano 08.07.2013).
136
Peta jule = 1015
137
138
Ministerstwo Środowiska w Polsce, Przegląd i perspektywy dla rynku drewna, 2002.
89
gii139. Definiuje biogaz jako: nieoczyszczony biogaz składa się w ok. 65%
(w granicach 50–75%) z metanu i w 35% z dwutlenku węgla oraz domieszki innych gazów (np. siarkowodoru, tlenku węgla), jego wartość opałowa
waha się w granicach 17–27 MJ/m3 (megadżuli na metr sześcienny biogazu, w warunkach normalnych) i zależy głównie od zawartości metanu.
Istnieje wiele źródeł biogazu. Biogaz wytwarza się samoczynnie na
składowiskach odpadów, nazwany jest gazem wysypiskowym. Dziś coraz
częściej na wysypiskach instaluje się systemy odgazowujące. Nowoczesne
składowiska posiadają specjalne komory fermentacyjne lub bioreaktory,
w których fermentacja metanowa odpadów odbywa się w stałych temperaturach 33–37°C dla bakterii metanogennych mezofilnych rzadziej
50–70°C dla bakterii termofilnych140, oraz przy pH 6,5–8,5 i odpowiedniej wilgotności. Z analizy wydajności instalacji i wynika, iż ze składowiska
o powierzchni około 15 ha można uzyskać 20 do 60 GWh energii w ciągu
roku, jeżeli roczna masa składowanych odpadów to około 180 tys. ton141.
Biogaz powstaje również w sposób naturalny, np. na torfowiskach (głównie z celulozy), nazywamy go wtedy gazem błotnym lub gazem gnilnym.
Czasami biogaz określa się jako agrogaz, zwłaszcza jeżeli uzyskiwany jest
z gnojowicy lub obornika. Z 1 m3 gnojowicy można uzyskać w przybliżeniu
20 m3 biogazu, natomiast z 1 m3 obornika nawet 30 m3. Pozostałość po
fermentacji stanowi cenny nawóz.
Celowa produkcja biogazu odbywa się w komorach fermentacyjnych
biogazowni. Najczęściej fermentacja zachodzi w nich w temperaturze 30–
40 stopni (fermentacja mezofilna).
Jako surowiec do produkcji biogazu można wykorzystywać także substraty, takie jak: odpady z produkcji spożywczej, gnojowica, obornik, osady ściekowe, organiczne odpady komunalne, odpady poubojowe, odpady
z produkcji roślinnej, celowe uprawy energetyczne. Substraty różnią się
między sobą zawartością suchej masy organicznej, tempem rozkładu oraz
przede wszystkim ilością powstającego z nich biogazu. Łączenie ich podczas produkcji biogazu (tzw. kofermentacja) powinno uwzględniać również stabilność procesów, tak aby pomiędzy składnikami fermentacji nie
zachodziły negatywne interakcje.
Dz.U. Nr 261, poz. 2187, z późn. zm.
139
Bakterie metanogenne mezofilne – bakterie, dla których optymalna temperatura wzrostu i rozwoju
mieści się w granicach od 30°C do 40°C. Minimalna temperatura dla tej grupy drobnoustrojów to
10°C, a maksymalna 45°C. Mezofilami jest większość drobnoustrojów chorobotwórczych, dla których
optymalną do rozwoju jest temperatura ludzkiego ciała. Termofil, organizm ciepłolubny, organizm termofilny ekstremofilny organizm żyjący w środowiskach o stosunkowo wysokich temperaturach. Kryterium temperatury granicznej jest różnie określane przez poszczególnych autorów. W najszerszym
znaczeniu organizmami termofilnymi nazywane są gatunki wymagające do życia temperatur powyżej
20°C. Biologia. Multimedialna encyklopedia PWN Edycja 2.0. pwn.pl Sp. z o.o.
140
http://www.biogazienergia.pl/.
141
90
Czynnikiem decydującym przy wyborze substratów jest przede wszystkim aspekt ekonomiczny, w tym koszty transportu wkładów do biogazowni.
Stąd, jedną z kluczowych decyzji w procesie wyboru lokalizacji biogazowni
jest bliskość źródeł substratu, a optymalnym rozwiązaniem jest usytuowanie biogazowni w bezpośrednim ich sąsiedztwie, np. przy dużej hodowli
zwierząt bądź przy gorzelni. Źródłem pozyskania substratu mogą być również celowe uprawy energetyczne. Stwarzają one okazje do aktywizacji rolników, poprzez możliwość kontraktów na dostawę surowca dla biogazowni.
Daje to wymierne korzyści dla gospodarki lokalnej. Najpopularniejszym
przedstawicielem upraw energetycznych jest kukurydza, która charakteryzuje się stosunkowo dużą wydajnością biogazową oraz niskimi wymaganiami glebowymi. Z drugiej strony pamiętać należy, iż to alternatywne do
upraw wykorzystanie gleby może wpływać na gospodarkę żywnościową.
Wykres III. 4. Wydajność substratów w produkcji biogazu
Źródło: Cebula J., Latocha L., Biogazownie Rolnicze elementem gospodarczego wykorzystania pozostałości z produkcji rolniczej oraz
rozwoju rozproszonej energetyki odnawialnej. http://www.czwa.odr.net.pl/x_download/BIOGAZOWNIE_ROLNICZE_KATOWICE-2005.pdf
Biogazownia – to instalacja służąca do celowej produkcji biogazu z biomasy roślinnej, odchodów zwierzęcych, organicznych odpadów (np.
z przemysłu spożywczego), odpadów poubojowych lub biologicznego osadu
ze ścieków. Wyróżniamy trzy rodzaje biogazowni w zależności od rodzaju
materii organicznej, jaka jest używana.
91
Biogazownia na składowisku odpadów. Tutaj głównym substratem są odpady pochodzenia organicznego jako główny składnik odpadów
komunalnych, składowane w postaci hałd, sprasowanych pod własnym
ciężarem lub za pomocą kompaktorów ulegają procesowi biodegradacji.
W warunkach beztlenowych panujących na wysypiskach w procesie fermentacji powstaje biogaz. W warunkach idealnych z jednej tony odpadów
komunalnych można otrzymać ok. 400–500 m3 gazu. Jednak w warunkach
rzeczywistych nie wszystkie odpady ulegają pełnemu rozkładowi, poza tym
sam przebieg fermentacji metanowej uzależniony jest od wilgotności, rodzaju i gęstości odpadów. Przeciętnie przyjmuje się, że z jednej tony odpadów
uzyskuje się 200 m3 gazu wysypiskowego, który zawiera ok. 55% metanu.
Biogaz powstający na składowisku odpadów jest zagrożeniem dla ludzi, już
ok. dziesięcioprocentowa mieszanina metanu z powietrzem stwarza zagrożenie wybuchu. Znane są przypadki samozapłonów składowisk, zanieczyszczania wód i powietrza. Szacuje się, że w Polsce możliwe jest do pozyskiwania
ok. 135–145 mln m3 gazu rocznie tylko ze składowisk komunalnych. Jednak
ilość gazu pozyskiwanego i wykorzystywanego ze składowisk jest niewielka.
Biogazownia rolnicza. Typowa biogazownia opiera się na fermentacji gnojowicy i kiszonki, składa się z: zbiorników na substrat, hali przyjęć
surowca, komory bądź kilku komór fermentacyjnych, tzw. fermentatorów,
komór pofermentacyjnych (krytych bądź odkrytych), systemu oczyszczania biogazu, układu kogeneracyjnego, budynku technicznego, przyłączy
sieci energetycznej/cieplnej.
Schemat III. 5. Schemat blokowy instalacji do produkcji biogazu
Źródło: E.Głodek, Przewodnik biogaz rolniczy, Instytut Ceramiki Materiałów Budowlanych, Oddział Inżynierii Materiałowej,
Procesowej i Środowiska, Opole 2010, www.immb.opole.pl
92
Biogazownia przy oczyszczalni ścieków – Typowa instalacja składa
się zazwyczaj z: układu podawania biomasy, komory fermentacyjnej, zbiornika magazynowego dla przefermentowanego substratu, zbiornika biogazu, agregatu prądotwórczego (gdy produkowana jest tylko energia elektryczna) lub agregatu kogeneracyjnego (gdy występuje kogeneracja energii
elektrycznej i cieplnej).
Do zalet biogazowni zaliczyć można korzystny wpływ na środowisko,
bowiem w procesie następuje redukcja emisji metanu, który w czasie niekontrolowanej fermentacji jest ponad dwadzieścia razy bardziej szkodliwy
niż CO2. Dzięki biogazowniom można uporządkować gospodarkę gnojowicą i obornikiem w gospodarstwach rolnych, w bezpieczny sposób pozbyć
się odpadów roślinnych i zwierzęcych. Nie bez znaczenia jest aktywizacja
lokalnego rynku rolnego, możliwość dodatkowego dochodu dla przedsiębiorstw rolnych, podniesienie opłacalności produkcji rolnej, zwiększenie
areału upraw roślin energetycznych, możliwość wykorzystania wielu surowców jako substratu do biogazowni. Ponadto, proces produkcji biogazu
opiera się wyłącznie na przemianach biochemicznych. I wreszcie, biogazownie dają możliwość dywersyfikacji źródeł energii.
Wady biogazowni to głównie wysokie nakłady inwestycyjne, konieczność ciągłego dostępu do substratów, w celu zachowania prawidłowego przebiegu procesu fermentacji konieczny jest stały nadzór i kontrola.
W długoterminowej perspektywie niepewne są rozwiązania dotyczące
systemu wsparcia w postaci świadectw pochodzenia, oraz skomplikowane procedury, czasem zły stan infrastruktury energetycznej uniemożliwiającej przyłączenie instalacji do sieci. Ponadto, sieć gazowa na terenach wiejskich jest bardzo słabo rozwinięta, występują uciążliwości związane z zapachem substratów w sąsiedztwie instalacji. Wraz ze wzrostem
mocy biogazowni i zwiększeniem zapotrzebowania na substraty mogą
pojawić się trudności logistyczne, ryzyko zwiększenia powierzchni upraw
monokulturowych. Według danych Agencji Rynku Rolnego (ARR)142 biogazownie rolnicze w Polsce zużyły w zeszłym roku 933 tysięcy ton substratów. Z tego najwięcej przypadło na gnojowicę (349 tys. ton), kiszonkę
z kukurydzy (242 tys.) i wywar pogorzelniany (147 tys.). Kolejne miejsca
w pierwszej dziesiątce najpopularniejszych substratów zajęły takie surowce jak: pozostałości z warzyw i owoców (102 tys. ton), wysłodki (36 tys.),
obornik (23 tys.), serwatka, czyli odpad poprodukcyjny z mleczarni (13
tys.), pulpa ziemniaczana (6,7 tys.), mieszanina lecytyny i mydeł (2,1
tys.) i zielonka (1,9 tys.).
ARR prowadzi rejestr przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem biogazu rolniczego http://arr.gov.pl/index.php?option=com_content&view=article&id=65&Itemid=71.
142
93
Powyższe dane oznaczają, że w polskich biogazowniach rolniczych zdecydowana większość surowca to odpady z produkcji rolnej i spożywczej, dla
których jest to optymalny i najbardziej opłacalny sposób ich utylizacji (dużo
lepszy niż np. wywożenie ich na wysypisko śmieci). Biogazownie rolnicze
w Polsce wyprodukowały w 2012 r. 73 mln m3 biogazu (dwa razy więcej niż
w 2011 r.). Dla porównania: na polskiej wsi zużywa się rocznie 500 mln m3
gazu ziemnego. Oznacza to, że nasze biogazownie mogłyby już w naszym
kraju pokryć znaczną część zapotrzebowania terenów wiejskich na gaz.
Fot. 21. Wdrożona technologia największego instytutu badawczo-rozwojowego biogazu na świecie – profesora dr. – Ing DONG
Renjie, BEIJING (Pekin) – Standardowy reaktor biogazowy Produkcja biogazu 20.000 m3/dzień, produkcja energii elektrycznej:
40.000 kWh / dzień (14 Mio. kWh /rok)
Energia elektryczna wyprodukowana z biogazu wytworzonego w reaktorze
przedstawionym na powyższym zdjęciu wystarcza dla 3,5 tys. gospodarstw
domowych i umożliwia zmniejszenie emisji CO2 o 80.000 t/rok i dodatkowo
sprzedaż 120 tys. ton nietoksycznego, bezwonnego nawozu organicznego.
W sumie reaktor z czterema zbiornikami gazu o pojemności 3000 m3 przetwarza dziennie 212 ton agresywnych odpadów biologicznych takich jak nawóz
drobiowy umożliwiając produkcje energii elektrycznej w cenie 0,10 €/kWh.
3.6.3. Technologie biomasy, studium przypadku Uniejów
Przykładem wykorzystania technologii biomasy jest instalacja w Uniejowie. W październiku 2006 r. uruchomiono kotłownię na biomasę do ogrzewania mieszkań, która zastąpiła kotłownię olejową. Dzięki innowacyjnym
94
technologiom do wytwarzania ciepła stosowane są dwa całkowicie ekologiczne źródła: woda geotermalna i biomasa. Temperatura wydobywanej
wody sięga 70 stopni Celsjusza, przy niskiej temperaturze zewnętrznej
wodę trzeba podgrzać, służy temu kotłownia na biomasę. Biomasę stanowią zrębki drzewne. Kotłownia posiada moc 1,8 MW, kosztowała ponad
milion złotych i była współfinansowana ze środków z WOŚiGW w Łodzi.
W wyniku tych inwestycji nastąpiło zmniejszenie emisji spalin i pyłów, co
poprawiło mikroklimat. Geotermia Uniejów ogrzewa ponad trzy czwarte miasta, zastępując 10 lokalnych kotłowni opalanych węglem oraz 160
przydomowych pieców143.
Fot. 21-24. J.Malinowski. Kotłownia na biomasę wspomagająca system geotermalny Geotermii Uniejów Sp. z o.o.
3. 7. Transport ekologiczny
Omawiając energię odnawialną, której podstawowym zadaniem jest
ochrona środowiska, należy wspomnieć o transporcie. Firmy zaczynają
produkcję samochodów przyjaznych środowisku o napędzie elektrycznym.
Geotermia Uniejów.
143
95
Jednym z przykładów jest Renault Twizy. Jest to mały dwuosobowy samochód o napędzie elektrycznym. Jego wielkość wynosi: długość 2338 mm,
szerokość 1381 mm i wysokość 1454 mm. Pomimo niewielkiej szerokości kabiny, wewnątrz mogą podróżować dwie osoby. Pasażer nie siedzi jak
w tradycyjnych samochodach obok kierowcy, ale tuż za nim. Samochód,
ma silnik o mocy 17 KM i momencie 57 Nm umożliwia on przyśpieszenie
w 6 sekund do 45 km/h i osiągnięcie prędkości maksymalnej 80 km/h.
Tankowanie samochodu czyli ładowanie akumulatora odbywa się za pomocą wbudowanego, trzymetrowego kabla, w zwykłym gniazdku 220 V.
Ładowanie 3,5 godzin wystarczy na pokonanie w zależności od stylu jazdy
od 55 do 115 km. Twizy prowadzi się jak połączenie skutera z gokartem.
Czy te zeroemisyjne pojazdy w przyszłości zastąpią pojazdy spalinowe?
96
ROZDZIAŁ IV
Odnawialne źródła energii w Unii Europejskiej i w Polsce
(S.M. Szukalski, S. Malinowski, B. Szukalski)
4.1. Stan rozwoju odnawialnych źródeł energii
w Unii Europejskiej
4.1.1. Odnawialne źródła energii w produkcji energii w UE
Analiza odnawialnych źródeł energii powinna uwzględniać dwa aspekty: produkcję energii i konsumpcję energii z OZE. Produkcja energii pierwotnej144 w 2010 roku w UE-27 wyniosła 830,9 milionów ton ekwiwalentu
ropy naftowej (toe)145. Do 2009 roku przez długi czas produkcja energii
pierwotnej w UE-27 była o 109,7 milionów toe niższa niż w 2000 r. Najwięcej energii pierwotnej w UE produkuje się w Wielkiej Brytanii (17,8%), ale
tam zanotowano największy spadek w stosunku do 2000 r. (o 28,7%). Największymi producentami energii w UE obok W. Brytanii są Francja (16,2%)
i Niemcy (15,8%), Holandia (8,4%) i Polska (8,1%). Największą ekspansję
w produkcji energii pierwotnej w dziesięcioleciu 2000–2010 zanotowano
w Holandii (12,4 mln toe), Francji (5,0 mln toe) i Szwecji (3,1 mln toe).
Produkcja energii pierwotnej w UE jest oparta na wielu źródłach, z których
najważniejszym była energia jądrowa (28,5%). Strukturę produkcji energii
pierwotnej przedstawia wykres IV.1.
Znaczenie paliwa jądrowego jest szczególnie wysokie w Belgii, Francji
i na Słowacji – gdzie stanowiły ponad połowę krajowej produkcji energii
pierwotnej. Prawie jedna piąta w całkowitej produkcji energii pierwotnej
przypada na odnawialne źródła energii (20%), czyli tyle, ile na paliwa stałe
(20%, głównie z węgla), nieco powyżej udziału gazu (19 %), znacznie powyżej udziału ropy naftowej (12%).
Energia pierwotna jest to energia zawarta w pierwotnych nośnikach energii pozyskiwanych bezpośrednio z zasobów naturalnych odnawialnych i nieodnawialnych. Energia pierwotna odnawialna
jest to energia uzyskiwana z naturalnych, stale powtarzających się procesów przyrodniczych. GUS,
Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 roku, Warszawa 2011, s.17.
144
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_production_and_imports
(pobrano 25.03.2013).
145
97
Wykres IV.1. Struktura produkcji energii w UE wg rodzaju surowca w 2010 r.
Źródło:http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_production_and_imports (pobrano 25.03.2013).
Opracowanie własne
Oceniając OZE z punktu widzenia produkcji energii w UE, warto podkreślić kilka faktów. Po pierwsze, systematycznie wzrasta w Unii udział
energii z OZE w globalnej produkcji energii pierwotnej z 10,3 % w 2000
roku do 20,1% w 2010 roku (o 9,8 punktów procentowych).
Tabela IV.1. Udział energii ze źródeł odnawialnych w energii pierwotnej ogółem
w wybranych krajach UE w latach 2004–2010 (%)
UE
Austria Czechy Estonia Finlandia
Litwa
Łotwa
2004
12,0
66,7
5,7
18,9
2005
12,8
71,3
6,6
2006
13,9
70,3
2007
15,5
2008
Niemcy Polska Słowacja Szwecja
55,4
14,0
100
11,0
5,5
11,3
38,8
17,9
49,4
21,6
100
12,3
5,8
14,3
43,3
7,1
16,2
48,6
24,2
100
14,6
6,1
14,1
44,4
71,6
7,1
15,9
54,0
22,2
100
18,8
6,7
17,5
46,2
16,6
74,1
7,3
19,0
55,8
25,0
100
19,9
7,6
16,1
47,6
2009
18,3
73,7
8,4
21,4
47,6
25,0
100
21,7
9,0
21,1
52,8
2010
20,1
73,2
9,2
20,0
53,2
bd
90,5
24,9
10,2
23,4
52,6
Źródło: GUS. Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 r., s. 22 i GUS.Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 r., s. 23
Po drugie, produkcja energii z OZE ma najwyższą dynamikę i stopę
wzrostu w okresie 2000–2010 spośród wszystkich źródeł energii, szczególnie widoczna od 2005 roku (wykres IV.2). Wszystkie pozostałe nośniki między 2000 a 2010 rokiem miały ujemną stopę wzrostu. Największe
zmniejszenie produkcji energii pierwotnej odnotowano w przypadku ropy
98
ROZDZIAŁ IV. Odnawialne źródła energii w Unii Europejskiej i w Polsce
(–43,6%), gazu ziemnego (–24,9%) i paliw stałych (–23,5%), miał miejsce
niewielki spadek produkcji energii jądrowej (–3%). Produkcja energii z odnawialnych źródeł w okresie 2000–2010 wzrosła w UE o 72,4% (w 2010 r.
wynosiła ona 96 650 tys. toe, a w 2010 r. 166 647 tys. toe). Zatem, wyraźnie zmienia się struktura produkcji energii w UE.
Wykres IV.2. Stopy wzrostu głównych nośników energii w latach 2000–2010 w UE
Źródło: Jak w wykresie IV.1
Rozpatrując poszczególne kraje, to produkcja energii z OZE najszybciej
wzrosła w Belgii – 372%, Niemczech – 360,1%, Belgii – 372,5%, Słowacji
– 281,9%, najwolniej w Finlandii (116,5%), Szwecji (118,1%). Polska z dynamiką 180 % w tym czasie plasuje się na poziomie nieco powyżej średniej unijnej. Biorąc pod uwagę poszczególne kraje i ich udział w unijnej
produkcji energii z OZE, to w 2010 roku najwyższy udział mają Niemcy –
20%, Francja – 12%, Szwecja – 10,4%, Włochy – 10%. Polska ma 4% wkład
w unijną produkcję energii z OZE (tabela IV.2).
99
Tabela IV.2. Struktura produkcji energii z OZE w latach 2000–2010 w wybranych krajach
Produkcja
(1 000 toe)
2000
2010
Dynamika
Struktura
2010/2000
Udział w 2010 r. (%)
Energia
Energia
Energia
Biomasa
Hydroenergia
słoneczna
geotermalna
wiatrowa
EU-27*
96 650 166 647
172%
100%
2,2
67,6
3,5
18,9
7,7
Strefa Euro
65 006 118 679
183%
71%
2,9
64,3
4,8
19
9
1 Austria
6 608
8 600
130%
5%
2
57,1
0,4
38,4
2,1
2 Belgia
534
1 989
372%
1%
3
89,8
0,2
1,4
5,6
3 Bułgaria
780
1 475
189%
1%
0,8
63,6
2,2
29,5
4
44
77
175%
0%
79,2
15,6
1,3
0
3,9
5 Czechy
1 339
2 900
217%
2%
2,1
88,6
0
8,3
1
6 Dania
1 766
3 123
177%
2%
0,5
77,6
0,3
0,1
21,5
512
988
193%
1%
0
97,3
0
0,2
2,4
7 748
9 030
117%
5%
0
87,4
0
12,3
0,3
9 Francja
15 874
20 793
131%
12%
0,5
69,1
0,4
25,6
4,1
10 Grecja
1 403
1 985
141%
1%
9,9
44,7
1,4
32,3
11,7
11 Hiszpania
6 928
14 657
212%
9%
7
42,2
0,1
24,8
25,9
12 Holandia
1 347
2 896
215%
2%
1
86,6
0,3
0,3
11,8
13 Irlandia
235
620
264%
0%
1
51,8
0
8,4
39
14 Litwa
682
1 185
174%
1%
0
94
0,4
3,9
1,6
39
92
236%
0%
3,3
81,5
0
9,8
5,4
16 Łotwa
1 393
2 101
151%
1%
0
85,4
0
14,4
0,2
17 Niemcy
9 094
32 746
360%
20%
4,4
78,7
1,6
5,4
9,9
18 Polska
3 808
6 849
180%
4%
0
94
0,2
3,7
2,1
19 Portugalia
3 759
5 438
145%
3%
1,4
55,1
3,5
25,5
14,5
20 Rumunia
4 040
5 677
141%
3%
0
69,6
0,4
29,6
0,5
21 Słowacja
496
1 398
282%
1%
0
67
0,6
32,3
0,1
22 Słowenia
788
1 041
132%
1%
0,6
59,5
2,7
37,3
0
14 741
17 408
118%
10%
0,1
65,4
0
32,8
1,7
2 264
5 327
235%
3%
1,7
76
0
5,8
16,4
830
1 922
232%
1%
0,3
91,4
5,2
0,8
2,4
9 598
16 328
170%
10%
1,8
37,3
29,2
26,9
4,8
4 Cypr
7 Estonia
8 Finlandia
15 Luksemburg
23 Szwecja
24 W. Brytania
25 Węgry
26 Włochy
Źródło: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_production_and_imports (pobrano 25.03.2013).
Opracowanie własne. *Bez Malty
100
Wykres IV.3. Dynamika OZE w wybranych krajach UE
Źródło:http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_production_and_import
(pobrano 25.03.2013). Opracowanie własne
Po trzecie, w strukturze produkcji OZE wg źródeł, aż 67,6% energii pochodzi z biomasy, 18,9% to hydroenergia, energia wiatrowa stanowi 7,7%
produkcji OZE, energia geotermalna – 3,5%, słoneczna 2,2% (wykres IV.4).
Wykres IV.4. Struktura produkcji energii z OZE w UE wg rodzaju surowca
Źródło: Jak w wykresie IV.1.
101
Po czwarte, w 2010 roku 61,6% (w 2000 roku 58,2 %) produkowanej
w UE energii z OZE pochodziło z 5 krajów: Niemcy (19,6% w 2000 r. tylko
9,4%), Francja (12,5% w 2000 r. 16,4%), Szwecja (10,4% w 2000 r. 15,3%),
Włochy (9,8 %) i Hiszpania (8,8%). Pozostałe 21 krajów UE, w tym Polska, dostarczało pozostałe 38,8% energii z OZE. W Niemczech 4,4% OZE
pochodziło z energii słonecznej (najwięcej w UE), 78,7% z biomasy, 9,9%
z energii wiatrowej, 5,4% wodnej i 1,6% geotermalnej.
Po piąte, biorąc pod uwagę poszczególne źródła energii odnawialnej,
to liderami w UE są różne kraje, choć w czołówce są: Niemcy, Szwecja,
Hiszpania (tabela IV.2). Gdy mówimy o udziale energii ze źródeł odnawialnych w energii pierwotnej ogółem w wybranych krajach UE w latach
2004–2010, to w poszczególnych krajach jest on wyraźnie zróżnicowany.
Liderami są Austria, Szwecja, Finlandia (tabela IV.3).
Tabela IV.3. Wiodący producenci OZE wg źródła w 2010 roku w UE
Lider
II kraj w UE
III kraj w UE
Razem
Energia słoneczna
Niemcy
39,40% Hiszpania
27,60% Włochy
8,10%
75,10%
Biomasa
Niemcy
22,90% Francja
12,70% Szwecja
10,10%
45,70%
Geotermia
Włochy
81,00% Niemcy
3,20%
93,20%
Hydroenergia
Szwecja
18,10% Francja
16,90% Włochy
14,00%
49,00%
Energia wiatru
Hiszpania
29,90% Niemcy
25,40% W. Brytania
6,80%
62,10%
9,00% Portugalia
Źródło: Jak w wykresie IV.1.
Po szóste, mówiąc o udziale OZE w produkcji energii elektrycznej
w UE, to dominuje hydroenergia, choć jej udział od 2000 roku systematycznie maleje na korzyść energii wiatrowej oraz biomasy (wykres IV.5).
102
Wykres IV.5. Struktura produkcji energii elektrycznej z OZE w UE w latach 2000–2010 wg źródeł
Źródło: Jak w tab.IV.1.
4.1.2. Odnawialne źródła energii w zużyciu końcowym energii w UE
Mówiąc o zużyciu końcowym (finalnym), mamy na uwadze zużycie
nośników energii przez konsumentów (przemysł, usługi, gospodarstwa
domowe) na ich potrzeby technologiczne, produkcyjne i bytowe. Zużycie
końcowe nie obejmuje przetwarzania na inne nośniki146. W strukturze zużycia należy zauważyć, iż ponad połowa zużycia energii brutto w 2010 r.
w UE pochodziła z importu (54,1%), co oznacza wysoką zależność UE od
importu energii, zwłaszcza ropy naftowej i gazu. Nie dziwią zatem, działania KE i innych organów unijnych mających na celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii.
Jakkolwiek głównym dostawcą do UE nośników energii pozostała Rosja (ropa, gaz ziemny, węgiel kamienny), to jednak zmieniła się wyraźnie
Definicja za GUS, Energia ze źródeł..., op. cit., s., 18. Pełny zakres definicji i pojęć stosowanych
w statystyce energetycznej zawiera opracowanie Zasady metodyczne sprawozdawczości statystycznej z zakresu gospodarki paliwami i energią oraz definicje stosowanych pojęć – „Zeszyt metodyczny
GUS”, Warszawa 2006.
146
103
struktura ich importu. W 2010 roku 34,5% ropy naftowej pochodziło z Rosji
(w 2002 r. 29,2%), 27,1% węgla (w 2002 r. 13,1%), zmalał import gazu
z Rosji do 31,8%. Wydatnie wzrósł udział Kolumbii w unijnym imporcie węgla (20,2%), Kataru w imporcie gazu (do poziomu 8,6% z 0,9 w 2002 r.).
Uwagę zwraca duża koncentracja dostawców, bowiem niemal trzy czwarte
(74,4%) importu gazu ziemnego w 2010 r. pochodziło z Rosji, Norwegii, Algierii, 58,5% ropy dostarczały: Rosja, Norwegia i Libia, a dostawcami 64,3%
węgla były: Rosja, Kolumbia i USA, (tabela IV.4). Uzależnienie od importu
nośników energii UE wzrosło z 47,8% (2000 r.) do 54,1% (2010 r.).
Tabela IV.4. Kierunki importu i udział wybranych źródeł energii w UE w latach 2000–2010 (%)
Węgiel
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Rosja
13,1
13,5
18,7
24,1
25,4
25,1
26,3
30,2
27,1
Kolumbia
12,6
12,5
12,1
12,1
12,0
13,0
12,5
17,6
20,2
8,2
7,0
7,5
7,8
8,0
9,3
14,3
13,7
16,9
Australia
16,9
17,0
15,3
13,5
12,4
13,5
12,0
7,6
10,8
Afyka Południowa
31,4
31,5
26,6
25,7
24,3
20,8
17,1
16,0
10,0
Indonezja
6,7
7,1
7,0
7,4
9,7
7,9
7,4
7,1
5,8
Kanada
3,2
2,9
2,5
3,3
2,8
3,1
2,7
1,4
2,1
Ukraina
2,0
1,3
2,0
2,1
1,6
1,7
2,2
1,6
1,8
Norwegia
1,0
1,2
0,6
0,6
0,3
0,6
0,6
0,8
0,8
Pozostałe
5,0
6,0
7,8
3,5
3,7
5,0
4,8
3,9
4,5
USA
Ropa naftowa
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Rosja
29,2
31,1
32,2
32,5
33,4
33,2
31,4
33,1
34,5
Norwegia
19,4
19,2
18,8
16,9
15,5
15,1
15,1
15,2
13,8
7,5
8,4
8,8
8,8
9,2
9,8
9,9
9,0
10,2
10,1
11,3
11,3
10,6
9,1
7,2
6,9
5,7
5,9
Iran
4,9
6,4
6,3
6,1
6,2
6,2
5,4
4,7
5,7
Kazachstan
2,4
2,7
3,4
4,5
4,6
4,6
4,8
5,4
5,5
Nigeria
3,5
4,3
2,6
3,2
3,6
2,7
4,0
4,5
4,2
Azerbejdżan
1,0
1,0
0,9
1,3
2,2
3,0
3,2
4,0
4,2
Libia
Arabia Saudyjska
Irak
Pozostałe
3,0
1,6
2,2
2,1
2,9
3,4
3,3
3,8
3,3
18,8
14,2
13,4
14,0
13,2
14,7
16,1
14,6
12,8
Gaz naturalny
104
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Rosja
45,0
45,1
43,8
40,6
39,3
38,4
37,6
34,3
31,8
Norwegia
26,2
25,5
24,9
24,4
25,5
28,2
28,9
30,7
28,2
Algeria
21,2
20,0
18,2
18,0
16,4
15,4
14,7
14,2
14,4
Katar
0,9
0,7
1,4
1,6
1,8
2,2
2,2
4,6
8,6
Nigeria
2,2
3,1
3,7
3,5
4,3
4,7
4,0
2,4
3,6
Libia
0,3
0,3
0,4
1,7
2,5
3,0
2,9
2,9
2,8
Trinidad and Tobago
0,2
0,0
0,0
0,2
1,3
0,8
1,6
2,2
1,5
Egipt
0,0
0,0
0,0
1,6
2,5
1,8
1,7
2,1
1,3
Turcja
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,2
0,2
Pozostałe
4,1
5,3
7,5
8,4
6,4
5,5
6,2
6,5
7,7
Źródło: Jak w tabeli IV.1.
Najwyższe wskaźniki uzależnienia energetycznego w 2010 r. zostały zarejestrowane dla ropy naftowej (85,2%) i gazu ziemnego (62,4%).
Tabela IV.5. Wskaźniki uzależnienia energetycznego UE (Udział importu nośników energetycznych – %)
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Razem
47,8
48,6
48,8
50,2
51,6
53,9
55,2
54,5
56,3
55,2
54,1
paliwa stałe
30,5
33,7
33,1
34,9
38,1
39,3
41,0
41,3
44,7
41,1
39,4
ropa naftowa
75,6
77,7
76,4
78,7
80,9
82,4
84,0
83,5
85,0
84,2
85,2
gaz ziemny
48,9
47,2
51,1
52,4
54,0
57,7
60,8
60,3
62,3
64,3
62,4
Źródło: Jak w tabeli IV.1.
Analizując stan OZE od strony finalnego zużycia zauważyć można następujące zjawiska. Po pierwsze, OZE w 2010 r. odpowiadały za 12,5%
finalnej konsumpcji energii brutto w UE-27 docelowo do 2020 ma to
być 20%. Co do konsumpcji energii z OZE, to widać wyraźnie istotne jej
zróżnicowanie w poszczególnych krajach. Liderami w Europie są Norwegia (61,1%), Szwecja (47,9%), Litwa (32,6 %), Finlandia (3,2%), Austria
(30,1%).
105
Tabela IV. 6. Udział energii odnawialnej w globalnej konsumpcji (%)
Wyszczególnienie
2010
2020 (1)
Wyszczególnienie
2010
2020 (1)
1
EU-27
12,5
20,0
16
Włochy
10,1
17,0
2
Szwecja
47,9
49,0
17
Słowacja
9,8
14,0
3
Łotwa
32,6
40,0
18
Polska
9,4
15,0
4
Finlandia
32,2
38,0
19
Czechy
9,2
13,0
5
Austria
30,1
34,0
20
Grecja
9,2
18,0
6
Portugalia
24,6
31,0
21
Węgry
8,7
13,0
7
Estonia
24,3
25,0
22
Irlandia
5,5
16,0
8
Rumunia
23,4
24,0
23
Belgia
5,1
13,0
9
Dania
22,2
30,0
24
Cypr
4,8
13,0
10
Słowenia
19,8
25,0
25
Holandia
3,8
14,0
11
Litwa
19,7
23,0
26
W. Brytania
3,2
15,0
12
Bułgaria
13,8
16,0
27
Luksemburg
2,8
11,0
13
Hiszpania
13,8
20,0
28
Malta
0,4
10,0
14
Francja
12,9
23,0
29
Norwegia
61,1
67,5
15
Niemcy
11,0
18,0
30
Chorwacja
14,6
20,0
LP
LP
Źródło: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Renewable_energy_statistics.(pobrano 25.03.2013).
Opracowanie własne
(1) wskaźniki docelowe
Po drugie w okresie 2000–2010 widać wyraźnie zróżnicowaną dynamikę
OZE w poszczególnych krajach. Patrząc na poszczególne obszary wykorzystania energii, to udział OZE w ciepłownictwie wynosi 5,5%, w elektryczności
4%, transporcie 0,8%. Udział ten waha się znacząco wśród krajów członkowskich głównie ze względu na różnice pomiędzy nimi w zakresie potencjału
odnawialnych źródeł oraz eksploatację dostępnych zasobów naturalnych.
Po trzecie, w ogólnym bilansie OZE dominuje biomasa.
Elektryczność generowana z odnawialnych źródeł energii pokrywała
19,6% konsumpcji elektryczności brutto, udział odnawialnej energii w finalnej konsumpcji energii w ciepłownictwie wyniósł 11,9%147.
Gdy brać pod uwagę tylko energię elektryczną wytwarzaną ze źródeł
odnawialnych, to zdecydowanym liderem w Europie jest Norwegia – 90%,
Austria – 61,4%, Szwecja – 54,5%.
Eurostat, Renewable energy statistics, Issue number 56/2010, s. 1
147
106
Tabela IV.7. Udział energii elektrycznej wytworzonej z OZE w zużyciu energii elektrycznej brutto
w wybranych krajach UE w latach 2004–2010 (%)
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
UE-27
13,7
13,6
14,2
15,1
16,4
18,3
19,9
Austria
59,2
58,8
57,5
60,7
62,3
67,7
61,4
Finlandia
28,2
26,8
24
25,9
30,8
25,8
26,5
Łotwa
47,1
48,4
37,7
36,4
41,2
49,2
48,5
Szwecja
45,6
53,8
47,6
51,5
55
56,4
54,5
Słowacja
14,4
16,6
16,5
16,6
15,5
17,9
20,5
Niemcy
9,2
10
11,4
14,1
14,6
16,2
16,9
Polska
2,1
2,6
2,8
3,5
4,3
5,8
7
Źródło: GUS.Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 r., s. 25
4.1.3. Odnawialne źródła energii w wybranych sektorach gospodarki
Kilka informacji o OZE w odniesieniu do wybranych sektorów gospodarki. Zwracamy uwagę na ciepłownictwo, transport i energię elektryczną.
Udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii
brutto w UE-27 osiągnęła w 2010 roku 12,5%. W 2009 i 2010 roku udział
energii z OZE rósł pomimo kryzysu gospodarczego i finansowego. Stopa
wzrostu krajowego zużycia energii brutto z OZE była w 2010 roku najwyższa od 1990 roku. Produkcja energii elektrycznej z biopaliw (ciecz i gazowych), jak również energia elektryczna z wiatru podwoiła się między
rokiem 2005 i 2010148.
148
Eurostat, Statistics in focus, Renewable energy. Analysis of the latest data on energy from renewable sources, 44/2012., s.1.
107
Tabela IV.8. Udział energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii
(udział obliczony zgodnie z dyrektywą 2009/28/WE i wyrażony w procentach)
2020
docelowo
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
EU-27
8.1
8.5
9.0
9.9
10.5
11.7
12.5
20
Belgia
1.9
23
2.6
2.9
3.3
4.5
5.1
13
Bułgaria
9.6
9.5
9.6
9.3
9.8
11.9
13.8
16
Republika Czeska
6.1
6.1
6.5
7.4
7.6
8.5
9.2
13
Dania
15.1
16.2
16.5
18.0
18.8
20.2
22.2
30
Niemcy
5.1
5.9
6.9
9.0
9.1
9.5
11.0
18
Estonia
18.4
17.5
16.1
17.1
18.9
23.0
24.3
25
Irlandia
22
2.7
29
3.3
3.9
5.1
5.5
16
Grecja
69
7.0
7.0
8.1
8.0
8.1
92
18
Hiszpania
8.2
8.3
90
9.5
10.6
12.8
13.8
20
Francja
9.3
9.5
9.6
10.2
11.3
12.3
12.9
23
Włochy
5.3
5.3
5.8
57
7.1
8.9
10.1
17
Cypr
2.4
2.4
2.5
3.1
4.1
4.6
4.8
13
Łotwa
32.8
32.3
31.1
29.6
29.8
34.3
32.6
40
Litwa
17.1
16.9
16.9
16.6
17.9
20.0
19.7
23
0.9
1.4
1.4
2.7
2.8
2.8
28
11
Luxemburg
Węgry
4.4
4.5
5.1
5.9
6.6
8.1
87
13
Malta
0.1
0.1
0.2
0.2
0.2
0.2
4
10
Holandia
1.9
2.3
2.7
3.1
3.4
4.1
3.8
14
Austria
22.9
25.0
26.6
28.9
29.2
31.0
30.1
34
Polska
7.0
7.0
7.0
7.0
7.9
8.9
9.4
15
Portugalia
19.2
19.6
20.8
22.0
23.0
24.6
24.6
31
Rumunia
16.8
17.6
17.1
18.3
20.3
22.4
23.4
24
Słowenia
162
16.0
15.5
15.6
15.1
18.9
19 8
25
Słowacja
6.1
6.2
66
82
8.4
10.4
98
14
Finlandia
29.1
28.7
29.9
29.5
31.1
31.1
32.2
38
Szwecja
38.7
40.6
42.7
44.2
45.2
48.1
47.9
49
1.1
1.3
1.5
1.8
2.3
2.9
3.2
15
Norwegia
58.4
60.1
60.6
60.5
62.0
65.1
61.1
67.5
Chorwacja
15.2
14.1
13.8
12.4
12.2
13.2
14.6
20
Wielka Brytania
Źródło: Eurostat, Statistics in focus, Renewable energy. Analysis of the latest data on energy from renewable sources, 44/2012. s.1
108
Tabela IV.9. Udział energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii elektrycznej
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
EU-27
14.1
14.7
15.2
15.9
16.7
18.8
19.6
Belgia
1.7
2.3
2.9
3.4
4.4
5.8
6.9
Bułgaria
9.0
9.3
9.4
9.4
10.0
11.3
12.9
Republika Czeska
3.9
3.9
4.2
4.7
5.2
6.4
7.5
Dania
23.9
24.8
24.1
25.2
26.1
28.3
32.9
Niemcy
8.8
10.2
11.5
13.0
14.0
17.2
18.1
Estonia
0.6
1.2
1.5
1.5
2.1
6.1
10.4
Irlandia
5.6
6.7
8.3
9.8
10.9
13.7
14.8
Grecja
7.8
8.1
8.9
9.3
9.6
10.5
11.9
Hiszpania
18.7
18.9
19.8
21.5
23.6
27.8
29.5
Francja
13.8
13.8
14.1
14.3
14.4
15.0
14.9
Włochy
16.1
16.3
15.9
16.0
16.6
18.8
20.1
Cypr
0.0
0.0
0.0
0.1
0.3
0.6
1.4
Łotwa
46.0
43.0
40.4
38.6
38.7
42.0
42.0
Litwa
3.5
3.8
4.0
4.6
4.8
5.9
7.4
Luxemburg
2.8
3.2
3.2
3.3
3.6
4.1
3.8
Węgry
2.2
4.4
3.5
4.2
5.3
7.0
7.1
Malta
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
Holandia
4.4
6.3
6.6
6.0
7.5
9.1
9.7
Austria
62.2
62.3
62.3
64.6
65.2
68.0
65.5
Polska
2.3
2.8
3.1
3.5
4.4
5.9
6.7
Portugalia
28.2
28.9
30.0
32.7
34.6
38.2
41.2
Rumunia
28.4
28.8
28.1
28.1
28.1
30.9
30.5
Słowenia
29.5
28.7
28.2
27.7
30.0
33.8
32.2
Słowacja
13.5
14.4
15.9
16.4
17.1
17.8
17.8
Finlandia
26.7
26.9
26.4
25.5
27.2
27.2
27.6
Szwecja
51.2
50.9
51.8
53.2
53.6
58.3
56.0
3.5
4.1
4.5
4.8
5.4
6.6
7.4
Norwegia
97.6
97.0
100.5
98.7
99.8
104.8
97.3
Chorwacja
41.8
38.5
36.5
32.6
31.5
33.5
35.7
Wielka Brytania
Źródło: Eurostat, Statistics in focus, Renewable energy. Analysis of the latest data on energy from renewable sources, op.cit.
109
Tabela IV.10. Udział OZE do ogrzewania i chłodzenia
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
EU-27
9.6
10.0
10.6
11.8
12.3
13.6
14.3
Belgia
2.9
3.4
3.7
3.7
4.1
5.1
5.2
14.7
14.7
14.9
14.2
15.9
21.0
23.7
8.6
9.2
9.6
11.5
11.2
11.9
12.0
Dania
21.3
23.5
24.5
27.8
29.0
30.8
31.9
Niemcy
6.3
5.6
5.7
8.5
8.5
8.5
10.5
Estonia
33.3
32.2
30.7
32.7
35.5
41.8
42.8
Irlandia
2.8
3.4
3.3
3.5
3.3
3.9
4.0
Grecja
12.8
12.8
12.5
14.5
14.4
15.9
16.2
9.2
9.1
10.9
10.8
11.2
12.8
12.7
Francja
12.1
12.3
12.2
12.7
13.6
15.4
16.9
Włochy
3.6
3.5
4.6
4.4
6.1
8.2
9.5
Cypr
8.4
8.7
9.3
11.7
12.7
14.6
16.3
Łotwa
42.6
42.7
42.6
42.4
42.9
47.9
43.8
Litwa
30.3
29.9
29.4
29.6
32.7
34.5
33.0
Luxemburg
1.9
3.9
3.8
4.5
4.8
4.6
5.0
Węgry
6.6
6.0
7.5
8.9
8.3
10.5
11.1
Malta
1.1
2.2
2.6
3.2
3.6
2.1
3.1
Holandia
1.9
2.1
2.5
2.6
2.7
3.1
2.8
Austria
20.5
24.8
26.7
30.2
28.9
31.2
30.8
Polska
10.4
10.4
10.4
10.6
11.2
11.9
12.0
Portugalia
32.2
31.9
34.1
34.8
37.3
37.9
34.5
Rumunia
17.4
17.9
17.6
19.4
23.2
26.4
27.2
Słowenia
18.4
19.0
18.6
20.4
19.2
24.9
26.6
Słowacja
5.3
5.2
4.6
6.5
6.3
8.5
8.0
Finlandia
39.4
39.0
41.3
41.7
43.2
43.3
44.4
Szwecja
48.5
54.2
59.4
62.4
64.9
68.1
66.2
0.8
0.9
1.0
1.1
1.4
1.7
1.8
Norwegia
29.6
33.3
32.9
34.3
36.1
37.3
36.9
Chorwacja
11.7
10.8
11.4
10.6
10.4
11.6
13.0
Bułgaria
Republika Czeska
Hiszpania
Wielka Brytania
110
Tabela IV.11. Udział OZE w transporcie (w ujęciu procentowym)
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
EU-27
1.0
1.2
1.9
2.7
3.5
4.2
4.7
Belgia
2
0.2
0.2
1.3
1.3
3.3
4.3
Bułgaria
0.4
0.3
0.6
0.4
0.5
0.6
1.0
Republika Czech
1.1
0.5
0.8
1.0
22
3.8
4.6
Dania
0.2
0.2
0.2
0.2
2
0.2
0.3
Niemcy
1.9
3.1
5.5
6.6
6.1
5.3
5.7
Estonia
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
Irlandia
0.0
0.0
0.1
0.5
1.3
1.9
2.4
Grecja
0.0
0.0
0.0
1.3
1.1
1.1
1.9
Hiszpania
0.8
1.0
0.7
1.2
1.9
3.5
4.7
Francja
1.1
1.3
2.0
3.6
5.6
6.1
6.1
Włochy
1.0
0.9
0.9
0.9
2.4
3.8
4.8
Cypr
0.1
0.1
0.1
0.0
1.9
2.0
2.0
Łotwa
1.1
1.3
1.1
0.8
0.9
1.2
3.3
Litwa
0.2
0.5
1.7
3.6
4.1
4.2
3.6
Luxemburg
0.1
0.1
0.1
2.1
2.1
2.2
2.0
Węgry
0.3
0.3
0.4
1.0
4.1
4.2
4.7
Malta
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.3
Holandia
0.2
0.2
0.5
2.9
2.6
4.2
3.0
Austria
2.4
2.8
4.0
4.8
6.4
6.5
5.4
Polska
0.2
0.6
0.9
0.9
3.4
4.8
5.9
Portugalia
0.2
0.2
1.3
2.4
2.4
3.9
5.6
Rumunia
0.9
1.0
0.8
1.7
1.7
1.6
3.2
Słowenia
0.4
0.3
0.4
1.1
1.5
20
2.9
Słowacja
0.6
1.1
3.0
5.0
6.4
9.2
7.8
Finlandia
0.5
0.4
0.4
0.4
2.4
4.1
3.9
Szwecja
3.9
3.9
4.9
5.9
6.6
7.3
7.7
Wielka Brytania
0.1
0.3
0.5
0.9
2.0
2.6
3.0
Norwegia
12
1.2
1.5
1.9
3.3
3.7
3.9
Chorwacja
0.5
0.5
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
111
4.2. Stan i rozwój odnawialnych źródeł energii
w Polsce na tle krajów UE
Analizę stanu OZE i ich rozwój w latach 2001–2010 wykonano na podstawie statystyki Głównego Urzędu Statystycznego dotyczącej odnawialnych źródeł energii, zawartej w publikacji „Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku”149 oraz danych Eurostatu150.
4.2.1. Odnawialne źródła energii w produkcji energii w Polsce
Z przeprowadzonych w poprzednim punkcie analiz wynika, iż Polska
w zakresie OZE zajmuje słabszą pozycję w porównaniu do innych krajów
UE. W okresie 2001–2010 udział OZE w produkcji energii w Polsce wzrósł
o 5,1 punkty procentowe, w UE o 19,5 punktów procentowych (wykres IV.6).
Wykres IV.6. Udział energii z OZE w energii pierwotnej w Polsce i UE (w %)
Źródło: GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, op. cit., s. 21. Opracowanie własne
Dynamika wzrostu energii z OZE wynosiła odpowiednio: 146,3% (Polska) i 149,1% (UE), przy czym podkreślić należy, iż pozyskanie energii
GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, Warszawa 2012.
149
Eurostat, http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Renewable_energy_statistics (pobrano 25.03.2013).
150
112
pierwotnej w badanym okresie zmalało w UE z 940 Mtoe w 2001 do 812,2
Mtoe w 2009, zaś w Polsce z produkcja energii w Polsce zmalała o 15 %
i wyniosła w 2010 roku 67,1 Mtoe, podczas gdy w 2000 roku wyniosła
79 Mtoe. Import energii w tym czasie zwiększył się trzykrotnie (dynamika
= 317%). Polska w 2010 roku miala najwyższy udział stałych źródeł energii (82,1%) w UE, udział OZE wyniósł 10,2%, gazu (5,5%)151.
4.2.2. Odnawialne źródła energii w zużyciu końcowym energii w Polsce
Wg statystyki GUS od 2000 roku wzrastała ilość energii pozyskanej ze
źródeł odnawialnych, co przy jednoczesnym spadku pozyskania energii
pierwotnej ogółem oznaczało to wzrost udziału OZE w pozyskaniu energii
pierwotnej. W OZE wiodącą pozycję miała biomasa, dostarczając 85,6%
energii z tego źródła. Inne nośniki miały niewielki udział: biopaliwa ciekłe – 5,54%, woda – 2,58%, wiatr – 3,55%, biogazy – 1,76%, pompy ciepła
– 0,29%, energia geotermalna – 0,16%, odpady komunalne – 0,41%, promieniowanie słoneczne – 0,13% (wykres IV.7).
Wykres IV.7. Energia z OZE w 2006 i 2011 roku w Polsce wg źródeł odnawialnych
Źródło: GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, op. cit., s. 30
Eurostat, http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_production_and_
imports op.cit.
151
113
Zgodnie z dyrektywą 2009/28/WE każde państwo członkowskie ma
obowiązek zwiększania udziału w końcowym zużyciu energii brutto z OZE
zgodnie z krajowym celem skwantyfikowanym dla 2020 roku. Dla Polski
cel ten został ustalony na poziomie 15%. Te obowiązkowe krajowe cele
ogólne są zgodne z celem zakładającym 20% udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto152we Wspólnocie w 2020 r.
Dane dotyczące końcowego zużycia energii brutto ze źródeł odnawialnych
w poszczególnych sektorach oraz sektorowego i całkowitego udziału energii ze źródeł odnawialnych dla Polski, w latach 2009–2011 przedstawia
tabela IV.10.
Tabela IV.12. Sektorowy i całkowity udział energii z OZE w końcowym zużyciu
Udział energii z OZE w:
2009
2010
2011
11,92
11,91
13,93
Elektroenergetyce
5,87
6,67
8,18
Transporcie
4,82
5,94
6,17
W końcowym zużyciu energii brutto
8,87
9,39
10,8
Ciepłownictwie i chłodnictwie
Źródło: GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, op. cit., s. 70
Energia elektryczna wytworzona z OZE stanowiła 2,8% w 2006 r. i systematycznie wzrastała w badanym okresie, by w 2011 roku osiągnąć 8,2%
krajowego zużycia energii elektrycznej brutto (udział energii elektrycznej
wytworzonej z odnawialnych nośników energii w krajowym zużyciu energii elektrycznej brutto jest określany jako stosunek energii elektrycznej pozyskanej ze źródeł odnawialnych do zużycia energii elektrycznej brutto, tj.
wraz ze stratami i różnicami bilansowymi). Tendencje są następujące: zwiększył się udział energii elektrycznej wytworzonej z biomasy stałej w łącznej
produkcji energii elektrycznej z OZE (w 2011 r. – 54,4%); malał w latach
2006–2011 udział energii elektrycznej wytworzonej w elektrowniach wodnych. W 2011 r. pozostałe nośniki OZE miały następujący udział: wiatru
– 24,4%, energia wody – 17,7% oraz biogaz – 3,4%. Biopaliwa i promieniowanie słoneczne stanowiły znikomą część, tj. odpowiednio 0,011% i 0,008%.
Zużycie krajowe biopaliw, bioetanolu, energii geotermalnej prezentują
wykresy IV.8–IV.10.
Udział energii ze źródeł odnawialnych oblicza się jako wartość końcowego zużycia energii brutto ze
źródeł odnawialnych podzieloną przez wartość końcowego zużycia energii brutto ze wszystkich źródeł
i wyraża się w procentach.
152
114
Wykres IV.8. Zużycie krajowe ogółem biopaliw ciekłych w latach 2006–2011 [TJ]
Źródło: GUS. Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 r., s. 52.
Wykres IV.9. Zużycie bioetanolu w latach 2006–2011 [TJ]
115
Wykres IV.10. Zużycie energii geotermalnej w latach 2002–2011 [TJ]
Wykres IV.11. Struktura zużycia energii geotermalnej pozyskanej w latach 2006–2011
Źródło: GUS. Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 r., s. 56
Wyniki badań statystycznych za 2011 r. wykazały, że łącznie zainstalowana powierzchnia kolektorów wyniosła 132 tys. m2, co stanowi równoważnik ok. 92 MW mocy cieplnej. Nie jest to jednak pełen obraz tego
zjawiska i w przyszłości zostanie ono poddane dalszym badaniom.
116
Wykres IV.12. Moce osiągalne elektrowni wykorzystujących odnawialne źródła energii
w latach 2002–2011 [MW]
Źródło: GUS. Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 r., s. 68. Obliczenia własne
Tabela IV.13. Moc zainstalowana w MW w elektrowniach wykorzystujących OZE
Wyszczególnienie
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
średnia
dla lat
20052012
Potencjał w MW Elektrownie na biogaz
31,972
36,76
45,699
54,615
70,888
82,884
103,5
131,2
Elektrownie na biomasę
189,79
238,79
255,39
231,99
252,49
356,19
409,68
820,7
0,001
0,033
1,125
1,29
724,657 1180,272 1616,361 2496,748
Elektrownie słoneczne
Elektrownie wiatrowe
Elektrownie wodne
Razem
83,28
152,56
287,909
451,09
852,495
934,031
934,779
940,576
945,21
937,044
951,39
966,103
1157,537 1362,141 1523,777 1678,271 1993,246 2556,423 3082,056 4416,041
117
Struktura Elektrownie na biogaz
2,8%
2,7%
3,0%
3,3%
3,6%
3,2%
3,4%
3,0%
3,1%
16,4%
17,5%
16,8%
13,8%
12,7%
13,9%
13,3%
18,6%
15,4%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
7,2%
11,2%
18,9%
26,9%
36,4%
46,2%
52,4%
56,5%
32,0%
73,6%
68,6%
61,3%
56,0%
47,4%
36,7%
30,9%
21,9%
49,6%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
Elektrownie na biomasę
Elektrownie wodne
Razem
Dynamika (rok do roku)
Elektrownie na biogaz
115,0%
124,3%
119,5%
129,8%
116,9%
124,9%
126,8%
122,5%
Elektrownie na biomasę 125,8%
107,0%
90,8%
108,8%
141,1%
115,0%
200,3%
127,0%
0,0% 3300,0% 3409,1%
114,7%
974,8%
0,0%
0,0%
0,0%
183,2%
188,7%
156,7%
160,6%
162,9%
136,9%
154,5%
163,4%
Elektrownie wodne
109,6%
100,1%
100,6%
100,5%
99,1%
101,5%
101,5%
101,9%
Razem
117,7%
111,9%
110,1%
118,8%
128,3%
120,6%
143,3%
121,5%
Źródło: http://www.ure.gov.pl/portal/pl/617/5111/Dane_liczbowe.html. Obliczenia własne
Wg URE w latach 2012/2011 dynamika wytwarzanej energii elektrycznej z OZE w GWh wyniosła 142,11 %, przy spadku produkcji energii brutto
o 2%, Udział OZE w produkcji energii elektrycznej wzrósł z 1,74% w 2011
roku do 2,52 % w 2012 roku153.
W 2011 r. Prezes URE udzielił 288 koncesji w zakresie energii elektrycznej (w tym 94 na wytwarzanie energii elektrycznej z OZE, oraz dokonał 265 zmian koncesji (promes koncesji). Natomiast w 2012 r. Prezes
URE udzielił 222 koncesji w zakresie energii elektrycznej (w tym 158 na
wytwarzanie energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii) oraz
102 decyzji zmieniających udzielone koncesje.
Zmiany udzielonych koncesji podyktowane były przede wszystkim: rozszerzeniem lub ograniczeniem zakresu działalności, zmianą nazwy lub
siedziby koncesjonariusza, zmianą warunków wykonywania działalności
(rozszerzenie zakresu terytorialnego obszaru wykonywania działalności),
przedłużeniem okresu obowiązywania koncesji, zgodnie z art. 39 ustawy –
Prawo energetyczne154.
Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki , Warszawa, 28 czerwca 2013 r., s. 30.
153
Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, op. cit., s. 58.
154
118
ROZDZIAŁ V
Procedury formalno-prawne inwestycji
w odnawialne źródła energii – wybrane zagadnienia
(I. Kamionka, M. Jackowski)
Podstawowym krajowym aktem prawnym w zakresie rozwoju OZE jest
ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. 2006 r.
Nr 89, poz. 625 ze zmianami) oraz zmiany wprowadzone przez tzw. „mały
trójpak energetyczny” w wersji przyjętej przez Sejm 26 lipca 2013 roku
i niektórych innych Ustaw mają ułatwić inwestowanie w OZE w Polsce.
Ustawa reguluje sektor energetyczny oraz zawiera także specjalne
przepisy mające zastosowanie do OZE. Dotyczy to w szczególności:
a)zasad związanych z przyłączaniem do sieci oraz przesyłem energii
elektrycznej wytworzonej przez przedsiębiorstwa energetyczne wykorzystujące OZE;
b)sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej przez przedsiębiorstwa
energetyczne wykorzystujące OZE;
c)wydawania świadectw pochodzenia (tzw. zielone świadectwa) wydawanymi dla energii uzyskanej z OZE i obrót nimi.
System zielonych świadectw został szczegółowo uregulowany rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. (Dz.U. z 2008
r., Nr 156, poz. 969, zmienione rozporządzeniem Dz.U. z 2010 r., Nr 34,
poz. 182) w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych
źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości
energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii.
Wymagania techniczne w zakresie przyłączenia do sieci oraz zasad
funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych wykorzystujących OZE
zostały zawarte w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja
2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego (Dz.U. 2007, Nr 93, poz. 623 ze zmianami).
Niżej przedstawiono wyżej wymienione rozwiązania ustawowe.
119
5.1. Prawo energetyczne oraz zmiany wprowadzone
przez tzw. „mały trójpak energetyczny”
w wersji przyjętej przez Sejm 26 lipca 2013 roku
Zgodnie z definicją zawartą w Ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo
energetyczne155 (dalej PEN), odnawialne źródło energii to źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię
pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego
w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych (art. 3 pkt 20 PEN).
Prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania paliw
lub energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii co do zasady wymaga uzyskania koncesji (art. 32 ust. 1 pkt 1 PEN). Nie dotyczy to OZE
wytwarzających energię elektryczną z biogazu rolniczego. Przedsiębiorca
nieposiadający koncesji nie może domagać się zakupu energii z urzędu
przez sprzedawcę, w którego obszarze działania instalacja została przyłączona do sieci, wyjątkiem jest wprowadzona zmiana przez „mały trójpak
energetyczny”, w której ujęto, że „osoba fizyczna nieposiadająca działalności gospodarczej będzie mogła produkować energię w mikroinstalacji OZE
(do 40 kW), a także uzyska bezpłatne przyłączenie do sieci dystrybucyjnej
oraz gwarancję zakupu energii przez sprzedawcę z urzędu. Jednak będzie
się on odbywać po zaledwie 80 proc. średniej ceny sprzedaży energii z poprzedniego roku kalendarzowego. Istnieje możliwość uzyskania promesy
koncesji (art. 43 ust. 1 PEN). Organem właściwym jest Prezes Urzędu
Regulacji Energetyki. Przedsiębiorcy wnioskujący o udzielenie koncesji
powinni spełniać warunki określone w art. 33 ust. 1 PEN:
1)mieć siedzibę lub miejsce zamieszkania na terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwa
członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA)
– strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym; 2)dysponować środkami finansowymi w wielkości gwarantującej prawidłowe wykonywanie działalności bądź jest w stanie udokumentować
możliwości ich pozyskania; 3)mieć możliwości techniczne gwarantujące prawidłowe wykonywanie
działalności; 4)zapewnić zatrudnienie osób o właściwych kwalifikacjach zawodowych,
o których mowa w art. 54; Prawo energetyczne, Dz.U. z 2012 r. poz. 1059.
155
120
ROZDZIAŁ V. Procedury formalno-prawne inwestycji w odnawialne źródła energii – wybrane zagadnienia
5)uzyskać decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu
albo decyzję o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej, o której mowa w ustawie z dnia 29 czerwca
2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących. Nie może być wydana koncesja wnioskodawcy:
1)który znajduje się w postępowaniu upadłościowym lub likwidacji;
2)któremu w ciągu ostatnich 3 lat cofnięto koncesję na działalność określoną ustawą z przyczyn wymienionych w art. 58 ust. 2 ustawy o swobodzie działalności gospodarczej lub którego w ciągu ostatnich 3 lat
wykreślono z rejestru działalności regulowanej z przyczyn, o których
mowa w art. 71 ust. 1 ustawy o swobodzie działalności gospodarczej; 3)skazanemu prawomocnym wyrokiem sądu za przestępstwo mające
związek z przedmiotem działalności gospodarczej określonej ustawą.
5.1.1. Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r.
w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia
do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach
energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii
elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii156 tworzy jeden
z mechanizmów promowania wytwarzania energii w OZE poprzez przyznawanie wytwórcom świadectw pochodzenia energii. Świadectwo pochodzenia jest dokumentem potwierdzającym wytworzenie energii elektrycznej z OZE. Do energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii
zalicza się, niezależnie od mocy tego źródła:
1)energię elektryczną lub ciepło pochodzące w szczególności: a)z elektrowni wodnych oraz z elektrowni wiatrowych, b)ze źródeł wytwarzających energię z biomasy oraz biogazu, c)ze słonecznych ogniw fotowoltaicznych oraz kolektorów do produkcji
ciepła, d)ze źródeł geotermalnych; 2)część energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów komunalnych, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 44 ust.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r Dz.U. z 2012 r. poz. 1229.
156
121
8 i 9 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. o odpadach (Dz.U. z 2010 r.
Nr 185, poz. 1243, z późn. zm.). Prawa majątkowe wynikające ze świadectwa pochodzenia są zbywalne
i stanowią towar giełdowy, a więc mogą być przedmiotem obrotu na giełdzie
towarowej. Świadectwa pochodzenia są wydawane na wniosek wytwórcy
energii złożony Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki za pośrednictwem
operatora systemu elektroenergetycznego na obszarze którego działa instalacja wytwarzająca energię z OZE.
W celu zwiększenia udziału „zielonej energii” wytwarzanej w Polsce
energii elektrycznej i generowanie popytu na świadectwa pochodzenia, na
przedsiębiorstwa energetyczne, odbiorców końcowych i towarowe domy maklerskie nałożono obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia dla energii wytworzonej w źródłach znajdujących się na
terytorium RP lub uiszczenia opłaty zastępczej. Obowiązek ten dotyczy:
1)przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem energii
elektrycznej lub jej obrotem i sprzedającym energię odbiorcom końcowym;
2)odbiorców końcowych będących członkami giełdy towarowej lub członkami rynku organizowanego przez podmiot prowadzący na terytorium
RP rynek regulowany, w odniesieniu do transakcji zawieranych we własnym imieniu na giełdzie towarowej lub na rynku organizowanym przez
ten podmiot;
3)towarowych domów maklerskich oraz domów maklerskich zajmujących
się obrotem towarami giełdowymi w odniesieniu do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych na giełdzie towarowej lub
na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium RP
rynek regulowany.
Udział procentowy energii elektrycznej wynikającej ze świadectw pochodzenia w całościowej rocznej ilości energii sprzedanej przez przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom końcowym określa omawiane rozporządzenie. Podobny mechanizm przewidziany jest w stosunku do pozostałych
podmiotów, na które nałożono obowiązek przedstawiania do umorzenia
świadectw pochodzenia. Ponadto Rozporządzenie określa między innymi:
1)rodzaje odnawialnych źródeł energii; 2)parametry techniczne i technologiczne wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła wytwarzanych w odnawialnych źródłach energii; 3)wymagania dotyczące pomiarów, rejestracji i sposobu obliczania ilości
energii elektrycznej lub ciepła wytwarzanych w odnawialnych źródłach
energii za pomocą instalacji wykorzystujących w procesie wytwarzania
energii nośniki energii, o których mowa w art. 3 pkt 20 PE oraz inne
paliwa; 122
4)miejsce dokonywania pomiarów ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii na potrzeby realizacji obowiązku
potwierdzania danych; 5)sposób uwzględniania w kalkulacji cen energii elektrycznej i ciepła
ustalanych w taryfach przedsiębiorstw energetycznych. 5.1.2. Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r.
Rozporządzenie dotyczy szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego 157 i określa: 1)kryteria podziału na grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie
do sieci; 2)warunki przyłączenia do sieci, w tym wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych
oraz linii bezpośrednich; 3)sposób prowadzenia obrotu energią elektryczną; 4)warunki świadczenia usług przesyłania, dystrybucji energii elektrycznej, prowadzenia ruchu sieciowego, eksploatacji sieci oraz korzystania
z systemu elektroenergetycznego i połączeń międzysystemowych; 5)zakres, warunki i sposób bilansowania systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia z użytkownikami tego systemu rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej
z systemu; 6)zakres, warunki i sposób zarządzania ograniczeniami systemowymi; 7)sposób koordynacji planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego; 8)warunki współpracy pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych, w tym z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi,
w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego, zarządzania przepływami
i dysponowania mocą jednostek wytwórczych oraz postępowania w sytuacjach awaryjnych; 9)zakres i sposób przekazywania informacji między przedsiębiorstwami energetycznymi oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi
a odbiorcami; 10) zakres i sposób przekazywania odbiorcom przez sprzedawcę informacji o strukturze paliw zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej
sprzedanej przez sprzedawcę w poprzednim roku; Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623, z późn. zm.)
157
123
11)sposób informowania odbiorców przez sprzedawcę o miejscu, w którym są dostępne informacje o wpływie wytwarzania energii elektrycznej
sprzedanej przez sprzedawcę w poprzednim roku na środowisko, co najmniej w zakresie emisji dwutlenku węgla i radioaktywnych odpadów; 12)parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi odbiorców; 13)sposób załatwiania reklamacji. Przyłączenie do sieci następuje na podstawie umowy o przyłączenie po
spełnieniu warunków przyłączenia do sieci (§ 4 Rozporządzenia), zgodnie
z zapisami w „małym trójpaku energetycznym”: właściciel mikroinstalacji
uzyska bezpłatne przyłączenie do sieci dystrybucyjnej oraz gwarancję zakupu energii przez sprzedawcę z urzędu. Wniosek o określenie warunków
przyłączenia do sieci składa się w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej. W przypadku
wszystkich wytwórców energii wniosek powinien zawierać (§ 7 ust.1 i 2):
1)oznaczenie wnioskodawcy; 2)określenie mocy przyłączeniowej dla każdego miejsca dostarczania
energii elektrycznej; 3)przewidywane roczne zużycie energii elektrycznej; 4)przewidywany termin rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej lub
jej poboru; 5)parametry techniczne, charakterystykę ruchową i eksploatacyjną przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-IV; 6)określenie minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeństwa osób i mienia, w przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej podmiotom zaliczanym do grup
przyłączeniowych I-III; 7)informacje techniczne dotyczące zakłóceń wprowadzanych przez urządzenia, instalacje i sieci wnioskodawcy oraz charakterystykę obciążeń,
niezbędne do określenia warunków przyłączenia, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-IV. 8)określenie: a)maksymalnej rocznej ilości wytwarzania energii elektrycznej i ilości
tej energii dostarczanej do sieci, b)mocy zainstalowanej, osiągalnej, dyspozycyjnej i pozornej jednostek
wytwórczych, c)zakresu dopuszczalnych zmian obciążeń jednostek wytwórczych lub
ich grup, d)liczbę przyłączanych jednostek wytwórczych; 124
9)wielkość planowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną
w celu pokrycia potrzeb własnych wytwórcy; 10) stopień skompensowania mocy biernej: a)związanej z odbiorem energii elektrycznej czynnej na potrzeby własne wytwórcy oraz b)związanej z wprowadzaniem wyprodukowanej energii elektrycznej
do sieci. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia należy dołączyć
(§ 7 ust. 5):
1)dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania
z obiektu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje
lub sieci; 2)plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu,
w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci,
względem istniejącej sieci oraz usytuowanie sąsiednich obiektów; 3)wyciąg ze sprawozdania z badań jakości energii elektrycznej wytworzonej przez turbiny wiatrowe, jeżeli wniosek dotyczy warunków przyłączenia farm wiatrowych; 4)ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, wykonaną w zakresie i na warunkach uzgodnionych z operatorem, na którego obszarze działania nastąpi przyłączenie, jeżeli wniosek składają podmioty zaliczane do I albo II grupy
przyłączeniowej (nie dotyczy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW oraz odbiorców końcowych w przypadku łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW).
Paragraf 7 ust. 3 Rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego stwierdza, iż wniosek o określenie warunków przyłączenia farmy wiatrowej, poza informacjami jakie muszą zawrzeć wszyscy odbiorcy oraz wytwórcy energii powinien określać:
1)liczbę jednostek wytwórczych farmy wiatrowej; 2)typy generatorów; 3)przewidywane wartości parametrów elektrycznych sieci i transformatorów wchodzących w skład instalacji i urządzeń farmy wiatrowej. Załącznik nr 1 do Rozporządzenia określa warunki techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wytwórców energii elektrycznej. Wymagania dla farm
wiatrowych zostały określone w punkcie 3.2 Załącznika i są następujące:
3.2. Wymagania dla farm wiatrowych 3.2.1. Farma wiatrowa o mocy znamionowej większej niż 50 MW
w miejscu przyłączenia powinna być wyposażona w system
sterowania i regulacji mocy umożliwiający: 125
1)redukcję wytwarzanej mocy elektrycznej w warunkach pracy farmy wiatrowej, przy zachowaniu szczegółowych wymagań, w szczególności prędkości redukcji mocy, określonych
w instrukcji; 2)udział w regulacji parametrów systemu elektroenergetycznego w zakresie napięcia i częstotliwości. 3.2.2. Farma wiatrowa powinna mieć zdolność do pracy ze współczynnikiem mocy w miejscu przyłączenia, w sposób określony w instrukcji. Dla farm wiatrowych o mocy znamionowej
w miejscu przyłączenia równej 50 MW i wyższej należy zapewnić system zdalnego sterowania napięciem farmy i mocą
bierną z zachowaniem możliwości współpracy z nadrzędnymi
układami regulacji napięcia i mocy biernej. 3.2.3. Wymagania techniczne dla farm wiatrowych o mocy znamionowej w miejscu przyłączenia większej niż 50 MW stosuje się
także do farm wiatrowych o mocy znamionowej w miejscu
przyłączenia, równej i niższej niż 50 MW, w przypadku gdy
suma mocy znamionowych farm wiatrowych przyłączonych: 1) do jednej rozdzielni o napięciu znamionowym 110 kV poprzez transformatory 110/SN przekracza 50 MW; 2) do linii promieniowej o napięciu znamionowym 110 kV
i wyższym przekracza 50 MW; 3) do ciągu liniowego o napięciu znamionowym 110 kV łączącego co najmniej dwie stacje elektroenergetyczne przekracza 50 MW; 4) poprzez wydzielony transformator NN/110 kV przekracza
50 MW. 3.2.4. Farma wiatrowa powinna być wyposażona w zabezpieczenia
chroniące farmę wiatrową przed skutkami prądów zwarciowych, napięć powrotnych po wyłączeniu zwarć w systemie
elektroenergetycznym, pracy asynchronicznej tej farmy i innymi oddziaływaniami zakłóceń systemowych. Nastawy tych
zabezpieczeń powinny uwzględniać wymagania dla pracy farmy wiatrowej w warunkach zakłóceniowych określone w instrukcji. 3.2.5. Farma wiatrowa powinna być wyposażona w urządzenia umożliwiające transmisję danych i monitorowanie stanu urządzeń,
zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt 4 niniejszego załącznika oraz w instrukcji. 126
5.2. Przepisy związane z procesem budowlanym
5.2.1.Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Co do zasady, ustalenie przeznaczenia terenu oraz określenie sposobów
zagospodarowania i warunków zabudowy terenu następuje w miejscowym
planie zagospodarowania przestrzennego (art. 4 ust. 1 Ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym – dalej UPZP). W przypadku braku planu „określenie sposobów zagospodarowania i warunków zabudowy
terenu następuje w drodze decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu” (art. 4 ust. 2 UPZP). Podstawą sporządzenia miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego jest studium uwarunkowań
i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy. Z punktu widzenia
inwestycji w odnawialne źródła energii istotny jest przepis art. 10 ust. 2a
UPZP nakazujący zawarcie w studium rozmieszczenia urządzeń wytwarzających energię z OZE o mocy przekraczającej 100 kW, a także ich stref
ochronnych związanych z ograniczeniami w zabudowie oraz zagospodarowaniu i użytkowaniu terenu. Bez względu zatem, na rodzaj OZE w przypadku instalacji przekraczającej taką moc, inwestor powinien mieć na
uwadze, że urządzenia te muszą być przewidziane w studium.
Przepisy ustawy zapewniają udział lokalnej społeczności w przygotowywaniu studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego.
Zgodnie z art. 11 UPZP przystąpienie do sporządzenia studium ogłasza się
w prasie oraz przez obwieszczenie, informując o możliwości składania wniosków w terminie nie krótszym niż 21 dni od dnia ogłoszenia. Po sporządzeniu
projektu studium, jest on wykładany do publicznego wglądu oraz publikowany w Internecie na okres co najmniej 21 dni, a w tym okresie organizowana
jest dyskusja publiczna nad jego rozwiązaniami i można składać wnioski do
studium. Podobna procedura konsultacji społecznych przewidziana jest przy
przygotowywaniu miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego.
Zgodnie z art. 61 ust. 1 UPZP podstawowym wymogiem dla wydania decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu jest warunek, aby
co najmniej jedna działka sąsiednia, dostępna z tej samej drogi publicznej,
była zabudowana w sposób pozwalający na określenie wymagań dotyczących
nowej zabudowy w zakresie kontynuacji funkcji, parametrów, cech i wskaźników kształtowania zabudowy oraz zagospodarowania terenu, w tym gabarytów i formy architektonicznej obiektów budowlanych, linii zabudowy
oraz intensywności wykorzystania terenu. Wszystkie warunki wymienione
w art. 61 ust. 1 UPZP muszą być spełnione łącznie, pozostałe z nich to:
– teren ma dostęp do drogi publicznej;
127
– istniejące lub projektowane uzbrojenie terenu jest wystarczające dla
zamierzenia budowlanego;
– teren nie wymaga uzyskania zgody na zmianę przeznaczenia gruntów rolnych i leśnych na cele nierolnicze i nieleśne albo jest objęty
zgodą uzyskaną przy sporządzaniu miejscowych planów, które utraciły moc na podstawie art. 67 ustawy, o której mowa w art. 88 ust. 1;
– decyzja jest zgodna z przepisami odrębnymi.
Istotnym dokumentem, z którym muszą pozostawać w zgodności dokumenty planistyczne wojewódzkie, i w konsekwencji gminne, jest Koncepcja
Przestrzennego Zagospodarowania Kraju 2030 przyjęta Uchwałą Nr 239
Rady Ministrów z dnia 13 grudnia 2011 r. i opublikowana w Monitorze
Polskim z dnia 27 kwietnia 2012 r. poz. 252. Dokument przedstawia w rozdziale VII „Stan przestrzennego zagospodarowania kraju 2011 – mapy diagnostyczne” na mapie 20 najbardziej korzystnych regionów Polski dla lokalizacji inwestycji w energię wiatrową, wodną, słoneczną i geotermalną.
5.2.2.Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane158
Elektrownie wiatrowe oraz elektrownie wodne stanowią obiekty budowlane w rozumieniu Prawa budowlanego, również farma słoneczna składająca się z wolno stojących ogniw może być uznana za budowlę. Oznacza
to konieczność uzyskania pozwolenia na budowę. Dodatkowo wskazać
należy, że zgodnie z art. 29 ust. 3 Prawa budowlanego „pozwolenia na budowę wymagają przedsięwzięcia, które wymagają przeprowadzenia oceny
oddziaływania na środowisko, oraz przedsięwzięcia wymagające przeprowadzenia oceny oddziaływania na obszar Natura 2000, zgodnie z art. 59
ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz
o ocenach oddziaływania na środowisko.” Roboty budowlane można rozpocząć wyłącznie po uzyskaniu ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę.
Zgodnie z art. 33 ust. 2 Prawa budowlanego do wniosku o pozwolenie
na budowę należy dołączyć między innymi:
– cztery egzemplarze projektu budowlanego wraz z opiniami, uzgodnieniami, pozwoleniami i innymi dokumentami wymaganymi przepisami szczególnymi oraz zaświadczeniem, o którym mowa w art.
12 ust. 7, aktualnym na dzień opracowania projektu; nie dotyczy to
uzgodnienia i opiniowania przeprowadzanego w ramach oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko albo oceny oddziaływania
przedsięwzięcia na obszar Natura 2000;
Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, Dz.U. z 2010 Nr 243 poz. 1623.
158
128
– oświadczenie o posiadanym prawie do dysponowania nieruchomością na cele budowlane;
– decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, jeżeli
jest ona wymagana zgodnie z przepisami o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym.
Dodatkowo, w przypadku budowy zapór wodnych, zgodnie z art. 33
ust. 3 Prawa budowlanego do wniosku o wydanie pozwolenia na budowę
„należy dołączyć specjalistyczną opinię wydaną przez osobę fizyczną lub
jednostkę organizacyjną wskazaną przez właściwego ministra.”
Przed wydaniem pozwolenia organ sprawdza zgodność projektu budowlanego z ustaleniami miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu w przypadku braku miejscowego planu, a także wymaganiami ochrony środowiska, w szczególności określonymi w decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Ponadto sprawdzeniu podlega w szczególności (art. 35 ust. 1
Prawa budowlanego):
– zgodność projektu zagospodarowania działki lub terenu z przepisami, w tym techniczno-budowlanymi;
– kompletność projektu budowlanego i posiadanie wymaganych opinii,
uzgodnień, pozwoleń i sprawdzeń oraz informacji dotyczącej bezpieczeństwa i ochrony zdrowia;
– wykonanie projektu, ewentualnie jego sprawdzenie (w przypadku
takiego obowiązku) zostało wykonane przez osobę uprawnioną do
wykonywania samodzielnej funkcji technicznej w budownictwie (posiadającej na dzień sporządzenia lub sprawdzenia projektu aktualny
wpis na listę członków właściwego samorządu zawodowego).
Pozwolenie na budowę może być wydane wyłącznie osobie, która złożyła
wniosek w tej sprawie w okresie ważności decyzji o warunkach zabudowy
i zagospodarowania terenu, jeżeli jest ona wymagana, oraz złożyła oświadczenie o posiadanym prawie do dysponowania nieruchomością na cele
budowlane. Dodatkowo potrzebne mogą być pozwolenia wymagane przez
Ustawę z dnia 21 marca 1991 r. o obszarach morskich Rzeczpospolitej
Polskiej i administracji morskiej – w przypadku inwestycji zlokalizowanych
na polskich obszarach morskich lub pasie nadbrzeżnym (art. 32 ust. 4 Prawa budowlanego). W przypadku braku naruszenia powyższych warunków
właściwy organ nie może odmówić wydania pozwolenia na budowę.
Budowa przyłączy elektroenergetycznych, wymaga sporządzenia planu
sytuacyjnego na kopii aktualnej mapy zasadniczej lub mapy jednostkowej
przyjętej do państwowego zasobu geodezyjnego i kartograficznego (art. 29a
ust.1 w zw. z art. 29 ust. 1 pk 20 Prawa budowlanego).
129
Wobec braku uregulowań prawnych dotyczących ogniw fotowoltaicznych zagadnienie instalacji ogniw było różnie traktowane przez organy.
Przykładowo, w Krakowie uznawano instalację ogniw za montaż urządzeń
i tym samym nie było wymagane ani uzyskanie pozwolenia na budowę, ani
zgłoszenie robót, w tym samym czasie w Warszawie organy wymagały uzyskania pozwolenia na budowę. Kwestie te ma rozwiązać przygotowywana
Ustawa o odnawialnych źródłach energii. Na razie jednak pozostaje przytoczyć interpretację Głównego Urzędu Nadzoru Budowlanego:
„W związku z pojawiającymi się wątpliwościami dotyczącymi montażu
ogniw fotowoltaicznych na obiektach budowlanych oraz wolno stojących
ogniw fotowoltaicznych, przedstawiamy następujące stanowisko. Zgodnie
z generalną zasadą, zawartą w art. 28 ust. 1 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r.
– Prawo budowlane (Dz.U. z 2010 r. Nr 243, poz. 1623, z późn. zm.), roboty budowlane można rozpocząć jedynie na podstawie ostatecznej decyzji
o pozwoleniu na budowę, z wyjątkiem robót zwolnionych z tego obowiązku
na podstawie art. 29-31 ww. ustawy. Przepisy te zawierają zamknięty katalog budów i robót budowlanych, których wykonywanie nie wymaga uzyskania pozwolenia na budowę – wymagają one tylko zgłoszenia, bądź są
zwolnione z obu tych obowiązków. Mając na uwadze powyższe informujemy, że pozwolenie na budowę
oraz zgłoszenie nie jest wymagane w przypadku wykonywania robót budowlanych polegających na instalowaniu urządzeń na obiektach budowlanych – art. 29 ust. 2 pkt 15 w zw. z art. 30 ust. 1 ustawy – Prawo budowlane. Wyjątek stanowi instalowanie na obiektach budowlanych urządzeń
o wysokości powyżej 3 m, które zgodnie z art. 30 ust. 1 pkt 3 lit. b ustawy
– Prawo budowlane, wymaga zgłoszenia właściwemu organowi. Oznacza
to, że w celu instalacji urządzeń o wysokości poniżej 3 m, nie ma obowiązku uzyskania pozwolenia na budowę ani dokonania zgłoszenia. Mając na
względzie powyższe zaznaczyć należy, że instalowanie na obiekcie budowlanym ogniw fotowoltaicznych wraz z konstrukcją mocującą nie wymaga
dokonania zgłoszenia właściwemu organowi, ani uzyskania pozwolenia na
budowę, o ile zainstalowana całość nie przekracza 3 m wysokości. Jeżeli natomiast wysokość ww. urządzenia przekroczy 3 m, wówczas inwestor
będzie zobowiązany dokonać zgłoszenia. Jednocześnie informujemy, że instalowanie urządzeń nie zawsze wiąże
się z samym umocowaniem konstrukcji na obiekcie budowlanym. Często
zdarza się, że przy instalacji dochodzi do wykonywania robót budowlanych na
obiekcie budowlanym, na którym urządzenie jest instalowane (dochodzi do
ingerencji w ten obiekt). Taką sytuację należy zakwalifikować jako rozbudowę bądź nadbudowę obiektu budowlanego, zaś przepisy art. 29 ust. 2 pkt 15
i art. 30 ust. 1 ustawy – Prawo budowlane, nie będą miały zastosowania, gdyż
130
na takie roboty budowlane wymagane jest pozwolenie na budowę. Ponadto informujemy, że zgodnie z brzmieniem art. 29 ust. 2 pk 16 w zw. z art. 30 ust. 1
ustawy – Prawo budowlane, pozwolenia na budowę ani zgłoszenia nie wymaga montaż wolno stojących kolektorów słonecznych. Zdaniem GUNB ogniwa
fotowoltaiczne należy traktować tak jak kolektory słoneczne. W związku z powyższym, montaż wolno stojących ogniw fotowoltaicznych również nie będzie
wymagał uzyskania pozwolenia na budowę ani zgłoszenia”159. Zostało to precyzyjnie ujęte w zmianach w Prawie Budowlanym (Dz.U. z 2010 r. Nr 243,
poz. 1623, z późn. zm.), z którego to wynika, iż nie wymaga się pozwolenia na
budowę i wykonywanie robót budowlanych polegających na: montażu pomp
ciepła, urządzeń fotowoltaicznych o zainstalowanej mocy elektrycznej do 40
kW oraz wolno stojących kolektorów słonecznych.
W przypadku montażu ogniw na budynku raczej nie budzi wątpliwości,
że jest to montaż urządzeń na obiekcie budowlanym i nie wymaga pozwolenia (w przypadku instalacji przekraczających 3 m wysokości wymaga
natomiast zgłoszenia). Wątpliwości powstają natomiast w przypadku instalacji wolno stojących ogniw fotowoltaicznych. Farma słoneczna w postaci
wolno stojących ogniw nie mieści się w pojęciu „wolno stojących instalacji
przemysłowych lub urządzeń technicznych”. Tym samym będzie stanowić
budowlę w rozumieniu art. 3 pkt 3 Ustawy Prawo budowlane. Analogiczne
stosowanie przepisów dotyczących wolno stojących kolektorów słonecznych (art. 29 ust. 2 pkt 16) do wolno stojących ogniw fotowoltaicznych jest
logiczną praktyką. Należy jednak mieć na uwadze, że jest to stosowanie wyłącznie per analogiam, a brak odpowiednika art. 29 ust. 2 pkt 16 odnoszącego się do wolno stojących ogniw fotowoltaicznych powoduje, że praktyka
poszczególnych urzędów może być różna. Warto zauważyć również, że aby
sprzedawać energię wytworzoną pochodzącą z OZE (za wyjątkiem biogazu rolniczego i mikroinstalacji) konieczne jest uzyskanie koncesji, a jednym
z warunków jej uzyskania jest posiadania decyzji o warunkach zabudowy
i zagospodarowania terenu (art. 33 ust. 1 pkt 5 Prawa energetycznego).
5.3. Elektrownie wodne – Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. –
Prawo wodne
Regulacje dotyczące elektrowni wodnych reguluje prawo wodne160.
Wody, jako integralna część środowiska podlegają ochronie, której celem
jest utrzymanie lub poprawa ich jakości, w celu zapewnieni ich zdatności do zaopatrzenia w wodę do spożycia, rekreacji, sportów, kąpieli, jak
http://www.gunb.gov.pl/dziala/pliki/ws1200712.pdf.
159
Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. – Prawo wodne, Dz.U. z 2001 r. Nr 115, poz. 1229.
160
131
również bytowania ryb i innych organizmów wodnych w warunkach naturalnych, umożliwiających ich migrację. Elektrownie wodne (obiekty energetyki wodnej) stanowią jedne z urządzeń wodnych w rozumieniu art. 9
ust. 1 pkt 19 lit. e Prawa wodnego. Grunty pokryte wodami stanowiące
własność Skarbu Państwa niezbędne do prowadzenia przedsięwzięć związanych z energetyką wodną oddaje się w użytkowanie za opłatą roczną
(art. 20 Prawa wodnego). Piętrzenie śródlądowych wód powierzchniowych
oraz korzystanie z wód do celów energetycznych stanowi szczególne korzystanie z wód (art. 37 pkt 4 i 5 Prawa wodnego). Zgodnie z art. 121
ust. 1 pkt 1 Prawa wodnego takie korzystanie wymaga pozwolenia wodnoprawnego. Generalnie organem właściwym do wydawania pozwoleń wodnoprawnych jest właściwy starosta (art. 140 ust. 1 Prawa wodnego). Pozwolenie na szczególne korzystanie z wód jest wydawane w drodze decyzji
na okres nie dłuższy niż 20 lat. Stroną postępowania w sprawie o wydanie
pozwolenia wodnoprawnego jest (art. 127 ust. 7 Prawa wodnego):
1)wnioskodawca ubiegający się o wydanie pozwolenia wodnoprawnego;
2)właściciel wody;
3)właściciel urządzeń kanalizacyjnych, do których wprowadzane będą
ścieki przemysłowe zawierające substancje szczególnie szkodliwe dla
środowiska wodnego;
4)właściciel istniejącego urządzenia wodnego znajdującego się w zasięgu
oddziaływania zamierzonego korzystania z wód lub planowanych do wykonania urządzeń wodnych;
5)władający powierzchnią ziemi położoną w zasięgu oddziaływania zamierzonego korzystania z wód lub planowanych do wykonania urządzeń
wodnych;
6)uprawniony do rybactwa w zasięgu oddziaływania zamierzonego korzystania z wód lub planowanych do wykonania urządzeń wodnych.
Pozwolenie wodnoprawne wydaje się na wniosek, do którego należy dołączyć (art. 131 ust. 2 Prawa wodnego):
1)operat wodnoprawny,
2)decyzję o lokalizacji inwestycji celu publicznego lub decyzję o warunkach zabudowy, jeżeli jest ona wymagana – w przypadku wniosku o wydanie pozwolenia wodnoprawnego na wykonanie urządzenia wodnego;
3)opis prowadzenia zamierzonej działalności sporządzony w języku nietechnicznym.
Pozwolenie wodnoprawne wygasa jeżeli inwestor nie rozpocznie wykonywania urządzenia wodnego w okresie 3 lat od dnia, w którym stało się
ostateczne. Oczywiście pozwolenie nie uprawnia inwestora do rozpoczęcia
prac budowlanych, konieczne jest uzyskanie ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę.
132
5.4. Prawo ochrony środowiska
5.4.1. Ustawa – Prawo ochrony środowiska
Na wstępie należy zaznaczyć, iż zagadnienia z zakresu odnawialnych
źródeł energii w ujęciu ochrony środowiska zostały zawarte w kilku aktach
prawnych, takich jak ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony
środowiska161, ustawa z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko162, rozporządzenie
Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2008 r. w sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody163, czy rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 14 czerwca
2007 r. w sprawie dopuszczalnych poziomów hałasu w środowisku164.
Omawiane zagadnienie należy rozpocząć od podstawowego w tej materii aktu prawnego, a więc ustawy – Prawo ochrony środowiska. Ustawa
ta określa zasady ochrony środowiska oraz warunki korzystania z jego zasobów, z uwzględnieniem wymagań zrównoważonego rozwoju, przez co rozumie się zasady ustalania warunków wprowadzania substancji lub energii
do środowiska165.
Wyżej wymieniona ustawa przewiduje pewnego rodzaju pomoc w zakresie
regulacji ochrony środowiska, a mianowicie wprowadza ona instytucję wspomagającą o nazwie „państwowy monitoring środowiska”, która wspomaga
działania w materii ochrony środowiska poprzez systematyczne informowanie zarówno organów administracji, jak i społeczeństwa m.in. o jakości elementów przyrodniczych, dotrzymywaniu standardów jakości środowiska oraz
obszarach występowania przekroczeń tych standardów;166 jak również ma za
zadanie informować o występujących zmianach jakości elementów przyrodniczych i przyczynach zmian, w tym powiązaniach przyczynowo-skutkowych
występujących pomiędzy emisjami i stanem elementów przyrodniczych167.
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz.U. z 2001 r. Nr 62, poz. 627).
161
Ustawa z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie,
udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U.
z 2008 r. Nr 199, poz. 1227).
162
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2008 r. w sprawie wymagań w zakresie
prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody (Dz.U. z 2007 r. Nr 206,
poz. 1291).
163
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 14 czerwca 2007 r. w sprawie dopuszczalnych poziomów hałasu w środowisku (Dz.U. z 2007 r. Nr 120, poz. 826).
164
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska, art. 1 pkt 1 lit. b .
165
Tamże, art. 25 ust. 3 pkt 1.
166
167
133
Warto w tym momencie zaznaczyć, iż poprzez termin „emisja”, ustawa – Prawo ochrony środowiska, rozumie „wprowadzane bezpośrednio
lub pośrednio, w wyniku działalności człowieka, do powietrza, wody, gleby
lub ziemi substancje, jak również energie (ciepło, hałas, wibracje lub pola
elektromagnetyczne)”168.
Wspomniany wyżej państwowy monitoring środowiska obejmuje uzyskiwane (na podstawie przeprowadzonych badań monitoringowych) informacje w zakresie rodzajów i ilości substancji lub energii wprowadzanych do powietrza, wód, gleby i ziemi169, a dane te zbiera na podstawie pomiarów stanu
środowiska, wielkości i rodzajów emisji, jak również ewidencji, do których
prowadzenia obowiązane są podmioty z mocy prawa albo na mocy decyzji170.
Na mocy omawianej ustawy, podmiotom korzystającym ze środowiska,
a więc przedsiębiorcom w myśl ustawy z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie
działalności gospodarczej171, podmiotom niebędącym przedsiębiorcami oraz
osobom fizycznym korzystającym ze środowiska w zakresie, w jakim korzystanie ze środowiska wymaga pozwolenia, nałożone zostały pewne obowiązki.
Przede wszystkim, osoby wskazane w zdaniu poprzedzającym, obowiązane
są (z mocy prawa oraz na mocy odpowiedniej decyzji) do pomiaru poziomu
substancji lub energii w środowisku oraz wielkości emisji, jak również obowiązane są do gromadzenia i przetwarzania danych z zachowaniem zasad
określonych w ustawie – Prawo ochrony środowiska oraz nieodpłatnego udostępniania informacji na potrzeby państwowego monitoringu środowiska172.
Podmiot korzystający ze środowiska, oprócz wyżej wspomnianych obowiązków, obowiązany jest zapewnić przestrzeganie wymagań ochrony środowiska poprzez odpowiednią organizację pracy oraz inne obowiązki, które
powszechnie kojarzone są z obowiązkami pracodawcy. Są to m.in. takie
czynności jak powierzanie funkcji związanych z zapewnieniem ochrony
środowiska osobom posiadającym odpowiednie kwalifikacje zawodowe czy
zapoznanie pracowników, których zakres czynności wiąże się z kwestiami
ochrony środowiska, z wymaganiami w tym zakresie w sytuacji, gdy nie jest
konieczne odpowiednie przygotowanie zawodowe w tym zakresie 173.
Warto również nadmienić, że omawiana ustawa przewiduje, iż zasady zrównoważonego rozwoju i ochrony środowiska stanowią podstawę do
Tamże, art. 3 pkt 4.
168
169
170
Ustawa z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz.U. z 2004 r. Nr 173, poz.
1807).
171
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska, art. 28.
172
Tamże, art. 140 ust. 1.
173
134
sporządzania i aktualizacji pewnych fundamentalnych dla ochrony środowiska dokumentów. Są to koncepcje przestrzennego zagospodarowania
kraju, strategie rozwoju województw, plany zagospodarowania przestrzennego województw, studia uwarunkowań i kierunków zagospodarowania
przestrzennego gmin oraz miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego174. Co ważne z punktu widzenia emisji, której definicja została podana
wyżej w tekście, we wspomnianych aktach określa się m.in. rozwiązania
niezbędne do zapobiegania powstawaniu zanieczyszczeń175, jak również
ustala się warunki realizacji przedsięwzięć, które umożliwiają uzyskanie
optymalnych efektów w zakresie ochrony środowiska176.
Ustawa – Prawo ochrony środowiska przewiduje także sposoby ochrony
zasobów środowiska. Ustawa ta stanowi, że ochrona ta realizowana jest
w szczególności poprzez ograniczanie emisji według reguł wyrażonych
przez przepisy przewidujące sposoby przeciwdziałania zanieczyszczeniom177, a która to polega na zapobieganiu lub ograniczaniu wprowadzania
do środowiska substancji lub energii178.
Omawiana ustawa przewiduje, co ważne w zakresie dotyczącym emisji
energii, również zasady eksploatacji instalacji i urządzeń wykorzystywanych przy prowadzeniu działalności związanej z korzystaniem z zasobów
środowiska. I tak, eksploatacja instalacji lub urządzeń nie powinna powodować przekroczenia standardów emisyjnych179, a wielkość emisji z instalacji lub urządzenia w warunkach odbiegających od normalnych powinna wynikać z uzasadnionych potrzeb technicznych oraz nie może występować dłużej niż jest to konieczne180. Na prowadzącego instalację oraz
użytkownika urządzenia przedmiotowa ustawa nałożyła również pewne
obowiązki wynikające z prowadzonej przez te osoby działalności. Tytułem
przykładu warto zaznaczyć, iż zarówno prowadzący instalację, jak również
użytkownik urządzenia, obowiązani są do okresowych pomiarów wielkości
emisji i pomiarów ilości pobieranej wody, jak również do ciągłych pomiarów wielkości emisji w razie wprowadzania do środowiska znacznych ilości
substancji lub energii czy ewidencjonowania wyników przeprowadzonych
pomiarów oraz ich przechowywania przez 5 lat od zakończenia roku kalendarzowego, którego dotyczą181.
Tamże, art. 71 ust. 1.
174
175
176
Tamże, art. 82.
177
Tamże, art. 137.
178
Tamże, art. 141.
179
Tamże, art. 142.
180
Tamże, art. 147.
181
135
5.4.2. Przedsięwzięcia mogące znacząco oddziaływać na środowisko
Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 9 listopada 2010 r. w sprawie
przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko wymienia
wśród przedsięwzięć mogących zawsze znacząco oddziaływać na środowisko wymienione między innymi elektrownie wiatrowe o mocy nominalnej nie mniejszej niż 100 MW oraz zlokalizowane na obszarach morskich
Rzeczpospolitej Polskiej, budowle piętrzące wodę o wysokości piętrzenia
nie mniejszej niż 5 m. Te przedsięwzięcia obligatoryjnie podlegają procedurze oceny oddziaływania na środowisko – art. 59 ust. 1 Ustawy z dnia
3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego
ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach
oddziaływania na środowisko182 (dalej: Ustawa o udostępnianiu informacji
o środowisku). W ramach oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko określa się, analizuje oraz ocenia:
1)bezpośredni i pośredni wpływ danego przedsięwzięcia na:
a)środowisko oraz zdrowie i warunki życia ludzi,
b)dobra materialne,
c)zabytki,
d)wzajemne oddziaływanie między elementami, o których mowa w lit.
a–c,
e)dostępność do złóż kopalin;
2)możliwości oraz sposoby zapobiegania i zmniejszania negatywnego oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko;
3)wymagany zakres monitoringu183.
Rozporządzenie wyróżnia również przedsięwzięcia mogące potencjalnie
oddziaływać na środowisko. Wśród takich przedsięwzięć wymienia się między innymi: elektrownie wodne, elektrownie wiatrowe zlokalizowane na
objętych formami ochrony przyrody lub o całkowitej wysokości nie niższej
niż 30 m, budowle piętrzące wodę na obszarach objętych formami ochrony
przyrody lub w ich otulinach lub dotyczących cieków naturalnych, na których nie istnieją takie budowle lub jeżeli w promieniu 5 km na tym samym
cieku lub cieku z nim połączonym znajduje się inna budowla piętrząca
wodę lub na wysokość większą niż 1 m. W tym przypadku o konieczności
przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko decyduje postanowieniem organ właściwy do wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Organ bierze pod uwagę:
182
Ustawa z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie,
udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, Dz.U.
2008 Nr 199, poz. 1227.
Artykuł 62 Ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku.
183
136
1)rodzaj i charakterystykę przedsięwzięcia, z uwzględnieniem:
a)skali przedsięwzięcia i wielkości zajmowanego terenu oraz ich wzajemnych proporcji,
b)powiązań z innymi przedsięwzięciami, w szczególności kumulowania się oddziaływań przedsięwzięć znajdujących się na obszarze, na
który będzie oddziaływać przedsięwzięcie,
c)wykorzystywania zasobów naturalnych,
d)emisji i występowania innych uciążliwości,
e)ryzyka wystąpienia poważnej awarii, przy uwzględnieniu używanych
substancji i stosowanych technologii;
2)usytuowanie przedsięwzięcia, z uwzględnieniem możliwego zagrożenia
dla środowiska, w szczególności przy istniejącym użytkowaniu terenu,
zdolności samooczyszczania się środowiska i odnawiania się zasobów
naturalnych, walorów przyrodniczych i krajobrazowych oraz uwarunkowań miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego – uwzględniające:
a)obszary wodno-błotne oraz inne obszary o płytkim zaleganiu wód
podziemnych,
b)obszary wybrzeży,
c)obszary górskie lub leśne,
d)obszary objęte ochroną, w tym strefy ochronne ujęć wód i obszary
ochronne zbiorników wód śródlądowych,
e)obszary wymagające specjalnej ochrony ze względu na występowanie gatunków roślin i zwierząt lub ich siedlisk lub siedlisk przyrodniczych objętych ochroną, w tym obszary Natura 2000 oraz pozostałe
formy ochrony przyrody,
f) obszary, na których standardy jakości środowiska zostały przekroczone,
g)obszary o krajobrazie mającym znaczenie historyczne, kulturowe lub
archeologiczne,
h)gęstość zaludnienia,
i) obszary przylegające do jezior,
j) uzdrowiska i obszary ochrony uzdrowiskowej;
3)rodzaj i skalę możliwego oddziaływania rozważanego w odniesieniu do
uwarunkowań wymienionych w pkt.1 i 2, wynikające z:
a)zasięgu oddziaływania – obszaru geograficznego i liczby ludności, na
którą przedsięwzięcie może oddziaływać,
b)transgranicznego charakteru oddziaływania przedsięwzięcia na poszczególne elementy przyrodnicze,
c)wielkości i złożoności oddziaływania, z uwzględnieniem obciążenia
istniejącej infrastruktury technicznej,
137
d)prawdopodobieństwa oddziaływania,
e)czasu trwania, częstotliwości i odwracalności oddziaływania184.
Oba rodzaje przedsięwzięć wymagają wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach przed wydaniem pozwolenia na budowę, decyzji
o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu lub pozwolenia wodnoprawnego185. Decyzja może być przeniesiona na inną osobę.
Do wniosku o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach należy dołączyć:
1)w przypadku przedsięwzięć mogących zawsze znacząco oddziaływać
na środowisko – raport o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko,
a w przypadku gdy wnioskodawca wystąpił o ustalenie zakresu raportu
w trybie art. 69 – kartę informacyjną przedsięwzięcia;
2)w przypadku przedsięwzięć mogących potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko – kartę informacyjną przedsięwzięcia;
3)poświadczoną przez właściwy organ kopię mapy ewidencyjnej obejmującej przewidywany teren, na którym będzie realizowane przedsięwzięcie, oraz obejmującej obszar, na który będzie oddziaływać przedsięwzięcie;
4)w przypadku przedsięwzięć wymagających decyzji, o której mowa w art.
72 ust. 1 pkt 4 lub 5, prowadzonych w granicach przestrzeni niestanowiącej części składowej nieruchomości gruntowej oraz przedsięwzięć
dotyczących urządzeń piętrzących I, II i III klasy budowli, zamiast kopii mapy, o której mowa w pkt 3 – mapę sytuacyjno-wysokościową sporządzoną w skali umożliwiającej szczegółowe przedstawienie przebiegu
granic terenu, którego dotyczy wniosek, oraz obejmującą obszar, na który będzie oddziaływać przedsięwzięcie;
5)dla przedsięwzięć, dla których organem prowadzącym postępowanie
jest regionalny dyrektor ochrony środowiska – wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, jeżeli plan ten został
uchwalony, albo informację o jego braku; nie dotyczy to wniosku o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla drogi publicznej;
dla przedsięwzięć wymagających koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż kopalin, dla inwestycji w zakresie terminalu, dla inwestycji
związanych z regionalnymi sieciami szerokopasmowymi oraz dla budowli przeciwpowodziowych realizowanych na podstawie ustawy z dnia
8 lipca 2010 r. o szczególnych zasadach przygotowania do realizacji inwestycji w zakresie budowli przeciwpowodziowych;
Artykuł 63 ust. 1 Ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku.
184
Tamże, art. 71 ust. 2 w zw. z art. 72 ust. 1.
185
138
5a) dla przedsięwzięć, dla których organem prowadzącym postępowanie jest
Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska – wypis i wyrys z miejscowego
planu zagospodarowania przestrzennego, jeżeli plan ten został uchwalony, albo informację o jego braku; nie dotyczy to wniosku o wydanie
decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla inwestycji w zakresie
budowy obiektów energetyki jądrowej lub inwestycji towarzyszącej;
6) wypis z rejestru gruntów obejmujący przewidywany teren, na którym
będzie realizowane przedsięwzięcie, oraz obejmujący obszar, na który
będzie oddziaływać przedsięwzięcie, z zastrzeżeniem ust. 1a–1c186.
W decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, wydawanej po przeprowadzeniu oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko, właściwy organ:
1) określa:
a)rodzaj i miejsce realizacji przedsięwzięcia,
b)warunki wykorzystywania terenu w fazie realizacji i eksploatacji
lub użytkowania przedsięwzięcia, ze szczególnym uwzględnieniem
konieczności ochrony cennych wartości przyrodniczych, zasobów
naturalnych i zabytków oraz ograniczenia uciążliwości dla terenów
sąsiednich,
c)wymagania dotyczące ochrony środowiska konieczne do uwzględnienia w dokumentacji wymaganej do wydania decyzji, o których mowa
w art. 72 ust. 1, w szczególności w projekcie budowlanym, w przypadku decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 10, 14 i 18,
d)wymogi w zakresie przeciwdziałania skutkom awarii przemysłowych,
w odniesieniu do przedsięwzięć zaliczanych do zakładów stwarzających zagrożenie wystąpienia poważnych awarii w rozumieniu ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska,
e)wymogi w zakresie ograniczania transgranicznego oddziaływania
na środowisko w odniesieniu do przedsięwzięć, dla których przeprowadzono postępowanie w sprawie transgranicznego oddziaływania na środowisko;
2) w przypadku gdy z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko wynika potrzeba:
a)wykonania kompensacji przyrodniczej – stwierdza konieczność wykonania tej kompensacji,
b)zapobiegania, ograniczania oraz monitorowania oddziaływania
przedsięwzięcia na środowisko – nakłada obowiązek tych działań;
3) w przypadku, o którym mowa w art. 135 ust. 1 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska, stwierdza konieczność utworzenia obszaru ograniczonego użytkowania;
Artykuł 74 ust. 1 Ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku.
186
139
4) przedstawia stanowisko w sprawie konieczności przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko oraz postępowania
w sprawie transgranicznego oddziaływania na środowisko w ramach
postępowania w sprawie wydania decyzji, o których mowa w art. 72
ust. 1 pkt 1, 10, 14 i 18, z zastrzeżeniem pkt 4a i 4b;
4a) nakłada obowiązek przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko w ramach postępowania w sprawie wydania pozwolenia na budowę dla inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki
jądrowej lub inwestycji jej towarzyszącej wydawanej na podstawie ustawy z dnia 29 czerwca 2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji
w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących;
4b) może nałożyć obowiązek przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko w ramach postępowania w sprawie wydania
pozwolenia na prace przygotowawcze wydawanej na podstawie ustawy
z dnia 29 czerwca 2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących;
5) może nałożyć na wnioskodawcę obowiązek przedstawienia analizy porealizacyjnej, określając jej zakres i termin przedstawienia187.
5.5. „Mały trójpak energetyczny” – aktualny stan prawny na
dzień 26 lipca 2013 roku dotyczący odnawialnych źródeł
energii
Zmiany w ustawie Prawo energetyczne – z dnia 10 kwietnia 1997 r.
(Dz.U. z 2012 r. poz. 1059) wprowadzone przez tzw. „mały trójpak energetyczny w wersji przyjętej przez Sejm 26 lipca 2013 roku oraz niektórych
innych Ustaw mają ułatwić inwestowanie w OZE w Polsce. W „małym
trójpaku energetycznym” (MTE) znajdują się zapisy dotyczące inwestycji
w OZE w Polsce. Warto tutaj zwrócić uwagę na następujące regulacje:
– zdefiniowanie pojęcia mikroinstalacji i małej instalacji odnawialnych
źródeł energii188 (art. 3 pkt 20b). Mikroinstalacja – odnawialne źródło
energii, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż
40 kW, przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej
nie większej niż 120 kW (art. 3 pkt 20c); mała instalacja – odnawialne
źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż
Art. 82 ust. 1 Ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku.
187
Art. 3 Ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. „mały trójpak energetyczny”.
188
140
–
–
–
–
–
40 kW i nie większej niż 200 kW przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy
zainstalowanej cieplnej większej niż 120 kW i nie większej niż 600 kW.
regulacje dotyczące opłat i warunków przyłączenia do sieci, w art. 7
Ustawy czytamy, iż za przyłączenie źródeł współpracujących z siecią
oraz sieci przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii pobiera się opłatę
ustaloną na podstawie rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia, z wyłączeniem:
a)odnawialnych źródeł energii o mocy elektrycznej zainstalowanej
nie wyższej niż 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW, za których przyłączenie pobiera
się połowę opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych nakładów,
b)mikroinstalacji, za której przyłączenie do sieci dystrybucyjnej
elektroenergetycznej nie pobiera się opłaty.
W przypadku gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej jest przyłączony do sieci jako odbiorca
końcowy, a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której
ubiega się ten podmiot, nie jest większa niż określona w wydanych
warunkach przyłączenia, przyłączenie do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji, złożonego w przedsiębiorstwie energetycznym, do sieci którego ma być ona przyłączona,
po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu pomiarowo-rozliczeniowego. W innym przypadku przyłączenie
mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej odbywa się na podstawie
umowy o przyłączenie do sieci (art. 7 pkt 8d4).
Koszt instalacji układu zabezpieczającego i układu pomiarowo-rozliczeniowego ponosi operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego.
Zgodnie z proponowanymi zapisami osoba fizyczna nieposiadająca
działalności gospodarczej będzie mogła produkować energię w mikroinstalacji OZE (do 40 kW), a także uzyska bezpłatne przyłączenie do
sieci dystrybucyjnej oraz gwarancję zakupu energii przez sprzedawcę
z urzędu. Jednak będzie się on odbywać po zaledwie 80 proc. średniej
ceny sprzedaży energii z poprzedniego roku kalendarzowego.
Wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacji przez osobę fizyczną
niebędącą przedsiębiorcą w rozumieniu ustawy o swobodzie działalności
gospodarczej, a także sprzedaż tej energii przez tę osobę, nie jest działalnością gospodarczą w rozumieniu tej ustawy189(art. 9v). Energię elek-
Art. 7 Ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. MTE.
189
141
tryczną wytworzoną w mikroinstalacji przyłączonej do sieci dystrybucyjnej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania sprzedawcy
z urzędu i oferowaną do sprzedaży przez osobę, o której mowa w art. 9u,
jest obowiązany zakupić ten sprzedawca. Zakup tej energii odbywa się
po cenie równej 80% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym, którą ustala Prezes URE.
Art. 9x. Przepisy stosuje się odpowiednio do wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego w mikroinstalacji przez osobę, fizyczną,
a także sprzedaży tej energii przez tę osobę190.
W „małym trójpaku” w rozdziale IIIb określono również warunki i tryb
wydawania certyfikatów instalatorom mikroinstalacji i małych instalacji oraz
akredytowania organizatorów szkoleń. Mały trójpak określa zasady szkoleń,
tryb akredytowania oraz warunki wydania certyfikatów instalatora mikroinstalacji, jednak, posiadanie certyfikatu dla osoby wykonującej instalację
fotowoltaiczną nie będzie obowiązkowe. Tak więc MTE nie stworzy w tym
zakresie nowego zawodu regulowanego, a jedynie możliwość uzyskania dodatkowych kwalifikacji. (Obowiązek wdrożenia do polskiego prawa systemu certyfikacji instalatorów OZE wynika art. 14 ust. 3 unijnej dyrektywy
2009/28). Oprócz instalatorów systemów fotowoltaicznych ma on dotyczyć
także instalatorów małych kotłów na biomasę, kolektorów słonecznych,
systemów geotermalnych oraz pomp ciepła. Intencją ustawodawcy jest by
system certyfikacji instalatorów pozwolił na ochronę zdrowia i życia prosumentów eksploatujących mikroinstalacje OZE191. Projekt małego trójpaku
zakłada, iż instalatorem mikroinstalacji będzie mogła być osoba, która posiada ważny certyfikat instalatora danego typu mikroinstalacji.
Warto również zwrócić uwagę na zmiany w ustawie Prawo budowlane
(Dz.U. z 2010 r. Nr 243, poz. 1623, z późn. zm.). Wynika z nich, iż nie wymaga się pozwolenia na budowę i wykonywanie robót budowlanych polegających na: montażu pomp ciepła, urządzeń fotowoltaicznych o zainstalowanej
mocy elektrycznej do 40 kW oraz wolno stojących kolektorów słonecznych192.
Zapisy w „małym trójpaku energetycznym” zwiastują rozwój energetyki
rozproszonej w Polsce. Warunkiem rozwoju OZE jest uchwalenie odpowiedniej ustawy, która ustabilizuje przepisy związane z długoterminowym
inwestowaniem w OZE uwzględni właściwy system wsparcia dla mikroi małych instalacji odnawialnych źródeł energii193. Mały trójpak niewiele
zmienił w tych kwestiach.
Art. 3 Ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. MTE.
190
Rozdział III Ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. MTE.
191
Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane (Dz.U. z 2010 r. Nr 243, poz. 1623, z późn. zm.).
192
Opracowano na podstawie nowelizacji Prawa energetycznego, tzw. małego trójpaku energetycznego przyjętego w dniu 26 lipca 2013 roku przez Sejm Rzeczypospolitej Polskiej.
193
142
ROZDZIAŁ VI
Procedury przyłączenia OZE do sieci dystrybucyjnej
(G. Jagoda)
Opisane niżej zasady dotyczące przyłączania odnawialnych źródeł energii do sieci elektroenergetycznej, zostały opracowane na podstawie procedur przedsiębiorstwa energetycznego PGE Dystrybucja S.A. w obszarze
działalności na terenie województwa łódzkiego. Nie uwzględniają one zasad przyłączania innych przedsiębiorstw energetycznych działających na
terenie działalności PGE Dystrybucja S.A. oraz przedsiębiorstw energetycznych działających na wybranych obszarach województwa łódzkiego,
gdzie PGE Dystrybucja S.A. nie prowadzi działalności (w szczególności
powiaty: kutnowski, łęczycki, wieruszowski). Procedury przyłączenia do
sieci energetycznej instalacji OZE obejmują:
– określanie warunków przyłączenia do sieci niskiego napięcia (nN), średniego napięcia (SN), wysokiego napięcia (WN) (w tym mikroinstalacja194 i mała instalacja195),
– konieczność wykonania ekspertyzy wpływu na Krajowy System Elektroenergetyczny,
– sprawdzenie i uzgodnienie projektu energetycznego przyłącza instalacji
wytwórczej,
– instalacja współpracy ruchowej,
– odbiór techniczny,
– podpisanie umów sprzedaży i zakupu energii elektrycznej oraz umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,
– koncesja na wytwarzanie energii elektrycznej,
– przyłączenie do sieci.
Mikroinstalacja – odnawialne źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 40 kW, przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż
110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej nie większej niż 120 kW.
194
Mała instalacja – odnawialne źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej
niż 40 kW i nie większej niż 200 kW, przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej większej niż 120 kW i nie większej
niż 600 kW.
195
143
6.1. Określanie warunków przyłączenia do sieci nN, SN, WN
Warunki przyłączenia to dokument, który określa techniczne wymagania, które musi spełnić przyłączana jednostka wytwórcza do sieci elektroenergetycznej będącej własnością danego przedsiębiorstwa energetycznego196. Przedsiębiorstwo energetyczne określa warunki przyłączenia na
podstawie złożonego wniosku o przyłączenie. Druk wniosku można pobrać
ze strony internetowej www.lodz-teren.pgedystrybucja.pl.(załącznik VI.1).
Jeśli występują możliwości przyłączenia, ma ono obowiązek określić warunki przyłączenia w następujących terminach197:
– w ciągu 30 dni od daty złożonego wniosku dla jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż
1 kV,
– w ciągu 150 dni od daty złożonego wniosku, dla jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV.
W przypadku gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji
do sieci dystrybucyjnej jest przyłączony do sieci jako odbiorca końcowy,
a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten
podmiot, nie jest większa niż określona w wydanych warunkach przyłączenia, przyłączenie do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłączenia
mikroinstalacji, złożonego w przedsiębiorstwie energetycznym, do sieci
którego ma być ona przyłączona, po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu pomiarowo-rozliczeniowego. W innym
przypadku przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej odbywa się
na podstawie umowy o przyłączenie do sieci (po wcześniejszym określeniu
warunków przyłączenia). Koszt instalacji układu zabezpieczającego i układu pomiarowo-rozliczeniowego ponosi przedsiębiorstwo energetyczne.
W przypadku gdy we wskazanej lokalizacji jest brak technicznych lub
ekonomicznych warunków przyłączenia w zakresie mocy przyłączeniowej
określonej we wniosku o określenie warunków przyłączenia odnawialnego
źródła energii, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem
lub dystrybucją energii elektrycznej powiadamia podmiot ubiegający się
o przyłączenie o wielkości dostępnej mocy przyłączeniowej, dla jakiej mogą
być spełnione te warunki. Jeżeli podmiot ten, w terminie 30 dni od dnia
otrzymania powiadomienia:
1) wyraził zgodę na taką wielkość mocy przyłączeniowej, przedsiębiorstwo to wydaje warunki przyłączenia;
Przedsiębiorstwo energetyczne – jest to operator systemu dystrybucyjnego posiadający koncesję na
dystrybucję na wybranym obszarze, potocznie nazywany zakładem energetycznym.
196
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, art. 7, ust. 8g , (Dz.U. z 2006 r. Nr 89,
poz. 625 z późn. zm.).
197
144
ROZDZIAŁ VI. Procedury przyłączenia OZE do sieci dystrybucyjnej
2) nie wyraził zgody na taką wielkość mocy przyłączeniowej, przedsiębiorstwo to odmawia wydania warunków przyłączenia.
Określone warunki przyłączenia są ważne przez 2 lata od daty ich doręczenia198 i stanowią warunkowe zobowiązanie przedsiębiorstwa energetycznego do zawarcia umowy o przyłączenie. Umowa o przyłączenie –
określa obowiązki obu stron w procesie przyłączenia oraz zawiera:
– termin realizacji przyłączenia,
– wysokość opłaty za przyłączenie:
– opłata za przyłączenie dla odnawialnych źródeł energii o mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej niż 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW wynosi
połowę opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych nakładów,
– opłaty za przyłączenie do sieci dystrybucyjnej mikroinstalacji, nie
pobiera się,
– miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego i instalacji podmiotu przyłączanego,
– zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia,
– wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego
i jego parametrów,
– harmonogram przyłączenia,
– warunki udostępnienia przedsiębiorstwu energetycznemu nieruchomości należącej do podmiotu przyłączanego w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia,
– przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi
dostarczanie energii,
– moc przyłączeniową,
– odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy,
a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku
do ustalonego w umowie,
– okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
Dodatkowo nastąpiła zmiana w Prawie budowlanym, że pozwolenia na
budowę nie wymaga wykonywanie robót budowlanych polegających na
montażu pomp ciepła, urządzeń fotowoltaicznych o zainstalowanej mocy
elektrycznej do 40 kW oraz wolno stojących kolektorów słonecznych199.
Właściciel mikroinstalacji informuje przedsiębiorstwo energetyczne, na
którego obszarze działania jest przyłączona mikroinstalacja, o zmianie rodzaju mikroinstalacji oraz zainstalowanej mocy elektrycznej w mikroinstalacji, w terminie 14 dni od dnia zaistnienia tej zmiany200.
Ustawa Prawo energetyczne, art. 7. ust 8i., op.cit.
198
Prawo budowlane, art. 29 w ust. 2 pkt 16.
199
Ustawa z dnia 26 lipca 2013 o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw,
art. 9w.
200
145
6.2. Konieczność wykonania ekspertyzy wpływu na krajowy
system energetyczny (KSE)
Przedsiębiorstwo energetyczne ma obowiązek wykonać ekspertyzę przyłączenia jednostek wytwórczych na system elektroenergetyczny
w przypadku, gdy przyłączenia następuje do sieci elektroenergetycznej
o napięciu powyżej 1 kV, a moc jednostki wytwórczej przekracza 2 MW201.
Koszty wykonania ekspertyzy są uwzględniane odpowiednio w nakładach
na realizację przyłączenia. W powyższym przypadku fizycznie ekspertyzę
wykonuje przedsiębiorstwo energetyczne, zlecając ją jednostce zajmującej
się taką działalnością. W pozostałych przypadkach jest wykonywana analiza możliwości przyłączenia przez przedsiębiorstwo energetyczne.
6.3. Sprawdzenie i uzgodnienie projektu energetycznego
przyłącza instalacji wytwórczej
Projekt elektroenergetyczny i późniejsze uzgodnienie jego jest częścią
uzyskania pozwolenia na budowę. Projekt elektroenergetyczny jest wykonywany przez projektanta z aktualnymi uprawnieniami projektowymi.
Projektant wykonuje projekt elektroenergetyczny instalacji wytwórczej od
miejsca przyłączenia202 wskazanego w warunkach przyłączenia. Projekt
jest sprawdzany z punktu widzenia:
– zgodności z warunkami przyłączenia,
– układów pomiarowych,
– układów zabezpieczeniowych,
– układów transmisji danych pomiarowych.
Jeśli wszystkie opinie cząstkowe są pozytywne projekt zostaje uzgodniony.
6.4. Instalacja współpracy ruchowej
Instrukcja współpracy ruchowej jest dokumentem opisującym instalację właściciela jednostki wytwórczej i przedsiębiorstwa energetycznego
w miejscu przyłączenia, granicę własności majątkowej i eksploatacyjnej
na potrzeby służb zarządzających ruchem sieci. Instrukcja jest przygotoUstawa Prawo energetyczne, art.7. ust. 8e, op.cit.
201
Miejsce przyłączenia – punkt w sieci, gdzie jest rozgraniczenie własności instalacji przedsiębiorstwa
energetycznego i właściciela jednostki wytwórczej.
202
146
wywana przez właściciela, fizycznie zlecana do wykonania firmie lub osobie posiadającej kompetencje do jej wykonania, i uzgadniana w Centralnej
Dyspozycji Mocy. Uzgodnienie instrukcji jest konieczne przed przyłączeniem jednostki wytwórczej do sieci.
6.5. Odbiór techniczny
Odbiór techniczny jest sprawdzeniem zgodności z projektem wykonania instalacji przyłączającej jednostkę wytwórczą do sieci. Jej potwierdzeniem jest protokół odbioru technicznego, który jest dokumentem stwierdzającym przydatność wykonanego przyłącza do eksploatacji. Stanowi on
podstawę do zamontowania licznika energii elektrycznej i załączenia całej
instalacji do sieci. Protokół odbioru technicznego jest również podstawą
do zawarcia umów sprzedaży i zakupu energii elektrycznej oraz umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej.
6.6. Podpisanie umów sprzedaży i zakupu energii elektrycznej
oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji energii
elektrycznej
Wytwórca dokonuje wyboru sprzedawcy energii elektrycznej, od którego będzie kupował energię elektryczną na potrzeby własne oraz Podmiotu
Odpowiedzialnego za Bilansowanie Handlowe (POB), który będzie bilansował na rynku energii elektrycznej wyprodukowaną przez niego energię.
Kolejnym krokiem jest podpisanie przez Wytwórcę stosownych umów z ww.
podmiotami i dokonanie, wraz ze sprzedawcą i POB, zgłoszenia do przedsiębiorstwa energetycznego zawarcia obydwu umów. Na tej podstawie przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje weryfikacji złożonych zgłoszeń, i w przypadku pozytywnego wyniku weryfikacji, przygotowuje umowę o świadczenie
usług dystrybucji energii elektrycznej obejmującej swym zakresem dystrybucję energii elektrycznej do i z jednostki wytwórczej. Dokumentem niezbędnym do przygotowania umowy o świadczenie usług dystrybucji energii
jest „Wniosek o zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji”, który
wytwórca powinien złożyć wraz ze zgłoszeniami umów zawartych ze Sprzedawcą i POB. W tym wniosku wytwórca określa m.in. parametry zamawianej usługi oraz podaje dane dotyczące przyłączanego źródła wytwórczego.
Wzory wniosków o zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii
147
elektrycznej dostępne są na stronie internetowej pod adresem: http://zelt.pl/
osd/index.php?id=26&idd=113&r=2009&m=01 (załącznik VI.2). Zgodnie z obowiązującymi zasadami POB dokonujący bilansowania handlowego
energii elektrycznej wyprodukowanej przez wytwórcę oraz POB sprzedawcy sprzedającego energię elektryczną dla potrzeb własnych wytwórcy musi
być ten sam. Szczegółowe zasady zmiany sprzedawcy energii elektrycznej
określone są w obowiązującej w PGE Dystrybucja S.A. Oddział Łódź-Teren
Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej PGE Dystrybucja S.A.
– część szczegółowa: Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi.
6.7. Koncesja na wytwarzanie energii elektrycznej
Uzyskania koncesji wymaga wykonywanie działalności gospodarczej
w zakresie203: wytwarzania paliw lub energii, z wyłączeniem: energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nieprzekraczającej 50 MW niezaliczanych do odnawialnych źródeł energii lub do
źródeł wytwarzających energię elektryczną w kogeneracji oraz z wyłączeniem wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego. Nowelizacja
Prawa energetycznego z 26 lipca 2013 wprowadza również zapis, że wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacji jest zwolnione z obowiązków działalności gospodarczej a co za tym idzie jest zwolnione z wymogu
uzyskania koncesji.204. Ten przepis nie dotyczy podmiotów którym przed
dniem wejścia w życie niniejszej ustawy została udzielona koncesja lub wydana promesa koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. Koncesjonowaniu podlega zatem, zgodnie z brzmieniem cytowanych wyżej przepisów,
każda działalność gospodarcza w zakresie wytwarzania energii elektrycznej
w odnawialnych źródłach energii (z wyjątkiem biogazowni rolniczych, źródeł wytwarzających energię elektryczną w oparciu o biogaz rolniczy oraz
mikroinstalacji), bez względu na wielkość mocy zainstalowanej źródła, czy
też ilości energii wyprodukowanej w takim źródle. Obowiązkiem uzyskania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej objęte zostały wszystkie
przedsiębiorstwa energetyczne wytwarzające energię elektryczną w OZE
(z wyjątkiem źródeł wytwarzających energię elektryczną w oparciu o biogaz rolniczy oraz mikroinstalacje). Źródłom nieposiadającym koncesji lub
Ustawa Prawo energetyczne art. 32, pkt.1, ust.1,( Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.)
203
art. 9u
204
148
odpowiedniego wpisu nie przysługuje prawo żądania205 zakupu wytworzonej energii elektrycznej przez sprzedawcę z urzędu oraz nie przysługuje
im prawo pierwszeństwa przesyłania lub dystrybucji, wytworzonej energii
elektrycznej przez operatora systemu elektroenergetycznego, do którego
sieci bezpośrednio są przyłączone. Wyłącznie koncesjonowane przedsiębiorstwa energetyczne, wpisane do rejestru przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej z biogazu rolniczego, mogą wnioskować o wydanie świadectwa pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii.
Energię elektryczną wytworzoną w mikroinstalacji przyłączonej do sieci dystrybucyjnej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania
sprzedawcy z urzędu i oferowaną do sprzedaży, jest obowiązany zakupić ten
sprzedawca. Zakup tej energii odbywa się po cenie równej 80% średniej ceny
sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym206.
Koncesję dla przedsiębiorstw zamierzających prowadzić działalność gospodarczą polegającą na wytwarzaniu energii elektrycznej w odnawialnych
źródłach energii wydaje Urząd Regulacji Energetyki. Pakiet informacyjny
z opisana procedurą, drukami wniosków i niezbędnych załączników znajduje się na stronie internetowej:
http://www.ure.gov.pl/portal/pl/471/784/Odnawialne_zrodla_energii.html
(załącznik VI.3).
6.8. Przyłączenie do sieci
Przyłączenie do sieci jest ostatnim etapem w procesie przyłączeniowym, które stanowi fizyczne przyłączenie jednostki wytwórczej do sieci.
Praktycznie przyłączenie do sieci jest wykonywane przez pracowników
przedsiębiorstwa energetycznego po spełnieniu wymogów w postaci podpisanych i ważnych umów, dokonanym odbiorze technicznym i wniesionej
opłacie za przyłączenie.
2 Art. 9a. 6. Sprzedawca z urzędu jest obowiązany, w zakresie określonym w przepisach wydanych
na podstawie ust. 9, do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii
przyłączonych do sieci znajdujących się w obszarze działania sprzedawcy z urzędu, oferowanej przez
przedsiębiorstwa energetyczne, które uzyskały koncesje na jej wytwarzanie; zakup ten odbywa się
po średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym, o której mowa
w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b.
205
art. 9v
206
149
6.9. Świadectwa pochodzenia, zielone certyfikaty
Dotychczasowy system wsparcia OZE jest uregulowany w ustawie
z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo Energetyczne (zwanej dalej „Prawem Energetycznym”) i składa się z następujących elementów, których
celem jest promowanie rozwoju OZE:
– pierwszeństwa OZE w przesyle energii,
– obowiązku zakupu energii z OZE,
– prawa przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej z OZE do otrzymania świadectw pochodzenia (zwanych certyfikatami) z prawem ich dalszej odsprzedaży
(tj. praw majątkowych, które wynikają ze świadectwa pochodzenia,
one są zbywalne i stanowią towar giełdowy),
– uprawnienia podmiotu sprzedającego energię odbiorcy końcowemu do
zwolnienia z akcyzy od energii elektrycznej wytworzonej w OZE w ilości
odpowiadającej ilości umorzonych świadectwa pochodzenia energii207.
Ten system jest powiązany z nałożonym na podmioty sprzedające energię
elektryczną obowiązkiem zapewnienia określonego udziału energii odnawialnej w całości sprzedanej energii pod rygorem kary administracyjnej. Odpowiedni udział energii z OZE był określony przez rozporządzenia wykonawcze
do Prawa Energetycznego. Wprowadzenie tego obowiązku kreowało popyt na
certyfikaty otrzymywane przez podmioty wytwarzające energię w OZE oraz
wymuszało zwiększanie udziału energii odnawialnej w całości sprzedawanej
w Polsce energii. Pozwalało to Polsce wywiązać się z obowiązków nałożonych
na nią przez Dyrektywę 2001/77/WE w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych.
Dodatkowo, system wprowadzony w Polsce uprzywilejowywał tzw. małe źródła energii do 5 MW poprzez wprowadzenie dodatkowych ulg w postaci:
– zwolnienia z opłaty za wpis do rejestru świadectw pochodzenia oraz
dokonane zmiany w rejestrze,
– zwolnienia z opłaty skarbowej za wydanie świadectwa pochodzenia,
– zwolnienia z opłaty skarbowej za wydanie koncesji na wytwarzanie
energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii,
– zwolnienia z opłaty skarbowej za czynności urzędowe związane z prowadzeniem rejestru przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się
wytwarzaniem biogazu rolniczego,
– ograniczenia wysokości opłaty za przyłączenie do sieci energetycznej
do połowy opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych nakładów,
– zwolnienie z opłaty za przyłączenie dla mikroinstalacji.
Ustawa o podatku akcyzowym z dnia 6 grudnia 2008 (Dz.U. 2009 Nr 3, poz 11 z poźn. zm).
207
150
Obowiązujący system wsparcia OZE przyczyniał się do wzrostu udziału
energii odnawialnej w ogólnej ilości energii wytwarzanej w Polsce. Wadą
jego jest wspieranie tzw. starych, w pełni zamortyzowanych źródeł energii
odnawialnej (np. elektrownie wodne) oraz nieuwzględnianie zróżnicowania kosztów inwestycyjnych różnych technologii, co skutkowało słabszym
rozwojem bardziej zaawansowanych, ale też i droższych technologii. Ze
strony odbiorców energii budził również zastrzeżenia, że ten system zbytnio podraża energię, której koszty w całości są przerzucane na odbiorców
w postaci wyższej ceny energii.
Uchwalenie przez organy europejskie tzw. trzeciego pakietu energetycznego składającego się z dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/
WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE oraz Dyrektywy
Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE,
a także dwóch Rozporządzeń WE nr 713/2009 i Rozporządzenia WE nr
714/2009, przyczyniło się do prac w Ministerstwie Gospodarki nad reformą
systemu wsparcia. Zasady dotyczące wydawania gwarancji pochodzenia są
opisane w nowelizacji Prawa energetycznego z dnia 26 lipca 2013208.
6.10. Sposoby określania możliwości przyłączenia OZE
do sieci dystrybucyjnej a rzeczywisty dostęp do sieci
Informacja o dostępnych mocach przyłączeniowych dla jednostek wytwórczych w sieci PGE Dystrybucja S.A. jest zamieszczona na stronie internetowej www.pgedystrybucja.pl. Informacja została oparta na podstawie
opracowania „Analiza dostępnych mocy przyłączeniowych dla źródeł wytwórczych przyłączanych do sieci elektroenergetycznej PGE Dystrybucja
S.A. o napięciu znamionowym powyżej 1 kV”. Informacja podlega kwartalnej aktualizacji, która uwzględnia m.in. warunki przyłączenia zachowujących swoją ważność na dzień aktualizacji, a także zrealizowane inwestycje
oraz plany rozwojowe przedsiębiorstwa energetycznego. Podane możliwości nie oznaczają definitywnego braku bądź istnienia możliwości określenia warunków przyłączenia, stanowią wskazanie dla inwestora o obszarach
w których występują możliwości do przyłączenia źródeł energii.
art. 11g-11i
208
151
Informacja podana na stronie internetowej stanowi wskazówkę możliwości przyłączenia OZE. Dopiero po złożeniu wniosku jest wykonywana
szczegółowa analiza możliwości przyłączenia dla lokalizacji podanej we
wniosku i na tej podstawie mogą zostać określane warunki przyłączenia.
Analiza możliwości przyłączenia jednostki wytwórczej uwzględnia następujące aspekty techniczne:
– wielkość mocy zwarciowej w miejscu przyłączenia, opisująca jakość
systemu elektroenergetycznego,
– zapas mocy w stacji 110/15 kV lub w stacji 15/0,4 kV,
– stan techniczny sieci elektroenergetycznej w miejscu przyłączenia,
– poziom zużycia energii elektrycznej w linii i stacji,
– przyłączone i planowane inne jednostki wytwórcze.
Wykonana analiza możliwości jest podstawą do określenia lub odmowy
warunków przyłączenia. Obliczenia wykonywane są na podstawie danych
statycznych, tzn. uwzględniających stałe wartości: generacji ze źródeł i zużycia energii elektrycznej co powoduje, że należy uwzględniać maksymalne moce przyłączanych źródeł i minimalne obciążenie w miejscu przyłączenia. Obecność w sieci inteligentnego opomiarowania umożliwiłoby lepsze zarządzanie źródłami poprzez dopasowywanie ich charakteru pracy do
struktury odbiorców i zużywanej przez nich energii elektrycznej. Taki stan
z pewnością nastąpi w niedalekiej przyszłości, jednak obecnie należy się
skupić na jak najlepszym dopasowywaniu jednostek wytwórczych w sieci
wykorzystując wszystkie możliwości do realizacji tego celu.
6.11. Struktura krajowego systemu energetycznego i główne
tendencje w rozwoju energetyki. Wnioski dla OZE
6.11.1. Deregulacja zarządzania energetyką po 1990 roku
Krajowa energetyka – podobnie jak cała gospodarka – przez wiele lat
przechodziła znaczące przeobrażenia. Zmieniały się zasady handlu energią, rosły wymagania rynkowe i ekologiczne, jednak przede wszystkim
zmieniała się struktura organizacyjna firm energetycznych. Po transformacji ustrojowej w ciągu dwudziestu lat Polska przeszła drogę od tkwiących w socjalizmie, centralnie zarządzanych i oferujących socjalne i politycznie ustalane ceny energii okręgów energetycznych, przez radykalne rozdrobnienie organizacyjne rynku w latach 90. XX wieku, ku dużym grupom
energetycznym rywalizującym dziś o klientów w oparciu o zasady rynkowe.
Obecny system organizacyjny elektroenergetyki jest wynikiem procesów de152
regulacyjnych po 1990 roku. Na przełomie lat 80-tych i 90-tych XX wieku struktura elektroenergetyki w Polsce przedstawiała się następująco: na
samym szczycie znajdowała się instytucja o nazwie Wspólnota Energetyki
i Węgla Brunatnego, która nadzorowała 5 Okręgów Energetycznych. Okręgi
Energetyczne były przedsiębiorstwami państwowymi, które scalały kopalnie
węgla brunatnego, elektrownie węglowe (opalane węglem brunatnym, jak
i węglem kamiennym), a także elektrownie wodne oraz sieci przesyłowe
i sieci dystrybucyjne. Ustawa o likwidacji ww. Wspólnoty209 dała początek
istnieniu samodzielnych przedsiębiorstw: kopalni, elektrowni, zakładów
energetycznych. W większości były one w dalszym ciągu własnością Skarbu
Państwa dopiero w pierwszej połowie lat 90-tych miała miejsce komercjalizacja elektroenergetyki. Dzięki niej przedsiębiorstwa elektroenergetyczne
zaczęły podporządkowywać swoje funkcjonowanie regułom rynkowym. Na
początku lat 90-tych branżę energetyczną podzielono na trzy podsektory:
– wytwarzania, obejmujący 17 elektrowni i 14 dużych elektrociepłowni,
– przesyłu, reprezentowany przez powołaną w 1990 roku spółkę Polskie Sieci Elektroenergetyczne,
– dystrybucji, składający się 33 zakładów energetycznych.
W 1993 roku wszystkie zakłady energetyczne stały się spółkami akcyjnymi. Likwidacja okręgów energetycznych doprowadziła do rozdrobnienia
rynku charakteryzującego się wieloma małymi spółkami oraz brakiem całkowicie zintegrowanych przedsiębiorstw. Taka sytuacja spowodowała zatrzymanie inwestycji takich jak budowa nowych mocy wytwórczych, pociągnęła
za sobą ograniczenie nowych inwestycji sieciowych oraz doprowadziła do
braku środków na modernizacje majątku istniejącego. Chwilowe finansowanie modernizacji zagwarantowano poprzez podpisanie pomiędzy wytwórcami energii a PSE210 kontraktów długoterminowych w latach 1994–1998,
które zagwarantowały sprzedaż energii po określonych cenach.
Na początku ubiegłej dekady rząd przedstawił program prywatyzacji
przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego. Program zakładał wcześniejsze skonsolidowanie grup przedsiębiorstw wytwórczych i grup dystrybutorów energii elektrycznej. W obszarze wytwarzania powstał Południowy Koncern Energetyczny211 oraz spółka BOT Górnictwo i Energetyka212.
W 2003 roku zaczęto konsolidować obszar dystrybucji, powstawały wówczas
Ustawa z dnia 24 lutego 1990 r. o likwidacji Wspólnoty Węgla Kamiennego i Wspólnoty, Warszawa 1990.
209
Polskie Sieci Elektroenergetyczne – Operator Systemu Przesyłowego.
210
W skład Południowego Koncernu Energetycznego wchodziło sześć elektrowni: Łaziska Jaworzno
III, Łagisza, Siersza, Halemba, Blachownia oraz dwie elektrociepłownie: Katowice i Bielsko-Biała.
211
BOT – w skład wchodziły elektrownie Bełchatów, Opole i Turów oraz kopalnia węgla brunatnego
Turów i Bełchatów.
212
153
grupy energetyczne: ENEA S.A., EnergiaPro S.A., ENION S.A., ENERGA S.A.213 Ostateczną konsolidację zakładów energetycznych w obszarze
dystrybucji przeprowadzono w latach 2006–2008 zgodnie z powołanym
przez rząd „Programem dla energetyki”214, w którym docelowo stworzono
cztery grupy energetyczne: ENEA S.A., ENERGA S.A., TAURON S.A.215
i PGE S.A.216 (rysunek VII.1). Zakład energetyczny zarządzający aglomeracją warszawską STOEN został sprywatyzowany, a pakiet większościowy
akcji został kupiony przez niemiecką firmę RWE AG217, w wyniku czego
powstała spółka RWE POLSKA S.A.
Rysunek VI.1. Grupy energetyczne w Polsce
Źródło: http://www.ure.gov.pl (pobrano: maj 2012 rok)
ENEA S.A. – w skład wchodzą: zakłady energetyczne (ZE) w Poznaniu, Gorzowie, Zielonej Górze,
Gorzowie, Szczecinie i Bydgoszczy. EnergiaPro S.A. tworzą: ZE w Jeleniej Górze, Legnicy, Wrocławiu,
Wałbrzychu oraz Opolu. Enion S.A. – ZE w Krakowie, Częstochowie, Tarnowie, Będzinie i Bielsku-Białej. Energa S.A. – ZE w Gdańsku, Elblągu, Koszalinie, Płocku, Słupsku, Toruniu, Olsztynie i Kaliszu.
213
Program dla elektroenergetyki został przyjęty przez Radę Ministrów 28 marca 2006 roku. Zakłada
obniżenie kosztów wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, wzrost bezpieczeństwa
energetycznego i niezawodności dostaw oraz ograniczenie wpływu energetyki na środowisko.
214
Tauron S.A. utworzono z połączenia Enion S.A. i EnergiaPro S.A.
215
PGE S.A. – Polska Grupa Energetyczna, w jej skład wchodzą ZE w Lublinie, Białymstoku, Warszawie
(zakład terenowy), Łodzi (dwa zakłady miejski i terenowy), Skarżysku-Kamiennej, Zamościu i Rzeszowie.
216
RWE AG – Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG – pl. ��
Reńsko-Westfalski Producent Energii Elektrycznej SA – niemiecka spółka energetyczna z siedzibą w Essen.
217
154
Program dla elektroenergetyki zakładał budowę konkurencyjnego rynku energii, stworzenie silnych podmiotów zdolnych także do konkurencji międzynarodowej oraz ustanowienie przejrzystych regulacji prawnych.
Celem konsolidacji było zapewnienie wzrostu efektywności i rozwój rynków, a także obniżenie kosztów poprzez efekt skali i synergii oraz stworzenie możliwości finansowania inwestycji, szczególnie odtworzenie mocy
wytwórczych i budowa nowych linii energetycznych. W programie podniesiono również kwestię zmiany uregulowań prawnych w celu szerszego
wprowadzenia mechanizmów rynkowych. W każdej ze stworzonych grup
wydzielono operatora systemu dystrybucyjnego jako niezależny podmiot,
który umożliwiał powszechny i niedyskryminujący dostęp do usług przesyłowych i dystrybucyjnych poprzez powstanie niezależnych operatorów.
Ważnym impulsem dla sektora było rozwiązanie w 2008 roku kontraktów
długoterminowych oraz urealnienie struktury cen przez odejście od cen
regulowanych w formie taryf zatwierdzanych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki218.
Kierunek rozwoju sektora energetycznego w Polsce jest w dużym stopniu uzależniony od konieczności spełnienia licznych wymagań w zakresie ochrony środowiska, w szczególności odnoszących się do ustalonego
poziomu emisji dwutlenku węgla, tlenków azotu, dwutlenku siarki oraz
minimalnego udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych i kogeneracji w bilansie energii sprzedawanej odbiorcom końcowym. Zasadniczy
cel przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego stanowi zapewnienie
nieprzerwanego i niezakłóconego korzystania przez odbiorców z energii
elektrycznej w rozsądnej cenie. Usprawnienie działania przedsiębiorstw
sektora wymaga ustabilizowania polskiego prawa, konsekwentnie realizowanej polityki energetycznej Polski, promowania konkurencji między
przedsiębiorstwami energetycznymi w zabieganiu o odbiorców i kontynuowania procesu prywatyzacji.
W ciągu dwudziestu lat polska energetyka przeszła długą drogę. Obecnie podmioty energetyczne – w przeciwieństwie do sytuacji sprzed dwudziestu lat – realnie walczą o klienta, zwłaszcza instytucjonalnego, poddają
się codziennej weryfikacji i wycenie wartości przez rynek jako podmioty giełdowe. Decyzje o realizacji i finansowaniu inwestycji nie zapadają
centralnie, natomiast pełne otwarcie rynku energii przyspieszyło jeszcze
bardziej dokonujące się przeobrażenia. Pomimo zachodzących zmian elektroenergetykę czeka jeszcze długa droga. Obecnie klienci wymagają od
L. Juchniewicz, A. Dobroczyńska, Transformacja ustrojowa w polskiej elektroenergetyce. Od pełnego monopolu naturalnego ku pełnej konkurencyjności, Biuletyn URE 2005, nr 6.
218
155
dostawców pełnej elastyczności i udogodnień, których elektroenergetyka,
jak dotąd, nie potrafi zapewnić. Wadą przeprowadzonych konsolidacji jest
pojawienie się wielkich i zbiurokratyzowanych podmiotów, które niestety
wielokrotnie nie są nastawione na klienta, lecz borykają się z własnymi
problemami organizacyjnymi. Społeczeństwo stało się coraz bardziej uzależnione od energii elektrycznej, warunkującej utrzymanie podstawowej
stopy życiowej i rozwoju gospodarczego, poprawiającego jakość życia społeczeństwa. Systemy stają się coraz bardziej rozległe i złożone dzięki wzrostowi zapotrzebowania na energię w ostatnich 60 latach. Globalizacja jest
czynnikiem, który musi być uwzględniony przy procedurach planowania,
projektowania i eksploatowania systemów dystrybucyjnych. Firmy zarządzające majątkiem sieciowym muszą działać bardziej dynamicznie i dostosowywać się do potrzeb klienta, w przeciwnym razie elektroenergetyce
grozi zapaść i poważne problemy w dostarczaniu energii219.
6.11.2. Odnowienie technicznego stanu źródeł i linii przesyłowych
Tradycyjny model systemu elektroenergetycznego, oparty na wielkich
źródłach mocy elektrycznej, które umieszczone są z dala od odbiorców
i zarządzane centralnie, w początkowych założeniach zaprojektowany był
w celu dostarczania energii ze stacji przesyłowych do ośrodków zapotrzebowania o ustalonych profilach obciążenia. Tradycyjna konstrukcja sieci polega na jednokierunkowym przesyłaniu energii elektrycznej (rysunek VII.2).
Nie zakładano integracji rozproszonych źródeł energii, istniała bowiem
dominacja dużych, scentralizowanych źródeł węglowych, wodnych, jądrowych lub gazowych. Centralizacja zapewniła efekt ekonomiki skali, dlatego
taka struktura mocy wytwórczych powodowała lokalne nadwyżki energii,
której koszt był niski, a odwrócenie kierunków rozpływów dla eksportu
nadmiaru generacji mogło prowadzić do poważnych problemów technicznych w zakresie bezpieczeństwa i niezawodności pracy220,221. Zmiana filozofii i postrzegania elektroenergetyki w ostatnich latach spowodowała,
że dzisiejsza infrastruktura sieciowa jest nieefektywna. We wszystkich
ogniwach rozpływu mocy generowane są straty, począwszy od wytwórcy, aż
po użytkownika końcowego. Planowanie zmian w infrastrukturze elektroenergetycznej musi uwzględnić złożoność tego sektora. Niestety, istniejące
J. Malko, O ewolucji systemów dystrybucyjnych, „Energetyka” 2008, nr 1.
219
J. Malko, H. Wojciechowski, Europejska platforma technologiczna sieci inteligentnych „Smart
grids”, „Instal” 2009, nr 5.
220
J. Malko, Sieci inteligentne – zasady i technologie, „Rynek Energii” 2009, nr 3.
221
156
Rysunek VI.2. Przepływ mocy w tradycyjnym systemie elektroenergetycznym
Źródło: J. Malko, Wojciechowski H, Europejska platforma technologiczna sieci inteligentnych „Smart grids”, „Instal” 2009, nr 5
struktury i rozwiązania są przestarzałe i nie odpowiadają nowym uwarunkowaniom; stare sieci elektroenergetyczne wymagają modernizacji222.
Modernizacja sieci przesyłowych i dystrybucyjnych jest złożonym przedsięwzięciem z uwagi na zaangażowanie znacznej liczby uwikłanych w ten
proces podmiotów i sektorów gospodarki. Sieć najwyższych napięć jest często przestarzała, a w aktualnych uwarunkowaniach spółki przesyłowe nie
mają motywacji do ponoszenia kosztów unowocześnienia majątku sieciowego. Pojawia się problem z budową nowych odcinków linii przesyłowych223.
Problemy systemów elektroenergetycznych ujawniły się po szeregu awarii
J. Malko, Sieci inteligentne – zasady i technologie, op.cit.
222
J. Malko, H. Wojciechowski, op. cit., s. 25.
223
157
systemowych w ostatniej dekadzie224. Te przypadki dają obraz, jak wrażliwa
na warunki atmosferyczne jest sieć elektroenergetyczna. Dodatkowo znaczne jej zużycie i coraz większe problemy z odtworzeniem majątku stawiają
pod znakiem zapytania dalsze funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego w tej postaci. Zarządzane centralnie dostarczanie energii elektrycznej
musi zostać zmienione – wymaga tego przede wszystkim odbiorca, przyzwyczajony poprzez użytkowanie innych mediów (Internet, telefon, telewizja)
do bezprzerwowego i mobilnego korzystania z usług.
Wyłączenia odbiorców, spowodowane głównie przez warunki atmosferyczne, powodują znaczne straty w utraconej produkcji i usługach. Staje się
oczywiste, że sieć dystrybucyjna wymaga nowej technologii, która zwiększy
elastyczność dostarczania energii elektrycznej. Niestety, wraz ze wzrostem
zapotrzebowania na energię elektryczną wyłączenia stają się zjawiskiem coraz częstszym, dotkliwszym i bardziej prawdopodobnym, co powoduje u odbiorców zdenerwowanie i bezradność. Przykładowo w ostatnich latach przyrosty roczne zapotrzebowania w USA wynosiły ok. 10%, podczas gdy inwestycje sieciowe zmniejszały się w tym samym czasie w tempie ok. 5% na rok225.
Drugim, równie ważnym problemem jest zaawansowany wiekowo stan
polskich źródeł energii elektrycznej, głównie węglowych. Moce produkcyjne w elektrowniach zawodowych w Polsce wynoszą 34 GW, jednak taka
wartość może być dosyć złudna, ponieważ wiadomo, że w ciągu najbliższych 20–30 lat większość istniejących elektrowni będzie wymagała całkowitego odtworzenia lub gruntownego remontu. Prawie 40% zainstalowanych kotłów i 30% zainstalowanych turbin liczy ponad 30 lat, a do 2015
roku trzeba będzie odtworzyć 9 GW mocy226. W pierwszej kolejności wycofane zostaną bloki nie nadające się do dalszej modernizacji, przestarzałe
i kończące żywotność techniczną (wiek > 40 lat, czas pracy > 250 000 h).
Cały proces powinien odbyć się w ciągu 15–20 lat. Z tego wynika, iż Polska może mieć ogromny problem z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną w najbliższych latach. Już w 2002 roku wskazywano na
14 sierpnia 2003 roku – na północnym wschodzie USA i części Kanady awaria trwająca 30 godzin
pozbawiła elektryczności 50 mln ludzi; 23 września 2003 roku – po serii burz bez zasilania znalazły się
cztery miliony gospodarstw na południu Szwecji i Danii; 5 listopada 2006 roku – awaria niemieckiej
sieci energetycznej. W Niemczech, we Francji, w Belgii, we Włoszech i w Hiszpanii ucierpiało 10
mln osób; 27 lutego 2008 roku – seria burz z silnymi wyładowaniami atmosferycznymi spowodowała
awarie ośmiu elektrowni na Florydzie. Bez prądu było 4,4 mln osób; 26 czerwca 2006 roku – awaria
systemu elektroenergetycznego w Polsce spowodowała wyłączenie na kilka godzin prądu w północnowschodniej części kraju; 8 kwietnia 2008 roku – obfite opady śniegu i deszczu spowodowały wyłączenie się czterech linii najwyższych i wysokich napięć, zasilających lewobrzeżną część Szczecina.
Informacja ze strony internetowej www.grupaenerga.pl, dostęp: maj 2012 r.
224
I. Berger, Perfecting the Power Grid, IEEE Power & Energy Society, 2008, nr 9.
225
L. Jestin, Polska energetyka do roku 2030, „Energetyka” 2004, nr 9, s. 635-653.
226
158
to, iż należałoby budować przynajmniej 1000 MW rocznie227. Ponadto nie
można zapominać o permanentnym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną, które w 2030 roku zwiększy się z 120 TWh do 300 TWh
i będzie wymagało całkowitego wzrostu mocy zainstalowanej z 34 GW do
40–70 GW. Wzrost mocy generowanej wymusza zmiany i dostosowanie
sieci przesyłowej i dystrybucyjnej do zwiększonych przesyłów oraz problemów z bilansowaniem nieciągłej produkcji ze źródeł odnawialnych228.
Środowisko polityczne skupiło się na przygotowaniu do budowy w Polsce
pierwszej elektrowni jądrowej. Temat jest bardzo medialny, jednak czy zasadne jest budowanie obecnie wielkiej i kosztownej elektrowni? W opinii
autora – nie, ponieważ z budową takiej elektrowni wiąże się między innymi
konieczność dostosowania systemu elektroenergetycznego, co może okazać się o wiele trudniejsze niż sama budowa elektrowni.
Starzejąca się infrastruktura dystrybucyjna229, która nadal jest eksploatowana mimo znaczącego przekroczenia założonej trwałości technicznej
i zestarzenia ekonomicznego, powoduje, że jej zdolność do przetrwania katastrof naturalnych staje się bardziej dziełem przypadku niż założeń konstrukcyjnych. Powstaje problem, jak długo może ona funkcjonować i jakie
pociągnie to za sobą koszty dla przedsiębiorstw energetycznych.
6.11.3. Energetyka rozproszona oparta na OZE w Krajowym Systemie
Elektroenergetycznym a obecna energetyka scentralizowana
Idea energetyki scentralizowanej była kołem napędowym w epoce gospodarki przemysłowej, gdzie liczyła się wielkość, potęga i siła. Taki stan
trwał do lat 90-tych dwudziestego wieku, który uświadomił wszystkim, że
obowiązujące zasady stają się nieaktualne i powstają nowe zjawiska, które
wywołały konieczność zmian:
– bilans energetyczny zapotrzebowania obecnego i przyszłego wymusił
konieczność ograniczenia eksploatowania zasobów,
– powstała świadomość, że prowadzona polityka energetyczna niszczy
bezpowrotnie środowisko naturalne,
– możliwość wykorzystania i spożytkowania lokalnych zasobów energetycznych w celu zaspokojenia podstawowych potrzeb energetycznych
co wykreowało rozproszoną wytwórczość w dziedzinie energetyki,
Z. Pęczalski, Problematyka „czystej” energii elektrycznej i koniecznej transformacji energetyki
w ciągu 15-20 lat, „Energetyka” 2002, nr 5.
227
L. Jestin, op. cit., s. 28.
228
C. Szyjko, Przyszłość infrastruktury energetycznej w UE, „Czysta Energia” 2011, nr 3, także J. Malko,
Starość – nie radość, czyli o starzejącej się infrastrukturze, „Wokół Energetyki” 2006, nr 8, s. 26-30.
229
159
– jedyny priorytet pełnego pokrycia zapotrzebowania na energię został
uzupełniony o inne cele jak: bezpieczeństwo energetyczne kraju, obniżka kosztu przetwarzania energii, oszczędzanie zasobów paliw nieodnawialnych, ograniczenia niekorzystnego wpływu na środowisko,
– znaczący postęp technologiczny w zakresie maszyn i urządzeń umożliwiających produkcję energii z zasobów odnawialnych,
– programy promujące racjonalne zużywanie energii elektrycznej, poprzez stosowanie energooszczędnych urządzeń i odbiorników.
Powyższe uwarunkowania pokazują, że dotychczasowy model systemu
elektroenergetycznego nie jest optymalny. Alternatywą dla dotychczasowych rozwiązań może być energetyka rozproszona, czyli grupa wielu rozproszonych źródeł generacyjnych o małej mocy, współpracujących ze sobą,
zasilających małe terytoria, które mogą być wbudowane w nową politykę
państwa. Energetyka rozproszona może wykorzystywać wiele rodzajów
źródeł, w tym również źródła OZE, których cechą jest ich różnorodność
i powszechność, co w dobie niepewności o surowce energetyczne, tworzy systemy pewnej niezależności i samowystarczalności230. Wytwarzanie
energii elektrycznej przez źródła rozproszone nie jest nowym zjawiskiem.
Pierwsze elektrownie na świecie powstające w XIX wieku zasilały wydzielone sieci elektroenergetyczne, dopiero w XX wieku dzięki opanowaniu
technologii przesyłu energii na duże odległości i produkcji energii elektrycznej na masową skalę rozpoczął rozwój dużych elektrowni systemowych i tworzenie krajowych systemów elektroenergetycznych. Ponad sto
lat trwała dominacja energetyki scentralizowanej, dopiero pod koniec XX
wieku zaczęto interesować się małymi autonomicznymi źródłami energii.
Źródła takie mogą pracować na wydzielone systemy oraz mogą być przyłączane do istniejącej sieci współpracując z nią231.
Zmiany wywołane przez konkurencyjny rynek energii elektrycznej i powszechna dostępność źródeł wytwórczych powoduje, że następuje zmiana
struktur zaopatrzenia odbiorcy końcowego w energię elektryczną i przejście paradygmatu sieci od „distribution” do „mixtribution”232. Wzorzec „distribution” to klasyczne przesyłanie energii w jednym kierunku, stosowane
od początku pojawienia się systemów elektroenergetycznych. Pojawienie
się źródeł wytwórczych w wielu miejscach sieci dystrybucyjnej w szczególności źródeł odnawialnych powoduje zmianę kierunków przepływów
W. Nikodem, Energetyka rozproszona jako ekologiczna alternatywa dla energetyki zcentralizowanej, tradycyjnej (inwestycje w energetyce lokalnej), „Energetyka” 2002, nr 5, s. 323-331.
230
J. Paska, Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła, Warszawa, Oficyna Wydawnicza
Politechniki Warszawskiej, 2010.
231
232
J. Malko, Generacja rozproszona jako czynnik zwiększenia niezawodności dostaw energii elektrycznej do odbiorców, „Energetyka” 2004, nr 12.
160
i przejście do wzorca „mixtribution”, który powoduje, że sieć elektroenergetyczna jest drogą dla energii elektrycznej w dwóch kierunkach do sieci
i do odbiorców233. Wyprodukowana energia musi zostać odebrana w tej samej chwili, co jest wyprodukowana. W związku z tym należy doprowadzić
do takiej konfiguracji sieci, żeby zapewnić swobodny rozpływ wyprodukowanej energii z zachowaniem parametrów jakościowych energii uwzględniając parametry linii i umiejscowienie źródeł wytwórczych. To zadanie
należy do operatora, który powinien przystosować sieć do optymalnych
warunków. Nie należy rozumieć, że produkcja energii w wielu miejscach
sieci dystrybucyjnej jest czymś złym i niepożądanym, nic bardziej mylnego,
taki stan rzeczy wymaga od Operatora Systemu Dystrybucyjnego podjęcia
zasadniczych kroków, które pozwolą w łatwy sposób kontrolować parametry w sieci przy coraz większej liczbie źródeł wytwórczych234.
Rozwój systemów dystrybucyjnych stwarza nowe wyzwania w zmieniającym się świecie, w którym pilnym celem jest zwiększenie poziomu
elektryfikacji, a energia elektryczna ma służyć w sposób niezawodny zrównoważonemu rozwojowi gospodarki i społeczeństwa. Postęp techniczny
i odpowiednie regulacje na poziomie dystrybucyjnym są niezbędne w celu
sprostania nowym wyzwaniom w restrukturyzującym się otoczeniu. Konieczność przekształcenia wzorca, według którego system dystrybucyjny
jest planowany, konstruowany i zarządzany staje się koniecznością dla krajów rozwiniętych i rozwijających się. Wszelkie zmiany powinny prowadzić
do zapewnienia klientom optymalnej i ekonomicznej obsługi w zakresie
usług energetycznych. National Energy Policy z 2001 roku opisuje założenia i cele amerykańskiej polityki. Na tle rozważań amerykańskiego raportu, jeśli weźmiemy pod uwagę niezawodność i wystarczalność nowych
podmiotów, powszechne staje się przekonanie, że technologie modularnych źródeł rozproszonych reprezentują radykalną zmianę w architekturze procesu zarządzania, wytwarzania i dostaw energii elektrycznej. Generacja rozproszona staje się czymś więcej niż tylko zbiorem technologii
– jest to innowacyjne podejście do tworzenia wizji systemu zaopatrzenia w
energię235. Wyższe niż standardowe wymagania bezpieczeństwa oraz elastyczność dostaw dla specjalnej kategorii odbiorców powoduje wzmożone
B. Matusiak, J.S. Zieliński, Renewable Energy Sources Intrusion Into SmartGrids - Selected Problems, Wisła 2011.
233
B. Matusiak, A. Pamuła, J.S. Zieliński, Odnawialne, źródła energii i ich rola w bilansie energetycznym. Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE‚ 11, Jurata 8-10 czerwca 2011, Tom III, s. 22-34.
Także: Cao D.M., Pudjianto D., Strbac G., Martikainen A., Karkkainen S., Farin J.: Cost and benefits
of DG connections to grid system. DG-GRID research project WP3. 2006, nr 12, s. 7-28.
234
B. Matusiak, A. Pamuła, J.S. Zieliński, Technologiczne i inne bariery dla wdrażania OZE i tworzenia nowych modeli biznesowych na krajowym rynku energii, „Rynek Energii” 2010, nr 4, s. 31-35.
235
161
poszukiwania rozwiązań alternatywnych w postaci DER (Dispersed Energy Resourses). Ważnym zastosowaniem DER jest dostarczanie energii, zapewnienie wyższego poziomu niezawodności.
Konkurencyjność energetyki rozproszonej wobec energetyki scentralizowanej, jeśli uwzględnić kolejność całego łańcucha technologicznego, łącznie
z kosztami środowiska może zmniejszyć zapotrzebowanie na usługi przesyłowe głównie w sieci przesyłowej. Rozbudowa sieci przesyłowej powinna
w takich warunkach zostać zastąpiona intensyfikacją jej wykorzystania poprzez: odpowiednią lokalizację odnawialnych źródeł wytwórczych i odbiorców, likwidację ograniczeń przesyłowych poprzez modernizację istniejących
linii i stacji oraz zwiększenie istniejących zdolności przesyłowych przewodów
roboczych. Błędnie prowadzony rozwój infrastruktury sieciowej skutkuje nie
tylko koniecznością pokrycia kosztów niepotrzebnej infrastruktury sieciowej, ale powstaniem także tzw. kosztów ograniczeń przesyłowych, spowodowanych koniecznością zakupu droższej energii elektrycznej w celu zmiany
rozpływu mocy w sieci przesyłowej 110 kV, aby doprowadzić do spełnienia
wymagań technicznych pracy systemu elektroenergetycznego.
Elektroenergetyka jest sektorem o bardzo zunifikowanej strukturze technicznej, która jest dodatkowo bardzo kapitałochłonna. Z drugiej strony formy własności, rozwiązania organizacyjne i zasady ekonomiczne bardzo się
różnią w różnych regionach świata. Centralne zarządzania elektroenergetyką zostało zmuszone do konfrontacji z wytwarzaniem rozproszonym, które
bardzo intensywnie wkracza w istniejące sieci i odnosi widoczne sukcesy.
Liczba źródeł wchodzących w skład energetyki rozproszonej zwiększa się
z każdym miesiącem a coraz większe możliwości sterowania takimi źródłami
dają znaczną przewagę nad systemem scentralizowanym, który ma wiele
istotnych wad; jedną z podstawowych jest konieczność utrzymywania rezerwy mocy dla każdej dużej jednostki, na wypadek wyłączenia awaryjnego.
Taka usługa nie wynika natomiast z wymagań odbiorów i nie jest potrzebna
również z punktu widzenia ekonomiki i zrównoważonego rozwoju.
Pełna funkcjonalność źródeł energii pracujących w charakterze rozproszonym zostanie osiągnięta, jeśli na szeroką skalę zostaną wprowadzone
magazyny energii umożliwiające gromadzenie nadwyżek energii i uwalnianie ich w sytuacji zwiększonego zapotrzebowania na nią. Wprowadzenie
magazynów energii jest jednym z warunków stworzenia sieci inteligentnej
czyli takiej, która:
– ma zdolność samoczynnego usunięcia uszkodzenia,
– umożliwia aktywne uczestnictwo konsumentów w zarządzaniu siecią,
– zapewnia wysoką jakość energii elektrycznej,
– jest odporna na fizyczne i cybernetyczne ataki,
162
– umożliwia współdziałanie wielu źródeł generacji,
– umożliwia tworzenie nowych rynków usług, produkcji,
– optymalizuje wykorzystanie istniejących sieci, zapewniając zwiększenie sprawności.
Wprowadzenie do istniejącej sieci rozwiązań inteligentnych236 spowoduje zwiększenie efektywności i niezawodność oraz pozwoli konsumentowi
na osiągnięcie oszczędności i zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych.
Sieć inteligentna umożliwia współpracę z wieloma źródłami energii odnawialnej, jak: panele fotowoltaiczne, małe turbiny wiatrowe (wielkie farmy
wiatrowe są w istocie źródłami o dużej koncentracji mocy i mieszczą się
bliżej kategorii elektrowni systemowej) oraz małe elektrownie wodne 237.
Sieć inteligentna nie polega w istocie na działaniu całkowicie odmiennym od dziś przyjętego, jej celem są działania pogłębiające procedury realizowane już wcześniej, tzn.:
– lepsze wykorzystanie infrastruktury telekomunikacyjnej,
– zapełnianie luk w ofertach produktowych,
– rozszerzenie zakresu zastosowań istniejących technologii przy jednoczesnym dążeniu do wyższego stopnia integracji i synergii.
Sieć inteligentna nie jest gotowym produktem „z półki” lub gotowym
zestawem do montażu lub instalacji. Sieć taka stanowi zintegrowane rozwiązanie technologiczne, skutkujące narastającymi korzyściami w kosztach inwestycyjnych i eksploatacyjnych, a także korzyściami dla klienta
i społeczeństwa.
Sprostanie tym wyzwaniom poprzez dalszą rozbudowę istniejącej infrastruktury i ponoszenie w związku z tym znacznych kosztów nie jest
już wystarczającym rozwiązaniem problemu238. Tylko zmiana podejścia do
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego może dać szansę na bezpieczne i tanie dostawy energii elektrycznej w przyszłości. Realizacja tego
celu dziś zapewni jutrzejszym systemom elektroenergetycznym możliwość
dostarczania większej mocy (i energii) w sposób bardziej niezawodny,
z większą efektywnością oraz tam, gdzie jest ona potrzebna. Takie rozwiązanie powinno zmniejszyć częstość awarii i przerw w zasilaniu, np. dzięki
łatwiejszej lokalizacji źródeł i szybszej reakcji systemu na zakłócenia.
B. Matusiak, A. Pamuła, J.S. Zieliński, New Idea in Power Network Development. Selected
��
Problems. „Przegląd Elektrotechniczny” 2011, nr 2, s. 148-150.
236
J. Malko, H. Wojciechowski, Europejska platforma technologiczna sieci inteligentnych „Smart
grids”, „Instal” 2009, nr 5. ; M. R. Jabłońska, J. S. Zieliński, Rozwój odnawialnych źródeł energii
elektrycznej na poziomie gminy, Wisła 2011.
237
Energy Business Reports: Distributed Generation – the Next Step in Power Distribution, 2009.
Energy Business Reports: What are the benefits of Microgrids?, 2009. Energy Business Reports: Will
Smart Grids Revolutionize Power Transmission?, 2008.
238
163
Dotychczasowa funkcja sieci elektroenergetycznej polegająca tylko na
dostarczaniu energii elektrycznej odchodzi w niepamięć. Wprowadzane
odnawialne źródła energii bezpowrotnie zmieniają jej funkcje, nadając
nową jakość. Docelowo sieć elektroenergetyczna będzie siecią inteligentną, czyli taką, która sama się rekonfiguruje podczas awarii, współpracuje ze źródłami energii i odbiorcami, sama dopasowuje swoją strukturę do
przepływów energii elektrycznej i informuje użytkowników sieci o możliwościach. Tak będzie wyglądała sieć elektroenergetyczna w niedalekiej
przyszłości, a obecnie należy podjąć się jej analizy i wykorzystywać wszystkie możliwości, poprawiając jej funkcjonalność.
164
ROZDZIAŁ VII
Mechanizmy wsparcia inwestycji w OZE i ekonomiczna
efektywność inwestycji
(S.Malinowski, M. Zdzienicka, S.M. Szukalski)
7.1. Metody oceny przedsięwzięć inwestycyjnych w OZE
Klasyczne metody oceny przedsięwzięć inwestycyjnych bazują zasadniczo na porównaniu nakładów i planowanych efektów oraz na dyskontowaniu
wartości wpływów i wydatków związanych z realizacją projektu. Do pierwszej grupy zaliczamy metodę obliczania okresu zwrotu nakładów (Payback
Period – PP), to najprostsza metoda od strony obliczeniowej. Początkowe
nakłady inwestycyjne (Co) dzieli się przez okresowe przepływy pieniężne
(CFn), czyli PP = Co : CFn. Ta metoda dobrze daje się zastosować przy ocenie inwestycji, których celem jest generowanie wartości dodanej projektu.
W ramach tej grupy metod można obliczać także stopę zwrotu z inwestycji (Return On Inwestment – ROI) szacowaną jako średni roczny zysk
netto z projektu do nakładów inwestycyjnych:
– ROI (1) = [średni roczny zysk netto: nakłady inwestycyjne]*100%
lub:
– ROI(2) = [zysk przed odsetkami i podatkiem dochodowym (EBIT):
nakłady inwestycyjne]*100%.
Druga grupa metod – dyskontowanie wartości wpływów i wydatków
związanych z realizacją projektu uwzględnia wartość pieniądza w czasie.
Zakłada, że projekt będzie generował nadwyżkę finansową. Mamy tutaj
dwa parametry oceny:
a)wartość zaktualizowana netto (Net Present Value – NPV),
b)wewnętrzna stopa zwrotu (Internal Rate Of Return – IRR).
NPV definiuje się jako sumę zdyskontowanych oddzielnie dla każdego roku przepływów pieniężnych (różnic pomiędzy wpływami i wydatkami
pieniężnymi powstającymi w całym okresie życia projektu uwzględniającymi także w rachunku amortyzację instalacji) przy stałej stopie procentowej.
Dla oceny projektu ważne jest, ile wynosi szacowany strumień przepływów
pieniężnych, jaki generuje dany projekt oraz przyjęta do obliczeń stopa
dyskonta. Stopa dyskonta umożliwia przeliczenie przyszłej wartości kapitału
165
na jej wartość bieżącą, przyjmuje wartość średniego ważonego kosztu kapitału. Szacując stopę dyskonta, uwzględnia się na ogół takie parametry jak:
stopa inflacji, stopa procentowa bonów skarbowych, stopa kredytu, realna
stopa kredytów, realna bankowa premia za ryzyko, realna premia za ryzyko inwestycji, realny koszt kapitału własnego. Oszacowana NPV informuje,
o ile zmieni się wartość przedsiębiorstwa z tytułu realizowanego projektu.
I tak:
– NPV>0 oznacza, że stopa zysku > niż koszt pozyskania kapitału.
Projekt przyczynia się do powiększenia zasobów firmy.
– NPV=0 stopa zysku zrównana z kosztem kapitału. Projekt neutralny
– NPV<0 stopa zysku <od kosztu pozyskania kapitału projekt należy
odrzucić bo zmniejsza zasoby firmy.
Porównując wartość zaktualizowaną netto projektu (NPV) z wartością
zaktualizowanych nakładów inwestycyjnych (NPI) otrzymujemy wskaźnik
rentowności (Profitability Index – PI): PI = NPV : NPI. Inwestycja jest
rentowna gdy PI>0. Projekty inwestycyjne wymagają aktualizowania, gdy
cykl inwestycji wynosi kilka lat, dla okresu realizacji krótszego niż rok nie
wymaga się takiej aktualizacji.
Drugim wskaźnikiem oceny projektu jest tzw. wewnętrzna stopa zwrotu
(Internal Rate of Return – IRR), interpretowana jako stopa dyskontowa,
przy której wartość zaktualizowana wydatków pieniężnych równa się wartości zaktualizowanej wpływów pieniężnych. Inaczej mówiąc – jest to stopa
dyskontowa przy której zaktualizowana wartość efektów równa się wartości
nakładów inwestycyjnych, czyli NPV równa się zero. Projekt inwestycyjny
może być zaakceptowany, jeżeli IRR jest > niż stopa graniczna (koszt kapitału powiększony o margines ryzyka), która jest najniższą akceptowaną
stopą oprocentowania dla zainwestowanego kapitału.
Innymi parametrami oceny projektu jest policzenie progów rentowności:
– Próg rentowności (wartościowy) = koszty stałe: [1-(koszty zmienne:
planowana sprzedaż)],
– Próg rentowności (%) = wartościowy próg rentowności: planowana
sprzedaż,
– Współczynnik bezpieczeństwa (%) = (sprzedaż planowana-sprzedaż
wg progu rentowności): planowana sprzedaż.
Inwestycje w OZE realizowane dla celów komercyjnych (farmy wiatrowe, elektrownie wodne itd.) powinny podlegać ocenie przy zastosowaniu
przedstawionych wyżej metod.
Przy ocenie inwestycji w OZE obok oceny ekonomicznej ważne są efekty
ekologiczne. „Ich (inwestycji w OZE – S.Sz.) podstawowym wyróżnikiem
jest to, że oprócz efektu produkcyjnego generują także efekt ekologiczny,
166
ROZDZIAŁ VII. Mechanizmy wsparcia inwestycji w OZE i ekonomiczna efektywność inwestycji
polegający na zmniejszeniu zużycia pierwotnego, najczęściej nieodnawialnego zasobu przyrody oraz (lub) zmniejszeniu emisji substancji szkodliwych, a także innych form negatywnego oddziaływania na środowisko”239.
Trudno jest ocenić efektywność tego typu inwestycji za pomocą „zwykłego”
rachunku ekonomicznego. W krótkim okresie wynik rachunku inwestycji
proekologicznych na ogół pokazuje, że inwestowanie w ochronę środowiska jest nieopłacalne. Zyski pojawiają się w długim okresie. Zastosowanie
klasycznego rachunku ekonomicznego do inwestycji proekologicznych jest
niewystarczające, bo pomija istotne korzyści niewymierne. Efekty w stosunku do nakładów inwestycyjnych, przy typowym rachunku opłacalności
i wąsko rozumianej efektywności ekonomicznej w krótkim czasie są na
ogół słabe, i mogą być te inwestycje traktowane jako nieopłacalne.
Natomiast w przypadku OZE, w których buduje się instalacje na własne
potrzeby nie ma mowy o dochodowości projektu (np. szpital uzdrowiskowy,
fotowoltaika na potrzeby gospodarstwa domowego), można natomiast mówić o oszczędnościach, np. w kosztach energii elektrycznej. Wtedy okres
zwrotu oznacza czas, jaki jest niezbędny dla pokrycia inwestycji oszczędnościami w kosztach zużycia energii.
Tabela VII.1. Instalacja w ogniwa fotowoltaiczne (przykład)
Koszt instalacji
zł
3 127 500
Koszt obecnie zużywanej energii
zł
145 000
Okres zwrotu bez dofinansowania
lat
Koszt własny po dofinansowaniu 80% inwestycji
zł
Okres zwrotu z dofinansowaniem 80% inwestycji
lat
21,6
625 500
4,3
Źródło: Obliczenia własne
Decyzje inwestorów dotyczące OZE pojawiają sie w dwóch sytuacjach,
gdy budowany jest nowy dom i porównuje się koszty inwestycji i eksploatacji kilku możliwości jako źródeł energii: węgiel, gaz, olej. Druga sytuacja dotyczy eksploatacji budynku, w którym wykorzystywane są określone
systemy energetyczne, do ogrzewania, przygotowania wody itp. Zmiana
dotychczasowego systemu wymaga porównania istniejącego z kosztami
inwestycji i eksploatacji nowego systemu. W obydwu przypadkach trzeba
mówić o nakładach inwestycyjnych początkowych na instalację urządzeń,
o kosztach eksploatacji urządzeń. Nakłady inwestycyjne związane są z:
239
M. Ligus, Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii – analiza kosztów i korzyści, CeDeWu, s. 7.
167
a) zakupem urządzeń,
b) montażem instalacji,
c) rozruchem instalacji (przyłącza).
Koszty eksploatacyjne ponoszone w okresie funkcjonowania instalacji,
czyli jej żywotności, to głównie: koszty obsługi i utrzymania, ewentualne
koszty obsługi finansowej (odsetki od kredytu i raty kredytu), koszty energii i inne (np. opłaty środowiskowe). Prosty przykład: mamy do wyboru tradycyjną instalację do podgrzewania wody (bojler) – wariant A i instalację
kolektorów słonecznych – wariant B. Wariant A wymaga zakupu i montażu
bojlera, co kosztuje około 800 zł. W przypadku instalacji solarnych, zakładając, że dom ma pow. 100–150 m2 i 4 domowników, koszt instalacji wynosi minimum 10 tys. złotych. Kwota ta jest minimalna, ponieważ każde
rozszerzenie instalacji o dodatkową powierzchnię baterii, zintegrowanie jej
z dotychczasową instalacją grzewczą, chęć podgrzewania wody w domowym basenie itp. – to oczywiście dodatkowe wydatki. Specjaliści wypowiadają się, że górny limit cenowy, który mógłby dotyczyć instalacji solarnych
– w rzeczywistości nie istnieje. Przyjmujemy wariant oszczędny. Nakłady
inwestycyjne zdecydowanie przemawiają za wariantem A, bowiem są one
około dziesięciokrotnie niższe niż wariantu B.
Tabela VII.2. Zestawienie dwóch wariantów instalacji do podgrzewania wody
Nakład w zł* Tradycyjny
Nakład w zł*
Solarny
Zakup bojlera 100l
585
Zakup kolektorów słonecznych
6320
Montaż i rozruch
200
Zbiornik na wodę
2200
1100
Akcesoria (rurki, złączki)
Pompa
Razem/koszt instalacji
785
Razem/koszt instalacji
400
10020
Eksploatacja
Roczne zużycie energii w kWh
4300 Roczne zużycie energii w kWh
2300
Roczny koszt energii w zł
2563 Roczny koszt energii w zł
1371
Roczna oszczędność w zł
1192
*Średnie ceny ofertowe urządzeń.
Źródło: Oferty firm. Obliczenia własne
Od strony nakładów początkowych inwestycje w OZE są nieporównywalnie wysokie. Spójrzmy teraz na koszty eksploatacji zakładając, iż instalacje
168
mają żywotność 25 lat. Jeżeli przyjmiemy, że do podgrzania wody tradycyjny
bojler zużywa w ciągu roku około 4500 kWh w cenie 0,596 zł/ kWh, zaś
kolektory 2300 kWh rocznie (zużycie energii elektrycznej do podgrzewania
wody, do cyrkulacji cieczy w kolektorach), to roczna oszczędność w kosztach energii wynosi około 1,2 tys. zł. Licząc w prosty sposób efektywność
wariantu B, porównując nakłady na instalację do efektu oszczędnościowego
w kosztach energii, inwestycja w kolektory słoneczne powinna zwrócić się
w okresie 8 lat. Możliwy jest także inny szacunek efektu liczony jako różnica
kosztów początkowych wariantów do rocznej oszczędność kosztów operacyjnych. W naszym przykładzie różnica w kosztach początkowych wariantu B i A wynosi 9235 zł, zaś różnica w kosztach eksploatacyjnych 1192 zł.
Dzieląc te wielkości przez siebie dowiadujemy się, iż okres zwrotu nakładów
wynosi 7,7 lat.
Pamiętajmy, iż rachunek może ulec zmianie wobec systematycznego
wzrostu cen energii, wówczas okres zwrotu ulegnie skróceniu. W przykładzie nie uwzględniono ewentualnych kosztów odsetek od kredytu, jeżeli
instalację finansujemy z kredytu. W koncepcji energetyki prosumenckiej
mamy możliwość tworzenia hybrydowych instalacji, np. solary i ogniwa fotowoltaiczne, wtedy nakłady inwestycji będą wyższe, ale koszty eksploatacji
znacznie mniejsze (będziemy mieli własny prąd). Każdy taki przypadek
będzie wymagał odrębnej kalkulacji dla danego projektu. Mówiąc o efektach, pominęliśmy korzyści ekologiczne związane z redukcją emisji zanieczyszczeń, OZE powodują zmniejszenie obciążenia środowiska i chronią
zasoby przyrody. W naszym przykładzie w okresie 25 lat żywotności instalacji możliwe są oszczędności energii na poziomie 50 tys. kWh.
Taka ocena będzie niezbędna przy szacowaniu efektywności mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii jako kluczowych technologii prosumenckich. Z zaprezentowanego przykładu widać, iż inwestycje w OZE są
w dalszym ciągu kosztowne i bez dofinansowania trudno o pozytywną ocenę
przedsięwzięć.
7.2. Zidentyfikowane nakłady na budowę i eksploatację
wybranych źródeł OZE
Kalkulacja nakładów na budowę instalacji OZE zależy od źródła energii
oraz rozmiarów inwestycji i przyszłej produkcji. Dlatego można rozgraniczyć duże komercyjne inwestycje, jak elektrownie wiatrowe, fotowoltaiczne, czy elektrownie na biomasę, od małych instalacji energetycznych, które
mogą być montowane w gospodarstwach domowych w ramach planowanej
169
koncepcji prosumenta240. Dlatego w tym fragmencie rozdziału przedstawiamy zidentyfikowane koszty małych instalacji wybranych źródeł OZE.
Tabela VII.3. Zestawienie kosztów małych instalacji
Wyszczególnienie
Kolektory słoneczne
Średnia moc w KW Średni koszt (zł/KW)
Średni koszt Liczba instalacji
instalacji (zł)
(szacunek)
7
3200
22400
120000
Małe piece na biomasę
20
900
18000
90000
Pompy ciepła
10
2500
25000
10000
Małe elektrownie wiatrowe
3
9000
27000
3000
Systemy fotowoltaiczne
3
8000
24000
139
8,6
4720
23280
223139
Średnio/Razem
Źródło: Krajowy plan rozwoju mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii do 2020 roku, Instytut Energetyki Odnawialnej,
Związek Pracodawców Forum Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2013, s. 12
Małe elektrownie wiatrowe (MEWT)
Przy wyborze mocy MEWT najważniejszym parametrem jest średnia
wielkość zużycia energii w gospodarstwie domowym. W przypadku oszczędnych odbiorników prądu, przy racjonalnym zużyciu energii elektrycznej,
moc turbiny wiatrowej dla przeciętnego gospodarstwa domowego może się
wahać od 2 do 3 kW. Moc 5 kW jest już wystarczająca w przypadku domów,
gdzie wszystkie odbiorniki elektryczne są podłączone pod zasilanie z energii wiatrowej241. Żywotność instalacji wynosi od 20 do 25 lat. Takie wiatraki mogą być instalowane na niewielkich masztach, zwykle wzmocnionych
odciągami linowymi, lub są montowane bezpośrednio do ścian lub dachów
domów. Energia elektryczna uzyskiwana z tych wiatraków w ilości 1500
do 2500 kWh na rok z 1 kW mocy zainstalowanej z powodzeniem może
pokryć zapotrzebowanie na energię elektryczną gospodarstwa domowego
pod warunkiem, że nadmiar energii będzie magazynowany w akumulatorach lub oddawany do sieci elektroenergetycznej, a niedobór pokrywany
z akumulatorów lub sieci. Schemat VII.1.
Wygodnym rozwiązaniem jest współpraca wiatraków z ogniwami fotowoltaicznymi. Koszt instalacji waha się od 3,3 tys. za kWh do 10 tys., co
zależy od mocy planowanej instalacji oraz sposobu inwestycji („firma pod
klucz” czy „systemem gospodarczym”).
Prosument to osoba fizyczna, prawna lub jednostka organizacyjna, nieposiadająca osobowości prawnej i będącą wytwórcą energii w mikroinstalacji w celu jej zużycia na potrzeby własne lub sprzedaż.
240
http://www.energiaidom.pl/przydomowe-elektrownie-wiatrowe-korzysci-i-regulacje-prawne.
241
170
Schemat VII.1. Instalacje autonomiczne i połączone z siecią
Źródło: http://www.giwk.pl/files/220/148/199/1_rozdzial.pdf.
Gdyby przyjąć obecne ceny energii (0,596 zł/kWh) oraz średnie ceny
urządzeń, to koszt założenia małej elektrowni wiatrowej i roczna produkcja prądu i okres zwrotu nakładów wyglądałby następująco:
Tabela VII.4. Szacunkowe nakłady na MEWT i okres zwrotu inwestycji
Wyszczególnienie
1kW
2 kWh
3 kWh
Nakłady (w zł)
3300
9300
10250
Produkcja energii (kWh/rok)
1709
3418
5126
1 019
2 037
3 055
3,2
4,6
3,4
Wartość energii z instalacji (zł)
Okres zwrotu
Źródło: J.Jakubiak, R.Maciukiewicz, A.Piasecka, Energia Wiatrowa, Wydawnictwo Powszechno-dydaktyczne READ A BOOK,
Słupsk 2010 (obliczenia własne)
Małe elektrownie wodne (MEW)
W ocenie ekspertów koszt budowy MEW od podstaw zwraca się po 8–10
latach eksploatacji, a przy wykorzystaniu istniejących budowli spiętrzających – już po sześciu latach. Istotne jest, że po tym okresie koszty eksploatacji MEW są niewielkie i sprowadzają się głównie do bieżącej konserwa171
cji i nadzoru. Koszty budowy urządzeń MEW, bez ceny pozyskania praw
do gruntów i wykorzystania cieku, mieszczą się w przedziale od 3 000 zł do
10 000 zł za każdy 1 kW mocy zainstalowanej. Na przychody MEW składają się wpływy ze sprzedaży energii elektrycznej i świadectw pochodzenia
energii odnawialnej242.
Tabela VII.5. Koszt budowy wybranych elektrowni wodnych w latach 2010–2011
MEW nazwa
Moc [kW]
Rzeka
Cena w zł
Średnia
cena budowy kW
Kościelna Wieś
304
Prosna
3 500 000
11 513,16
Drawsko Pomorskie
90
Drawa
1 200 000
13 333,33
Białki
100
Liwa
450 000
4 500,00
Ośno Lubuskie
15
Ośnianka
70 000
4 666,67
Radzicz
50
Orla
350 000
7 000,00
Borowy Młyn
50
Kanał Borowy Młyn
300 000
6 000,00
Bolesławiec
70
Kanał Mosiński
350 000
5 000,00
Średnia
97
888 571
9 160,53
Źródło: http://www.ptrm.pl/praktyka/warsztat-wyceny/male-elektrownie-wodne-warto-cenic-wartosc. Obliczenia własne.
Ogniwa fotowoltaiczne
Najdroższymi instalacjami są instalacje fotowoltaiczne. Ze względów
technicznych minimalną mocą, jaką można zamontować i przyłączyć do
sieci jest ok 1,5 kW. W przypadku mniejszej instalacji trudno byłoby dobrać inwerter i z uwagi na niskie obciążenie mocą pracowałby on bardzo
nieefektywnie. Im większa instalacja, tym koszty wykonania w przeliczeniu na wat mocy są mniejsze. Dla instalacji dachowych ekonomicznie uzasadnioną wielkością mocy instalacji jest 5–10 kW. Tej wielkości instalacje
zazwyczaj mieszczą się na dachach, a koszt jednostkowy spada do 7,5–8 zł
za wat, czyli jest o 40% niższy niż dla najmniejszych instalacji. W przypadku instalacji większej niż 10 kW cena jednostkowa nadal będzie spadać,
jednak bardzo powoli243.
Koszty (netto) budowy ogniw fotowoltaicznych za 1 kW, przy nieco
większych mocach kształtują się następująco:
a)3,00 kW – 4,99 kW wynoszą 8000 zł (ok.1900 euro),
http://www.portfel.pl/pdf/art299.
242
http://tbkecoenergy.pl/artykuly/271-koszty-montau-i-eksploatacji-instalacji-fotowoltaicznej-.
243
172
b)5,00 kW – 9,99 kW wynoszą 7500 zł (ok. 1770 euro),
c)10,00 kW – 20,00 kW wynoszą 7000 zł (ok. 1660 euro).
Większe instalacje to niekiedy zminiejszenie kosztów za 1 kW nawet do
1200 euro.
Dużym problemem są cła narzucone przez Unię Eurpoejską na ogniwa fotowoltaiczne importowane z Chin. Pod koniec lipca 2013 r. Unia Europejska
i Chiny znalazły kompromis w sporze handlowym dotyczącym importu chińskich paneli słonecznych, chińscy eksporterzy paneli słonecznych zobowiązali się do utrzymywania cen powyżej minimalnego poziomu; według unijnych
źródeł ta minimalna cena ma wynosić 56 eurocentów na jeden wat.
7.3. Dofinansowanie inwestycji jako instrument
zwiększający efektywność inwestycji
Wobec wysokich kosztów inwestycji w OZE niezbędne jest wsparcie finansowe w formie dotacji, pożyczek, bowiem bez wsparcia inwestycje te mają
bardzo długi okres zwrotu, zależny od typu instalacji. W szczególności mowa
tutaj o technologiach wiatrowych oraz o fotowoltaice. Dla przykładu inwestycje w ogniwa fotowoltaiczne bez dofinansowania zwracają się po kilkunastu
latach, z dofinansowaniem na poziomie 80% wartości inwestycji w okresie
3–5 lat. Należy oczekiwać, że rynek będzie dostarczał coraz tańszych urządzeń OZE. Z drugiej strony tendencja wzrostu cen paliw i energii powinna
czynić te inwestycje bardziej opłacalnymi w długim horyzoncie czasu.
W obecnej perspektywie finansowania projekty związane z rozwojem
gospodarki niskoemisyjnej finansowane były głównie z dotacji unijnych
oraz z środków pochodzących z WFOŚiGW i NFOŚiGW. Sektor energetyczny w polityce spójności na lata 2014–2020 będzie również wspierany
ze środków unijnych, szczególnie w zakresie przechodzenia na gospodarkę
niskoemisyjną. Ministerstwo Gospodarki pracuje nad Programem Rozwoju
Przedsiębiorstw do roku 2020, zakłada on jednak zmianę zasad dotowania
projektów przez kolejne siedem lat. Główna zmiana polegać ma na częściowym zastąpieniu dotychczasowej bezzwrotnej dotacji niskooprocentowaną
pożyczką. Projekty, które będą zidentyfikowane jako dochodowe i rentowne, będą najprawdopodobniej w latach 2014–2020 finansowane ze środków
zwrotnych, pozostałe projekty będą wspierane dotacjami. Inwestycje w odnawialne źródła energii współfinansowane są z następujących programów:
– Regionalny Program Operacyjny Województwa Łódzkiego – www.
rpo.lodzkie.pl;
– Program Innowacyjna Gospodarka – www.poig.gov.pl;
173
– Program Infrastruktura i Środowisko – www.pois.gov.pl;
– Program Rozwoju Obszarów Wiejskich – www.prow.lodzkie.pl; www.
arimr.gov.pl;
– Norweski Mechanizm Finansowy – www.eog.gov.pl.
Wdrażaniem tych Programów i współfinansowaniem inwestycji związanych z odnawialnymi źródłami energii zajmują się następujące instytucje:
– Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
w Łodzi – www.wfosigw.lodz.pl;
– Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej – www.
nfosigw.gov.pl, których to środki pochodzą między innymi z wpływów
z opłat za korzystanie ze środowiska i administracyjnych kar pieniężnych;
– Urząd Marszałkowski Województwa Łódzkiego – www.lodzkie.pl;
– Centrum Obsługi Przedsiębiorcy (Instytucja Pośrednicząca II stopnia) – www.cop.lodzkie.pl;
– Ministerstwo Gospodarki – www.mg.gov.pl.;
– Ministerstwo Środowiska – www.mos.gov.pl.
7.3.1. Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska
i Gospodarki Wodnej w Łodzi
Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Łodzi inwestycje w odnawialne źródła energii wspiera poprzez dofinansowania w formie: pożyczki, dotacji, przekazania środków państwowym jednostkom budżetowym (PJB), pożyczki pomostowej oraz udziela dotacji
w formie dopłaty do oprocentowania kredytów bankowych i częściowej
spłaty kapitału. Beneficjentami mogą być: przedsiębiorcy, osoby fizyczne,
samorządy, PJB. Pomoc przeznaczona jest na zakup oraz montaż instalacji
i urządzeń takich jak: kolektory słoneczne, pompy ciepła, jednostki kogeneracyjne, rekuperatory, ogniwa fotowoltaiczne, ogniwa fotowoltaiczne
wykorzystywane w infrastrukturze publicznej, instalacje służące do pozyskiwania biogazu i inne urządzenia do produkcji energii odnawialnej.
Pożyczka z Funduszu może wynosić do 95% całkowitego kosztu zadania i jest oprocentowana wg stałej stopy procentowej (r), której wysokość
ustala się wg wzoru:
r = (s.r.w. – p.p.)
gdzie: s.r.w. stanowi stopę redyskonta weksli, obowiązującą w dniu podjęcia decyzji o dofinansowaniu przez właściwy organ Funduszu, pomniej174
szoną o punkty procentowe (p.p.) w ustalonej przez Fundusz wysokości,
(przykładowo na dzień 11.03.2013 r. wynosi 2,5%).
Pożyczka udzielona przez Fundusz może być umorzona do 25% wypłaconej kwoty pożyczki. Umorzeniu podlegają również należne Funduszowi
odsetki od umorzonej kwoty pożyczki. Wysokość umorzenia może zostać
zwiększona o:
– 10 punktów procentowych w sytuacji, gdy wypłata całej kwoty pożyczki na zadanie objęte dofinansowaniem nastąpiła w roku kalendarzowym, w którym zawarto umowę pożyczki;
– 15 punktów procentowych w przypadku przeznaczenia całości środków pochodzących z umorzenia na realizację innego zadania wskazanego we wniosku o umorzenie, które zostanie zakończone w terminie do 2 lat od daty podjęcia decyzji o umorzeniu pożyczki.
Dotacja może wynosić do 80% całkowitego kosztu zadania na budowę
lub modernizację systemów energetycznych wykorzystujących odnawialne źródła energii lub budowę wysokosprawnych układów kogeneracyjnych
w budynkach użyteczności publicznej, w budynkach oddanych we władanie
państwowym jednostkom budżetowym lub w infrastrukturze publicznej244.
Stosowne dokumenty i procedury umieszczone są na portalu Funduszu: http://www.wfosigw.lodz.pl/.
7.3.2. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
NFOŚiGW przyjął dwa priorytetowe kierunki działań. Pierwszy to,
wsparcie inwestycji w rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE) pochodzących ze słońca, wiatru, wody, ziemi lub biomasy. Drugi, działa na rzecz
poprawy efektywności energetycznej – począwszy od energochłonnych procesów przemysłowych, poprzez poprawę zarządzania energią w budynkach
użyteczności publicznej, a kończąc na rozwiązaniach dla polskich rodzin
inwestujących w energooszczędne domy245. Finansowanie przedsięwzięć
odbywa się w formie pożyczek, dotacji, dopłat do oprocentowania, spłaty
kapitału kredytów, dopłat do oprocentowania i ceny wykupu akcji. Źródłem
finansowania projektów ochrony klimatu są środki statutowe Funduszu,
środki pochodzące z opłat zastępczych i kar naliczanych przez Urząd Regulacji Energetyki, środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 wg protokołu
z Kioto z dnia 9 listopada 1997 roku, środki z Kredytu Banku Inwestycyjnego. Wybrane Programy wdrażane przez NFOŚiGW, z których można skorzystać na inwestycje związane z odnawialnymi źródłami energii:
Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Łodzi.
244
Ze strony Funduszu: http://www.nfosigw.gov.pl/oze-i-efektywnosc-energetyczna/.
245
175
1. Program Priorytetowy dla przedsięwzięć w odnawialne źródła energii
oraz obiekty wysokosprawnej Kogeneracji.
– Beneficjenci: podmioty realizujące przedsięwzięcia z zakresu odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej Kogeneracji.
– Wysokość pomocy: pożyczka do 75% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia (4–5 mln zł), WIBOR 3M + 50 pkt. Bazowych, minimalny
koszt całkowity 10 mln zł. Możliwość umorzenia pożyczki w zależności od rentowności przedsięwzięcia.
– Rodzaje projektów:
– ciepłownie na biomasę (źródła rozproszone do 20 MWt),
– elektrociepłownie przy użyciu biomasy (źródła rozproszone do MWe),
– wytwarzanie energii elektrycznej/lub ciepła z wykorzystaniem biogazu,
– budowa, rozbudowa lub przebudowa instalacji wytwarzania biogazu rolniczego,
– elektrownie wiatrowe do 10MWe,
– energetyka geotermalna,
– elektrownie wodne do 5 MWe,
– wysokosprawna Kogeneracja bez użycia biomasy.
2. Program priorytetowy dla przedsięwzięć w odnawialne źródła energii
oraz obiekty wysokosprawnej kogeneracji, dopłaty do częściowej spłaty
kapitału kredytów bankowych na zakup i montaż kolektorów słonecznych dla osób fizycznych i wspólnot mieszkaniowych (program jest realizowany przez banki współpracujące z NFOŚiGW, nabór ciągły.
– Beneficjenci: osoby fizyczne i wspólnoty mieszkaniowe realizujące
zakup i montaż kolektorów słonecznych.
3. Program priorytetowy System Zielony Inwestycji. Biogazownie Rolnicze.
– Poziom pomocy: dotacja 30% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia i pożyczka do 45% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia.
Minimalny koszt przedsięwzięcia 10 mln zł.
– Beneficjenci: podejmujący się realizacji przedsięwzięć w zakresie
wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej z wykorzystaniem biogazu powstałego z rozpadu cząstek roślinnych i zwierzęcych oraz wytwarzania biogazu rolniczego celem wprowadzenia go do sieci gazowej dystrybucyjnej i bezpośredniej.
4. Program priorytetowy System Zielony Inwestycji. Elektrociepłownie
i ciepłownie na biomasę.
– Poziom pomocy: dotacja 30% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia i pożyczka do 45% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia.
Minimalny koszt przedsięwzięcia 2 mln zł.
176
– Beneficjenci: podejmujący się realizacji przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów Kogeneracji z zastosowaniem wyłącznie biomasy (źródła rozproszone o mocy cieplnej poniżej 20 MWt).
5. Program priorytetowy System Zielonych Inwestycji. Budowa i przebudowa sieci elektroenergetycznych w celu podłączenia źródeł energetyki
wiatrowej.
– Poziom pomocy: dotacja w wysokości 200 zł za 1 KW podłączonej
mocy, nie więcej niż 40% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia.
Minimalny koszt powyżej 8 mln zł.
– Beneficjenci: wytwórcy energii elektrycznej, operatorzy sieci oraz
inne podmioty realizujące przedsięwzięcia z zakresu efektywnego
przesyłu i dystrybucji energii umożliwiających przyłączenie podmiotów wytwarzających energię z wiatru OZE.
6. Norweski Mechanizm Finansowy – Na efektywność energetyczną i odnawialne źródła energii z Mechanizmu Finansowego EOG i NMF dla
Polski w programie na lata 2009–2014 przeznaczono 75 000 000 euro.
Operatorem jest Ministerstwo Środowiska we współpracy z NFOŚiGW.
Wnioskodawcami mogą być podmioty prywatne, publiczne, komercyjne, niekomercyjne oraz organizacje pozarządowe ustanowione jako
podmiot prawny w Polsce, jak również organizacje międzyrządowe działające w Polsce246.
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej pracuje
nad programem „Prosument”, w ramach którego z dofinansowania będą
mogły skorzystać gospodarstwa domowe zainteresowane montażem mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii do produkcji energii cieplnej i elektrycznej (kotły na biomasę, pompy ciepła, kolektory słoneczne, systemy
fotowoltaiczne, małe elektrownie wiatrowe i wodne na istniejących stopniach wodnych)247. Wsparcie ma dotyczyć gospodarstw domowych i wspólnot mieszkaniowych. Program ma udostępnić dofinansowanie w postaci
preferencyjnych pożyczek, których wartość ma wynieść do 100% kosztów
kwalifikowanych inwestycji. W realizację programu „Prosument” mają zostać włączone banki, które podpiszą z NFOŚiGW umowy, w których potencjalni inwestorzy będą mogli wnioskować o prefrencyjną pożyczkę. Program ma być realizowany w latach 2014–2018, a dofinansowanie w jego
ramach będzie można uzyskać na montaż:
– małych elektrowni i elektrociepłowni opalanych biomasą pochodzenia leśnego i rolniczego,
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
246
http://gramwzielone.pl/trendy/7384/prosument-nfosigw-dofinansuje-mikroinstalacje-niezaleznieod-ustawy-o-oze.
247
177
– kolektorów słonecznych o zainstalowanej mocy cieplnej do 300 kWt,
– systemów fotowoltaicznych o zainstalowanej mocy elektrycznej do
40 kWp,
– małych elektrowni wiatrowych o zainstalowanej mocy elektrycznej
do 40 kWe,
– mikrobiogazowni o zainstalowanej mocy elektrycznej do 50 kWe.
Nie jest także przesądzone czy programem zostaną objęte instalacje
wyłącznie offgridowe – tzn. systemy fotowoltaiczne czy małe turbiny wiatrowe, które produkują prąd wyłącznie na użytek właściciela i nie oddają
prądu do sieci energetycznej, czy wsparcie będzie można uzyskać także
na instalacje podłączone do sieci, czyli tzw. systemy on-grid. Według założeń programu „Prosument” wysokość dofinansowania do wyżej wymienionych urządzeń będzie mogła wynieść (jak wspomniano wcześniej) do
100% kosztów kwalifikowanych, ale kwota ta ma nie być wyższa niż 100
tys. zł dla osób fizycznych i nie więcej niż 400 tys. zł w przypadku wspólnot
mieszkaniowych. Oprocentowanie pożyczki ma wynieść 1%, a wysokość
opłat i prowizji związanych z kredytem – maksymalnie 6% kwoty kredytu,
w tym wysokość prowizji za udzielenie kredytu w pierwszym roku ma nie
przekraczać 3%. Okres kredytowania dla gospodarstw domowych ma wynieść maks. 7 lat, a dla wspólnot mieszkaniowych – 12 lat. Budżet programu ma wynosić 600 mln złotych w okresie działania programu.
7.3.3. Bank Ochrony Środowiska
Bank Ochrony Środowiska S.A. (BOŚ) niemal od początku swojego działania angażuje się w finansowanie odnawialnych źródeł energii. Wartość
udzielonych na ten cel kredytów przekroczyła miliard trzysta milionów złotych, skredytowano ponad 8 tysięcy przedsięwzięć. Największe dotychczas
środki zaangażowano w projekty energetyki wiatrowej, na którą udzielono
ponad 850 mln zł kredytów, natomiast największa liczba przedsięwzięć dotyczy montażu kolektorów słonecznych248.
Kredyty przeznaczone na inwestycje związane z OZE pochodzą ze
środków banku, częściowo uzupełnionych celowymi liniami kredytowymi
utworzonymi w ramach współpracy z instytucjami rynku zagranicznego –
m.in. Europejskiego Banku Inwestycyjnego (EBI), Banku Rozwoju Rady
Europy (CEB). W ofercie BOŚ obecne są także kredyty preferencyjne na
OZE, wynikające z umów Banku z Wojewódzkimi Funduszami Ochrony
Oferta Banku Ochrony Środowiska.
248
178
Środowiska i Gospodarki Wodnej. Preferencje mogą dotyczyć oprocentowania kredytów poniżej poziomu rynkowego, różnicę dopłaca WFOŚiGW.
Drugim rodzajem pomocy są preferencje przyjmujące formę dopłaty do
kapitału kredytu – dla inwestora jest to rodzaj „umorzenia” części kwoty
kredytu, która zostaje spłacona ze środków Funduszu. Przypadki wsparcia
inwestycji w formie dopłaty do kapitału dedykowane są dla klientów indywidualnych. Warto też podkreślić, że Wojewódzkie Fundusze Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej stosują w tym zakresie politykę zależną od ich regionalnych priorytetów i wewnętrznych regulacji, stąd oferta
kredytów preferencyjnych dostępnych w BOŚ jest bardzo zróżnicowana.
Podejście Banku do finansowani OZE zależy od rodzaju projektu. Inna
oferta i inny sposób oceny dotyczy komercyjnych przedsięwzięć inwestycyjnych, realizowanych najczęściej przez nowo utworzone spółki specjalnego
przeznaczenia (tzw. SPV), które odpowiadają za przygotowanie i realizację
projektu, a następnie za jego eksploatację. Inaczej podchodzimy do kredytowania zadań związanych z wykorzystaniem OZE w budownictwie dla
potrzeb własnych kredytobiorców, najczęściej – osób fizycznych.
W zakresie finansowania projektów komercyjnych w ramach OZE bank
BOŚ proponuje kilka linii kredytowania. Pierwsza nosi nazwę „Kredyt
z dobrą energią”. Jego zasady zostały opracowane przez Bank na bazie
dotychczasowego doświadczenia w finansowaniu takich projektów. Linia
ta dotyczy finansowania OZE o mocy powyżej 200 kW (dla projektów wiatrowych – powyżej 500 kW) i znajduje zastosowanie do kredytowania różnego rodzaju źródeł – farm wiatrowych, biogazowni, elektrowni wodnych, kotłowni wykorzystujących biomasę czy projektów fotowoltaiki. Kwota kredytu
może stanowić do 80% wartości projektu inwestycyjnego, a w przypadku gdy
w źródłach finansowania występuje dotacja – nawet do 90% kosztu. Okres
kredytowania powinien wynikać z biznesplanu przedsięwzięcia i może sięgać nawet do 15 lat. Oczywiście okres kredytowania nie powinien przekraczać planowanego okresu eksploatacji inwestycji czy przewidywanego okresu wsparcia (tj. przychodów ze sprzedaży praw majątkowych, popularnie
zwanych „zielonymi certyfikatami”). W „Kredycie z dobrą energią” możliwy
jest 18-miesięczny okres karencji w spłacie kapitału, lecz nie dłużej niż do
czasu osiągnięcia pełnej zdolności produkcyjnej przez projekt. Ocena możliwości udzielenia finansowania dla takiego projektu jest ściśle zależna od
warunków rynkowych funkcjonowania takich projektów – kształtowania się
cen „czarnej energii” oraz „zielonych certyfikatów” będących efektem ustanowionego w Polsce mechanizmu wsparcia odnawialnych źródeł energii.
W przypadku wykorzystania instalacji OZE w budownictwie mieszkaniowym – BOŚ najczęściej oferuje kredyty preferencyjne, z których naj179
bardziej atrakcyjny dla klienta jest „Słoneczny Ekokredyt” przeznaczony
na zakup i montaż kolektorów słonecznych w systemie ciepłej wody użytkowej. Kredyt ten jest związany z mechanizmem dopłaty do kwoty kredytu,
tj. umorzeniu 45% kosztów kwalifikowanych danej inwestycji. „Słoneczny
Ekokredyt” udzielany jest przez Bank na 100% kosztów inwestycji, obejmujących zarówno zakup jak i montaż urządzeń. Ważne jest, aby kolektor
słoneczny spełniał określone normy, a montująca je firma posiadała stosowne certyfikaty. Dopłata wnoszona jest przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej zgodnie z Programem Priorytetowym
oraz w oparciu o umowę zawartą z Bankiem.
Inne rozwiązania dotyczące OZE, takie jak wykorzystanie kotłów na biomasę, czy pomp ciepła finansowane są – w większości przypadków – kredytami preferencyjnymi, wynikającymi z umów z WFOŚiGW, zawartymi
przez Bank. Jak wspomniano powyżej – warunki tych umów zróżnicowane
są w poszczególnych województwach. W ramach takich kredytów można
też finansować zastosowanie ogniw fotowoltaicznych, jednak do dziś popularność takich rozwiązań jest znikoma, z uwagi na ich wysokie koszty.
Jak pokazuje doświadczenie BOŚ udział kredytów w finansowaniu projektów związanych z wykorzystaniem odnawialnych źródeł jest bardzo wysoki – w projektach komercyjnych stanowi najczęściej około 80% kosztów
inwestycyjnych, a w kredytach dla osób fizycznych sięga od 80% do 100%.
Banki zobowiązane są do szczególnie wnikliwego analizowania projektów, aby w jak największym stopniu minimalizować ryzyko związane
z udzielaniem kredytów. W ostatnim czasie szczególnym elementem
utrudniającym ocenę ryzyka poszczególnych transakcji jest brak ustawy
o odnawialnych źródłach energii i pojawiające się, szeroko komentowane
w środowiskach branżowych, kolejne projekty tej ustawy. Bank Ochrony
Środowiska nie zawiesił kredytowania OZE, nawet w tej szczególnej sytuacji prawnej, przede wszystkim uwzględniając fakt, że Polska nie spełnia jeszcze celów odpowiedniego udziału energii ze źródeł odnawialnych
w ogólnym bilansie energii. Oznacza to, że projekty OZE są konieczne,
a tworzony system wsparcia pozwoli je realizować na warunkach zapewniających bezpieczeństwo banku i korzyści dla inwestora.
Można spodziewać się, iż uchwalenie ustawy OZE istotnie zwiększy
zainteresowanie inwestorów tym rynkiem, przyczyni się do zwiększonego
bezpieczeństwa kredytów, a przede wszystkim otworzy nowe – dotychczas
prawie nieobecne na polskim rynku obszary biznesowe, jak np. inwestycje
w farmy fotowoltaiczne.
180
ROZDZIAŁ VIII
Mikroinstalacje jako kluczowy kierunek rozwoju
technologii prosumenckich
(S.M. Szukalski)
8.1. Główne rodzaje mikroinstalacji
Energetyka scentralizowana dominująca w okresie gospodarki przemysłowej zaczyna ustępować modelowi energetyki rozproszonej. Tendencja
ta wynika z szeregu czynników, do których zaliczyć należy przede wszystkim: konieczność ograniczenia eksploatowania nieodnawialnych zasobów,
ochronę środowiska naturalnego, możliwość wykorzystania i spożytkowania lokalnych, odnawialnych zasobów energetycznych, postęp technologiczny w zakresie maszyn i urządzeń umożliwiających produkcję energii
z zasobów odnawialnych, politykę UE w zakresie bezpieczeństwa energetycznego, ochrony środowiska. W Polsce dochodzą jeszcze dwa elementy:
a)znaczna część elektrowni, elektrociepłowni oraz ciepłowni pracuje
na urządzeniach czterdziestoletnich i starszych, które w najbliższych
latach muszą zostać wyłączone z eksploatacji ze względu na zużycie
techniczne;
b)obecnie eksploatowane złoża węgla brunatnego i większość tzw. operatywnych złóż węgla kamiennego wyczerpią się w okresie 20 – 30 lat.
Przed władzami stoi problem wyboru strategii rozwoju, czy skrajnie
scentralizowany, oparty na wielkich elektrowniach, elektrociepłowniach
i ciepłowniach węglowych, czy rodzący się dopiero model z XXI wieku, zdecentralizowany, oparty na odnawialnych źródłach energii i wielu małych,
inteligentnych systemach energetycznych. Energetyka rozproszona, czyli
grupa wielu rozproszonych źródeł generacyjnych o małej mocy, współpracujących ze sobą, zasilających małe terytoria, może wykorzystywać wiele
rodzajów źródeł, w tym również źródła OZE, których cechą jest ich różnorodność i powszechność, co w dobie niepewności o surowce energetyczne,
tworzy systemy pewnej niezależności i samowystarczalności. W kierunku
energetyki rozproszonej idą propozycje w projekcie ustawy o OZE. Wprowadzono w niej pojęcie mikroinstalacji i pojęcie prosumenta. Przypomnijmy: mikroinstalcja to odnawialne źródło energii o łącznej zainstalowanej
181
mocy elektrycznej nie większej niż 40 kW lub o łącznej zainstalowanej
mocy cieplnej nie większej niż 70 kW. Prosument to osoba fizyczna, prawna lub jednostka organizacyjna, nieposiadająca osobowości prawnej i będącą wytwórcą energii w mikroinstalacji w celu jej zużycia na potrzeby
własne lub sprzedaż. Działalność prosumenta nie jest działalnością gospodarczą. Z powodu wprowadzenia tych przełomowych w polskiej energetyce koncepcji, projekt regulacji nazywany jest też „ustawą prosumencką”.
Mikroinstalacje odnawialnych źródeł energii jako kluczowe technologie
prosumenckie (niektóre opisano wcześniej) to:
1. Kolektory słoneczne – zamieniają promieniowanie słoneczne na ciepło,
można je wykorzystać do podgrzewania wody użytkowej i wspomagania
ogrzewania. Podstawowym elementem kolektora jest absorber, który
przechwytuje promieniowanie słoneczne i zamienia na ciepło czynnika
grzewczego, którym może być, np. krążący w instalacji wodny roztwór
glikolu. Ilość pozyskiwanej energii zależy od godzinowych i sezonowych
sum promieniowania słonecznego docierającego do absorbera, a także
od usytuowania kolektorów i sprawności urządzeń.
2. Kotły na biomasę – przeznaczone są do spalania drewna odpadowego
(gałęzie, brykiety drzewne, brykiety ze słomy i inne odpady roślinne).
Energia pochodząca ze spalania biomasy roślinnej jest wykorzystywana
do centralnego ogrzewania oraz przygotowania ciepłej wody użytkowej.
3. Małe elektrownie wiatrowe (mikrowiatraki).
4. Mikrosystemy fotowoltaiczne – podstawowym elementem modułu jest
ogniwo fotowoltaiczne. Ilość energii produkowanej przez moduły fotowoltaiczne zależy od poziomu nasłonecznienia, umiejscowienia instalacji oraz wydajności samych modułów. Urządzenia można łatwo zmontować oraz zintegrować z innymi budynkami.
5. Mikrosystemy kogeneracyjne na biogaz i biopłyny (do zasilania agregatów prądotwórczych z różnymi silnikami wewnętrznego spalania).
6. Pompy ciepła – urządzenia wykorzystujące do ogrzewania ciepło, które
dzięki przemianom termodynamicznym – takim samym, jakie zachodzą
w zwykłych lodówkach – wymusza przepływ ciepła z obszaru o niższej
temperaturze do obszaru o temperaturze wyższej. Źródło górne, do którego ciepło jest dostarczane, to ogrzewana przez pompę woda (rzadziej
powietrze), która krąży w instalacji grzewczej. Pompa nie wytwarza
więc ciepła, tylko je przekazuje z dolnego do górnego źródła.
7. Małe elektrownie wodne o mocy poniżej 5MW. Do jej zbudowania wystarczy próg piętrzący wodę, mały obiekt z siłownią, kanał do turbiny.
Wpływ MEW na środowisko jest znikomy w przeciwieństwie do dużych
elektrowni wodnych budzących kontrowersje środowiskowe.
182
ROZDZIAŁ VIII. Mikroinstalacje jako kluczowy kierunek rozowju technologii prosumenckich
8.2. Potencjał rozwoju energetyki prosumenckiej
Potencjał rozwoju energetyki odnawialnej w wersji prosumenckiej jest
bardzo duży. Determinują go, po pierwsze, dostępne rozwiązania technologiczne, które pozwalają praktycznie w każdym gospodarstwie domowym,
rolnym, przedsiębiorstwie usługowym zaistalować przynajmniej jednen rodzaj mikroinstalacji OZE.
Po drugie, rozwój mikroinstalacji i energetyki prosumenckiej jest nierozerwalnie związany z budynkami, których liczba w Polsce przekracza
5,6 mln249, z czego 3,3 znajduje się na terenach wiejskich. Ponad 80 % to
domy jednorodzinne. Budynki mieszkalne jednorodzinne stanowią grupę
obiektów najbardziej atrakcyjnych pod względem instalacji prosumenckich
ze względu na wiele rodzajów potrzeb energetycznych, które koncentrują
się w czterech grupach:
a)ogrzewanie pomieszczeń (c.o.),
b)przygotowanie ciepłej wody użytkowej (c.w.),
c)oświetlenie,
d)potrzeby bytowe (gotowanie, inne urządzenia elektryczne).
Wg szacunków budynek jednorodzinny 83,8% energii przeznacza na
ogrzewanie, 12,7% na cieplą wodę użytkową, 0,9% to oświetlenie i 2,6%
inne. Decyzje o inwestycjach opodejmuje jeden podmiot, zazwyczaj właściciel, a determinantami tego wyboru obok warunków technicznych są
możliwości finansowe inwestora. Wymienione rodzaje potrzeb energetycznych różnią się sposobem ich zaspokajania (energia elektryczna, gaz, paliwa
stałe, itp.) oraz wielkością zapotrzebowania na energię w cyklu dobowym
jak i rocznym. Ogrzewanie c.o. a ogrzewanie wody do celów użytkowych
to dwa różne cele energetyczne i trudno jest dopasować jedno urządzenie,
które może zaspokoić oba typy potrzeb przez cały rok bez utraty sprawności.
Z drugiej strony daje to duże możliwości zastosowania różnych źródeł OZE.
Budynki modelu energetyki „rozsianej” stają się nie tylko zielonymi ciepłowniami, ale także elektrociepłowniami i zielonymi elektrowniami. Można
na nich instalować ogniwa solarne, fotowoltaiczne. Według raportu Instytutu Energetyki Odnawialnej250 szacunkowa liczba prosumentów dysponujących budynkami i obiektami pozwalającymi na stosowanie mikroinstalacji
OZE, przy uwzględnieniu możliwości rodzajowych i lokalizacyjnych budynków, wynosi prawie 3 mln, a do 2020 roku powstanie ok. 700 tys. nowych
GUS, Zamieszkane budynki, Narodowy Spis Powszechny Ludności i Mieszkań, Warszawa 2011.
http://www.stat.gov.pl/gus/5840_14347_PLK_HTML.htm.
249
250
Krajowy plan rozwoju mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii do 2020 roku, Instytut Energetyki Odnawialnej, Związek Pracodawców Forum Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2013.
183
budynków mieszkalnych i użyteczności publicznej. Oczywiście inne są
możliwości zastosowania mikroinstalacji w miastach, a inne na obszarach
wiejskich ze względu na strukturę obiektów, wykorzystania różnych źródeł
energii (mikrobiogazownie mogą znaleźć zastosowanie tylko na obszarach
wiejskich, inaczej systemy fotowoltaiczne i kolektory słoneczne). Dziś wykorzystywanie biomasy w postaci drewna i odpadów drzewnych do celów
bytowych wynika raczej z braku technicznych możliwości podłączenia do
sieci gazowej oraz łatwej dostępności i niskiej ceny drewna, a nie świadomej
chęci korzystania z odnawialnych źródeł energii jakim jest biomasa.
Mapa VIII.1. Struktura rodzajowa budynków w układzie województw
Źródło: Raport Stan energetyczny budynków w Polsce BuildDesk Polska http://6paliwo.pl/wp-content/uploads/2013/03/201012-stan-energetyczny-budynkow.pdf.
Po trzecie, koszt instalacji systematycznie spada, co szczególnie dobitnie widać na przykładzie ogniw fotowltaicznych. W latach 1977–2013 ceny
ogniw spadły 100-krotnie – z 76,67 USD/wat do przewidywanego poziomu 0,74 USD/wat, powodując dynamiczny rozwój tego sektora przemysłu
184
OZE251. Uważa się, iż każde podwojenie zdolności produkcyjnych przemysłu
solarnego powoduje spadek ceny ogniw fotowoltaicznych o 20%. W 2012
roku koszt instalacji w zależności od typu instalacji wahał się od 900 zł/kW
(małe piece na biomasę) do 8000 zł/kW za systemy fotowoltaiczne. Średnio
wynosił 4,7 tys. zł/kW252. Do dziś w Polsce około 40 tys. rodzin zainstalowało
kolektory słoneczne, można założyć, iż jest to wynik kalkulacji opłacalności
ekonomicznej.
Po czwarte, wsparcie inwestycji w OZE z funduszy NFOŚiGW oraz WFOŚiGW i rosnąca świadomość i zainteresowanie OZE w Polsce. Wsparcie finansowe inwestycji w instalacje fotowoltaiczne na budynkach użytecznosci
publicznej polega na dofinansowaniu nawet 80% nakładów W rezultacie
jak podaje IEO mamy dziś w Polsce 3200 małych elektrowni wiatrowych,
32 biogazownie rolnicze, w tym 2 mikrobiogazownie off-grid253 o mocach 30
kW, 130 instalacji PV. Co ciekawe duży odsetek tych źródeł nie jest przyłączonych do sieci elektroenergetycznej (off-grid) . Z badań IEO za 2010 rok
wynika, że zaledwie ok. 6% z ogólnej liczby sprzedanych małych turbin stanowiły urządzenia przeznaczone do przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. W segmencie mikroinstalacji w Polsce na koniec 2012 r. zainstalowanych było 270 koncesjonowanych i otrzymujących świadectwa pochodzenia
odnawialnych źródeł energii. Średnia moc OZE w tym segmencie to 25 kW,
a łączna moc to 6,7 MW. Jest to sytuacja szczególnie nietypowa w UE, zarówno pod względem niewielkiej mocy zainstalowanej off-grid, jak i bardzo
wysokiego odsetka instalacji nieprzyłączonych do sieci. Może ona świadczyć
o olbrzymich, trudnych do pokonania barierach dla właścicieli mikroinstalacji OZE w dostępie do sieci oraz do krajowego systemu wsparcia zielonej
energii świadectwami pochodzenia254.
Po piąte, w sektorze „zielonego ciepła” (kotły na biomasę, pompy ciepła
i kolektory słoneczne) inwestorów nie ogranicza duża liczba barier proceduralnych oraz nieracjonalnie wysokie bariery w dostępie do sieci. Bariery
rozwoju OZE zidentyfikowane przez URE na podstawie badań przeprowadzonych wśród podmiotów, które eksploatują OZE lub też są w trakcie ich
realizacji lub przygotowań do ich wykonania są następujące:
– brak lokalnego pakietu informacji dla potencjalnych inwestorów
o możliwości lokalizacji źródeł OZE w terenie (82% ankietowanych
wskazało na tę przyczynę jako istotną),
Za: Pricing Sunshine. The Economist, 2012 (pobrano:10.06.2013).
251
Krajowy plan rozwoju mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii, op.cit., s. 12.
252
Instalacje tzw. off-grid, czyli poza siecią, wykorzystywane na potrzeby własne gospodarstw domowych.
253
Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii, op.cit.
254
185
– brak miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego lub brak
wyznaczenia w nich – przez lokalne organy samorządowe – terenów
pod lokalizację OZE (73%), sformalizowana procedura uzyskania
decyzji w zakresie zabudowy i zagospodarowania terenu (55%) oraz
negatywne nastawienie społeczności lokalnej (45%),
– brak technicznych (55%) i ekonomicznych (45%) warunków przyłączenia do sieci oraz odmowa przez operatora przedłużenia okresu
obowiązywania umów o przyłączenie do sieci (55%),
– brak systemu rekomendacji technologii (45%) i upowszechniania
wiedzy techniczno-ekonomicznej wśród potencjalnych inwestorów,
– brak zróżnicowania w zakresie wymagań formalno-prawnych w procesie koncesjonowania w zależności od mocy źródła (18%)255.
Wskazuje się także na brak systemu wsparcia inwestycyjnego (91%),
w tym, np. brak stosownego systemu kredytowego, dofinansowania i programów tzw. „unijnych” oraz zmienność norm prawnych i wartości „świadectw pochodzenia”.
8.3. Polacy wobec koncepcji prosumenta energetycznego
i wdrażania mikroinstalacji
Powodzenie rozwoju OZE i koncepcji prosumenta zależy w znacznym
stopniu od gotowości potencjalnych inwestorów do realizacji projektów. Wydaje się, iż w Polsce panuje dostatecznie dobry klimat do tego typu działania.
Tak wynika z badań przeprowadzonych przez TNS OBOP dla Związku
Pracodawców Forum Energetyki Odnawialnej (ZP FEO) i opublikowanych na stronie IEO. „Polskie społeczeństwo ma już dość dobrze sprecyzowane stanowisko dotyczące preferowanych źródeł energii, a znaczna część
obywateli chce aktywnie wpływać na wybór źródła i szuka możliwości samodzielnej produkcji energii”256. Badani mogli wskazać dwie odpowiedzi
i w 81% odpowiedzi znalazło się OZE. Na energię słoneczną wskazało 31%
badanych, wiatru 12%, geotermii 5%. Utrzymuje się dość wysoki stopień
zainteresowania energią z węgla (24%), co zapewne wynika z faktu, iż dla
90% odbiorców jest to podstawowe źródło energii. Wyniki sugerują pro
prosumenckie nastawienie badanych, którzy wykazują chęć szukania al255
Urząd Regulacji Energetyki, Raport Prezesa, Urzędu Regulacji Energetyki , Warszawa, 28 czerwca
2013 r., s. 66.
Polacy o źródłach energii odnawialnej, Wyniki badania opinii publicznej – 2013 r. Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2013, http://www.ieo.pl/pl/ekspertyzy/doc_details/652-wyniki-badaopinii-publicznej-polacy-o-rodach-energii-odnawialnej.html.
256
186
ternatyw dla tradycyjnego nośnika jakim jest węgiel. Uwagę zwraca nikłe
zainteresowanie energetyką atomową (1%).
Drugi wniosek z cytowanych badań jest taki, iż poparcie dla OZE wyrażane jest przez większość respondentów. Zwolennikami mikroinstalacji są
głównie mieszkańcy miast powyżej 100 tys. mieszkańców, ale także mieszkający w miastach poniżej 20 tys. mieszkańców, osoby aktywne zawodowo
(w tym przede wszystkim kierownicy/specjaliści, prywatni przedsiębiorcy,
pracownicy administracji i usług, robotnicy i rolnicy).
Wykres VIII.1. Gotowość do korzystania z OZE w gospodarstwie domowym
Źródło: Polacy o źródłach energii odnawialnej op. cit. s. 2
Trzeci wniosek z badania dotyczy gotowości do inwestowania w małe,
przydomowe, odnawialne źródła energii. Okazuje się, że 45% badanych
jest gotowych na takie inwestycje, 21% badanych gotowych byłoby do takiej
inwestycji w okresie nie więcej niż 2 lat, a 24% – mogłoby poczekać dłużej.
Najwięcej osób wyrażających gotowość zainwestowania w małe przydomowe źródła energii odnawialnej znajdowało się wśród: rolników (56%), osób
młodych (57%), osób aktywnych zawodowo (53%, dla porównania – wśród
biernych odsetek ten wynosi 38%), prywatnych przedsiębiorców i kierowników/specjalistów (odpowiednio 70% i 61%), mieszkańców domów jednorodzinnych (56%) i kilkurodzinnych (62%)osób, których zamieszkiwany lokal nie jest podłączony ani do sieci gazowej, ani ciepłowniczej, 52%
chciałoby zainwestować w przydomowe, małe odnawialne źródła energii,
a tylko 30% nie byłoby tym zainteresowanych w ogóle.
187
Ostania konkluzja z cytowanych badań jest taka, iż inwestowanie w mikroinstalacje zdeterminowane jest oczekiwanym okresem zwrotu kosztów inwestycji. Wg 50% respondentów nie powinien on przekroczyć 7 lat,
a wśród osób wyrażających gotowość inwestowania w małe OZE w ciągu
najbliższych dwóch latach większość gotowa byłaby czekać maksymalnie
4 lata na zwrot poniesionych kosztów. Właściciele domów jednorodzinnych częściej deklarowali dłuższy czas oczekiwania (5 lat lub więcej 30%),
właściciele mieszkań w blokach (18%) czy wynajmujący i lokatorzy domów (11%) i mieszkań (16%). Rolnicy należeli do tej grupy respondentów,
którzy w stosunkowo najwyższym odsetku (10%) akceptowali najdłuższy
możliwy okres oczekiwania na zwrot kosztów – powyżej 10 lat257 .
Rynek mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii jest szacowany obecnie
na 4,5 mld złotych, a do 2020 r. może się zwiększyć nawet sześciokrotnie
przy realizacji zapisów rządowego planu działania i może wynieść 26,5 mld
zł. Szacuje się, że inwestycje w przydomowe mikroźródła tylko do produkcji
energii elektrycznej wyniosłyby 12 mld zł i dałyby 1,9 GW nowych mocy – tyle,
ile największe planowane obecnie w Polsce bloki na węgiel w Elektrowni Opole258. Do tej pory już 223 tysiące Polaków zainwestowało w mikroinstalacje
OZE (kolektory słoneczne, pompy ciepła, małe elektrownie wiatrowe, kotły
na biomasę, mikrobiogazownie czy domowe systemy fotowoltaiczne).
8.4. Determinanty rozwoju energetyki prosumenckiej
Rozwój energetyki prosumenckiej niesie za sobą liczne wyzwania i problemy, wymaga redukcji wielu barier instytucjonalnych, prawnych i świadomościowych. Rozwój mikroinstalacji jest punktem wyjścia do tworzenia
mikrosieci, inteligentnych sieci energetyki prosumenckiej. To wymaga inwestycji w sieci oraz etapowania rozwoju systemów.
Poważnym problemem jest niestabilność systemów OZE zależnych od warunków meteorologicznych (siły wiatru, nasłonecznienia, szczególnie fotowoltaiki), co jest poważnym ograniczeniem w rozwoju mikroinstalacji, wymaga magazynowania energii oraz jej bilansowania. W opracowaniach na temat
mikroinstalacji wskazuje się na konieczność tworzenia systemu wymiany
energii pomiędzy prosumentami (budynkami) i dzielenia się nadwyżkami
energii. Zmiany mentalnościowe, czyli przekształcenie właścicieli budynków
w prosumentów, a budynków w mikroelektrownie z mikroinstalacjami.
Polacy o źródłach energii odnawialnej, Wyniki badania opinii publicznej – 2013 r., op.cit.
257
258
188
Konieczne działania w omawianej sprawie wymagają zmian na poziomie regulacyjnym, prawnym. W małym trójpaku znalazły się zapisy, o które wnioskowali specjaliści od OZE. Chodzi tutaj o:
– zwolnienie z obowiązku uzyskania decyzji o pozwoleniu na budowę
mikroinstalacji OZE i związanej z nimi infrastruktury,
– w przypadku mikroinstalacji OZE do wytwarzania energii elektrycznej wyeliminowanie barier prawnych: zwolnienie z konieczności uzyskiwania koncesji oraz wpisu do rejestru działalności regulowanej,
zwolnienie z konieczności rejestracji działalności gospodarczej w celu
sprzedaży nadwyżki energii elektrycznej do sieci energetycznej, nałożenie na operatora systemu dystrybucyjnego wszelkich obowiązków
z tytułu rejestracji instalacji w wymaganych rejestrach i dokumentach,
zapewnienie możliwości przyłączenia do sieci dla budynków i obiektów posiadających przyłącze elektryczne na podstawie zgłoszenia,
– zwolnienie prosumentów z opłat za przyłączenie wraz z nieodpłatną
instalacją układów pomiarowych przez operatora sieci.
Nie rozstrzygnięta została kwestia systemu wsparcia dla mikroinstalacji,
takich jak choćby259:
– zapewnienie wsparcia systemem stałych (dla danej inwestycji) taryf
gwarantowanych z czasem gasnącego dla nowych inwestorów (aż do
zera w 2020 roku), który zrówna koszt energii z mikroinstalacji z kosztem energii z sieci niskiego napięcia na odpowiedniej taryfie,
– zapewnienie wieloletniego wsparcia dotacjami z funduszy ekologicznych oraz możliwości skorzystania z kredytów preferencyjnych pozwalających prosumentom na uzyskanie okresu zwrotu inwestycji na
poziomie nie dłuższym niż 6–8 lat (krokiem w tym kierunku wydaje
się być opisany wczesnej Program Prosument przygotowywany przez
NFOŚiGW),
– objęcie kosztem kwalifikowanym systemów magazynowania energii
(głównie w postaci ciepła) oraz nakładów na integrację mikroinstalacji w systemy hybrydowe,
– utworzenie priorytetu związanego z finansowaniem zakupu i montażu mikroinstalacji OZE przez osoby fizyczne oraz małe i średnie
przedsiębiorstwa w Programach Operacyjnych (RPO).
Wdrożenie idei prosumenta będzie możliwe do realizacji tylko wówczas, gdy uchwalona zostanie ustawa o OZE w wersji zbliżonej do projektu Ministerstwa Gospodarki z października 2012 roku. Obserwując
poczynania organów państwowych, trudno oprzeć się wrażeniu, iż polityka ta zmierza w kierunku tworzenia rozwiązań prawnych sprzyjają Zob. Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii, op.cit.
259
189
cych umacnianiu pozycji tradycyjnej energetyki i koncernów energetycznych i stanowi przykład walki o własne interesy zainteresowanych
stron.
Kolejnym warunkiem powodzenia idei prosumenta jest kampania informacyjno-szkoleniowa (uruchomiona możliwie szybko) pozwalająca na
popularyzację idei mikroinstalacji, dająca możliwości poznania systemów
wsparcia (o ile takie zostaną ostatecznie stworzone), poznanie potencjału
i możliwości wyboru mikroinstalacji OZE. To powinno ułatwić podejmowanie decyzji przez prosumentów.
W środowisku zajmującym się OZE mówi się także o uruchomieniu
strategicznego programu badawczego w obszarze rozwoju technologii mikroinstalacji, tworzenia systemów hybrydowych, sieci, magazynowania ciepła i energii elektrycznej. IEO sugeruje, iż skala tego programu nie powinna być mniejsza niż wartość programu na rzecz uruchomienia krajowego
potencjału gazu łupkowego, tj. rzędu 1 mld zł. Warunkiem skuteczności
badawczej programu powinno być zintegrowanie badań dziś w rozproszonych w wielu ośrodkach badawczych i firmach.
8.5. Korzyści z energetyki prosumenckiej
Rozwój mikroinstalacji OZE może przynieść szereg korzyści obywatelom i gospodarce. Makroekonomiczne efekty ekonomiczne i społeczne
sprowadzają się głównie do:
– zmiany struktury produkcji energii,
– zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego,
– wzrostu aktywności gospodarczej obywateli, pobudzenia inwestycji
prywatnych,
– zwiększenia świadomości ekologicznej,
– wypełnienia zobowiązań wobec UE w zakresie OZE,
– wzrostu zatrudnienia (sfera produkcji urządzeń, instalatorzy), według badań IEO, w Polsce, obroty na rynku OZE w 2011 roku wyniosły 3,05 mld euro, a zatrudnienie 34,6 tys. osób,
– redukcji zanieczyszczenia,
– rozwoju rynku urządzeń (systemy pomiarowe, instalacje hybrydowe).
W skali mikroekonomicznej rozwój mikroinstalacji oznacza:
– aktywizację wielu drobnych inwestorów. W scenariuszu IEO do 2020
roku liczba prosumentów wzrośnie ponad 10-krotnie z 223 tys. dziś
do 2523 tys. Największe zmiany w strukturze posiadaczy mikroinstalacji w latach 2013–2020 dotyczą szybkiego przyrostu użytkowników
190
ogniw słonecznych (wzrost o niemalże 948 tys. instalacji i uzyskanie
38% udziału w rynku)260,
– możliwość dodatkowych dochodów ze sprzedaży wyprodukowanej
energii nadwyżkowej. Ustawa przewiduje taką możliwość, jednak
wprowadza pewne ograniczenia. W myśl stanowiska Ministra Gospodarki prosumenci będą mogli sprzedać do sieci co najwyżej 30%
wyprodukowanej energii, a dochód ze sprzedaży każdej megawatogodziny energii zostanie ograniczony do 80% średniej ceny energii na
rynku konkurencyjnym z roku poprzedniego pomnożonej przez maksymalną wielkość współczynnika dla danej technologii, z dodatkową
premią dla wszystkich mikroinstalacji 0,5%. W praktyce, za sprzedaż
nadwyżek w postaci 1 MWh energii np. z ogniwa fotowoltaicznego
otrzyma on ok. 342 zł, a z mikrobiogazowni rolniczej ok. 263 zł. Ma
to odbywać się bez żadnych formalności, ma być zagwarantowany jej
odbiór po cenie, którą kształtuje się według średniej opłaty za energię
elektryczną na rynku konkurencyjnym z poprzedniego roku. Kolejna
ważna zasada – sprzedaż energii przez prosumentów nie zostanie
objęta systemem zielonych certyfikatów, a współczynniki korygujące
wartość certyfikatów dla firm produkujących zieloną energię, prosumentom będą przysługiwać dla średniej ceny energii z roku poprzedniego ogłaszanej przez URE corocznie do końca marca. Oznacza, to, że w efekcie nieobjęcia prosumentów systemem świadectw
pochodzenia, ich dochód ze sprzedanej energii będzie mniejszy niż
w przypadku firm, którym będą przysługiwać certyfikaty, choć wraz
ze wzrostem cen energii, z roku na rok ich dochód obliczany przez
pomnożenie średniej ceny energii i współczynnika korygującego będzie systematycznie rósł261. Nie doprecyzowano okresu korzystania
współczynników korygujących może być w takim razie wyznaczany
przez żywotność danej instalacji, czyli np. 25 lat – dla małych elektrowni wiatrowych czy instalacji fotowoltaicznych262. System zielonych certyfikatów dla danej instalacji ma obowiązywać przez maks.
15 lat. Oznacza to różne traktowanie osób fizycznych – właścicieli
przydomowych mikroinstalacji oraz dużych firm, a tym samym podważa sens prowadzenia działalności prosumenckiej.
260
Np. jeżeli średnia cena energii w 2020 roku wzrośnie do 350 zł (tak jak prognozuje MG), dochód
z systemu fotowoltaicznego prosumenta w roku 2021 może być obliczany w następujący sposób (350 zł
× 0,7) × 2,5 (zakładając, że wartość współczynnika obowiązująca w momencie oddania instalacji do
użytku nie zmieni się przez cały okres jej użytkowania).
261
MG pokazało projekt ustawy o OZE. Co zawiera http://gramwzielone.pl.
262
191
Jako wzór dla polskiej polityki prosumenckiej podaje się Wielką Brytanię,
gdzie w 2009 roku po wprowadzeniu programu stałych taryf dla prosumentów, liczba mikroinstalacji wzrosła z 98 tys. w 2008 r. do 358,3 tys. w 2012 r.
Dziś moc brytyjskich mikroinstalacji już obecnie wynosi 1,66 GW.
Konkludując, należy stwierdzić, iż:
– skutki dzisiejszych decyzji w sprawie OZE będą odczuwalne przez kilkadziesiąt lat. Pytanie, na ile polityka rządu i prace nad ostateczną
wersją projektu OZE będzie zbieżna z powyższymi założeniami. Obserwując dyskusję wokół ustawy i coraz to nowe propozycje rozwiązań
można odnieść wrażenie, że trwa spór pomiędzy różnymi opcjami;
– realizacja systemu energetyki prosumenckiej ułatwi realizację dyrektyw UE. Przypomnijmy, iż w Dyrektywie263 zobowiązuje się państwa
członkowskie do zagwarantowania pewności dla inwestorów i zachęcanie do ciągłego rozwijania technologii, które wytwarzają energię ze
wszystkich rodzajów źródeł odnawialnych (teza 14). I dalej – celem
dyrektywy jest ułatwienie transgranicznego wspierania energii z tych
źródeł bez wpływania na krajowe systemy wsparcia i połączenia miedzy sieciami poszczególnych krajów (teza 25). Z kolei Komunikat KE
„Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii”264 wskazuje obszary, w których należy zintensyfikować wysiłki do
2020 r. dla osiągnięcia celów UE w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, przy jednoczesnym zachowaniu racjonalności pod względem kosztów. Są to m.in.:
a)rynek energii (konieczność utworzenia wewnętrznego rynku
energii oraz potrzeba stworzenia zachęt dla inwestycji w wytwarzanie energii);
b)ulepszenie systemów wsparcia (systemy zachęcające do zmniejszania kosztów OZE);
c)mechanizmy współpracy i wymiany handlowej większe wykorzystanie mechanizmów współpracy w zakresie obrotu energią
z OZE).
– dziś OZE cieszą się wysoką akceptacją społeczną ze względu na swój
rozproszony charakter oraz korzyści środowiskowe i społeczno-ekonomiczne. Mikroinstalacje mogą tę tendencję utrzymać, w przeciwieństwie do dużych projektów OZE i związane z nimi obawy, co
do wykorzystania gruntów pod OZE oraz innych skutków, np. dla
gospodarki żywnościowej;
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE, z dnia 23 kwietnia 2009, op.cit.
263
KE, Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii, op.cit.
264
192
– rosnący udział elektryczności z OZE może oznaczać trudności z integracją źródeł odnawialnych z siecią energetyczną, która zbudowana
była w czasach energetyki scentralizowanej, kiedy dostawa energii
bazowała na krajowych systemach przesyłowych, a przepływy energii i dostawy były względnie dobrze kontrolowane. Wraz z rozwojem
OZE konieczna będzie rozbudowa sieci elektroenergetycznej i nadanie jej nowych funkcji.
193
Zakończenie
Rozwój energetyki odnawialnej jest nieodwracalnym kierunkiem działania UE i poszczególnych państw. Wszystkie dokumenty unijne jednoznacznie definiują problemy związane z OZE oraz obowiązki członków
Wspólnoty. W rozwoju energetyki coraz większą rolę odgrywają rozproszone źródła generacyjne o małej mocy. W kierunku energetyki rozproszonej
idą propozycje w projekcie ustawy o OZE i wprowadzone tam pojęcia mikroinstalacji i prosumenta. Powodzenie OZE zależeć będzie od rychłego
uchwalenia i wdrożenia nowej ustawy o odnawialnych źródłach energii w
kształcie, który może stymulować rozwój tych warunków w naszym kraju
oraz konsekwentnego wdrażania idei prosumenta. Te działania wyznaczą
kształt energetyki w naszym kraju.
194
Bibliografia
1. Bauen A., M. Grubb, Art. Biomass energy options and Policy integration –
Europe and beyond, Imperial College Centre for Energy Policy and Technology, London 2004.
2. Berger I., Perfecting the Power Grid. IEEE Power & Energy Society, 2008, nr 9.
3. Biologia. Multimedialna encyklopedia PWN Edycja 2.0. pwn.pl.
4. Boczar T., Energetyka wiatrowa – aktualne możliwości wykorzystania, Wydawnictwo Pomiary Automatyka Kontrola, Warszawa 2007.
5. Borys T. (red.), Zarządzanie zrównoważonym rozwojem, Agenda 21 w Polsce
– 10 lat po Rio, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, Białystok 2003.
6. BP Statistical World Energy Review 2012. http://www.bp.com/en/global/
corporate/about-bp/statistical-review-of-world-energy-2012.html (pobrano
10.06.2012).
7. Brzeziński M. i inni, Małe (przydomowe) elektrownie wiatrowe, www.zaber.
com.pl
8. Callé Francisco Rosillo, The biomass assessment handbook: bioenergy for
a sustainable environment, Earthscan, 2007, s. 16.
9. Cao D.M., Pudjianto D., Strbac G., Martikainen A., Karkkainen S., Farin
J.: Cost and benefits of DG connections to grid system. DG-GRID research
project WP3. 2006, nr 12.
10. Carley M., Ph. Spapens, Dzielenie się światem. Zrównoważony sposób życia i globalnie sprawiedliwy dostęp do zasobów naturalnych w XXI wieku,
tłum. Jerzy Bałdyga, Wyd. Ekonomia i Środowisko, Białystok 2000.
11. Cebula J., Latocha L., Biogazwnie Rolnicze elementem gospodarczego wykorzystania pozostałości z produkcji rolniczej oraz rozwoju rozproszonej energetyki odnawialnej. http://www.czwa.odr.net.pl/x_download/BIOGAZOWNIE_ROLNICZE_KATOWICE-2005.pdf
12. Decyzja nr 1230/2003/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26
czerwca 2003 r. przyjmująca wieloletni program działania w dziedzinie energii: Inteligentna Energia – Europa (2003–2006).
13. Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26
June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity
and repealing Directive 96/92/ EC, Official Journal of the European Union
(OJ EU) L 176/37 of 15.7.2003.
14. Dokumenty końcowe Konferencji Narodów Zjednoczonych, Środowisko i Rozwój,1993 na stronie: http://bs.sejm.gov.pl/F?func=find-b&request=000004496&find_code=SYS&local_base=BIS01.
195
15. Dyrektywa 2001/77/WE z dnia 27 września 2001 r. w sprawie wspierania
produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł
odnawialnych. Dz.U. L 283/33 z 27.10.2001.
16. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz
2003/30/WE.
17. Energy Business Reports: Distributed Generation – the Next Step in Power
Distribution, 2009.
18. Energy Business Reports: What are the benefits of Microgrids?, 2009.
19. Energy Business Reports: Will Smart Grids Revolutionize Power Transmission?, 2008.
20. Energy for the Future: Renewable Sources of Energy – Green Paper for
a Community Strategy [COM(96) 576].
21. European Commission, Energy for the Future: Renewable Sources of Energy.
White Paper for a Community Strategy and Action Plan. COM(97)599 final
(26/11/1997).
22. European Commission, Green Paper – Towards a European strategy for the
security of energy supply [COM(2000) 769], listopad 2000.
23. European Environmental Bureau (EEB) Response to the Commission Green
Paper on Integrated Product Policy, Brussels 2001.
24. Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej
energii, KOM(2006) 105 wersja ostateczna, 08.03.2006; Dokument roboczy
służb Komisji, Streszczenie sprawozdania z analizy debaty na temat zielonej
księgi Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii, SEC(2006) 1500.
25. Eurostat, http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/
Renewable_energy_statistics (25.03.2013).
26. Eurostat, http://europa.eu/legislation_summaries/energy/renewable_energy/
l27065_pl.htm.
27. Eurostat, Renewable energy statistics, Issue number 56/2010.
28. Eurostat, Statistics in focus, Renewable energy. Analysis of the latest data on
energy from renewable sources, 44/2012.
29. Głodek E., Przewodnik biogaz rolniczy, Instytut Ceramiki Materiałów Budowlanych, Oddział Inżynierii Materiałowej, Procesowej i Środowiska, Opole
2010, www.immb.opole.pl.
30. Górecki W. (red.), Atlas zasobów geotermalnych formacji mezozoicznej na
Niżu Polskim, Ministerstwo Środowiska, Kraków 2006.
31. Grubb M., Biomass energy options and Policy integration – Europe and beyond, Imperial College Centre for Energy Policy and Technology, London 2004.
32. Gupta Harsh K., Sukanta Roy, Geothermal energy: an alternative resource
for the 21st century, Elsevier 2007.
33. GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 roku, Warszawa 2011.
34. GUS, Energia ze źródeł odnawialnych w 2011 roku, Warszawa 2012.
35. GUS, Zamieszkane budynki, Narodowy Spis Powszechny Ludności i Mieszkań,
Warszawa 2011: http://www.stat.gov.pl/gus/5840_14347_PLK_HTML.htm.
196
Bibliografia
36. GUS, Zasady metodyczne sprawozdawczości statystycznej z zakresu gospodarki paliwami i energią oraz definicje stosowanych pojęć – Zeszyt metodyczny GUS, Warszawa 2006.
37. Informacje Poddębickiego Centrum Zdrowia.
38. Informacje Dyrekcji Elektrowni Wiatrowej Kamieńsk Sp. z o.o.
39. Informacje firmy Solarprojekte, Niemcy Kaiserslautern.
40. Informacje z Wojewódzkiego Specjalistycznego Szpitala im. dr Wł. Biegańskiego w Łodzi.
41. Jabłońska M. R., Zieliński J. S., Rozwój odnawialnych źródeł energii elektrycznej na poziomie gminy. Wisła 2011.
42. Jakubiak J., R.Maciukiewicz, A.Piasecka, Energia Wiatrowa, Wydawnictwo
Powszechno-dydaktyczne READ A BOOK, Słupsk 2010.
43. Jednolity Akt Europejski.
44. Jestin L., Polska energetyka do roku 2030, „Energetyka” 2004, nr 9.
45. Juchniewicz L., A. Dobroczyńska, Transformacja ustrojowa w polskiej elektroenergetyce. Od pełnego monopolu naturalnego ku pełnej konkurencyjności, Biuletyn URE 2005, nr 6.
46. Kafel K., W gąszczu definicji zrównoważonego rozwoju, Ministerstwo Edukacji Narodowej, 2007.
47. Karska A., M. Hajto, Możliwości zagospodarowania złóż wód termalnych
w rejonie miasta Poddębice, Technika Poszukiwań Geologicznych, Geotermia, Zrównoważony Rozwój, rocznik 48, zeszyt 2/2009 (244).
48. Kassenberg A., Zagrożenia ekologiczne dla Europy [w:] Europa w perspektywie roku 2050, wyd. Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” przy Prezydium
PAN, Warszawa 2007.
49. Kenig-Witkowska M. M., Międzynarodowe prawo środowiska, Wolters Kluwer Polska, Warszawa, 2011.
50. Kłosek K., Wielka Tama Trzech Przełomów na Jangcy, „Nowoczesne Budownictwo Inżynieryjne” Maj – Czerwiec 2008.
51. Komisja Europejska, Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego,
Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów, Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii,
Bruksela, dnia 6.6.2012 r. KOM(2012) 271.
52. Komisja Europejska, Zielona Księga Energii: Europejska Strategia na Rzecz
Zrównoważonej, Konkurencyjnej i Bezpiecznej Energii, Bruksela 2006
KOM(2006) 105 wersja ostateczna {SEK(2006) 317}.
53. Komisja Europejska, Zielona Księga, Energia dla przyszłości: odnawialne
źródła energii, Bruksela 1996.
54. Komisja Europejska, Zielona Księga, Ramy polityki w zakresie klimatu
i energii do 2030 roku, Bruksela 27.03.2013 COM (2013) 169 final.
55. Komisja Wspólnot Europejskich, Zielona Księga, W kierunku bezpiecznej, zrównoważonej i konkurencyjnej europejskiej sieci energetycznej {SEC(2008)2869},
KOM(2008) 782 wersja ostateczna/2 Bruksela, dnia 07.01.2009.
56. Komisja Wspólnot Europejskich, K��
omunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego Europejska polityka energetyczna {SEK(2007) 12}.
197
57. Komisja Wspólnot Europejskich, Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej podsumowanie oceny wpływu,{KOM(2006) 848 wersja ostateczna}
{sek(2006) 1719}{sek(2007) 12}. Dokument roboczy służb komisji Bruksela, dnia 10.01.2007.
58. Komisja Wspólnot Europejskich, Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu
Europejskiego, Działania wynikające z zielonej księgi, Sprawozdanie w sprawie postępów w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł, odnawialnych, Bruksela, dnia 10.01.2007 KOM(2006) 849 wersja ostateczna {SEK(2007) 12}.
59. Komunikat komisji z dnia 10 stycznia 2007 r. Mapa drogowa na rzecz energii
odnawialnej – Energie odnawialne w XXI wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości [KOM(2006) 848 wersja ostateczna – nieopublikowany
w Dzienniku Urzędowym,
60. Komunikat Komisji, Europa 2020 Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu społecznemu, Bruksela,
03.03.2010, KOM(2010) 2020 wersja ostateczna.
61. Korban Z., Wybrane aspekty wykorzystania energetyki wiatrowej w Polsce,
„Górnictwo i Geologia” 2010, zeszyt 2.
62. Kotyński J., Energetyczna przyszłość Europy, [w:] Europa w perspektywie
roku 2050, wyd. Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” przy Prezydium PAN,
Warszawa 2007.
63. Kozłowski S., Ekorozwój, Wyzwanie XXI wieku, Wydawnictwo Naukowe
PWN, Warszawa 2000, s. 56.
64. Kozłowski S., Regionalne strategie rozwoju zrównoważonego, Wydaw. Ekonomia i Środowisko, Białystok 2004.
65. Krajowy plan rozwoju mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii do 2020
roku, Instytut Energetyki Odnawialnej, Związek Pracodawców Forum Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2013.
66. Ligus M.: Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii – analiza
kosztów i korzyści. Ce De Wu, Warszawa 2010.
67. Nowicki M., Nadchodzi era Słońca, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 2012.
68. MacKay David JC, Zrównoważona Energia – bez Pary w Gwizdek, przekł.
z języka angielskiego, adaptacja i obliczenia dla Polski, M. Popkiewicz,
M.Śmigrowska, Fundacja EkoRozwoju, Wrocław 2011, Wydanie I.
69. Malko J., Perspektywy technologii energetycznych dla Europy, [w:] Europa
w perspektywie roku 2050, wyd. Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” przy
Prezydium PAN, Warszawa 2007.
70. Malko J., Energetyczna strategia Unii Europejskiej. Czyżby nowe podejście
do starych problemów? [w:] „Wokół energetyki” – czerwiec 2006.
71. Malko J., O ewolucji systemów dystrybucyjnych, „Energetyka” 2008, nr 1.
72. Malko J., Sieci inteligentne – zasady i technologie, „Rynek Energii” 2009, nr 3.
73. Malko J., Wojciechowski H.: Europejska platforma technologiczna sieci inteligentnych „Smart grids”, „Instal” 2009, nr 5.
74. Malko J., Wojciechowski H., Europejska platforma technologiczna sieci inteligentnych „Smart grids”, „Instal” 2009, nr 5.
198
Bibliografia
75. Malko J., Generacja rozproszona jako czynnik zwiększenia niezawodności
dostaw energii elektrycznej do odbiorców, „Energetyka” 2004, nr 12.
76. Malko J., Starość – nie radość, czyli o starzejącej się infrastrukturze, „Wokół
Energetyki” 2006, nr 8.
77. Matusiak B., Pamuła A., Zieliński J. S., New Idea in Power Network Development. Selected Problems, „Przegląd Elektrotechniczny” 2011, nr 2.
78. Matusiak B., Pamuła A., Zieliński J.S., Technologiczne i inne bariery dla
wdrażania OZE i tworzenia nowych modeli biznesowych na krajowym rynku energii, „Rynek Energii” 2010, nr 4.
79. Matusiak B., Pamuła A., Zieliński, J.S., Odnawialne, źródła energii i ich rola
w bilansie energetycznym, Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ‚11,
Jurata 8–10 czerwca 2011, Tom III.
80. Matusiak B., Zieliński J.S., Renewable Energy Sources Intrusion Into SmartGrids – Selected Problems, Wisła 2011.
81. Matuszek W., Stan aktualny i rozwój hydroenergetyki jako źródło OZE,
„Elektroenergetyka” NR 1/2005 (52).
82. Ministerstwo Środowiska w Polsce, Przegląd i perspektywy dla rynku drewna, 2002.
83. Ministerstwo Środowiska, Strategia rozwoju energetyki odnawialnej, Warszawa 2000.
84. Nikodem W., Energetyka rozproszona jako ekologiczna alternatywa dla
energetyki zcentralizowanej, tradycyjnej (inwestycje w energetyce lokalnej),
„Energetyka” 2002, nr 5.
85. Opinia Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego w sprawie komunikatu Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów Energia odnawialna:
ważny uczestnik europejskiego rynku energii, COM(2012) 271 final.
86. Opinia Komitetu Regionów Energia odnawialna: ważny uczestnik europejskiego rynku energii (2013/C 62/11).
87. Parlament Europejski i Rada, Dyrektywa 2001/77/Ec w sprawie promocji
energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na wewnętrznym rynku energii,
Bruksela 2001.
88. Paska J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła, Warszawa:
Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2010.
89. Pęczalski Z., Problematyka „czystej” energii elektrycznej i koniecznej transformacji energetyki w ciągu 15-20 lat, Warszawa 2002.
90. Pluta Z., Słoneczne instalacje energetyczne, OWPW, Warszawa 2003.
91. Polacy o źródłach energii odnawialnej. Wyniki badania opinii publicznej
– 2013 r., Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2013, http://www.
ieo.pl/pl/ekspertyzy/doc_details/652-wyniki-bada-opinii-publicznej-polacy-orodach-energii-odnawialnej.html.
92. Polityka Energetyczna Polski do roku 2030. Dokument przyjęty przez Radę
Ministrów 10 listopada 2009 r.
93. Prawo energetyczne, Dz.U. z 2012 r. poz. 1059.
94. Pricing Sunshine. The Economist, 2012 (pobrano:10.06.2013).
199
95.Projekt ustawy OZE z lipca 2013 r.
96.Prometheus Institute and Greentech Media, PV News, April 2008.
97.Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie
zmian klimatu, sporządzony w Kioto dnia 11 grudnia 1997 r. w Dz.U. 2005
Nr 203 poz. 1684.
98.Raport Komisji Światowej na temat Środowiska i Rozwoju z 11 grudnia 1987,
A/RES/42/187 na stronie: http://www.un.org/documents/ga/res/42/ares42187.htm (pobrano: 18.12.2012).
99.Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, Warszawa, 28 czerwca 2013 r.
100.Raport Stan energetyczny budynków w Polsce BuildDesk Polska http://6paliwo.
pl/wp-content/uploads/2013/03/2010-12-stan-energetyczny-budynkow.pdf.
101.Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz.U.
z 2007 r. Nr 93, poz. 623, z późn. zm.
102.Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r, Dz.U.
z 2012 r. poz. 1229.
103.Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 30
maja 2003 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii
elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej
wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz.U. Nr 104, poz. 971).
104.Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 14 czerwca 2007 r. w sprawie
dopuszczalnych poziomów hałasu w środowisku (Dz.U. z 2007 r. Nr 120,
poz. 826).
105.Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2008 r. w sprawie
wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów
ilości pobieranej wody (Dz.U. z 2007 r. Nr 206, poz. 1291).
106.Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej i uchylające decyzję nr
1364/2006/WE Bruksela, dnia 19.10.2011 KOM(2011) 658 wersja ostateczna.
107.Rozporządzenie wykonawcze: rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia
19.12 2005 w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej oraz zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych
źródłach energii, zastąpione przez nowe rozporządzenie w sierpniu 2008 r.
108.Schueco, Instalacje fotowoltaiczne, www.schueco.pl (pobrano 12.06.2013).
109.Szukalski S.M., Gospodarka Europy w perspektywie 2050 roku [w:] Europa
w perspektywie roku 2050, wyd. Komitet Prognoz „Polska 2000 Plus” przy
Prezydium PAN, Warszawa 2007.
110.Szyjko C., Przyszłość infrastruktury energetycznej w UE, „Czysta Energia”
2011, nr 3.
111.Tadych J., Projekt Zagospodarowania Złoża Poddębice GT-2. Opracowanie
na zlecenie Geotermia Poddębice Sp. z o.o. pn.
112.Thornley P., European (Bio)Energy Policy 1996–2006, University of Manchester, 2006, https://www.escholar.manchester.ac.uk/uk-ac-man-scw:33426.
113.Tytko R., Odnawialne źródła energii, Wydanie V, OWG, Warszawa 2011.
200
Bibliografia
114.United Nations, Report of the World Commission on Environment and Development: Our Common Future, Transmitted to the General Assembly as an
Annex to document A/42/427 – Development and International Co-operation: Environment. United Nations 1987.
115.Ustawa o podatku akcyzowym z dnia 6 grudnia 2008.
116.Ustawa prawo ochrony środowiska z 27 kwietnia 2001 r. dział II art.3. Dziennik Ustaw z 2001 r. Nr 62, poz. 627 z późn. zm.
117.Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, (Dz.U. z 2006 r. Nr
89, poz. 625, z późn. zm.).
118.Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. – Prawo wodne (Dz.U. z 2001 r. Nr 115 poz.
1229).
119.Ustawa z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz.U.
z 2004 r. Nr 173, poz. 1807).
120.Ustawa z dnia 24 lutego 1990 r. o likwidacji Wspólnoty Węgla Kamiennego
i Wspólnoty, Warszawa 1990.
121.Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz.U. z 2001 r.
Nr 62, poz. 627).
122.Ustawa z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz
o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U. z 2008 r. Nr 199, poz. 1227).
123.Wersja skonsolidowana traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej C 83/49 z 30.03.2010.
124.World Wind Energy Report 2009, World Wind Energy Association 2010.
125.World Wind Energy Report 2011, World Wind Energy Association 2012.
Źródła internetowe
126.http://agroenergetyka.pl/
127.h t t p : / / a r r . g o v . p l / i n d e x . p h p ? o p t i o n = c o m _
content&view=article&id=65&Itemid=71.
128.http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/166938,energa_chce_budowac_
zapore_w_nieszawie.html, (pobrano 12.06.2013).
129.http://bs.sejm.gov.pl/F?func=find-b&request=000004496&find_
code=SYS&local_base=BIS01.
130.http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_
production_and_imports (pobrano 25.03.2013).
131.http://eur-lex.europa.eu/pl/dossier/dossier_41.htm#2.
132.http://europa.eu/legislation_summaries/energy/renewable_energy/l27065_
pl.htm.
133.http://europa.eu/rapid/press-release_IP-12-571_pl.htm.
134.http://gramwzielone.pl/energia-sloneczna/1056/lista-instalacji-fotowoltaicznych-w-polsce.
135.http://gramwzielone.pl/trendy/7384/prosument-nfosigw-dofinansujemikroinstalacje-niezaleznie-od-ustawy-o-oze.
201
136.http://pl.wikipedia.org/wiki/Kolektor_s%C5%82oneczny.
137.http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/.
138.http://tbkecoenergy.pl/artykuly/271-koszty-montau-i-eksploatacji-instalacjifotowoltaicznej139.http://www.biogazienergia.pl/.
140.http://www.cire.pl/zielonaenergia/biomasa.html?smid=26, (08.07.2013).
141.http://www.ekoportal.gov.pl/opencms/opencms/ekoportal/prawo_dokumenty_strategiczne/PolitykaOchronySrodowiskaUE/GenezaPolitykiOchronySrodUE.html, (12.12.2012).
142.http://www.ekoportal.gov.pl/opencms/opencms/ekoportal/prawo_dokumenty_strategiczne/PolitykaOchronySrodowiskaUE/GenezaPolitykiOchronySrodUE.html, (12.12.2012).
143.http://www.elektrownie-wiatrowe.org.pl/.
144.http://www.energiagratis.pl/index.php?p=instalacje1,
145.http://www.energiaidom.pl/przydomowe-elektrownie-wiatrowe-korzysci-iregulacje-prawne.
146.http://www.greenpeace.org/poland/solar-generation/energia-sloneczna,
(11.03.2013).
147.http://www.gunb.gov.pl/dziala/pliki/ws1200712.pdf.
148.http://www.kolektory.eu/woda_rozm_el.php, (10.05.2013).
149.http://www.kospel.pl/pl/porady/kolektory-soneczne/95-przykadoweinstalacje-solarne.html.
150.http://www.mew.pl/, (pobrano 13.06.2013).
151.http://www.nfosigw.gov.pl/oze-i-efektywnosc-energetyczna/.
152.http://www.nscb.gov.ph/secstat/d_energy.asp, 11.03.2013.
153.http://www.portfel.pl/pdf/art299.
154.http://www.ptrm.pl/praktyka/warsztat-wyceny/male-elektrownie-wodnewarto-cenic-wartosc.
155.http://www.solarprojektegmbh.de/home.php.
156.http://www.un.org/documents/ga/res/42/ares42-187.htm.
157.http://www.unep.org.
158.http://www.unic.un.org.pl/johannesburg/.
159.http://www.ure.gov.pl/portal/pl/471/784/Odnawialne_zrodla_energii.html.
160.http://www.ure.gov.pl/portal/pl/617/5111/Dane_liczbowe.html.
161.www.globenergia.pl (12-04-2013).
162.www.pgedystrybucja.pl.
163.http://www.giwk.pl/files/220/148/199/1_rozdzial.pdf.
202
Załączniki
Załącznik VI.1
Wniosek o przyłączenie do sieci
www.lodz-teren.pgedystrybucja.pl
– Wniosek W-3 o określenie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej (PDF, 149.19 kB)
– Załącznik A do wniosku W-3 (PDF, 87.78 kB)
– Załącznik B do wniosku W-3 (PDF, 122.78 kB)
– Załącznik C do wniosku W-3. Specyfikacja techniczna – źródła fotowoltaiczne (PDF, 71.48 kB)
Załącznik VI.2
Wzory wniosków o zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej do pobrania:
http://zelt.pl/osd/index.php?id=26&idd=113&r=2009&m=01
– Formularz: ZGŁOSZENIE UMOWY SPRZEDAŻY (PDF, 114.98 kB)
– Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej (PDF,
83.19 kB)
– Regulamin świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej – Załącznik nr 1 (PDF, 132.67 kB)
– Warunki dostarczania i odbioru energii elektrycznej do Umowy o świadczenie usług dystrybucji en.el – V i VI grupa (do 40kW) (PDF, 60.8 kB)
– Warunki dostarczania i odbioru en. el. do Umowy o świadczenie usług
dystrybucji en.el -II, III, IV lub V gr (powyżej 40kW) (PDF, 69.24 kB)
– Wniosek o zawarcie umowy – Odbiorcy V lub VI grupa przył. (do 40kW)
(PDF, 60.58 kB)
– Wniosek o zawarcie umowy – Odbiorcy II, III, IV lub V grupa przył.
(powyżej 40kW) (PDF, 82.43 kB)
203
– Wniosek o zmianę parametrów dostaw energii elektrycznej (PDF, 65.08
kB
Załącznik VI. 3
Urząd Regulacji Energetyki – odnawialne źródła energii do pobrania:
http://www.ure.gov.pl/portal/pl/471/784/Odnawialne_zrodla_energii.html
– Pakiet informacyjny; Data publikacji: 09.08.2011 21:03; Data modyfikacji: 22.11.2011 11:53
– Załącznik 1.1a Wniosek o udzielenie koncesji (promesy koncesji) na wytwarzanie energii elektrycznej w odnawialnym źródle energii, wykorzystującym w procesie przetwarzania energię wiatru lub spadku rzek, Data
publikacji: 14.06.2011 14:33; Data modyfikacji: 24.11.2011 11:30
– Załącznik 1.1 Wniosek o udzielenie koncesji (promesy koncesji) na wytwarzanie energii elektrycznej w pozostałych odnawialnych źródłach
energii, Data modyfikacji: 24.11.2011 11:30
– Załącznik 1.2 Wymagane oświadczenia Data modyfikacji: 26.02.2010
15:43
– Załącznik 2. Wymagania dot. układów pomiarowo rozliczeniowych oraz
przygotowania opisu i schematu zainstalowania urządzeń; Data publikacji: 26.02.2010 15:45
– Załącznik 3. Założenia do przygotowania dokumentacji uwierzytelniającej dla instalacji wykorzystujących technologię wspólnego spalania biomasy lub biogazu z innymi paliwami. Założenia dla przygotowania opinii
do dokumentacji uwierzytelniającej, Data publikacji: 26.02.2010 15:47
– Załącznik 4. Przykłady (wybrane) uproszczonych schematów blokowych różnych rozwiązań wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii; Data publikacji: 26.02.2010 15:49.
204
Noty o autorach
Stanisław M. Szukalski – prof. dr hab. nauk ekonomicznych, Uniwersytet
Łódzki, Instytut Ekonomii, specjalność: makroekonomia i mikroekonomia, teoria przedsiębiorstwa – procedury planowania biznesu, marketing małej i średniej
firmy, finanse przedsiębiorstw. Opiekun specjalności: kierowanie małą i średnią
firmą na kierunku ekonomia. Stypendysta Fundacji Eberta (1989). Dwadzieścia
pięć lat doświadczenia jako konsultant, od 1989 roku właściciel firmy konsultingowej HAKON, zrealizowane projekty doradcze dla ponad 240 przedsiębiorstw
polskich i zagranicznych różnych sektorów z zakresu finansowania inwestycji,
biznesplanów, planów marketingowych, odnawialnych źródeł energii. Współautor projektu zrealizowanego dla Międzynarodowych Targów Łódzkich dot. pozyskania energii geotermalnej w celach grzewczych i chłodniczych dla obiektów
wystawienniczo-konferencyjnych MTŁ (pompy ciepła). Współzałożyciel konsorcjum Centrum Badawczo-Wdrożeniowe Energia Restitua powołanego do realizacji projektów z zakresu odnawialnych źródeł energii. Od trzech kadencji członek
Komitetu Prognoz Polska 2000 Plus przy Prezydium PAN. Autor kilkudziesięciu
publikacji naukowych (www.szukalski.uni.lodz.pl).
Sławomir Malinowski – dr nauk biologicznych, tytuł uzyskany na Wydziale Biologii
i Nauk o Ziemi UŁ (1996), Prezes Fundacji Centrum Wspierania Przedsiębiorczości w Poddębicach. Doświadczenie w zakresie przygotowywania wniosków aplikacyjnych do Funduszy Unijnych, przygotowywanie i ocena biznesplanów. W przeszłości
m.in. kierownik promocji i szkoleń w Łódzkim Oddziale Agencji Restrukturyzacji
i Modernizacji Rolnictwa, dyrektor Centralnego Ośrodka Badawczo-Rozwojowego w Łodzi, doradca Wojewody Łódzkiego ds. funduszy unijnych, przewodniczący
Regionalnej Rady Ochrony Przyrody w Łodzi, członek rady nadzorczej WFOŚiGW
w Łodzi. Współautor projektu zrealizowanego dla Międzynarodowych Targów Łódzkich dot. pozyskania energii geotermalnej w celach grzewczych i chłodniczych dla
obiektów wystawienniczo-konferencyjnych MTŁ (pompy ciepła). Współzałożyciel
konsorcjum Centrum Badawczo-Wdrożeniowe Energia Restitua powołanego do realizacji projektów z zakresu odnawialnych źródeł energii.
Małgorzata Zdzienicka – mgr, absolwentka Uniwersytetu Łódzkiego, Wydziału
Prawa i Administracji. Od 2001 r. Dyrektor Funduszu Rozwoju Przedsiębiorczości
w Poddębicach. Doświadczenie w przygotowaniu wniosków do programów unijnych, specjalista ds. rozliczeń finansowych w projektach unijnych, członek ko205
misji rekrutacyjnych w różnych projektach współfinansowanych ze środków unijnych. Autorka cyklu artykułów o odnawialnych źródłach energii dla miesięcznika
„Przyroda Polska”.
Grzegorz Jagoda – mgr inż., absolwent Politechniki Łódzkiej, Wydział Elektrotechniki, Elektroniki, Informatyki i Automatyki, kierunek: elektrotechnika, specjalność:
elektroenergetyka (2004), studia doktoranckie na Uniwersytecie Łódzkim, Wydział
Zarządzania, Katedra Informatyki. Pracuje w PGE Dystrybucja S.A. Oddział ŁódźTeren na stanowisku specjalisty ds. rozwoju. W latach 2009–2010 członek zespołu
„Optymalizacja procesu przyłączeniowego” powołanego przez PGE Dystrybucja S.A.
Uczestnik licznych szkoleń i seminarium m.in. Ustawa o OZE – analiza nowych
regulacji; Integracja elektrowni wiatrowych z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym dla operatorów systemów energetycznych oraz instytucji wykonujących
analizy systemowe (2009). Autor kilku publikacji na temat.
Witold Witowski – doktor nauk ekonomicznych w zakresie nauki o zarządzaniu,
mgr inż., Politechnika Warszawska, Wydział Mechaniki Precyzyjnej, specjalność:
mechanika – urządzenia i aparatura precyzyjna. Dyrektor Instytutu Organizacji
i Zarządzania w Przemyśle ORGMASZ, 16 lat doświadczenia we wdrażaniu projektów finansowanych ze środków UE, 8 lat doświadczenia na stanowiskach kierowniczych w administracji centralnej (2002–2010). Współzałożyciel konsorcjum
Centrum Badawczo-Wdrożeniowe Energia Restitua powołanego do realizacji projektów z zakresu odnawialnych źródeł energii.
Bartosz Szukalski – mgr, absolwent Uniwersytetu Łódzkiego, kierunku: międzynarodowe stosunki gospodarcze, specjalność: międzynarodowe stosunki gospodarcze. Obecnie zatrudniony w korporacji Xerox. Doświadczenie z zakresu
analizy finansowej.
Iwona Chełkowska-Kamionka – absolwentka Uniwersytetu Warszawskiego
(magister prawa 1972), ukończony kurs prawa gospodarczego w Kopenhadze
(1993 r.), praktyka w Hamline University Law School (Minneapolis,USA) oraz
w firmie prawniczej Oppenheimer Wolf & Donnelly w St. Paul, Minnesota, USA
w 1991 r. Wspólnik w Kancelarii R. Comi, E. I. Chełkowska-Kamionka, R. Worobiej Kancelaria Prawna Sp.j. W latach 2005–2011 członek zarządu TELFA – Trans
European Law Firm Alliance. Do 2011 członek zarządu Polsko-Hiszpańskiej Izby
Gospodarczej. Specjalizuje się w prawie cywilnym, handlowym, gospodarczym
oraz prawie pracy i ubezpieczeń społecznych. Posiada doświadczenie w zakresie
prawa inwestycji zagranicznych w Polsce. Współzałożycielka konsorcjum Centrum Badawczo-Wdrożeniowe Energia Restitua powołanego do realizacji projektów z zakresu odnawialnych źródeł energii.
Michał Jackowski – absolwent Wyższej Szkoły Handlu i Prawa im. Ryszarda
Łazarskiego w Warszawie. Posiada własną kancelarię radcy prawnego, zajmuje się
prawem cywilnym i gospodarczym, prowadzi postępowania sądowe, negocjacje,
przygotowuje i opiniuje umowy.
206

Tutaj - Fundacja Centrum Wspierania Przedsiębiorczości

Transkrypt

Podobne dokumenty

Rynek odnawialnych źródeł energii w województwie śląskim

O-2

PRZEWODNIK W ZAKRESIE EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ

Szkoła wspomagająca rozwój

Skrócona instrukcja obsługi

Magazyn Wytwórcy nr 2 – artykuł „Perma co

Document 3342