Zielona Księga Narodowego Programu

Transkrypt

Zielona Księga
Narodowego Programu Redukcji Emisji
Gazów Cieplarnianych
OPRACOWANIE
Społeczna
Rada
Narodowego
Programu Redukcji Emisji
WERSJA 07-FIN/SG
Warszawa, wrzesień 2010 r.
Zielona Księga
Słowo wstępne
Wstęp
Definicja i cel Zielonej Księgi
1.
Problemy wymagające rozwiązań – programy
1.1.
Przygotowanie narzędzi
1.1.1. Prawo
1.1.2. Finanse
1.1.3. Regulacja - taryfy
1.1.4. Organizacja – procedury i struktury
1.2.
Rozwój technologii
1.2.1. OZE (w tym Waste to energy)
1.2.2. Czyste Technologie Węglowe (w tym Carbon Capture and Storage)
1.2.3. Energetyka jądrowa (w tym Fuel, processing & waste management)
1.2.4. Sieci elektryczne
1.2.5. Sieci gazowe
1.2.6. Sieci ciepłownicze
1.2.7. Źródła (systemowe i lokalne)
1.2.8. Efektywność energetyczna
2
Zielona Księga
1.2.9. Transport niskoemisyjny (w tym elektryczny)
1.2.10. Bariery rozwoju zrównoważonego budownictwa
1.2.11. Teleinformatyka, cyfryzacja
1.2.12. Promocja innowacyjności
1.3.
Ochrona środowiska ETS, IPPC, Natura 2000 itp.
1.3.1. Planowanie emisji (budżet emisyjny)
1.3.2. Redukcja emisji
1.3.3. Kontrola emisji
1.4.
Kształtowanie świadomości społecznej
1.4.1. Edukacja
1.4.2. Informacja
1.4.3. Promocja
1.4.4. Dialog (konsultacje społeczne)
1.4.5. Współpraca
1.4.6. Współodpowiedzialność
1.5.
Zapewnienie bezpieczeństwa
1.5.1. Dywersyfikacja dostaw (LNG, TEN-E, TEN-G)
1.5.2. Integracja rynków
1.5.3. Niezawodność dostaw (Service Level Agreement)
2.
Zadania wymagające realizacji – akcje
2.1.
Reelektryfikacja kraju
2.2.
Gazyfikacja kraju
2.3.
Sensoryzacja i edukacja sieci
2.4.
Kogeneracja i uciepłownienie
2.5.
Restytucja mocy
2.6. Budowa nowych źródeł i modernizacja istniejących
2.7a. Zrównoważony rozwój w budownictwie
2.7a.1. Definiowanie wyrobów budowlanych
2.7a.2. Proekologiczne projekty budynków
2.7a.3. Proekologiczne systemy eksploatacji budynków
2.7a.4. Utylizacja lub ponowne stosowanie wyrobów budowlanych
2.7b. Termomodernizacja i certyfikacja budynków
2.8. Pasywacja budynków
3
Zielona Księga
2.8.1. Wysoki koszt inwestycyjny
2.8.2. Brak krajowego programu wsparcia
2.8.3. Nieprzejrzysty system certyfikacji energetycznej budynków
2.8.4. Niskie wymagania dla nowych budynków
Brak
2.8.5.
oficjalnego
zdefiniowania
standardów
–
pasywnego,
niskoenergetycznego, energooszczędnego
2.8.6. Brak dostatecznej wiedzy fachowej, wykwalifikowanych wykonawców
2.8.7. Brak dużych projektów badawczych, realizacji pilotażowych w sektorze
publicznym
2.8.8. Brak krajowych producentów odpowiednich komponentów pasywnych
2.9. Dekarbonizacja transportu
2.10. Reorganizacja transportu
2.11. Struktura przestrzenna
2.12.Wdrażanie Czystych Technologii Węglowych (w tym Carbon Capture and Storage)
2.12.1. Konieczność uruchomienia Polskiego Programu Flagowego Czystych
Technologii Węglowych
2.12.2. Potrzeba kompleksowej koordynacji i integracji działań
2.12.3.
Konieczność
przetestowania
nowych
technologii
–
„bloków
technologicznych”
2.12.4. Konieczność uczestnictwa w CCS Demonstration Programme
2.12.5.
Rozstrzygnięcia
składowiska
CO2
na
potrzeby
Programu
Demonstracyjnego CCS
2.12.6. Współpraca międzynarodowa i kształtowanie polityki w zakresie CCS
2.12.7. Problemy wdrażania instalacji „capture ready”
2.12.7.1. Problemy fazy przejściowej
2.12.7.2. Definicja „CCS Ready Plant”
2.12.7.3. Polityka w zakresie „CCS Ready”
2.12.8. Problemy transportu CO2
2.12.9. Budowa podziemnych składowisk CO2
2.12.10. Regulacje prawne pozwalające na podziemne składowanie CO2
2.12.10.1. Potrzeba wewnętrznej dywersyfikacji źródeł energii
2.12.10.2. Budowa potencjału wytwarzanego gazu syntezowego
2.12.10.3. Budowa potencjału produkcji paliw płynnych i gazowych
4
Zielona Księga
2.12.10.4. Większe wydobycie ropy naftowej przy pomocy technologii EOR
2.12.10.5. Zwiększenie wydobycia gazu ziemnego przy pomocy technologii
EGR
2.12.10.6. Pilotaż podziemnego zgazowania węgla
2.12.10.7. Rozwój podziemnej biokonwersji węgla
2.12.10.8 Wydobycie metanu ze złóż węgla
2.12.11 Wnioski wykonawcze dla Programu Badawczego Czystych Technologii
Węglowych
2.12.11.1 Polska specjalizacja badawcza
2.12.11.2.
Potrzeba
uruchomienia
Programu
Badawczego
Czystych
Technologii Węglowych
2.12.12. Szanse na rozwój przemysłu budowy instalacji niskoemisyjnych
3.
Kwestie dyskusyjne – kampanie
3.1. Poziom gazyfikacji Polski
3.2.
Przyszłość węgla
3.3.
Kierunki i obszary rozwoju OZE
3.3.1. Rodzaje technologii (wiatr, hydro, bio, geo, foto)
3.3.2. Współpraca z energetyką klasyczną
3.3.3. Prawo drogi, przyłączenia itp.
3.4.
Zielone ciepło – niskoemisyjne ogrzewnictwo
3.5.
Przyszłość energetyki jądrowej
3.5.1. Rodzaje technologii
3.5.2. Gospodarka paliwem i odpadami
3.5.3. Gospodarka skojarzona w energetyce jądrowej
3.6.
Organizacja rynku efektywności energetycznej
3.7.
Organizacja rynku biomasy
3.8.
Certyfikacja energii „kolorowej”
3.9.
Finansowanie inwestycji energoefektywnych i zeroemisyjnych
3.10. Reorganizacja transportu pasażerskiego i towarowego
3.11. Zarządzanie i centralizacja odpowiedzialności
4.
Podsumowanie
5
Zielona Księga
Słowo wstępne
Warszawa, czerwiec 2010 r.
Szanowni Państwo,
Niniejszy dokument jest efektem pracy największego dotychczas w historii – tak pod
względem osobowym, jak i kompetencyjnym – społecznego zespołu doradczego powołanego przez
organy administracji rządowej, jakim jest Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji
Emisji. Dokument ten został opracowany przez siedemnaście Grup Roboczych Rady, które
konsultowały go zarówno podczas spotkań bezpośrednich, w drodze komunikacji za pośrednictwem
Internetu, jak i podczas połączonych spotkań Grup Roboczych i Prezydium Rady.
Zielona Księga Narodowego Programu Redukcji Emisji jest kompendium wiedzy z zakresu
obszarów bezpośrednio oraz pośrednio związanych z oddziaływaniem na polską gospodarkę
powszechnie obowiązujących postanowień tzw. „pakietu klimatyczno-energetycznego‖ przyjętego
w ramach Unii Europejskiej w 2009 roku. Przygotowane przez członków analizy problemowe
zestawiono w trzech rozbudowanych rozdziałach:
1. Problemy wymagające rozwiązań – programy
2. Zadania wymagające realizacji – akcje
3. Kwestie dyskusyjne – kampanie.
W całości dokumentu przedstawiono problemy i bariery związane z opracowaniem i
realizacją Narodowego Programu Redukcji Gazów Cieplarnianych w Polsce. Przyjęta przez
członków Rady metodyka pozwoliła zestawić w ramach Zielonej Księgi obszary będące
potencjalnym zagrożeniem dla dalszych prac nad Programem oraz zaznaczyć wstępne rozwiązania i
kierunki przyszłych działań w obszarze redukcji emisji gazów cieplarnianych i zmian
klimatycznych. Bardziej rozbudowane koncepcje zostaną przedstawione w kolejnym dokumencie
opracowywanym przez Radę, jakim jest Biała Księga Narodowego Programu Redukcji Emisji.
6
Zielona Księga
Szczególną cechą prac Rady jest to, że prowadzone są przy otwartej kurtynie. Lista
konsultowanych organizacji i instytucji zawiera prawie dziewięćdziesiąt pozycji i jest ciągle
uzupełniana.
Zielona Księga jest dokumentem o charakterze roboczym, źródłowym. Faktyczną
kontrybucję wniosło do niej kilkudziesięciu autorów, kolejnych kilkudziesięciu przedstawiło swoje
uwagi i uzupełnienia. Ten system pracy spowodował, że Zielona Księga zawiera wiele różnych
punktów widzenia. Z publicystycznego punktu widzenia ta niehomogeniczność to jej słabość, z
drugiej jednak strony to ewidentna zaleta, ponieważ Zielona Księga stała się przestrzenną diagnozą
opisującą bariery rozwoju polskiego sektora infrastruktury.
Jako Przewodniczący Społecznej Rady ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji całość
prowadzonych przez Radę prac oceniam pozytywnie i zapewniam, że warto zapoznać się z ich
rezultatami.
Z wyrazami szacunku,
prof. Jerzy Buzek
Przewodniczący
Społecznej Rady ds. Narodowego
Programu Redukcji Emisji
7
Zielona Księga
Wstęp
Zarządzeniem Ministra Gospodarki nr 28 z dnia 21 października 2009 r. powołano
Społeczną Radę ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji. Projekt powstania Społecznej Rady
ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji wypłynął wprost z polskich zobowiązań wynikających
z Europejskiego Programu 3x20 wyrażonych w art. 10c ust. 5 lit. c (w związku z art. 10 ust. 1
akapit drugi) dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.
zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu
handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (tzw. dyrektywa EU-ETS).
Fundamentalnym motywem działania Społecznej Rady ds. Narodowego Programu Redukcji
Emisji jest osiągnięcie przez Polskę porównywalnego do rozwiniętych państw Europy poziomu
efektywności energetycznej i poziomu emisji na jednostkę PKB.
Minister Gospodarki powierzył Radzie opracowanie trzech dokumentów analitycznych w
przedmiocie Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych (zwany dalej:
„NPREGC”):
„Zielonej Księgi‖ – dokumentu identyfikującego problemy i trudne zagadnienia,
„Białej Księgi‖ – dokumentu identyfikującego kierunki rozwoju i nowe koncepcje,
„Mapy Drogowej‖ – dokumentu przedstawiającego harmonogram i szczegółową specyfikację
działań.
8
Zielona Księga
Definicja i cel Zielonej Księgi
Niniejszy dokument jest pierwszym z wyżej wymienionych. trzech filarów na podstawie
których ma zostać opracowany NPREGC. „Zielona Księga” zawiera identyfikację problemów
wymagających rozwiązań i zadań wymagających realizacji wraz z inwentaryzacją kwestii
dyskusyjnych. W ramach dokumentu określono również cele działań ze szczególnym
uwzględnieniem celu generalnego jakim jest redukcja emisji gazów cieplarnianych. Opracowanie
sposobów osiągnięcia przedmiotowych celów (np. poprzez kontrolowanie zapotrzebowania na
energię, zmianę źródeł energii, postęp technologiczny) jest przedmiotem następnego opracowania
tzn. „Białej Księgi‖.
Podstawą opracowania przedstawionych problemów jest poszukiwanie równowagi w
zakresie podstawowej Triady rozwoju (zob. rys. 1) oraz katalogu elementarnych motywacji i barier
w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych:
rozwój
gospodarczy
(konkurencyjność)
Triada
rozwoju
rozwój
zrównoważony
(środowisko)
Triada rozwoju (Rys. nr 1)
rozwój
stabilny
(bezpieczeństwo)
9
Zielona Księga
Motywacje
Poniżej przedstawiono katalog podstawowych motywacji, którymi będą kierować się
poszczególne ośrodki decydenckie w przedmiocie opracowywania i wdrażania poszczególnych
postanowień NPREGC w Polsce.
Motywacje ekonomiczne
− kosztowe:
ceny, opłaty, podatki, akcyzy, cła,
− przychodowe:
subsydia, dotacje, ulgi podatkowe, certyfikaty.
Motywacje prawne
− zakazowe,
− nakazowe,
− dyrektywne,
− regulacyjne.
Motywacje społeczno-kulturowe
− behawioralne:
wychowanie, przykład, przyzwyczajenie,
− nakaz kulturowy,
− zakaz kulturowy,
− wysoka świadomość obywatelska:
wychowanie i edukacja instytucjonalna,
−
moda i działania akcyjne.
Motywacje technologiczne
−
postęp naukowo-techniczny,
−
akcesyjność (dostępność) technologii,
−
poziom kultury technicznej.
10
Zielona Księga
Bariery
Poniżej przedstawiono katalog podstawowych barier, z którymi spotykają się poszczególne
ośrodki decydenckie w przedmiocie opracowywania i wdrażania poszczególnych postanowień
Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych w Polsce.
Bariery ekonomiczne
− kosztowe (za wysokie koszty),
− inwestycyjne, eksploatacyjne, podatkowe, akcyzowe, celne, opłaty publiczne,
− przychodowe:
niski zwrot lub brak zwrotu, niskie przychody kontrahentów,
− działania pomocowe:
subsydia, dotacje, ulgi podatkowe, gwarancje, preferencyjne kredytowanie, systemy
certyfikacji, systemy feed in tariff.
Bariery prawne
− brak zakazu (dopuszczenie do wykorzystywania) złych rozwiązań,
− brak nakazu (przymus wykorzystywania) dobrych rozwiązań,
− bariery prawne w realizacji działań inwestycyjnych:
brak prawa lokalizacji, brak prawa drogi, brak podstaw do rozwiniętego partnerstwa
publicznego-prawnego, brak podmiotów administracji publicznej odpowiedzialnych za
koordynację sektorowych polityk rządowych, szereg wzajemnie wykluczających się
regulacji
prawnych,
brak
wieloletnich
rządowych
planów
inwestycyjnych
i
długoterminowych polityk sektorowych, tworzenie instrumentów prawnych o charakterze
doraźnym („specustawy‖), nie zaś systemowym,
− bariery proceduralne w zakresie stosowania i implementacji prawa:
antyinwestorskie podejście niektórych organów administracji centralnej i samorządowej
(wykluczające się decyzje administracyjne, przewlekłe procedury), brak właściwych norm
dotyczących nadzoru inwestycyjnego, opóźnienia (niekiedy rażąca zwłoka) w zakresie
implementacji prawa europejskiego.
11
Zielona Księga
Bariery społeczno-kulturowe
− brak przyzwyczajeń,
− brak nakazów kulturowych,
− brak zakazów kulturowych,
− brak wiedzy,
−
brak presji społecznej i mody (trendów).
Bariery technologiczne
−
brak obiektywnej informacji,
−
brak weryfikacji i certyfikacji technologii,
−
problemy z transpozycją rozwiązań z krajów o większym doświadczeniu technologicznym,
−
brak kadry (np. energetyka jądrowa, niedoinwestowanie nauczania),
−
brak mechanizmów wspierających działania wdrożeniowe,
−
brak mechanizmów (środków) wspierających działania badawcze (niedoinwestowanie
nauki).
1. Problemy wymagające rozwiązań – programy
Problemy wymagające rozwiązań zawiera szczegółowe zestawienie problemów, barier i
innych przeszkód zidentyfikowanych przez Radę.
1.1.
Przygotowanie narzędzi
Uruchomienie programu rozmiaru NPREGC nie jest możliwe w ramach istniejącego zestawu
narzędzi. Gdyby taka możliwość istniała, nie byłby potrzebny niniejszy dokument ponieważ
problem rosnącej dekapitalizacji infrastruktury byłby rozwiązywany na bieżąco i zamiast
dekapitalizacji mielibyśmy do czynienia z reprodukcją (co najmniej prostą, chociaż potrzebna jest
reprodukcja rozszerzona).
12
Zielona Księga
Narzędzia, o których mowa poniżej to przede wszystkim instrumenty prawne regulujące
funkcjonowanie infrastruktury, szczególnie w zakresie działania mechanizmów rynkowych oraz w
zakresie finansowania i prowadzenia programów inwestycyjnych.
Żadne przedsięwzięcie nie odbędzie się bez zgromadzenia odpowiednich środków
finansowych. Nawet najlepiej przygotowane instrumenty prawne pozostaną tylko pustymi aktami
woli politycznej bez stworzenia możliwości wdrożenia ich przy pomocy zgromadzonego na ten cel
kapitału. Istotnym problemem Polski jest, iż dopuszczalny poziom zadłużenia przedsiębiorstw
infrastrukturalnych jest niższy od wymiaru przewidywanych potrzeb inwestycyjnych, nawet
po uwzględnieniu rezultatów pełnej ich prywatyzacji.
Powyższe oznacza konieczność stworzenia specjalnych mechanizmów finansowania.
Mechanizmy te muszą znaleźć swój wyraz w strukturze rynku, na jakim funkcjonują
przedsiębiorstwa energetyczne – rynku częściowo regulowanym, z którym jest ściśle powiązany
instrument taryfowania. Sposób konstruowania taryf musi motywować do zwiększenia
efektywności ekonomicznej (i energetycznej) podejmowanych działań, a przede wszystkim musi
prowokować do znacznego zwiększenia wysiłku inwestycyjnego. To ostatnie nie będzie możliwe
bez wygenerowania zwrotu na kapitale na uzasadnionym , rynkowym poziomie.
Całość ww. działań musi być ujęta w ramach określonych procedur mających swoje prawne i
ekonomiczne uzasadnienie. Procedury te powinny być, co oczywiste, niesprzeczne, a przede
wszystkim jasne i czytelne dla inwestorów, a jednocześnie zrozumiałe dla pozostałych uczestników
rynku – w tym odbiorców. Klamrą spinającą całość programu musi być efektywna struktura, w
ramach której będą działać wspomniane wcześniej procedury. Bez właściwej lokalizacji
(zakotwiczenia) instrumentów prawnych, finansowych, taryfowych w odpowiedniej strukturze
rynkowej przeprowadzenie NPREGC może napotkać na barierę operacyjnej niemożliwości
realizacji Programu. Dyskusji wymaga czy istniejąca struktura spełnia ten warunek.
13
Zielona Księga
1.1.1. Prawo
Przygotowanie właściwych instrumentów prawnych jest gwarantem osiągnięcia sukcesu w
postaci opracowania i przyjęcia przez rząd NPREGC. W tym celu należy podjąć szereg działań, bez
których przeprowadzenia wypełnienie zobowiązań w zakresie redukcji emisji może okazać się
niemożliwe.
Do działań tych należy zaliczyć określenie zasad wspólnej realizacji polityki
energetycznej Polski w powiązaniu z innymi państwami Unii Europejskiej, wprowadzenie
systemowych mechanizmów wsparcia realizacji działań zmierzających do osiągnięcia przez
Polskę podstawowych celów polityki energetycznej, które są obecnie komercyjnie
nieopłacalne.
Problemem, który może stanowić poważną przeszkodę uniemożliwiającą terminowe i
właściwe wypełnienie europejskich zobowiązań wynikających z postanowień tzw. „pakietu
klimatyczno-energetycznego‖ jest z pewnością brak integracji ustawodawstwa w zakresie
ochrony klimatu i innych sektorów gospodarki, takich jak leśnictwo, rolnictwo, gospodarka
komunalna (w tym przede wszystkim gospodarka odpadami). Stąd też potrzebny jest krytyczny
przegląd aktualnych instrumentów i zaprojektowanie nowych, stosownie do występujących barier.
Problemem jest również fakt, iż zbyt mało miejsca poświęca się roli i znaczeniu władz
samorządowych we wspieraniu wdrażania zapisów polityki energetycznej państwa.
Planowanie energetyczne wymagane jest w art. 16, 17, 18, 19 i 20 ustawy Prawo
energetyczne. Przy czym art.16 dotyczy planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych, art.17
określa rolę koordynacyjną samorządów województwa na ich terenie oraz zgodność planów z
polityką energetyczną państwa, w art.18 określa się zadania własne gminy w zakresie zaopatrzenia
w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe, art. 19 określa zakres i sposób wykonywania
projektu założeń do planu oraz terminy realizacji (od 08.01.2010), a art. 20 rozstrzyga kwestie
rozbieżności pomiędzy planami gminy i przedsiębiorstw energetycznych ustanawiając nadrzędność
planu gminnego.
14
Zielona Księga
Dotychczasowe doświadczenia wskazują, że planowanie energetyczne w gminach tylko
częściowo spełnia swoją rolę. Ze względu na to, że do nowelizacji ustawy Prawo energetyczne z
dnia 8 stycznia 2010 nie był wyznaczony termin opracowania projektu założeń do planu tylko część
gmin takie założenia przygotowała i uchwaliła. W większości stanowiły one przegląd sytuacji w
zakresie zaopatrzenia w energię i paliwa, przedstawiały bilans energetyczny gminy, zużycie
poszczególnych rodzajów energii i paliw oraz bilans odnawialnych zasobów energii dostępnych na
terenie gminy. Wskazywały także na możliwości racjonalizacji zużycia energii i paliw oraz
wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Tylko w części gmin założenia do planów zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe były podstawą do realizacji przedsięwzięć w zakresie
inwestycji ciepłowniczych, wykorzystania OZE i prac termomodernizacyjnych w budynkach
użyteczności publicznej. Tak realizowane „planowanie energetyczne‖ spełnia swoją rolę tylko w
zakresie rozpoznania sytuacji energetycznej na terenie gminy. Nie stanowi zaś obligatoryjnego
planu zmierzającego do realizacji określonych celów w określonym czasie. Konkretne zadania
realizowane są w miarę dostępności środków własnych i funduszy celowych możliwych do
pozyskania od instytucji wojewódzkich i centralnych, bez względu na to, czy gmina posiada
uchwalone „założenia‖ do planu energetycznego, czy też nie.
Takie usytuowanie prawne planowania energetycznego nie spełni założeń NPREGC.
Istnieje potrzeba określenia obligatoryjnych celów w zakresie oszczędności energii, redukcji
emisji i wykorzystania odnawialnych zasobów energii przez każdą gminę, powiat i
województwo, które będą uwzględniały cele krajowe i możliwości lokalne. W tym celu na każdym
szczeblu samorządowym powinny być opracowane plany działań dla zadań własnych, takich jak:
zaopatrzenie w energię budynków użyteczności publicznej,
transport publiczny,
oświetlenie miejsc publicznych
plany działań przedsiębiorstw ciepłowniczych
plany działań dla przedsięwzięć zmierzających do stymulowania określonych zachowań
mieszkańców (w tym punkty zaopatrzenia w biomasę, biopaliwa, biogaz, CNG, energię
elektryczną do samochodów, kotły na biomasę, kolektory słoneczne, mikrowiatraki, ogniwa
fotowoltaiczne),
plany działań stwarzających warunki do inwestycji w OZE (w tym wyznaczenie miejsc pod
farmy wiatrowe i biogazownie).
15
Zielona Księga
Realizacja planów działań mogłaby być prowadzona w oparciu o znowelizowany art. 20
Prawa energetycznego wprowadzający obligatoryjnie opracowanie planów energetycznych.
1.1.1.1. Ustawodawstwo krajowe
Bariery w przedmiocie działań w zakresie redukcji emisji związane są z zaniedbaniami i
niepodejmowaniem działań legislacyjnych w zakresie ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo
energetyczne1. Oprócz tego, iż w samej ustawie Prawo energetyczne istnieją luki i tylko część jej
zapisów uzyskała formę wykonawczą w rozporządzeniach do ustawy.
Problemami wymagającymi rozwiązań są:
−
brak standardu planowania energetycznego w gminach jako lokalnej strategii i polityki
energetycznej oraz narzędzi do ich realizacji,
−
brak objęcia wszystkich nośników energii w gminnych planach zaopatrzenia gmin w paliwa i
energię,
−
brak standardu planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem
i dystrybucją paliw gazowych i energii elektrycznej,
−
rozszerzenie obowiązku zatwierdzania planów rozwoju na przedsiębiorstwa zaopatrujące w
ciepło,
−
brak rozróżnienia za co rzeczywiście odpowiedzialne są gminy, a za co przedsiębiorstwa
energetyczne – tzw. „ład energetyczny‖ (bezpieczne i zrównoważone gospodarowanie energią)
na terytorium gminy i określenia jaka jest moc sprawcza założeń i planów energetycznych
gminy w stosunku do przedsiębiorstw energetycznych,
−
brak określenia jak w warunkach konkurencyjnego rynku energii ma wyglądać zaangażowanie
przedsiębiorstw energetycznych w zwiększanie efektywności wykorzystania energii u siebie i u
swoich klientów (więcej w pkt. 1.2.8. – Efektywność energetyczna),
−
sporadyczne i niekompletne informacje Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na temat
stanu sektorów energetyki2 (zwanego dalej: „Prezesem URE‖) i tylko doraźne kampanie
promocji efektywności energetycznej organizowane przez Ministerstwo Gospodarki. Potrzebny
jest system informacji i edukacji użytkowników energii i prawne umocowanie takiego systemu,
1
Tekst jedn. z 2006, Dz.U. Nr 89, poz. 625 ze zm.
Np. Prezes URE informuje o dekapitalizacji ciepłownictwa (niestety bez rozróżnienia na źródła i sieci), ale nie
informuje o dekapitalizacji pozostałych sektorów.
2
16
Zielona Księga
−
brak uregulowań prawnych i finansowych odnośnie wycofywania z eksploatacji i nie
instalowania nowych nieefektywnych i nieprzyjaznych środowisku kotłów i pieców, w tych
strefach zaopatrzenia w ciepło, gdzie aktualnie i perspektywicznie są i mogą być przekraczane
standardy jakości powietrza,
−
kwestia do jakiego stopnia zasada sprawiedliwości społecznej, realizowanej metodą
uśrednionych kosztów dostawy sieciowych nośników energii na danym obszarze w taryfie
(tzw. metoda „znaczka pocztowego‖) ma obowiązywać, na ile przeszkadza to w racjonalizacji
kosztów wytwarzania energii (zróżnicowane koszty wytwarzania i pokrycia zapotrzebowania w
ciągu doby) i dostawy energii (długość sieci od źródła) i w stymulowaniu rozwoju
zdecentralizowanych źródeł energii (generacja rozproszona, odnawialne źródła energii),
−
kwestia na ile obecna konstrukcja taryf oparta na opłatach za zamówioną moc i zużytą
energię zmniejsza atrakcyjność i efektywność ekonomiczną przedsięwzięć efektywności
energetycznej (w tym głównie bieżących energooszczędnych zachowań użytkowników
energii). W pierwszym rzędzie dotyczy to taryf na ciepło sieciowe dla średnich i drobnych
użytkowników ciepła. W mniejszym stopniu dotyczy to również energii elektrycznej i gazu.
W ramach ustawy Prawo energetyczne konieczna jest również nowelizacja prowadząca do
zmiany roli samorządów w planowaniu energetycznym w kierunku racjonalnego wykorzystania
energii w sferach na które samorządy mają rzeczywisty wpływ – transport (w tym transport
zbiorowy), infrastruktura, odpady, edukacja, planowanie przestrzenne, a także zamówienia
publiczne.
W tym celu powinien zostać przygotowany „wzór (model) planu energetycznego”,
którego na dzień dzisiejszy nie ma. Jego przygotowanie i raportowanie powinno mieć charakter
obligatoryjny. Inaczej rzecz ujmując planowanie energetyczne powinno być zintegrowane z
budżetem i wydawaniem decyzji administracyjnych. Zmiany wymaga także rola władz
regionalnych, która obecnie w planowaniu energetycznym jest mała i niejasna (problem ten jest
powiązany z pkt. 1.3 – Ochrona środowiska).
17
Zielona Księga
Dodatkowo w ramach systemu prawa energetycznego należy wskazać na konieczność
stworzenia ram prawnych do zawierania umów administracyjno-prawnych, zawieranych pomiędzy
przedsiębiorstwami energetycznymi lub odbiorcami energii elektrycznej i gazu (zwłaszcza dużymi
odbiorcami przemysłowymi, ich grupami, a nawet całymi branżami) oraz organami administracji
publicznej (przede wszystkim Ministrem Gospodarki). Przedmiotem umów mogłoby być np.
zobowiązanie wytwórców do przeznaczenia określonej ilości środków finansowych na budowę
nowych mocy wytwórczych lub zobowiązanie odbiorców przemysłowych do przeprowadzenia
określonej proefektywnościowej inwestycji, w zamian za co mogliby uzyskać zwolnienie np. z
opłat o charakterze publicznoprawnym.
W tym celu należy również wzmocnić kompetencje Prezesa URE (implementacja
postanowień wynikających w tym zakresie z dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady
2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii
elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE). W odniesieniu do wzmocnienia kompetencji
Prezesa URE podkreślić należy konieczność przywrócenia kadencyjności jego urzędu. Zgodnie z
przywołaną dyrektywą wchodzącą w skład tzw. trzeciego pakietu energetycznego kierownictwo
organu regulacyjnego ma być powoływane na ustaloną kadencję od pięciu do siedmiu lat z
możliwością jednokrotnego ponowienia. Konsekwencją przywrócenia kadencyjności stanowiska
Prezesa URE będzie ustalenie katalogu przesłanek warunkujących odwołanie osoby pełniącej tę
funkcję. Dyrektywa wskazuje przy tym wytyczne, jakim powinny odpowiadać wspomniane
przesłanki – odwołanie z funkcji może nastąpić tylko w przypadku niespełnienia przez daną osobę
wynikających z dyrektywy warunków dotyczących niezależności organu regulacyjnego lub
uchybienia przepisom krajowym. Tylko tak skonstruowana pozycja prawna urzędu Prezesa URE
zapewni mu realną niezależność i pozycję silnego organu regulacyjnego na miarę innych organów
regulacyjnych państw członkowskich UE. Fakt ten zasługuje na podkreślenie zwłaszcza w
kontekście utworzenia na mocy Trzeciego Pakietu Energetycznego Agencji do spraw Współpracy
Organów Regulacji Energetyki. Odnosząc się stricte do uprawnień Prezesa URE dotyczących
redukcji emisji gazów cieplarnianych rozważyć należy kwestię zwiększenia kompetencji Prezesa
URE w odniesieniu do odnawialnych źródeł energii elektrycznej, m.in. poprzez zwiększenie udziału
Prezesa URE w zakresie przyłączania OZE do sieci i monitoring tego przyłączania.
18
Zielona Księga
Kolejnym problemem związanym z prawnymi instrumentami realizacji zobowiązań
redukcyjnych jest fakt, iż ustawa o efektywności energetycznej, mającą być transpozycją
Dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług
energetycznych jest już opóźniona. Z tego powodu ustawa ta powinna być jak najszybciej
wprowadzona w życie razem ze stosownymi rozporządzeniami.
Dylematem dotyczącym przedmiotowej ustawy jest również kwestia czy powinna ona być
uchwalona w obecnej wersji, czy najpierw należałoby ją poprawić i udoskonalić.
Do najważniejszych braków ustawy należy zaliczyć, fakt iż:
− nie ujmuje całości regulacji związanych z efektywnością energetyczną, nie przedstawia
pełnej korelacji z innymi regulacjami (ustawa Prawo energetyczne i rozporządzenia do tej
ustawy, ustawa Prawo ochrony środowiska3 i inne), nie odnosi się do szeregu
rekomendowanych działań wskazanych w dyrektywie 2006/32/WE, w tym w szczególności
do przedsiębiorstw usług efektywności energetycznej (ESCO),
− ogranicza się praktycznie do tylko jednego mechanizmu, to jest do tzw. „systemu
białych certyfikatów”. Nie przedstawia innych mechanizmów finansowych, brak w
ustawie ustosunkowania się do rekomendowanego w dyrektywie 2006/32/WE Funduszu
Efektywności Energetycznej,
− nie uwzględnia roli i zadań dystrybutorów i sprzedawców energii w udostępnianiu
informacji i monitorowania zużycia i kosztów energii odbiorcom energii.
W nawiązaniu do powyższego należy przytoczyć przykład doświadczenia krajów takich jak
Wielka Brytania, Włochy i Francja, które wykazuje, że „białe certyfikaty‖ nie do końca pobudziły
istotne działania efektywnościowe w przemyśle4. Umowy długoterminowe między polskim rządem,
a branżami i grupami przemysłów, wspierane takimi wymogami jak np. system zintegrowanych
pozwoleń na emisję (BAT) oraz zachętami – odpowiednimi liniami finansowymi Funduszu
Efektywności, czy innych (np. Fundusz Zielonych Inwestycji, Narodowy Fundusz Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej, Fundusz Termomodernizacji i Remontów) w formie
subwencjonowanych audytów i korzystnego dofinansowania mogłyby przyspieszyć wykorzystanie
3
4
W ocenie części ekspertów mechanizm nie jest skuteczny dla przemysłu.
19
Zielona Księga
potencjału tkwiącego w przemyśle. Doświadczenia w funkcjonowaniu dobrowolnych umów mogą
doprowadzić do wypracowania skutecznych instrumentów dla przemysłu.
Krajowy cel uzyskania 9% oszczędności energii finalnej do 2016 r. będzie realizowany
zarówno przez mechanizm „białych certyfikatów‖, jak i przez inne fundusze i programy (Program
Operacyjny Infrastruktura i Środowisko, RPO, NFOŚiGW, WFOŚiGW, Fundusz Zielonych
Inwestycji). W ustawie powinien wyraźnie być określony organ/instytucja, koordynująca obszary i
kryteria tych funduszy oraz programów, monitorujący efektywność wydatkowania funduszy
publicznych i powstające efekty oszczędności. Dalej idąc należałoby się spodziewać, że przyszła
ustawa o efektywności energetycznej uporządkuje wszystkie sprawy związane z promocją
efektywnego wykorzystania energii w kraju, w tym jasnych powiązań z działaniami „krajowego
planu działań‖ i będzie narzędziem do realizacji Polityki energetycznej Polski do 2030 r. w zakresie
efektywności energetycznej. Takiego całościowego podejścia i sposobu zarządzania ustawa nie
przedstawia. Tym niemniej z powodu braku czasu (opóźnień) korzystniejsza jest implementacja
ww. dyrektywy jak najszybciej, a dopiero później dokonanie udoskonaleń (tak jak to uczyniono z
ustawą termomodernizacyjną).
Pewne bariery, z którymi przyjdzie się zmierzyć w trakcie opracowywania NPREGC
dotyczą również aktów prawnych związanych z systemem prawa budowlanego. I tak w
rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków
technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie 5 występuje problem dualizmu
w przepisach dotyczących wyznaczania standardu energetycznego budynków. Należy przyjąć
standard nowych budynków na poziomie najwyżej 70 kWh/m2 rocznie. W krajach o
porównywalnych warunkach klimatycznych, takich jak Dania, Niemcy, czy Austria przepisy nie
dopuszczają możliwości budowy budynków mieszkalnych o zapotrzebowaniu na ciepło do celów
grzewczych większym niż 40–50 kWh/m2 rocznie. Po 2011 roku wymagania te będą jeszcze
bardziej zaostrzone, nawet do poziomu 30–40 kWh/m2 rocznie.
W Polsce wymagania te określono w bardzo zły sposób. Po pierwsze są one
niejednoznaczne – dopuszczają dwa sposoby sprawdzenia, a po drugie określono je na bardzo
nieefektywnym poziomie. Pierwszy sposób sprawdzenia wymagań, wyrażonych w granicznych
wartościach współczynników przenikania ciepła dla przegród U, dopuszcza, w zależności od
5
Dz.U. Nr 75, poz. 690.
20
Zielona Księga
współczynnika kształtu budynku, budowę budynków mieszkalnych o zapotrzebowaniu na energię
wynoszącym 120–200 kWh/m2 rocznie, a w przypadku budynków usługowych i użyteczności
publicznej nawet 150–350 kWh/m2 rocznie. Drugi sposób wyrażenia wymagań dotyczy
granicznych wartości wskaźnika EP zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną do celów
ogrzewania, przygotowania ciepłej wody użytkowej oraz klimatyzacji (chłodzenia) i oświetlenia w
przypadku budynków użyteczności publicznej. Sprawdzenie wymagań jest jednak znacznie bardziej
skomplikowane niż w pierwszym przypadku i wymagałoby projektowania znacznie bardziej
energooszczędnych budynków (zatem nieco droższych w budowie i projektowaniu), na co
najczęściej nie wyrażają zgody ani deweloperzy (zainteresowani maksymalizacją zysku), ani
właściciele (zainteresowani minimalizacją kosztów budowy). Drugi sposób sprawdzenia wymagań
nie jest zatem praktycznie stosowany. Jednocześnie nawet bardzo zły budynek może otrzymać
wysoką ocenę jeżeli będzie ogrzewany przez odnawialne źródło energii ponieważ wtedy EP=0 z
definicji. Oznacza to swego rodzaju zachęcanie do marnotrawstwa „zielonego ciepła‖ (więcej pkt
2.7b – Termomodernizacja i certyfikacja budynków).
W nawiązaniu do powyższego zaznaczyć należy, iż dotychczas nie podjęto działań
legislacyjnych
w
celu
zwolnienia
inwestorów
z
obowiązku
uwzględniania
premii
termomodernizacyjnej w rocznym zeznaniu podatkowym PIT, co zwiększyłoby efektywność
wsparcia termomodernizacji budynków mieszkalnych jednorodzinnych w ramach programu
termomodernizacji. Sytuację tę należy ocenić jednoznacznie negatywnie.
Dodatkowo należy włączyć do procesu oceny oddziaływania na środowisko analizę
całego cyklu życia (Life Cycle Analysis). Informacje powinny być przedstawione analogicznie do
obecnych
informacji
dotyczących
kaloryczności
produktów
spożywczych,
a
obliczanie
„emisyjności‖ powinno odbywać się podobnie jak naliczanie podatku VAT – każde ogniwo cyklu
dodaje pewien stopień „emisyjności‖.
21
Zielona Księga
Jedną z barier w przedmiocie działań w zakresie redukcji emisji jest również brak
intensywnych działań legislacyjnych zmierzających do implementacji do polskiego porządku
prawnego postanowień 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 dyrektywę 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (więcej pkt
1.2.1. OZE).
Koniecznym jest również stworzenie ram prawnych dla wprowadzenia inteligentnych
sieci i inteligentnego opomiarowania (smart grids i smart metering), z czym wiąże się
implementacja w tym zakresie postanowień tzw. „trzeciego pakietu energetycznego‖, w
szczególności dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r.
dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę
2003/54/WE (więcej pkt 1.2.4– Sieci elektryczne).
Należy również podjąć starania zmierzające do nowelizacji ustawy Prawo ochrony
środowiska w celu integracji istniejącego system finansowania ochrony środowiska z planowaniem,
w szczególności na poziomie regionalnym i krajowym. Planowanie powinno prowadzić do
programowania wydatków Funduszy Ochrony Środowiska zgodnie z ustalonymi celami,
a priorytety powinny wynikać z przyjętej strategii i polityki. Zagadnienie to ma znaczenie dla
integralności i niezależności Polskiej polityki, szczególnie po roku 2013 (przewidywane
zmniejszenie udziału środków UE w finansowaniu polityki ekologicznej państwa).
Barierą w zakresie wsparcia pro-redukcyjnych inwestycji są niektóre postanowienia ustawy
Prawo zamówień publicznych6. Stąd też pojawia się konieczność podjęcia działań zmierzających do
uwzględniania kryteriów energetycznych przy zakupach publicznych (tzw. „zielone zamówienia‖).
Przyczyni się to do rozwoju rynku produktów „niskoenergetycznych‖, a także zwiększy
konkurencyjność Polskich produktów. Ta kwestia wiąże się z wspomnianą dalej ideą etykiety
węglowej.
6
Tekst jedn. z 2007 r., Dz.U. Nr 223, poz. 1655 ze zm.
22
Zielona Księga
W przedmiocie przygotowania narzędzi zmierzających do wsparcia działań odnośnie
redukcji emisji gazów cieplarnianych poważnym problemem jest brak tzw. „prawa drogi” –
rozwiązania prawnego umożliwiającego szybką budowę nowych linii elektroenergetycznych,
celem przyłączenia nowych źródeł energii (w tym niskoemisyjnych).
Rozwiązaniem
systemowym
mogłoby
być
przyjęcie
ustawy
o
inwestycjach
strategicznych dla rozwoju gospodarczego Polski. Ustawa powinna dotyczyć strategicznych
inwestycji punktowych takich jak gazoport, elektrownie systemowe (w tym jądrowe),
magazyny gazu, obiekty CCS, lotniska itp. oraz inwestycji liniowych w energetyce (linie
elektroenergetyczne, gazociągi, rurociągi CO2 oraz w transporcie (drogi, linie kolejowe,
kanały żeglowne itp.).
Strategiczny charakter inwestycji nie powinien stawiać ich niejako „poza prawem‖, lecz
powinien bronić ich przed blokowaniem i relatywizmem (np. motywowanym egoistyczną chęcią
zysku).
W zakresie barier prawnych związanych z transportem konieczny jest przegląd zapisów
prawnych prowadzących do zwiększenia udziału:
−
pasażerskiego transportu zbiorowego,
−
multimodalnego transportu ładunków.
Chodzi tu zarówno o ustrojowe prawo administracyjne (zadania organów administracji), jak
i prawo materialne, dotyczące sposobów i zakresu działania administracji w regulacji i organizacji
rynku przewozowego.
Dlatego też pożądanymi są regulacje prawne wymuszające właściwe, sprzyjające
przekształceniom i rozwojowi miast – zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju – zachowania
(por. pkt 2.11 – Struktura przestrzenna). Chodzi tu zarówno o sformułowanie Polityki Miejskiej
Państwa7 jak i o zapisy ustawy i rozporządzeń dotyczących planowania przestrzennego.
7
Prace w toku
23
Zielona Księga
W kontekście energetyki jądrowej problemem jest fakt, iż nie opracowano dotychczas
kompleksowej regulacji prawnej dotyczącej wykorzystania energii jądrowej w wytwarzaniu
energii elektrycznej (w szczególności odpowiednich ram prawnych dla budowy elektrowni
atomowych w Polsce), która miałaby za zadanie wspomóc i skoordynować działania rządu
zmierzające do wybudowania bloków jądrowych w Polsce (jako bezemisyjnej technologii).
Wprowadzenie energetyki jądrowej będzie wymagało zatem przygotowania i uchwalenia
odrębnej ustawy (lub ustaw) wprowadzającej „ścieżkę‖ postępowania przy tych inwestycjach,
łącznie z ich eksploatacją i likwidacją elektrowni jądrowych (na wzór ustawy „autostradowej‖).
Dotyczy to też zagadnień bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej. Polska jest stroną
wszystkich obowiązujących w tym obszarze Konwencji międzynarodowych, a regulująca te
zagadnienia ustawa Prawo atomowe z 29 listopada 2000 r.8 jest zgodna z prawem
międzynarodowym (i unijnym). Dodatkowo w rozporządzeniach opartych na tej ustawie istnieją
zapisy wskazujące możliwość budowy elektrowni jądrowej w zakresie wystarczającym do
uruchomienia programu. Jednakże wiele postanowień wymienionej ustawy wymaga rozszerzania
i uzupełnienia, chociażby o materię związaną z kwestiami dotyczącymi bezpieczeństwa.
Dodatkowo obecnie prowadzone są prace nad uściśleniem ustawy Prawo atomowe, które obserwują
eksperci
Międzynarodowej
Agencji
Energii
Atomowej,
oceniając
również
procedury
administracyjne i struktury dozoru jądrowego w Polsce.
W tym przedmiocie należy zaznaczyć, iż w lutym 2010 r. przedstawiono założenia do ustawy
Prawo atomowe, jednakże jest to dopiero pierwsza faza praktycznie inicjująca proces legislacyjny.
Należy znacznie przyspieszyć działania w tym obszarze. Nieprzyjęcie nowelizacji ustawy Prawo
atomowe znacznie opóźni prace związane z budową elektrowni jądrowej w Polsce, a pod względem
formalnym
stanowić
będzie
uchybienie
obowiązku
implementacji
dyrektywy
Rady
2009/71/Euratom z dnia 25 czerwca 2009 r., ustanawiającej wspólnotowe ramy bezpieczeństwa
jądrowego obiektów jądrowych9. Termin implementacji tego europejskiego aktu prawnego upływa
w lipcu 2011 r.
8
9
Dz. Urz. UE L 172 z 02.07.2009.
24
Zielona Księga
Jeżeli chodzi o prawo redukcji emisji, to obecnie jest ono częścią prawa zmian klimatu
i częścią prawa ochrony powietrza. Obecnie o redukcji emisji gazów cieplarnianych mówi się
najczęściej w kontekście prawa ochrony klimatu, jednak nie można zapominać o potrzebie ochrony
również przed innymi substancjami, jak chociażby SO2. Dodatkowo pamiętać należy, iż krajowe
prawo klimatyczne powinno współgrać z prawem międzynarodowym i prawem unijnym.
Samym przedmiotem oddziaływania tego typu aktu prawnego jest ochrona systemu
klimatycznego, jako zasobu środowiska. Dlatego początkowo umiejscawiano prawo zmian
klimatu, jako dział prawa ochrony środowiska. Z chwilą pojawienia się dodatkowych elementów,
jak chociażby dostosowanie się do zachodzących zmian (adaptacja), omawiany dział zaczął
korzystać w coraz szerszym zakresie z innych gałęzi. Z pewnością omawiany zbiór norm znajduje
się na pograniczu prawa ochrony środowiska, prawa gospodarczego, prawa administracyjnego i
prawa finansowego, ale również prawa rolnego.
Podstawowym założeniem prawa zmian klimatu jest wdrożenie kompleksowego
zarządzania środowiskiem. O ile prawo ochrony środowiska skupia się na ochronie zasobów i na
racjonalnym z nich korzystaniu, o tyle prawo zmian klimatu stanowi prawny wymiar zasady
stałego i stabilnego rozwoju. Naturalnie brak tu nie tyle zrozumienia, ile wyczucia zasady
zrównoważonego rozwoju. Zwykle o tej nowej zasadzie rozwojowej mówi się zatem w kontekście
ochrony środowiska, jednakże jest ona niezwykle istotna również w systemie prawa
klimatycznego.
Dodatkowo gdy obecnie brakuje zrozumienia wspomnianej zasady w obszarze
gospodarczym i w obszarze społecznym, samo prawo zmian klimatu stanowi pomost pomiędzy
aspektem społecznym, gospodarczym i środowiskowym. Zatem najlepiej nadaje się jako
instrument uświadamiania, zrozumienia i wdrażania zasady zrównoważonego rozwoju. Stąd też
brak przyjęcia aktu prawnego (typu Climate Change Act) ogranicza możliwość realnego
oddziaływania organów administracji i państwa w obszarze redukcji emisji, zmian klimatycznych
i adaptacji do tych zmian.
25
Zielona Księga
W krótkim okresie, aby można było stworzyć zręby wsparcia redukcji emisji oraz adaptacji
do zmian klimatu, niezbędne jest powiązanie różnych instrumentów, które znajdują się w różnych
gałęziach prawa. Wymaga to budowania świadomości i serii szkoleń dedykowanych administracji
zajmującej się problematyką albo częścią tej problematyki. Budowanie świadomości przydałoby
się dla szerszej grupy odbiorców, jednak oczywiste są ograniczenia finansowe (więcej w pkt 1.4. –
Budowa świadomości społecznej).
Dlatego też dla właściwego działania systemu polskiego prawa w zakresie redukcji
emisji wymaga się, w średnim okresie, przygotowania ustawy o charakterze ramowym,
w której bezpośrednio i nominalnie zawarto by uregulowania dotyczące systemu redukcji
emisji. Ustawa powinna zawierać cel, zasady, środki oraz instrumenty redukcji. Powinna
również łączyć znajdujące się obecnie w różnych gałęziach prawa postanowienia dotyczące materii
redukcji emisji. Ustawa nie powinna być jednak zbyt szczegółowa. Jej zastosowanie powinno
opierać się w dużej mierze na wiedzy i rozsądku osób ją stosujących. Warto zdawać sobie sprawę,
iż przedmiot regulacji jest obszarem szybko się rozwijającym, dlatego nie może być uregulowany
poprzez zbyt drobiazgowy akt. Oznacza to potrzebę połączonych wysiłków legislacyjnych oraz
wysiłków edukacyjnych. Ustawa ma stanowić ramy i przewodnik oraz dawać instrumenty
wsparcia, natomiast nie powinna być drobiazgową instrukcją. Zbyt duża sztywność na początku
regulacji spowoduje brak możliwości jej pełnego wdrożenia. Prawo powinno być przejrzyste, a co
za tym idzie prostsze. W Wielkiej Brytanii taką rolę spełnia Climate Change Act.
W odniesieniu do nowelizacji ustawy Prawo ochrony środowiska należy postulować
rozszerzenie katalogu przedsięwzięć z zakresu ochrony środowiska i gospodarki wodnej
finansowanych przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej poprzez
dodanie do zagadnienia ochrony powietrza kwestii związanych z ochroną atmosfery,
promocją niskoemisyjnych technologii oraz redukcję emisji gazów cieplarnianych.
Ponadto należy sformalizować prawne ramy działania NPREGC i wyznaczyć zakres jej
funkcjonowania. Uchwalenie odpowiedniego aktu prawnego jest niezbędne dla ukonstytuowania
działania NPREGC od strony formalnej. Ponadto niezbędne jest wskazanie organu administracji
publicznej odpowiedzialnego za kwestię redukcji emisji gazów cieplarnianych (np. Minister
Gospodarki poprzez powołanie pełnomocnika rządu ds. NPREGC w Ministerstwie Gospodarki).
26
Zielona Księga
Niezbędne jest także wskazanie organu odpowiedzialnego za koordynację działań pro-redukcyjnych
na poziomie ogólnokrajowym (może być to właściwy organ administracji publicznej lub inny
organ, powołany wyłącznie do tego celu).
Podkreślić należy również konieczność opracowania nowej, uaktualnionej wersji Polityki
Klimatycznej Polski. Dotychczasowa Polityka Klimatyczna Polski – Strategie redukcji emisji gazów
cieplarnianych w Polsce do roku 2020 to dokument z 2003 r., który znacznie się zdezaktualizował,
m.in. wskutek przyjęcia pakietu "klimatyczno-energetycznego" w 2009 r.
1.1.1.2. Regulacje europejskie
Podsumowując ustalenia z pkt. 1.1.1.1. – Ustawodawstwo krajowe należy odnieść się do
planu działań Unii Europejskiej w zakresie dekarbonizacji gospodarki na najbliższe kilka lat. W
ramach wskazanego planu przewiduje się wzrost nakładów na badania i rozwój oraz wsparcie
budowy obiektów demonstracyjnych dla technologii CCS (głównie poprzez objęcie ich
ułatwieniami Programu Flagowego i tzw. Sieci Zrównoważonych Paliw Kopalnych UE). Opisany
plan działań odnosi się również do kwestii rozważenia nałożenia wiążących zobowiązań do
zastosowania tej technologii po roku 2020, uzyskania akceptacji dla technologii CCS w
międzynarodowych reżimach, zbierania doświadczeń z obiektów pilotażowych przez okres
minimum 5 lat, wykonania studium potencjalnych ryzyk dla technologii CCS oraz prowadzenia
akcji informacyjnych dla społeczeństwa.
Od strony formalnej sama polityka energetyczno-klimatyczna została zdefiniowana w
szeregu dokumentów UE opublikowanych w ostatnich 5 latach:
w marcu 2006 roku Komisja Europejska opublikowała Zieloną Księgę: „Europejska
strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii”10,
w marcu 2007 roku wiosenny szczyt Rady wzywa do umożliwienia niskoemisyjnego
wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych do 2020 r. Wspomniano potrzebę
uruchomienia do 12 obiektów demonstrujących CCS w skali przemysłowej do 2015
roku,
w listopadzie 2007 roku Europejski Strategiczny Plan w Dziedzinie Technologii
10
http://europa.eu/generalreport/pl/2006/rg37.htm#fn1
27
Zielona Księga
Energetycznych
(SET-Plan)11
zakłada
koncentrację
badań
na strategicznych
technologiach niskoemisyjnych włącznie z CCS, z priorytetem demonstracji
technologii na skalę przemysłową,
w grudniu 2008 roku zakończono negocjacje Pakietu Energetyczno-Klimatycznego.
Jednym z elementów jest rewizja dyrektywy ETS (300 mln pozwoleń na demonstracje
CCS i innowacyjnych technologii RES) oraz Dyrektywa o geologicznym składowaniu
CO2
w styczniu 2009 roku Komisja proponuje Pakiet Ratowania Gospodarki zawierający
m.in. propozycję wsparcia budowy 5 instalacji CCS),
aktualnie trwają prace nad przygotowaniem: dyrektywy EU ETS oraz programu
wsparcia demonstracji CCS z New Entrance Reserve (elementu składowego EU ETS).
Powyższe dokumenty zostały szczegółowo omówione w załączniku 1.
Unia Europejska nie kryje, że poza próbą ratowania klimatu celem tej polityki są też
korzyści gospodarcze. Europa chce stać się liderem w rozwoju technologii niskoemisyjnych,
co poprzez sprzedaż na rynku globalnym pozwoli europejskim przedsiębiorstwom zrekompensować
olbrzymie koszty wprowadzenia nowych technologii. Nie bez znaczenia jest również fakt,
że wspólna polityka energetyczna i prowadzenie wspólnych inicjatyw technologicznych dla
gospodarki niskowęglowej (low-carbon economy) stanie się istotnym spoiwem integrującym kraje
członkowskie UE.
Unijna komisarz ds. klimatu Connie Hedegaard z Danii zapowiedziała, że mimo fiaska
konferencji klimatycznej w Kopenhadze walka z globalnym ociepleniem znajdzie się w centrum
polityki Unii Europejskiej przez kolejne pięć lat. Europa ma stać się najbardziej proklimatycznym
regionem świata, który udowodni, że inwestycje w prośrodowiskowe technologie się opłacają.
Powołany został nowy Dyrektoriat Generalny ds. Zmian Klimatu. (DG Climate Action).
Wśród unijnych polityków istnieje bardzo silna presja na wprowadzenie Emission
Performance Standard, a więc standardów poziomu emisji CO2. Rozwiązanie to w praktyce
wyeliminuje uruchamianie elektrowni węglowych, a nawet niektórych gazowych, bez
11
http://www.europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?pubRef=-//EP//TEXT+TA+P6-TA-20080354+0+DOC+XML+V0//PL.
28
Zielona Księga
instalacji CCS. Już w pracach nad „pakietem klimatyczno-energetycznym‖ podejmowano próby
wprowadzenia tych standardów, które miały stanowić, że nowy blok nie może emitować więcej niż
500 kg CO2 na 1 MWh (ostatnio mówi się nawet o wprowadzeniu poziomu 350 kg CO2 na 1
MWh). Oznacza to, że tylko źródła gazowe, o nowoczesnym standardzie, są w stanie takim
wymaganiom sprostać12.
Wszystkie działania Komisji Europejskiej i Parlamentu Europejskiego jednoznacznie
pokazują, że Unia Europejska idzie w kierunku technologii niskowęglowych. Od tego w okresie
najbliższych kilkudziesięciu lat nie ma odwrotu. Warto też pamiętać, że coraz większa część
regulacji prawnych jest ustalana na poziomie wspólnotowym, a nie jedynie na poziomie krajowym.
Biorąc pod uwagę, że Polska jest jednym z największych emitentów CO2 w UE (386 mln ton
rocznie) oraz że jesteśmy prawie całkowicie (w 95%) uzależnieni w produkcji energii elektrycznej
od spalania węgla, europejska polityka energetyczno-klimatyczna zmierzająca do gospodarki
niskowęglowej jest niekorzystna dla Polski, bo oznacza znaczne obciążenia finansowe.
Wielką zasługą naszego rządu, jest fakt że w grudniu 2008 udało się uzmysłowić Europie
naszą specyfikę i wynegocjować pewne derogacje do roku 2020 oraz uzyskać zapewnienia
solidarnej pomocy we wprowadzaniu pakietu. Dla Polski nadchodzą czasy kompleksowej
przebudowy energetyki, wprowadzenia energii nuklearnej, znaczącego zwiększenia odnawialnych
źródeł energii, wprowadzenia technologii CCS i silnego ograniczenia energetyki opartej na węglu
w całkowitym bilansie energetycznym Polski. Scenariusze potencjału redukcji emisji CO2
opracowane przez McKinsey&Company pokazują możliwości redukcji sięgające 236 mln ton CO2
do roku 2030 (czyli 31% w stosunku do roku 2005) uzyskane przy kosztach inwestycji wartości
92 mld euro. Znaczący udział mogą mieć technologie CCS. Na dodatek ponad połowa naszych
elektrowni wymaga pilnych inwestycji odtworzeniowych. Wielkie inwestycje spowodują znaczący
wzrost kosztów produkcji i cen energii elektrycznej, co będzie skutkować ucieczką z Polski
sektorów energochłonnych i obniżeniem konkurencyjności naszej gospodarki.
12
Już dwukrotnie większości posłów w Parlamencie Europejskim udało się te propozycje odrzucić, ale tak nie będzie
wiecznie, gdyż zarówno organizacje pozarządowe, jak i politycy, wywierają bardzo dużą presję na to, aby w
dyskutowanej właśnie dyrektywie dotyczącej emisji ze źródeł przemysłowych, wprowadzić takie rozwiązania jak EPS.
Eksperci uważają że od roku 2020 taki zakaz może zostać wprowadzony dla nowych źródeł. Dla źródeł już istniejących
te wymogi zaczną być może obowiązywać 10 lat później.
29
Zielona Księga
Podsumowując, prowadzona obecnie polityka UE zmierzająca do „dekarbonizacji‖
gospodarki przynosi olbrzymie wyzwania i zagrożenia dla Polski. Jak należałoby w takiej sytuacji
postępować? Jak zagrożenia przekuć na realistyczne cele lub nawet szanse dla naszej gospodarki?
W zakresie uzależnienia od węgla jest tylko jeden sposób – rozwój i wprowadzenie czystych
technologii węglowych (CTW).
Polska powinna przejąć inicjatywę w rozwoju CTW, wypromować się na lidera w skali UE.
Pozwoliłoby to na wprowadzenie łagodniejszych dla naszego kraju regulacji i uzyskania pewnych
derogacji. Z drugiej strony, z CTW możemy zrobić dźwignię rozwojową dla naszej gospodarki i
zająć znaczącą pozycję wśród zwycięzców w rozpoczynającej się rewolucji przemysłowej. Biorąc
pod uwagę skutki ekonomiczne i polityczne wprowadzanych uregulowań prawnych, niepodjęcie
tego wyzwania oznacza zepchnięcie naszego kraju na margines oraz trwałą zapaść ekonomiczną i
cywilizacyjną.
1.1.2. Finanse
NPREGC to program, który może być impulsem cywilizacyjnym dla Polski. Na pewno
program ten pozwoli zwiększyć innowacyjność polskiej gospodarki. Jednakże z uwagi na swoją
olbrzymią skalę wymagać będzie zaangażowania potężnych środków inwestycyjnych.
Wymiar programu wg K. Żmijewskiego (Tab. nr 1)
30
Zielona Księga
Porównanie Planu Marshalla i Planu Modernizacji i Redukcji Emisji wg K. Żmijewskiego
(Tab. nr 2)
Koszty i potencjał redukcji emisji w różnych scenariuszach dla sektora elektroenergetyki;
Ministerstwo Gospodarki; Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce
(Rys. nr 2)
31
Zielona Księga
Wykorzystanie szansy związanej z możliwością zwiększenia innowacyjności polskiej
gospodarki wymagać będzie również wielkiej mobilizacji wśród środowisk naukowo-badawczych
(akademickich) w kraju oraz rządu na forum Unii Europejskiej. Na początek rząd powinien jednak
zadbać o odpowiednie regulacje (pkt. 1.1.1. – Prawo) dla rozwoju inwestycji w pro-redukcyjną,
innowacyjną energetykę. W płaszczyźnie europejskiej pomocnym narzędziem może być
wykorzystanie do tego celu polskiej prezydencji w 2011 roku.
Wg części ekspertów istotą polskich propozycji w kontekście postanowień „pakietu
klimatyczno-eneregtycznego‖ powinny być rozwiązania na rzecz modernizacji podatku
akcyzowego (w części dotyczącej paliw i energii) przy założeniu, że narzędziem umożliwiającym tę
modernizację, czyli narzędziem jej sfinansowania, może być inkorporacja kosztów zewnętrznych
(wszystkich, nie tylko środowiska) do kosztów paliwa. Innym rozwiązaniem jest stworzenie
Funduszu Adaptacji i Redukcji Emisji, posiadającego odpowiednie zasoby finansowe
umożliwiające właściwą realizację nałożonych na Polskę obligacji.
Zasadniczym problemem jest fakt, iż polskiemu sektorowi infrastruktury doskwiera
szereg poważnych dolegliwości. Dwie najważniejsze z nich to bardzo wysoki stopień zużycia
technicznego oraz bardzo wysoka emisyjność właściwa13. Powyższe stwierdzenia dotyczą w
szczególności energetyki i transportu.
Stopień zużycia technicznego odzwierciedlany jest przez stopień dekapitalizacji środków
trwałych. Stopień dekapitalizacji zależy od stopy umorzenia środków trwałych i od czasu życia
instalacji. Ten ostatni parametr jest absolutnie obiektywny (tzn. nie poddaje się żadnym
manipulacjom). Dla przykładu, aktualny wiek elektrowni obrazuje rys. 1., na którym uwzględniono
wszystkie ważniejsze obiekty energetyczne. Z wykresu tego widać wyraźnie, że 40% bloków ma
ponad 40 lat, w tym ok. 15% bloków ma ponad 50 lat, a więc powinny być natychmiast
zatrzymane i odłączone od sieci. Bloków 30 letnich i starszych jest ponad 70%.
13
Emisyjność właściwa mierzona jest w jednostkach masy CO2 na jednostkę produktu lub usługi, np. kgCO2/MWh lub
kgCO2/tkm.
32
Zielona Księga
Wiek elektrowni
udział w puli
100%
80%
60%
40%
20%
0%
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
lata
0
Charakterystyka wiekowa polskich elektrowni (Rys. nr 3)14
Jak wspomniano, stopień dekapitalizacji zależy od stopy umorzenia, która jest wielkością
umowną (do pewnego stopnia). Gdyby jako stopę umorzenia przyjąć stopę amortyzacji stosowaną
w rozliczeniach finansowych (np. podatkowych) to dla elektrowni byłaby ona równa 7%, co
oznacza przyjęcie „czasu życia‖ elektrowni na 14,29 roku. Przy takim założeniu nasze elektrownie
byłyby zdekapitalizowane w 94,38% – technicznie jest to oczywiście niezrozumiałe (nota bene dla
reaktorów jądrowych stopa ta wynosi 14%, co oznaczałoby „czas życia‖ równy 7,2 roku).
14
Opracowanie własne Rady na podstawie danych internetowych.
33
Zielona Księga
lata dekapitalizacji
40,00
30,00
22,22
14,29
100%
80%
79,10%
88,10%
92,14%
94,38%
60%
40%
68,01%
20%
0%
2,00%
2,50%
3,33%
4,50%
Stopień dekapitalizacji
50,00
7,00%
Stopa umorzenia
Stopień technicznej dekapitalizacji źródeł energii elektrycznej w Polsce (Rys. nr 4)15
Jeśli posłużyć się stopą amortyzacji stosowaną w ogólnym przypadku obiektów
inżynierskich, tzn. 4,5% odpowiadającą „czasowi życia‖ 22,2 roku, to stopień dekapitalizacji
wyniósłby 92,14%, por. rys. 4.
Bardziej realistyczne jest przyjęcie czasu życia elektrowni na 30 do 50 lat. Oznacza to stopy
umorzenia od 3,33% do 2% i odpowiednio stopień dekapitalizacji od 88,10% do 68,01%. A więc
nawet w najbardziej optymistycznym przypadku stan naprawdę dramatyczny.
W istocie problemem polskiej elektroenergetyki jest nie tylko wyjątkowo wysoki stopień jej
dekapitalizacji. Jeszcze większym problemem jest ujemna stopa restytucji mocy, to znaczy fakt, iż
poziom dekapitalizacji nie maleje, lecz rośnie. W dodatku dotyczy to całej infrastruktury.
15
Opracowanie własne Rady.
34
Zielona Księga
W
pierwszym
przybliżeniu
osiągnięcie
w
2030
r.
poziomu
„wyzerowania”
dekapitalizacji istniejących mocy (odbudowy potencjału) wymagałoby stopy inwestycji
dwukrotnie wyższej niż stopa amortyzacji środków trwałych. Na razie (to znaczy przy obecnym
trendzie i stanie regulacji) wydaje się to całkowicie niemożliwe.
Powyższe uwagi dotyczące elektrowni odnosi się także do sieci elektroenergetycznych
(dekapitalizacja ~ 73%), ciepłownictwa (dekapitalizacja ~ 63%), gazownictwa i transportu
kolejowego.
Szacunek stopnia dekapitalizacji środków trwałych (Rys. nr 5)16
Oba problemy – dekapitalizacja infrastruktury i konieczność redukcji emisji CO2 wymagają
ogromnych inwestycji. Poziom tych inwestycji równy jest ok. 16 mld euro/rok i porównywalny
jest z ogólnym poziomem wszystkich inwestycji krajowych, które wynoszą obecnie ok. 74 mld
euro/rok. Oznacza to wzrost inwestycji o ok. 20% – jest to niezwykle poważne zadanie, ponieważ
oznacza wielokrotne zwiększenie wysiłku inwestycyjnego podsektorów.
16
Szacunki własne Rady.
35
Zielona Księga
Mld EURO do 2030
100
Mld EURO do 2030
elektroenergetyka
gazownictwo
100
4,4
20
100
źródła odnawialne
11
33
ciepłownictwo
i budynki
transport
źródła systemowe
17,6
dystrybucja
przesył
34
efektywność
energetyczna
Inwestycje w infrastrukturę (Rys. nr 6)17
Inwestycje w elektroenergetykę (Rys. nr 7)18
Można zatem postawić pytanie, czy takie zwiększenie inwestycji jest możliwe z punktu
widzenia
uwarunkowań
finansowych
(potencjał
kapitałowy)
i
materialnych
(potencjał
wykonawczy). W praktyce należy uznać, że o możliwości przeprowadzenia Programu
zwanego
Inwestycyjnego,
również
Programem
Redukcji
Emisji,
zdecyduje
możliwość
uruchomienia środków finansowych. Potencjał wykonawczy o podobnej skali uruchamiany był już
w powojennej Polsce kilkakrotnie poczynając od 6-letniego Planu Odbudowy Kraju, a kończąc na
wielkich programach inwestycyjnych lat 60 (7546 MW) i 70 (9815 MW), por. rys. 8.
MW
Historia inwestycji
6000
5000
4281
4000
3000
5660
4155
3265
2920
2558
1808
2000
1207
716
1000
1607
940
683
419
0
4550
5155
5660
6165
6670
7175
7680
8185
8690
9195
9600
0105
0610
Historia inwestycji w źródła systemowe (Rys. nr 8)19
Tak więc podstawowym staje się pytanie o możliwość zgromadzenia niezbędnych funduszy
inwestycyjnych. Jest oczywistym, że środki własne, którymi dysponują przedsiębiorstwa
energetyczne, a w tym cztery polskie grupy inwestycyjne, są dalece niewystarczające. Oceniając
17
18
36
Zielona Księga
wartość tych grup na 16 mld euro (według szacunku 5 x EBITA) do 20 mld euro (według
szacunkowej wyceny giełdowej) można liczyć na uplasowanie na rynku euroobligacji od 4÷5 mld
euro lub kredytów 9÷12 mld euro (do 60% wartości co jest równoważne 3 x EBITA).
Biorąc pod uwagę konieczność min. 20% udziału własnego w inwestycji w modelu project
finance zgromadzone środki umożliwiłyby uruchomienie nakładów inwestycyjnych na poziomie
20÷25 mld euro. Niestety 20% equity wydaje się założeniem zbyt optymistycznym. Bliższe
rzeczywistości jest equity 30%, a to automatycznie redukuje inwestycje do poziomu 13÷17 mld
euro. Podkreślić należy, że dotyczy to inwestycji w źródła, sieci dystrybucyjne, obsługę klienta
(dzisiaj kompletnie ignorowaną), infrastrukturę IT oraz – last but not least – w efektywność
energetyczną. Naszkicowany powyżej program inwestycyjny wymaga ok. 50 mln euro
nakładów overnight (bez kosztów kapitału) do 2020 r. i drugie tyle do 2030 r.
Tak wygląda analiza strony popytowej tzn. możliwego potencjału uzyskania środków
kredytowych (absorpcji). Z drugiej strony przeanalizować trzeba podaż ofert kredytowych tzn.
możliwy potencjał uruchomienia środków kredytowych (emisji).
Zapotrzebowanie na środki inwestycyjne w infrastrukturze, które wynosi ok. 160 mld Euro
do 2020 r., a w tym 50 mld euro potrzeb elektroenergetyki, porównać trzeba z aktualnym
zaangażowaniem kredytowym wszystkich banków w Polsce. Zaangażowanie to wynosi 30 mld
Euro w kredytach inwestycyjnych i 100 mld euro w kredytach konsumpcyjnych.
Proporcja inwestycji do konsumpcji jest znamienna i w dużym stopniu wyjaśnia
dramatyczny stan polskiej infrastruktury. Niestety jest ona systematycznie stopniowo roztrwaniana.
Większość banków w Polsce to sieciowe banki zagraniczne, dlatego nie mają one
problemów z dostępem do źródeł finansowania. Innymi słowy aktualna struktura zadłużenia nie
wynika z braku podaży kredytów, lecz z braku popytu na nie. Popyt to rozsądne, uzasadnione,
wykonalne – a jednym słowem „bankowalne‖ – projekty inwestycyjne. Tylko takie liczą się
naprawdę, wszystkie inne są wyłącznie pustym efektem prowadzonej polityki propagandowej,
który pozostaje poza zasięgiem komitetów kredytowych. W nawiązaniu do tego pamiętać należy,
19
Opracowanie własne Rady na podstawie danych internetowych.
37
Zielona Księga
iż mimo że formalnie wszelkie wnioski kredytowe opracowywane są w kraju, to materialnie
decyzję podejmuje się w zagranicznych centralach. Oznacza to tylko tyle, że wnioski te spełniać
muszą międzynarodowe kryteria.
Konkluzja z powyższych rozważań jest dość przykra. Polski sektor finansowy mógłby w
ostateczności sfinalizować Polski Program Inwestycyjny Infrastruktury równoważny w istocie z
Polskim Programem Redukcji Emisji, ale byłoby to wyzwanie niezwykle trudne, ekstremalnie
wymagające i, co najważniejsze, bez żadnych wiarygodnych gwarancji powodzenia.
Dlatego niezbędnym jest wykreowanie odpowiedniego klimatu proinwestycyjnego,
stworzenie odpowiednich mechanizmów finansowania i wzmocnienie fundamentów tych
wszystkich inwestycji na rynku. Albowiem w praktyce znamy tylko dwa modele owocujące
inwestycjami: totalitarny socjalizm (czyli centralne planowanie) i liberalny kapitalizm (czyli rynek
wolny, choć gdzieniegdzie regulowany).
W nawiązaniu do powyższego należy stwierdzić, iż wymieniony Program nie może zostać
zrealizowany nawet w najbardziej optymistycznym i progresywnym modelu finansowania
tradycyjnego, tzn.: equity (np. eurobondy) + dług (np. kredyt).
Stąd można zauważyć dwie strategiczne bariery związane z pewnymi mitami:
Pierwszy mit: rozwiązaniem jest monopol.
Od razu należy stwierdzić, iż jest to założenie ewidentnie błędne. W obecnej sytuacji
rynkowej fakt istnienia monopolu (np. monopol mają Polskie Linie Kolejowe, monopol ma
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, monopol ma PSE-Operator, lokalne monopole
mają sieci dystrybucyjne) nie ma najmniejszego wpływu na programy inwestycyjne
posiadających go przedsiębiorstw. Wręcz przeciwnie dla monopolisty sytuacja trwałego
niedosytu dla oferowanego przez niego produktu lub usługi jest ze wszech miar korzystna,
bo zwiększa jego panowanie nad konsumentami całkowicie pozbawionymi wyboru.
W przypadku drugiego mitu wskazuje się, iż nie są potrzebne żadne specjalne działania,
wystarczy podnieść ceny, zrealizować te inwestycje, które da się uruchomić w ramach
38
Zielona Księga
realnego potencjału kredytobiorców, bez potrzeby podjęcia długookresowych działań i
planów strategicznych.
Problem polega na tym, że dalsze inwestycje długookresowe mogą być już nieosiągalne (na
skutek wykorzystania zakumulowanego kapitału w ramach starych mechanizmów i
zablokowania funkcjonowania nowych). W dodatku odbiorcy mogą lokalizować się
zagranicą (tzw. carbon leakage tzn. ucieczka produkcji tam gdzie emituje się za darmo).
Tego typu eksperyment może mieć bardzo poważne konsekwencje dla gospodarki każdego
kraju.
Dla porządku należy dodać, że kapitał komercyjny kosztuje (dług ok. 7-8%, equity 15-17%)
i takich zwrotów będzie oczekiwał inwestor. Można obliczyć jakie to są koszty przy 20 letnim
kredycie i relacji d/e=70/30 (dług/equity). Jest to bardzo drogie przedsięwzięcie wynoszące
ok. 370% samych odsetek i dywidendy.
Ponieważ Program w tradycyjnym mechanizmie kredytowania nie może nie zostać
zrealizowany – oznaczałoby to zapaść energetyczną gospodarki – dlatego też trzeba zaproponować,
opracować, uruchomić i zrealizować inny sposób jego sfinansowania odbiegający nieco od
tradycyjnego. Sposób ten, choć bardziej nowatorski, nie jest kompletnie nieznany i stosowany już
jest w niektórych szczególnych obszarach elektroenergetyki, a mianowicie w podsegmencie źródeł
odnawialnych (zielone certyfikaty) i źródeł skojarzonych (certyfikaty czerwone i żółte).
Proponowany mechanizm (błękitne certyfikaty) zapewnia regularny i w pełni
kontrolowany dopływ środków inwestycyjnych o najniższym możliwym koszcie kapitału –
w istocie bliskim zeru. System błękitnych certyfikatów wykorzystuje częściowo już istniejące
zapisy w dyrektywie energetycznej i w ustawie Prawo Energetyczne, a mianowicie mechanizm
przetargu (aukcji) na nowe moce. Wymaga jednak pewnej nowelizacji Prawa dla zapewnienia
sprawności jego działania i ustalenia kosztów administracyjnych.
System ten nie jest oczywiście panaceum. Do innych celów trzeba dopasować pozostałe
rozwiązania np. do efektywności energetycznej białe certyfikaty, do podsektorów
regulowanych (przesył, dystrybucja, ciepło i przez pewien jeszcze czas gaz) taryfy oparte na
zwrocie z kapitału pracującego (pracujących środków trwałych) i wykorzystujące technikę
benchmarku (krytycznego porównywania efektów). Poprawić i usprawnić należy systemy
39
Zielona Księga
wspierające OZE i kogenerację. Trzeba też będzie znaleźć rozwiązanie dla CCS-u i elektrowni
jądrowych, bo rynek ich nie obroni.
Kolejną barierą jest dopuszczalny, tzn. akceptowany przez rynek finansowy, poziom
zadłużenia przedsiębiorców. Niestety poziom ten nie wystarcza na sfinansowanie NPREGC.
W związku z powyższym jako podstawowy problem związany ze wszelkimi działaniami
podejmowanymi w odniesieniu do wszystkich sektorów gospodarki, w tym i sektorów związanych
ze zobowiązaniami redukcyjnymi, należy wskazać zadłużenie państwa, które zbliża się do progu
konstytucyjnego. W związku z tym brak jest dostatecznych środków finansowych, z czym wiąże się
konieczność pozyskania dodatkowych źródeł kapitału, co w obliczu skali oddziaływania NPREGC
również należy określić jako istotną barierę wyjściową.
W Polsce istnieje wiele funduszy pomocowych wspierających bezpośrednio lub pośrednio
efektywność energetyczną (np. Fundusz Zielonych Inwestycji (GiS), PIOŚ, NFOŚiGW,
wojewódzkie WFOŚiGW i RPO, Fundusz termomodernizacji i Remontów, Grant Szwajcarski).
Problemem jest jednak fakt, iż często trafiają na te same kwalifikowane obszary, często również w
systemie tym występują pewne luki obszarowe.
Brak spójnego i kompleksowego monitorowania efektywności środków pomocowych
(dotacje, pożyczki) nie pozwala na jednoznaczną ocenę uzyskanych efektów. Stąd też potrzebny
jest przegląd i ocena efektywności i skuteczności wydatkowania pieniędzy publicznych w oparciu o
np. kryterium wielkości efektu i jednostkowych kosztów zaoszczędzonej energii i redukcji emisji.
Samo wykorzystanie istniejącego potencjału efektywności energetycznej wymagać
będzie nakładów inwestycyjnych rzędu 100–150 mld euro do 2030 roku. Większość tych
nakładów ponieść muszą sami inwestorzy przede wszystkim tam, gdzie przedsięwzięcia
efektywności energetycznej są opłacalne w cyklu żywotności tych przedsięwzięć. Bezpośrednie
wspomaganie finansowe przedsięwzięć publicznymi funduszami pomocowymi i pośrednie
promowanie przez podatki, taryfy itp. musza stworzyć swego rodzaju „dźwignię finansową‖, która
maksymalnie angażować będzie środki inwestorów. Stosowne mechanizmy finansowe muszą
zostać dopasowane w sposób, który uwzględni specyfikę każdego sektora i grupy użytkowania
energii.
40
Zielona Księga
Inwestycje infrastrukturalne jak budowa dróg, modernizacja kolei, oczyszczalnie ścieków,
wodociągi, obiekty publiczne itp. wspierane środkami publicznymi winne premiować takie
rozwiązania efektywności energetycznej, które są blisko BAT20– najlepszych osiągalnych
technologii. Brak jest standaryzowanego podejścia (np. katalog preferowanych technologii
efektywności energetycznej), które powinno w studiach wykonalności i projektach technicznych
wymusić wykonanie analizy opłacalności i zasadności stosowania BAT. Obecnie kryterium
efektywności energetycznej w inwestycjach infrastrukturalnych jest słabo forsowane, a skutki
niezoptymalizowanych energetycznie przedsięwzięć przenoszą się na cały cykl żywotności, często
na 30–50 lat.
Rachunek ekonomiczny przedsięwzięć opiera się obecnie na bieżących cenach paliw i
energii, co w obiektach i technologiach o długich cyklach żywotności (powyżej 10–20 lat)
prowadzi do niedoszacowania kosztów zużycia energii i nadmiernego (w stosunku do
zmieniających się warunków ekonomicznych) zużycia energii w długoletniej eksploatacji. Dlatego
też potrzebne są analizy scenariuszowe uwzględniające prognozy kształtowania się cen paliw i
energii oraz skutki zobowiązań pakietu klimatyczno-energetycznego. Kryteria funduszy
pomocowych powinny uwzględniać ten aspekt.
Z racji powyższego należy podjąć działania zmierzające do mobilizowania prywatnego
kapitału w zakresie finansowania racjonalnego wykorzystania energii i przeciwdziałania skutkom
zmian klimatycznych. Pomocnymi w tej materii mogą okazać się obligacje, fundusze inwestycyjne
itp. Z drugiej jednak strony do dziś nie stworzono funduszu kapitałowego dedykowanego
inwestycjom w zakresie racjonalnego wykorzystania energii (obudowanego kontraktami z
funduszami zalążkowymi21), ściśle powiązanego z instytucjami naukowymi, posiadającego
potencjał realizacji wielomilionowych inwestycji wysokiego ryzyka. W promowaniu wykorzystania
kapitału prywatnego dostrzec można m.in. nierównomierny dostępu sektora prywatnego do
funduszy europejskich i krajowych.
20
BAT (Best Available Technology) – najlepsza dostępna technologia.
Fundusz kapitału zalążkowego to fundusz, z którego obejmowane są akcje lub udziały w spółkach będących
przedsiębiorcami we wczesnej fazie rozwoju. (art. 6b ust. 5 pkt 3) ustawy z dnia 9 listopada 2000 r. o utworzeniu
Polskiej Agencji Rozwoju Przedsiębiorczości, Dz. U. z 2007 r. Nr 42, poz. 275 ze zm. Przez przedsiębiorcę
znajdującego się we wczesnej fazie rozwoju rozumie się przedsiębiorcę, który realizuje fazę badań lub rozwoju
produktu lub usługi albo fazę tę ukończył, jednak od dnia podjęcia działalności gospodarczej nie rozpoczął komercyjnej
21
41
Zielona Księga
Barierą w przedmiocie redukcji emisji
gazów cieplarnianych jest również
nieprzeprowadzenie identyfikacji energochłonnych sektorów działalności gospodarczej oraz
brak ukierunkowania instrumentów finansowych w celu zmniejszenia ich emisyjności.
To działanie ma szczególny sens wtedy, gdy zostanie wprowadzony mechanizm tzw. „zielonych
zamówień‖ (przedsiębiorstwa uzyskają premie za poczynione inwestycje).
Innym problemem jest fakt, iż konstrukcja systemu wsparcia elektrycznej energetyki
odnawialnej (system świadectw pochodzenia) nie zapewnia pełnej efektywności. Znacząca część
środków ze sprzedaży świadectw pochodzenia nie jest kierowana do inwestorów i nie wspiera
tworzenia nowych mocy (duża energetyka wodna, współspalanie).
W obecnej formie system ten nie daje gwarancji stabilnego, długofalowego wsparcia co w
rezultacie powoduje osłabienie jego konkurencyjności wobec dominującego w państwach UE
systemu ustalonych cen (feed in tariff). Może mieć znaczenie w kontekście zachęcania inwestorów
międzynarodowych do wchodzenia na polski rynek, a także ma znaczenie przy ocenie
wiarygodności kredytowej przedsięwzięć inwestycyjnych.
Rozwiązaniem ulepszającym rynkowo zorientowany system certyfikatów mogłoby być
wprowadzenie dwóch mechanizmów wsparcia (w ramach jednego „koloru”) – puli
inwestycyjnej (emitowanej w krótkim okresie 3–5 lat) oraz puli eksploatacyjnej,
wyrównującej szczególnie szerokie koszty eksploatacji (np. biomasy). Certyfikaty powinny być
przydzielane w miarę możliwości w trybie rynkowym (np. aukcji, o której mowa w dyrektywie
2003/54/WE – wchodzącej w skład tzw. II pakietu energetycznego).
Oddzielną kwestią są problemy związane z finansowaniem Polskiego Programu Energii
Jądrowej (zwany dalej: „PPEJ”), który na początek będzie kosztował w samym tylko
wytwarzaniu (bez uwzględnienia niezbędnych nakładów na rozbudowę sieci) około 110 mld zł
(2 elektrownie po dwa bloki, każdy 1600 MW, o jednostkowych nakładach inwestycyjnych
wynoszących 4 mln Euro na MW). Inwestorem w ramach powyższego przedsięwzięcia została
wybrana Polska Grupa Energetyczna (zwana dalej „PGE‖). Ma ona być inwestorem
produkcji i sprzedaży produktu lub usługi. (§ 2 ust. 2 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 13 lipca 2006 r. w
sprawie udzielania pomocy finansowej funduszom kapitału zalążkowego, Dz. U. Nr 141, poz. 1000 ze zm.)
42
Zielona Księga
większościowym (51%) w ramach odpowiedniego konsorcjum. Przewiduje się udział w
konsorcjum również inwestora zagranicznego, doświadczonego w budowie czy eksploatacji
elektrowni jądrowych (częste przywoływanie francuskiego EdF niestety sugeruje przesądzenie
wyniku przyszłego przetargu na budowę elektrowni, z jawnym pogwałceniem wszystkich reguł
otwartego rynku). Wydaje się, że celowym byłoby zaangażowanie w proces inwestycyjny
(i eksploatację elektrowni) również innego poza PGE podmiotu polskiego.
Podstawową barierą w zakresie finansowania PPEJ jest zatem pozyskanie niezbędnego
kapitału. Odrzucić raczej należy możliwość skorzystania z kapitału z giełdy, gdzie cena akcji PGE tradycyjnego przedsiębiorstwa elektroenergetycznego, w ciągu niecałych trzech miesięcy od
debiutu zmalała o prawie 13%, praktycznie do poziomu ceny emisyjnej.
Dodatkową barierą ekonomiczną jest konieczność zamrożenia znacznych nakładów
finansowych na dłuższy czas, przy czym istnieje również znaczne ryzyko tego finansowania
(niewielka nawet awaria w obiekcie jądrowym w dowolnym kraju, jak również zmiana polityczna
w Polsce, mogą spowodować przerwanie i zaniechanie budowy, a protesty społeczne lub
przedłużający się proces licencjonowania – jej opóźnienie powodujące obniżenie opłacalności
inwestycji). Oznacza to konieczność zastosowania mechanizmu gwarancji (rządowych) dla
inwestora (inwestorów). Odrębnym zagadnieniem jest konieczność uwzględnienia w cenie energii
elektrycznej z elektrowni jądrowej wszystkich składników, łącznie z kosztami likwidacji elektrowni
oraz
zagospodarowania
i
magazynowania
wypalonego
paliwa
jądrowego
i
odpadów
promieniotwórczych.
Należy pamiętać, że plany i programy inwestycji oraz przedsięwzięcia dotyczące przemysłu
i energetyki jądrowej w Unii Europejskiej regulują stosowne zapisy Traktatu EURATOM z marca
1957 roku. Np. art. 41 Traktatu wymaga informowania Komisji Europejskiej o projektach
inwestycyjnych, jeśli odpowiadają one kryteriom ustalonym w art. 42, art. 43 zobowiązuje Komisję
Europejską do wspólnej z użytkownikami analizy projektów itp. Szczegółowe przepisy dotyczące
stosowania art. 41 Traktatu sformułowane są w Rozporządzeniu Rady (Euratomu) 2587/1999 oraz
Rozporządzeniu Rady (EC) 1209/2000. Należy tu wspomnieć jeszcze Decyzje Rady
77/270/Euratom i 77/271/Euratom dotyczące pomocy finansowej udzielanej dla wspomagania
inwestycji w sektorze energetyki jądrowej.
43
Zielona Księga
Problemem jest także to, iż PPEJ, który determinuje w bardzo dużym stopniu sytuację
w energetyce do końca wieku, został przyjęty przez rząd bez publicznej dyskusji. Elementarna
analiza pokazuje jednak ryzyka, których w żaden sposób nie da się ukryć przed społeczeństwem
internetowym, coraz bardziej upodmiotowionym.
Dodatkowo w kontekście PPEJ należy podkreślić, że PGE oczekuje dla siebie rozwiązań
rządowych (w tym prawnych) gwarantujących bezpieczeństwo finansowe inwestowania w
energetykę jądrową. PGE oczekuje także rozbudowy przez operatora przesyłowego (PSE-Operator)
sieci przesyłowych dla potrzeb tej energetyki. Z drugiej strony systemowe badania
optymalizacyjne22 (wykonane za pomocą oprogramowania OPF – Optimal Power Flow) wskazują,
że dwie elektrownie jądrowe (4 bloki o mocy 1600 MW każdy) mogą mieć problem z
funkcjonowaniem w polskim systemie elektroenergetycznym (system jest za mały). W szczycie
obciążenia (jednak już nie w dolinie) mieści się praktycznie jeden blok (dla kryterium
ekonomicznego wynikającego z metodyki cen węzłowych). Jeden blok jest z kolei zbyt drogi
(nakłady inwestycyjne na pierwszy blok w kraju, który wchodzi bez doświadczeń w segment
energetyki jądrowej, są około 30% wyższe niż na kolejne bloki). Ponadto tworzenie wielkiej,
specjalistycznej infrastruktury dla jednego bloku jest nieracjonalne.
Do kolejnych zagrożeń programu redukcji emisji należy dodać doprowadzenie do
odrodzenia presji inwestycyjnej w energetyce, identycznej jak ta z okresu socjalizmu, kiedy
najważniejsze było zakwalifikowanie się przez dany podmiot na pozycję w centralnym/partyjnym
planie inwestycyjnym (teraz najważniejsze jest zakwalifikowanie się na zapis w polityce
energetycznej, w której wszyscy chcą znaleźć szanse) oraz domknięcie bilansów do 2030 roku za
pomocą starych/skomercjalizowanych technologii (i zdeterminowanie sytuacji w energetyce do
końca wieku w części dotyczącej energetyki jądrowej).
22
Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju, projekt badawczy zamawiany (Nr PBZ-MEiN-1/2/2006) Raporty 2007,
2008, 2009 wykonane pod kierunkiem J. Popczyka w Politechnice Śląskiej, w szczególności w zakresie: scenariuszy
rozwojowych systemu wytwórczego (główny autor H. Kocot), optymalizacji systemu przesyłowego w kontekście
cenotwórstwa węzłowego (główny autor R. Korab) oraz integracji energetyki rozproszonej z sieciami rozdzielczymi
(główny autor E. Siwy).
44
Zielona Księga
Wśród technologii wyraźnie zapisanych w rządowej polityce energetycznej 23 nie ma
samochodu elektrycznego i smart gridu, praktycznie nie ma także fotowoltaiki i pompy ciepła,
a rolnictwo energetyczne jest ograniczone wyłącznie do niezbędnego minimum. Ogłoszona
polityka praktycznie nie przewiduje przestrzeni rozwojowej dla technologii, które jeszcze nie są
skomercjalizowane (wyjątek stanowią czyste technologie węglowe). To oznacza utratę możliwości
wykorzystania
potencjału
innowacyjnej
energetyki
do
przekształcenia
całej
gospodarki
w gospodarkę innowacyjną, a co za tym idzie w gospodarkę pro-redukcyjną gotową sprostać
obowiązkom nałożonym na Polskę w ramach „pakietu klimatyczno-energetycznego‖.
Do ryzyk związanych z energetyką jądrową dochodzi wzrastająca presja inwestycyjna w
energetyce wiatrowej. W tym wypadku chodzi o budowę elektrowni wiatrowych o łącznej mocy
około 9 GW (obecnie istniejące moce wynoszą około 500 MW). Podkreśla się, że inwestorzy
elektrowni wiatrowych nie ponoszą obecnie kosztów zewnętrznych w postaci kosztów regulacji
i rezerw mocy. Częściowo tylko ponoszą koszty sieciowe (przyłączeniowe). Koszty te (traktowane
łącznie) będą szybko rosły wraz ze wzrostem udziału energetyki wiatrowej w systemie.
Dodatkowo należy przyjąć, iż efekty związane z budową i eksploatacją elektrowni
jądrowych będą osiągalne nie wcześniej niż w 2030 roku. Dlatego dodatkową podaż 165 TWh
należy skonfrontować z rynkiem popytowym 2030 r., który będzie taki jak 2020 r. (rynek końcowy
energii w dekadzie 2021–2030 będzie bezwzrostowy). W dekadzie 2011–2020 natomiast, w
scenariuszu busines as usual rynek końcowy wzrośnie (wzrósłby, gdyby scenariusz był
realizowany) z 545 TWh (według zasad liczenia obowiązujących w regulacjach Pakietu 3x20, albo
480 TWh, gdy na rynku transportowym energię końcową liczy się na „kołach‖ samochodu, a nie
„wlewaną‖ do zbiornika) do 640 MWh24. Ta sytuacja oznacza dodatkowe wprowadzenie przed
2030 rokiem na rynki końcowe (w takim sensie jak są one definiowane w „Pakiecie 3x20‖) około
165 TWh energii rocznie. Jest to prawie 95 TWh z gazu ziemnego, przy zastosowaniu technologii
poligeneracynych o sprawności energetycznej około 85%. Ponadto niecałe 50 TWh z elektrowni
jądrowych, przy rocznym czasie użytkowania mocy szczytowej wynoszącym około 7500 godzin.
Wreszcie około 18 TWh energii z elektrowni wiatrowych, przy rocznym czasie użytkowania mocy
23
Obecnie jest to „Polityka energetyczna Polski do 2030 r.‖.
Rynki 545 TWh (480 TWh) i 640 TWh zawierają w sobie rynki energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych,
zgodnie z regulacjami „Pakietu 3x20‖.
24
45
Zielona Księga
szczytowej wynoszącym około 2000 godzin25. Tę dodatkową energię będzie bardzo trudno
ulokować na rynkach końcowych, jeśli uwzględnić, że jest to około 26% tych rynków. Rzeczywiste
rynki końcowe 2009 i prognozowane 2020, przy uwzględnieniu trendu business as usual, mają
wymiar odpowiednio około 480 TWh i 640 TWh26 (należy przypomnieć założenia, że rynki
końcowe 2030 r. będą takie jak rynki końcowe 2020 r.).
W zakresie źródeł energii i sieci operatorów głównym problemem są natomiast zasady
finansowania inwestycji. Planowane przyłączenie dużej liczby farm wiatrowych do sieci
dystrybucyjnej 110 kV może sprawić, że sieć ta przestanie pełnić swoją podstawową funkcję
transportu
energii
elektrycznej
do
odbiorców,
a
będzie
pełnić
także
funkcje
charakterystyczne dla sieci przesyłowej. Przystosowanie istniejącej sieci 110 kV do przyłączenia
farm wiatrowych wymusza ponoszenie znacznych nakładów inwestycyjnych związanych
z rozbudową oraz przebudową sieci dla zwiększenia możliwości przesyłu. Istnieje możliwość
wystąpienia zagrożeń w pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (zwanego dalej: „KSE‖)
wynikających z przekroczenia dopuszczalnych obciążalności w sieci zarówno w sieci przesyłowej,
jak i dystrybucyjnej, które są skutkiem zmiany rozkładu generacji KSE wymuszonego generacją
wiatrową w obecnej strukturze sieci 110 kV.
Istnieją wzajemne bardzo silne oddziaływania generacji wiatrowej zlokalizowanej w
różnych częściach systemu. Należy zbadać dlaczego, mimo istniejącego potencjału ekonomicznego,
zainteresowanie wdrażaniem energooszczędnych przedsięwzięć jest tak małe. Zmiana polityki
fiskalnej nie złagodzi w wystarczającym stopniu spodziewanego, znaczącego podwyższenia cen
energii, w tym energii elektrycznej i opłat dystrybucyjnych wynikających z istniejących barier
rozwojowych i nie stworzy szans na realizację ochrony klimatu w zakresie zarysowanym w
obowiązującej wersji dokumentu „Polityka energetyczna Polski do roku 2030‖, z jednoczesnym
utrzymaniem cen energii na poziomie gwarantującym konkurencyjność polskiej gospodarki.
25
Wg niektórych ekspertów przyjęty czas użytkowania mocy szczytowej dla elektrowni wiatrowych w warunkach
krajowych nie przekracza 1500 godzin.
26
J. Popczyk, Polska sytuacja w aspekcie unijnej strategii energetycznej do 2020 roku, Rynek Energii 2008, nr 3.
46
Zielona Księga
Z uwagi na powyższe należy podjąć działania zmierzające do wprowadzenie
mechanizmu współfinansowania lub częściowego kredytowania proefektywnościowych
inwestycji zgodnie z możliwościami stworzonymi przez dyrektywę 2006/32/WE Parlamentu
Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego
wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylającej dyrektywę Rady 93/76/EWG,
np. utworzenie Funduszu Efektywności Energetycznej. Przekazane środki byłyby następnie
spłacane z oszczędności uzyskanych wskutek przeprowadzonej inwestycji lub modernizacji.
Odnośnie wpływów z podatków od użytkowników transportu (np. opłata paliwowa i
akcyza) oraz opłaty za użytkowanie infrastruktury, zwłaszcza dróg, biorące pod uwagę koszty
zewnętrzne, w tym zatłoczenia (por. pkt 1.2.9 – Transport niskoemisyjny) to powinny być one
wykorzystane
na
finansowanie
infrastruktury
transportu
oraz
dofinansowanie
mniej
energochłonnych środków transportu, co dzisiaj nie jest do końca realizowane.
1.1.3. Regulacja – taryfy
W obszarze energetyki istnieją trzy funkcjonalne obszary taryfowania. Pierwszym z
nich jest regulowany obszar taryf przesyłowych (transmisyjnych i dystrybucyjnych). W tym
segmencie regulacja powinna promować efektywność (energetyczną i ekonomiczną) oraz
wymuszać inwestycje odtworzeniowe i rozwojowe. Obecny system taryfowania ustawowo oparty
na zasadzie zwrotu kosztów plus (marża) nie realizuje powyższych celów. Dlatego niezbędna jest
zmiana tego systemu. Wymienione cele mogłyby być osiągnięte przez system oparty na zwrocie na
zaktualizowanym kapitale pracującym (środkach trwałych).
Drugim z obszarów jest obszar specjalnych cech energii, a w szczególności cechy
pochodzenia, np. ze źródeł odnawialnych, kogeneracji (węglowej, gazowej lub biomasowej),
oszczędności lub poprawy efektywności, źródeł wysoko sprawnych, czystych technologii
węglowych (w tym CCS), źródeł jądrowych itp. W tym obszarze stosowane są systemy
certyfikacji (tzw. kolorowej), taryf gwarantowanych (feed in tariff) oraz dotacji bezpośrednich. Z
powodu ograniczenia w zakresie stosowania pomocy publicznej w praktyce europejskiej
funkcjonują pierwsze dwa.
47
Zielona Księga
W Polsce działa system certyfikacji. System ten pomimo ewidentnych sukcesów wywołuje
szereg uwag krytycznych, które w wielu przypadkach można uznać za uzasadnione.
Należą do nich m.in. następujące zastrzeżenia:
system
finansuje
inwestycje
niskokapitałowe
w
takim
samym
stopniu
jak
wysokokapitałochłonne,
system finansuje inwestycje dawno zamortyzowane, a zbudowane ze środków publicznych,
system finansuje przedsięwzięcia o bardzo niskim koszcie eksploatacji generując
nieuzasadnione zyski (windfall profit).
Zastrzeżenia te odnoszą się przede wszystkim do zamortyzowanych elektrowni wodnych
oraz do tzw. współspalania biomasy w paleniskach tradycyjnych elektrowni kondensacyjnych. Te
dwa obszary to obecnie główni dostawcy „zielonej energii‖. Generują one koszty nie przykładając
się w sposób zauważalny w nowe inwestycje w odnawialne źródła energii (zwane dalej: „OZE‖).
W tej kwestii istnieją dwa możliwe praktyczne rozwiązania. Pierwszym z nich jest
przebudowa systemu certyfikacji (z odpowiednią nowelizacją ustawy Prawo energetyczne) z
wprowadzeniem podkategorii certyfikatów inwestycyjnych (dla nowych inwestycji, powinny
być one przydzielane w wyniku aukcji emisyjnej) oraz certyfikatów eksploatacyjnych (o
stałej, regulowanej wartości PLN/MWh i ilości rzeczywistego wolumenu produkcji).
Certyfikaty inwestycyjne powinny mieć ograniczony zasięg czasowy, a certyfikaty eksploatacyjne
powinny być regulowane z uwzględnieniem wzrostu rynkowej ceny energii.
Rozwiązaniem alternatywnym jest zastosowanie systemu feed in tariff (system cen
gwarantowanych, system taryf gwarantowanych, feed in premiums). Jego funkcjonowanie opiera
się na stosowaniu specjalnych, preferencyjnych cen zakupu energii z OZE, które
ukierunkowane są na wsparcie danej technologii wytwarzania energii odnawialnej. Ceny te
zwykle są gwarantowane na dłuższy okres (z reguły 10–20 lat), stosowana jest także stawka
degresywna (z upływem czasu wsparcie dla danej technologii maleje, tzw. taryfa schodkowa).
Zastosowanie taryf schodkowych ma na celu odzwierciedlenie stopnia upowszechniania oraz
zmniejszenia kosztów produkcji z danej technologii. Taryfy zawierające ceny gwarantowane
ustalane są przez organ regulacyjny i przyznawane „właścicielom‖ określonych źródeł (elektrowni).
Wśród krajów UE, a zwłaszcza krajów „UE-15‖, system feed in tariff jest najczęściej
wykorzystywanym systemem wsparcia. Obowiązuje on w następujących państwach członkowskich:
48
Zielona Księga
w Niemczech, Austrii, Luksemburgu, Hiszpanii, Francji, Danii, Portugalii, Grecji, Holandii,
Irlandii, Czechach, Estonii, Słowenii, Rumunii, Bułgarii oraz na Węgrzech, Litwie i Słowacji. W
innych państwach funkcjonuje system „zielonych certyfikatów‖ (Polska, Szwecja, Norwegia).
System stałych cen jest znacznie prostszy w funkcjonowaniu niż system świadectw
pochodzenia – ustalenie w taryfie ceny za energię odnawialną gwarantuje jej producentom z góry
określony zysk. Tak wysoki stopień przewidywalności sprzyja planowaniu inwestycji w odnawialne
źródła energii, ułatwia także kredytowanie. W porównaniu do systemu „zielonych certyfikatów‖,
feed in tariff charakteryzuje się także niższymi kosztami związanymi z jego funkcjonowaniem
i zarządzaniem.
System
„zielonych
certyfikatów‖
nie
różnicuje
poszczególnych
źródeł
odnawialnych i wszystkie traktuje tak samo, a więc udziela im jednakowego wsparcia bez względu
na ich specyfikę, stopień rozwoju, lokalizację i zapotrzebowanie. W tym aspekcie jest bardziej
rynkowy. Natomiast system stałych cen, dzięki różnorodności stawek taryfowych, udziela
zróżnicowanego wsparcia dostosowanego do danej technologii wytwarzania energii z OZE,
stosowanego paliwa, warunków geograficznych, wielkości instalacji itd., ma więc charakter
bardziej administracyjny.
Proponowane powyżej rozbicie certyfikatów na inwestycyjne i eksploatacyjne jest próbą
uwzględnienia zalet i wyeliminowania wad obu stworzonych systemów (certyfikatów i feed in
tariff).
Barierą w podnoszeniu efektywności jest fakt, iż dwuczłonowe taryfy (opłata za zamówioną
moc i zużycie energii) sieciowych nośników energii ograniczają efektywność ekonomiczną i
zainteresowanie oszczędzaniem użytkowników energii. Nie mogą oni bowiem czerpać korzyści z
przedsięwzięć bieżącego zarządzania zużyciem energii (odpowiednie reżimy pracy, ograniczenia
okresowego zużycia itp.). W najgorszej sytuacji są drobni i mniejsi klienci systemów
ciepłowniczych, gdyż dla nich stosowane są dwuczłonowe taryfy na ciepło. Przeanalizować należy
zasadność stosowania dwuczłonowych taryf dla drobnych i średnich użytkowników energii
i przyjąć poziom zużycia energii, od którego w dół stosuje się jednoczłonowe taryfy (jak np. w
gazie i energii elektrycznej, ale tam podnieść należy poziom stosowania jednoczłonowych taryf).
49
Zielona Księga
Barierą w zakresie działań redukcyjnych w obszarze transportu jest natomiast brak taryf
promujących transport publiczny, w tym kolejowy (por. pkt 1.2.9 – Transport niskoemisyjny).
Istotnym problemem jest brak określenia zasad bieżącego monitorowania przez
Prezesa URE i Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów rynku paliw i energii
oraz wprowadzanie działań interwencyjnych zgodnie z posiadanymi kompetencjami i
sytuacją na rynku. Celem tych działań powinna być z jednej strony kontynuacja wdrażania
mechanizmów konkurencji na rynku energii elektrycznej, które powinno przyczynić się do
ukształtowania się zasad rynkowych i ograniczenia wzrostu cen oraz redukcji emisji, z drugiej zaś
strony wprowadzanie modeli taryfowania promujące poprawę efektywności i sprawności urządzeń.
Pewne elementy liberalizacji rynku jak: wprowadzenie rozwiązań ułatwiających zmianę
sprzedawcy energii, wydzielenie Operatorów Systemu Dystrybucyjnego (zwanych dalej „OSD‖),
dążenie do wdrożenia zdalnego opomiarowania i inne działania nastawione na lepszą sprawność
urządzeń i komfort odbiorcy w parze ze zwrotem z zaangażowanego kapitału, będący w zamyśle
ustawodawcy, źródłem finansowania nowych inwestycji oraz wynagrodzeniem dla właścicieli
spółki ocenić należy pozytywnie, jednakże w obliczu skali NPREGC mogą one okazać się
niewystarczającymi. Prawidłowe ukształtowanie taryf i właściwe unormowanie innych
instrumentów regulacyjnych jest z pewnością jednym z elementów oddziaływania państwa na
rynek energii elektrycznej pozwalających prowadzić rządowi politykę zmierzającą do
wypełnienia zobowiązań redukcyjnych nałożonych na Polskę.
Część ekspertów uważa natomiast, iż niepokojąca jest pojawiająca się okresowo sugestia,
aby energetyka chroniła tzw. „odbiorców wrażliwych‖. W ich ocenie taryfy socjalne lub
dopuszczenie do subsydiowania skrośnego między grupami odbiorców są złym rozwiązaniem.
50
Zielona Księga
1.1.4. Organizacja – procedury i struktury
Regulacja
prawna
w
zakresie
możliwości
włączania
uzasadnionych
kosztów
energooszczędnych przedsięwzięć świadczonych klientom przez przedsiębiorstwa dystrybucji i
sprzedaży energii do taryf tych przedsiębiorstw pozostaje w praktyce regulacją „martwą‖. Brak jest
bliższych uregulowań prawnych, promocji tego typu działań, monitorowania i zbierania
doświadczeń, jakże potrzebnych z punktu widzenia zapowiadanego mechanizmu białych
certyfikatów.
Sektor publiczny, w tym obiekty administracji centralnej i samorządów terytorialnych, staje
przed barierą braku środków budżetowych i zdolności do pozyskania kredytów. Jest to w dużej
mierze wynikiem angażowania środków budżetowych w duże inwestycje infrastrukturalne.
Potencjał efektywności energetycznej, w tym opłacalny, jest stosunkowo duży. Niestety formuła
tzw. trzeciej strony – partnerstwa publiczno-prywatnego nie może pokonać istniejących barier
uregulowań prawnych (pkt 1.1.1. – Prawo), braku standaryzowanych procedur oceny interesu obu
stron, stosowania mieszanego sposobu finansowania (mixu: gmina – środki pomocowe; reszta kapitał prywatny), sposobu weryfikacji efektów, braku informacji i edukacji sektora publicznego,
złego klimatu wokół tego typu rozwiązań, promocji dobrych wzorów itd.
Kolejnym problemem, który należy rozwiązać w ramach NPREGC jest brak określenia
długoterminowych celów i doraźnych zadań w sferze gospodarki energią, bilansu
energetycznego i wpływu na środowiskowo, co wpłynie na redukcję emisji. Dwa istotne
dokumenty w tym obszarze („Polityka energetyczna Polski do roku 2030‖ oraz ogólny dokument
„Polska 2030‖) zawierają wiele informacji i zamierzeń rządu, ale nie określają dokładnie skutków
w zakresie redukcji emisji, ani nie oceniają wysokości nakładów inwestycyjnych, a w konsekwencji
nie określają kosztów dla społeczeństwa.
Co więcej potrzebna jest wszechstronna analiza (w ostatnich latach takiej analizy
zdecydowanie brakuje), mająca na celu ponowne naświetlenie strategii modernizacji
niskosprawnej, wysokoemisyjnej energetyki węglowej (chodzi o działania na rzecz wyłączenia
Polski z ogólnych rozwiązań dotyczących redukcji emisji CO2 – derogacja), wejścia w
program energetyki jądrowej, wykorzystania biomasy we współspalaniu, wykorzystania
51
Zielona Księga
zasobów rolniczych (dopuszczenie do wielkiej „nadprodukcji” zboża i skierowanie go do
współspalania), ukierunkowania rozwiązań prawnych w obszarze efektywności użytkowania
energii (pkt 1.1.1. – Prawo) na stworzenie opłacalnego rynku dla korporacyjnej wielkoskalowej
energetyki. Brak jest wreszcie działań na rzecz wykorzystania potencjału rozproszonej energetyki
(elektroenergetyka, ciepłownictwo, transport) przez prosumentów27.
Ważne jest również określenie zasad współpracy Polski z innymi państwami Unii
Europejskiej w zakresie redukcji emisji, których dotychczas nie ustalono (zarówno pod
względem uregulowań proceduralnych jak i określenia odpowiedniej struktury wykonawczej).
Również w obszarze działań krajowych w materii redukcji emisji gazów cieplarnianych brakuje
jednoznacznego określenia podmiotu odpowiedzialnego (wykonawczego). W obecnej strukturze
administracji brak jest działu administracji „klimat‖, który funkcjonuje w aktualnej strukturze
europejskiej (wyodrębnienie komisarza odpowiedzialnego za zmiany klimatyczne). Nie ma również
podmiotów pełniących rolę centrum sztabowego i centrum liniowego, które bezpośrednio
odpowiadałyby i wykonywały zadania i działania związane z redukcją emisji gazów cieplarnianych.
Powyższe stwierdzenie nie oznacza, że sprawami klimatu w polskim rządzie, w ramach obecnych
struktur, nikt się nie zajmuje, a jedynie zwraca uwagę, że w Komisji Europejskiej i w wielu
państwach członkowskich zadania te zostały jednoznacznie przypisane i skoncentrowane w nowo
powołanych strukturach wiodących.
Innym problemem jest brak mechanizmów wparcia dla nowych inwestycji zarówno w
moce, jak i w infrastrukturę przesyłową – gazową, paliwową, energetyczną (pkt 1.1.2. –
Finanse). Dlatego też ważne jest organizacyjne zainteresowanie i zwiększenie udziału i
odpowiedzialności jednostek samorządu terytorialnego w kształtowaniu planów rozwoju
przedsiębiorstw energetycznych oraz priorytetów polityki energetycznej państwa. Nie należy także
zapominać o roli energetyki, którą powinna cechować innowacyjność, którą następnie będzie
można transferować do innych sektorów gospodarki (transfer technologii, transfer know how).
27
Pojęcie „prosumenta‖ oznacza aktywnego konsumenta.
52
Zielona Księga
Słabością
dotykającą
transportu
jest
natomiast
brak
rozpoznania
konsekwencji
proponowanych planów, programów oraz niekiedy poszczególnych przedsięwzięć pod kątem emisji
gazów cieplarnianych – słabość badań, mało efektywny nadzór nad procesem planowania oraz
pracami przygotowawczymi do realizacji projektów.
Pożądane jest wprowadzenie wymogu analizy/oceny planowanych rozwiązań (programów,
planów oraz poszczególnych projektów) wraz z audytem energetycznym i audytem emisji gazów
cieplarnianych.
1.2.
Rozwój technologii
1.2.1. OZE (w tym waste to energy)
Rozwój OZE, który jest istotny z punktu widzenia redukcji emisji wymusza 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/WE28. Dyrektywa określa ogólny cel: do roku
2020 udział OZE w bilansie energii końcowej UE ma osiągnąć wartość 20%. Cel ten dotyczy UE i
obciążenie poszczególnych krajów będzie zależne od aktualnego poziomu produkcji energii ze
źródeł odnawialnych. Problemem jest brak intensywnych działań legislacyjnych zmierzających do
implementacji do polskiego porządku prawnego postanowień ww. dyrektywy, szczególnie w
obszarze „zielonego‖ ciepła i „zielonego‖ gazu.
Dla Polski, której produkcja energii oparta jest głównie na węglu, rozwój OZE bezpośrednio
umożliwia obniżenie emisji gazów cieplarnianych, dlatego też zgodnie z uzgodnieniami na
poziomie europejskim, Polska w 2020 roku ma osiągnąć 15% udziału OZE w konsumpcji
energii końcowej oraz jednocześnie w transporcie drogowym do roku 2020 udział biopaliw
ma osiągnąć poziom10%.
28
Dz. Urz. UE L. 140 z 5.06.2009 r.
53
Zielona Księga
Najważniejsze bariery ograniczające wykorzystanie pełnego potencjału krajowych zasobów
OZE to zbyt mała liczba niewielkich instalacji wykorzystujących odnawialne źródła energii,
w szczególności instalacji przydomowych produkujących energię elektryczną i cieplną wyłącznie
na potrzeby odbiorcy końcowego. Potrzebny jest mechanizm wsparcia mający na celu zachęcenie
odbiorców końcowych do budowy takich przydomowych instalacji.
W nawiązaniu do powyższego należy jednak przypomnieć, iż OZE (obok ewidentnych
korzyści) niosą również pewne zagrożenia. Z jednej strony zakładane wsparcie OZE redukuje
zużycie węgla brunatnego (wysoka emisja CO2, co jest naturalne przy energetyce opartej na
węglu). Z drugiej jednak strony dynamiczna ekspansja energetyki wiatrowej (ponad 55 tys. MW
złożonych wniosków o przyłączenie do sieci), będącej w istocie źródłem chimerycznym, powoduje
konieczność utrzymywania rezerwy mocy na wysokim poziomie (tzw. „rezerwa gorąca‖, czyli
jałowy bieg elektrowni). Powinny być to elektrownie gazowe, gdyż elektrownie węglowe nie są tak
elastyczne, a więc słabo nadają się do bilansowania, a jednocześnie są znacznie bardziej emisyjne
(ponad dwukrotnie).
Rozwój OZE pokazuje jednak, że istotne dla kraju stają się rozwiązania, których zadaniem
nie jest zapewnienie bezpieczeństwa elektroenergetycznego (elektrownie, linie elektroenergetyczne,
GPZ-ety, transformatory), lecz coraz bardziej potrzebne są technologie integrujące w sobie
zdolność do pracy podstawowej z użytecznością w stanach awaryjnych. Według autorytetów małe
źródła kogeneracyjne (zasilane np. z biogazowni), z dyspozycyjnością ponad 8000 godz./rok,
znacznie zwiększają bezpieczeństwo zasilania na poziomie wiejskiej sieci elektroenergetycznej
nN.
Dlatego niezwykle ważną staje się ocena, czy proponowane w różnych dokumentach
zamierzenia są realistyczne z punktu widzenia rynkowej dostępności rozwiązań technicznych
i technologicznych, a także realnych możliwości kadrowych i logistycznych 29. Określenie
przyszłych skutków redukcji emisji za pomocą OZE powinno się połączyć z analizą ceny energii
wytworzonej ze źródeł odnawialnych i sposobu finansowania luki kosztowej.
29
Przy inwestycjach rzędu 1000 MW/rok pojawia się problem transportu obiektów wielkogabarytowych.
54
Zielona Księga
1.2.1.1. Bariery ogólne:
Do barier ogólnych w zakresie rozwoju odnawialnych źródeł energii należy zaliczyć:
brak infrastruktury przyłączeniowej pozwalającej na dynamiczny rozwój generacji
rozproszonej,
najsłabsza elektryczna infrastruktura sieciowa w rejonach o największym potencjale
OZE – północna Polska,
konstrukcja systemu wsparcia elektrycznej energetyki odnawialnej (system świadectw
pochodzenia) niezapewniająca pełnej efektywności. Znacząca część środków ze sprzedaży
świadectw pochodzenia nie jest kierowana do inwestorów i nie wspiera tworzenia nowych
mocy (duża energetyka wodna, współspalanie),
system nie daje gwarancji stabilnego, długofalowego wsparcia, co powoduje osłabienie
jego konkurencyjności wobec dominującego w państwach UE systemu stałych cen. Może to
mieć znaczenie w kontekście zachęcania inwestorów międzynarodowych do wchodzenia na
polski rynek, a także ma znaczenie przy ocenie wiarygodności kredytowej przedsięwzięć
inwestycyjnych,
system świadectw pochodzenia generuje znaczącą pulę środków z tytułu opłaty zastępczej
i kar, które nie są efektywnie wykorzystane dla wsparcia nowych inwestorów,
brak systemu wsparcia dla zielonego ciepła,
niezwykle długie procedury administracyjne przygotowania projektów inwestycyjnych,
zwłaszcza na etapie lokalizacyjnym. Brak miejscowych planów zagospodarowania
przestrzennego, brak możliwości zaliczania inwestycji OZE do inwestycji celu publicznego,
niezwykle
niski
poziom
wiedzy
o
OZE,
specyfice
inwestycyjnej,
faktycznych
oddziaływaniach na środowisko w społeczeństwie i wśród urzędników, co sprzyja protestom
lokalnych społeczności oraz blokowaniu inwestycji na etapie ich przygotowania,
brak koordynacji zmian ustawowych tworzących uwarunkowania rozwoju energetyki
odnawialnej. Brak wizji podstawowych kierunków rozwoju branży,
brak mechanizmu przełożenia zobowiązania państwowego (dyrektywy 2009/28/WE) na
zobowiązania podmiotów prawnych funkcjonujących na rynku OZE. Dotyczy to w
szczególności faktycznego braku obowiązku przyłączania inwestycji do sieci przez operatora
tejże sieci. Limit OZE dotyczy tylko państwa i nie przekłada się na jakiekolwiek
zdominowanie podmiotów w tym państwie działających.
55
Zielona Księga
1.2.1.2. Bariery szczegółowe w rozwoju energetyki biomasowej i biogazowej
Do barier szczegółowych w zakresie rozwoju energetyki biomasowej i biogazowni należy
zaliczyć:
niesprzyjająca struktura agrarna polskich gospodarstw rolnych – zbyt duże
rozdrobnienie, małe areały uprawowe, niechęć do współpracy w ramach grup producenckich i
spółek,
brak sąsiedztwa „potencjalne uprawy energetyczne – obiekty energetyczne” – wysokie
koszty transportu biomasy na dalsze odległości, zwłaszcza do małych i średnich źródeł, a co
za tym idzie niestabilny rynek biomasy i innych komponentów (odpady, gnojowica) dla
agroenergetyki,
konkurowanie o areały uprawowe i biomasę pomiędzy różnymi rodzajami energetyki
bazującej na biomasie: biogaz, biomasa stała, biopaliwa oraz różnymi technologiami:
spalanie, współspalanie, biogazownie rolnicze, produkcja biopaliw,
zależność opłacalności inwestycji biogazowych rolniczych od zbyt wielu zmiennych
niezależnych od inwestora/właściciela biogazowni.
Jak wynika z większości analiz eksperckich (Instytut Uprawy, Nawożenia i Gleboznawstwa,
Państwowy Instytut Badawczy, Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi) pod rolnictwo
energetyczne można przeznaczyć w Polsce ok. 1 500 - 1 700 tys. ha (ok.10% areału krajowego),
nie powodując większego uszczerbku w gospodarce żywnościowej kraju. 1 mln ha należy jednak
przeznaczyć na uprawy produktów niezbędnych do produkcji biopaliw (ok. 0,6 mln ha pod
bioetanol i ok. 0,4 mln ha pod biodiesel). Pozostaje ok. 500 – 700 tys ha dla energetyki cieplnej
i elektrycznej. Przyjmując założenie, że na potrzeby zapewnienia dostaw biomasy dla 1 MWe
potrzeba biomasy z ok. 500 ha. Wynikałoby z tego, że powyższy areał pozwoli na zasilenie
ok. 1–1,4 GW (elektrociepłowni na biomasę, biogazowni lub elektrociepłowni prowadzących
współspalanie).
56
Zielona Księga
Średni plon biomasy energetycznej (np. świeżej wierzby) to 15 t/ha. Oznacza to dostępność
biomasy energetycznej na poziomie 10,5 mln ton biomasy z upraw. Do tego należy doliczyć zasoby
słomy do wykorzystania energetycznego – ok. 4,5 mln ton i ok. 3,5 mln ton biomasy pochodzenia
leśnego. Jeśli założymy, że potrzebujemy ok. 2,5 ton biomasy na wytworzenie 1 MWh energii
elektrycznej, to posiadając takie zasoby jesteśmy w stanie z nich wytworzyć ok. 7,4 TWh.
Powyższe zasoby należy jednak pomniejszyć o faktyczne możliwości uzyskania ich na potrzeby
energetyki. Podstawowe ograniczenia to kwestie logistyki i transportu (bariera: 50-80 km od pola
do elektrowni) oraz nieopłacalność upraw energetycznych na areałach mniejszych niż 30-50 ha.
Biorąc pod uwagę, że tylko 30% polskich gospodarstw rolnych posiada areały uprawowe powyżej
20 ha, z czego większość na terenach województw o stosunkowo małym energetycznym
potencjalne wytwórczym, za to bogatych w obszary chronione, które będą wyłączone z upraw
wielkoobszarowych
(dolnośląskie,
lubuskie,
warmińsko-mazurskie,
pomorskie,
zachodniopomorskie) realne szanse na organizację efektywnych rynków biomasy z posiadanych
zasobów gruntów ornych spadają o co najmniej 20%, a więc do ok. 560 tys ha.
Należy założyć, że w niedalekiej perspektywie większość starych, zawodowych
elektrociepłowni węglowych będzie wprowadzać współspalanie na poziomie średnim 10%.
Oznacza to, że to właśnie te obiekty, będą głównym odbiorcą biomasy energetycznej z upraw
wielkoobszarowych. Zwłaszcza, że od 2014 r. 100% biomasy współspalanej w takich obiektach
musi pochodzić z rolnictwa (tylko duże obiekty będą miały odpowiedni potencjał finansowy
i organizacyjny, pozwalający na inicjowanie agroenergetyki wielkoskalowej). Pozostałe obiekty
energetyczne (małe i średnie jednostki kogeneracyjne i ciepłownie na biomasę) będą
zagospodarowywać zasoby biomasy leśnej, ogrodniczej, słomę i in. Istotnym podmiotem na rynku
biomasowym będą także biogazownie rolnicze, które będą pozyskiwać zarówno odpady
energetyczne z przemysłu rolno spożywczego, jak i produkty z upraw roślin energetycznych
(kukurydza, burak, inne). Na potrzeby biogazowni potrzebne są mniejsze areały upraw, niż w
przypadku energetycznych upraw wieloletnich, ale i tu należy pamiętać, że na potrzeby biogazowni
o mocy 0,5 MW potrzeba łącznie ok. 250 ha upraw. Problemem natomiast jest konieczność odbioru
ciepła oraz zapewnienia dostaw odpowiedniej ilości odpadów z przemysłu mięsnego i
hodowlanego, co ogranicza możliwości lokalizacyjne.
57
Zielona Księga
Biorąc powyższe pod uwagę można prognozować, że ok. 60% dostępnej w 2020 roku
biomasy z upraw zostanie wchłonięte przez duże obiekty energetyczne (z areału ok. 360 tys ha),
a 40% biogazownie rolnicze (z areału 224 tys ha). Słomę i odpady drzewne w większości
zagospodaruje energetyka cieplna, tylko częściowo w kogeneracji (20–30%). Przy takim założeniu
można szacować, że w roku 2020 będziemy w stanie zaopatrzyć maksymalnie 800 MW mocy
elektrycznych bazujących na biomasie i 450 MW w biogazowniach. Dodatkowo można liczyć
na wzrost wykorzystania biogazu wysypiskowego do wytwarzania energii elektrycznej, ale w
ogólnych wyliczeniach mocy ilości te będą się równoważyć z biogazem rolniczym wprowadzanym
do sieci gazowych.
W przypadku biogazowni rolniczych istotnym czynnikiem ograniczającym możliwość
dynamicznego rozwoju jest fakt rozproszenia inwestycji (średnia biogazownia 0,5 MWe). Dla
oddania do użytku więcej niż 50 MW rocznie niezbędnych jest zrealizowanie ok. 100
inwestycji, co oznacza, że ze względu na konieczność rozwoju nauki oraz zwiększania dostępności
technologii, urządzeń, usług oraz wypracowania dobrych praktyk, musi upłynąć 7-8 lat, aby takie
przyrosty były możliwe.
Należy zatem postawić na rozwój lokalnej metanizacji odpadów organicznych w kierunku
produkcji nawozów mineralnych (podwójna korzyść wynikająca z produkcji prądu oraz z
ograniczenia produkcji nawozów mineralnych). Rozwój ten może się jednak zostać spowolniony,
czy też zatrzymany przez:
społeczną percepcję nawozów uzyskiwanych z odpadów organicznych (powszechne
przekonanie o ich zanieczyszczeniu),
drogą infrastrukturę,
małą atrakcyjność dla zawodowej energetyki co wydaje się być najpoważniejszą barierą
uniemożliwiającą osiągnięcie sukcesu rynkowego w zakresie OZE,
zaawansowanie technologiczne wymagające wiedzy i wysokiej kultury technicznej.
58
Zielona Księga
1.2.1.3. Szczegółowe bariery w rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie
Do barier szczegółowych w zakresie rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie należy
zaliczyć:
problemy z możliwościami przyłączenia farm wiatrowych do sieci spowodowane słabym
stanem KSE,
konflikty środowiskowe
przy uwzględnieniu
bardzo restrykcyjnych zasad oceny
oddziaływania wiatraków na środowisko,
bardzo długie procedury przygotowania projektów, zwłaszcza w zakresie lokalizacyjnym,
środowiskowym i przyłączeniowym,
konflikty
społeczne
spowodowane
niewiedzą
i
brakiem
profesjonalnej
kampanii
informacyjnej,
problemy organizacyjne i logistyczne związane z zapewnieniem dostaw elementów
wiatraków na miejsce budowy farmy wiatrowej, spowodowane słabą przepustowością i
nośnością polskich dróg, zwłaszcza lokalnych.
Pomimo stosunkowo dużych zasobów w energetyce wiatrowej do roku 2020 trudno
spodziewać się większej mocy zainstalowanej niż 7500 MW, ze względu na realne możliwości
oddawania nowych mocy w ciągu kolejnych lat. Powodem tak ukształtowanej sytuacji są:
wciąż zbyt długie procedury przygotowania inwestycji (zwłaszcza procedury przyłączenia do
sieci oraz decyzje lokalizacyjne i środowiskowe),
problemy z przyłączeniem do sieci (zmiany legislacyjne w tym zakresie, choć docelowo
powinny poprawić sytuację, to w latach 2009-2011 będą powodować opóźnienie w
przygotowaniu inwestycji),
wciąż zbyt powolny proces nauki przygotowania i realizacji inwestycji wiatrowych – wiele
projektów ze względu na błędy nie zostanie zrealizowanych lub ich realizacja się znacząco
opóźnia,
kryzys finansowy powodujący mniejsze możliwości pozyskiwania finansowania na
inwestycje,
wyjątkowo nieprzychylne podejście do farm wiatrowych administracji ochrony środowiska,
59
Zielona Księga
kolizja
pomiędzy planowanymi
inwestycjami
drogowymi
oraz
inwestycjami
pod
infrastrukturę Euro 2012 – ograniczenia w możliwościach transportowych oraz konkurencja
w dostępności siły roboczej i materiałów budowlanych,
konieczność inwestycji w sieci oraz brak określenia niezbędnych planów rozbudowy sieci
elektroenergetycznej dla przyłączenia nowych elektrowni wiatrowych,
po roku 2017 będzie następować wyczerpywanie się łatwych lokalizacji, wzrastać będzie
presja społeczna oraz problemy z kumulacją oddziaływań środowiskowych.
1.2.1.4. Szczegółowe bariery w rozwoju energetyki wiatrowej na morzu
Do barier szczegółowych w zakresie energetyki wiatrowej na morzu należy zaliczyć:
ustawę o obszarach morskich RP i administracji morskiej nie uwzględniającą realiów procesu
inwestycyjnego w morskiej energetyce wiatrowej,
brak możliwości przyłączania morskich farm wiatrowych (zwanych dalej „MFW‖) do
krajowego systemu elektroenergetycznego w obecnym stanie jego rozwoju. Nie
uwzględnienie w planach rozwojowych KSE rozwoju MFW,
niezwykle restrykcyjne podejście do ochrony przyrody na obszarach morskich,
wykluczające realizacje MFW na terenach predestynowanych do tego ze względów
technologicznych (bliżej do lądu, na mniejszych głębokościach),
wysokie koszty inwestycyjne i duże ryzyko związane z nowatorstwem technologii,
szczególnie w hydrotechnicznej części przedsięwzięcia (zapory, wały).
Średni czas przygotowania projektu morskiej farmy wiatrowej to ok. 3–5 lat, a budowa
farmy o mocy 500 MW trwa do 4 lat. Ze względu na konieczność dokonania zmian prawnych oraz
stworzenia zaplecza dla rozwoju MFW w Polsce, można się spodziewać, że pierwsze projekty będą
gotowe do realizacji w roku 2014. Realizacja inwestycji będzie następować etapowo, a tempo
będzie w dużej mierze uzależnione od możliwości przyłączeniowych oraz od dostępności zaplecza
budowlanego, usługowego i logistycznego. Pierwsze 200 MW ma szanse być oddane do użytku na
koniec roku 2016. Dostępność terenów nadających się pod budowę MFW (brak kolizji z innymi
formami zagospodarowania obszarów morskich oraz z ochroną przyrody) oraz aktualne
zainteresowanie inwestorów, pozwala sądzić że do 2020 r. możliwe będzie oddanie do użytku
ok. 2000–3000 MW, a przez kolejne 10 lat następne 2500-3500 MW. Nie będzie to jednak możliwe
bez stworzenia warunków do przyłączenia MFW do KSE.
60
Zielona Księga
1.2.1.5. Szczegółowe bariery w rozwoju energetyki wodnej
Do barier szczegółowych w zakresie rozwoju energetyki wodnej należy zaliczyć:
małe zasoby wodne, słabe opady w zlewniach, niskie przepływy wody w rzekach, niewielkie
spadki,
restrykcyjne regulacje z zakresu ochrony przyrody,
brak woli politycznej dla budowy dużych obiektów wodnych na głównych polskich
rzekach, mających największy potencjał energetyczny,
niejasna
sytuacja
własnościowa
obiektów
wodnych,
których
zagospodarowanie
energetyczne mogłoby być opłacalne (jazy, stopnie wodne),
wysokie koszty inwestycyjne.
Potencjał energetyczny krajowych zasobów wodnych jest właściwie wyczerpany o ile nie
podejmie się decyzji o budowie dużej elektrowni wodnej na Wiśle. Możliwe są oczywiście małe
elektrownie wodne o mocy do 0,5 MW oraz średnie do mocy 2 MW, ale ogólne przyrosty mocy nie
będą raczej większe niż 10 MW do 2020 r. i 20 MW w 2030 r. Należy jednak brać przy tym pod
uwagę możliwość zmniejszenia się ogólnej mocy w elektrowniach wodnych ze względu na zużycie
się obecnych instalacji.
61
Zielona Księga
1.2.1.6. Szczegółowe bariery w rozwoju odnawialnej energetyki cieplnej
1.2.1.6.1 Źródła geotermalne
Do barier szczegółowych w zakresie rozwoju źródeł geotermalnych należy zaliczyć:
krajowe źródła geotermalne, mimo dość powszechnego występowania, są źródłami o
stosunkowo niskiej temperaturze, wykluczającej wykorzystanie do produkcji energii
elektrycznej w kogeneracji,
źródła występują na dużych głębokościach, co znacząco zwiększa koszty inwestycyjne
związane z ich wydobyciem,
duże
zasolenie
wód
geotermalnych
powoduje
konieczność
modernizacji
sieci
ciepłowniczych w których miałyby być one wykorzystywane, co dodatkowo zwiększa koszty,
problemem jest zagospodarowanie wód wykorzystanych – wtłaczanie ponowne do
górotworów jest niezwykle kosztowne, zrzut do wód powierzchniowych jest niemożliwy ze
względu na oddziaływania środowiskowe.
1.2.1.6.2 Energia słoneczna
Do barier szczegółowych w zakresie rozwoju energetyki słonecznej należy zaliczyć:
niewykorzystanie dużego ich potencjału, zwłaszcza w budownictwie indywidualnym z
powodu braku mechanizmów wsparcia,
brak wiedzy i promocji, zwłaszcza jako całkiem wydajnego źródła ciepła w budownictwie
jednorodzinnym,
brak powszechnie dostępnych źródeł wsparcia obniżających wysokie koszty inwestycyjne,
brak efektywnego wsparcia dla produkcji krajowych urządzeń z powodu ograniczeń w
zakresie dopuszczalnej pomocy publicznej.
62
Zielona Księga
1.2.1.6.3 Energia z instalacji biomasowych
Do barier szczegółowych w zakresie rozwoju energetyki biomasowej należy zaliczyć:
brak systemu wsparcia ciepła odnawialnego,
brak rynku wydajnych paliw biomasowych nadających się do wykorzystania zarówno w
źródłach sieciowych, jak i w indywidualnych źródłach ciepła,
konkurowanie o zasoby ziemi pod paliwa biomasowe oraz same biopaliwa pomiędzy
ciepłowniami, elektrociepłowniami, a biogazowniami.
Odnośnie rozwoju biomasy należy również wskazać zagrożenie w postaci długofalowych
ujemnych skutków dla rolnictwa (wpływ na jakość gleby, poziom wód gruntowych, efektywność
energetyczną spalania biomasy).
1.2.2. Czyste Technologie Węglowe, w tym CCS
Europejska polityka energetyczno-klimatyczna jest bardzo restrykcyjna (zob. załącznik 1),
a może zostać jeszcze bardziej zaostrzona, gdyż wiele wpływowych środowisk politycznych i
społecznych w krajach członkowskich UE chce jeszcze bardziej znaczącego obniżenia unijnych
emisji CO2, np. Friends of the Earth Europe postulują redukcje o 40% do 2020 roku (zamiast
obecnych 20%), a o 90% do 2050 roku. Rozważane jest też wprowadzenie dopuszczalnego
wskaźnika poziomu emisji EPS30 w wielkości 350 kg CO2/MWh, co praktycznie wyeliminuje
tradycyjne elektrownie zasilane węglem (elektrownie węglowe emitują ok. 1000 kg CO2/MWh).
Może to być niepokojące, gdyż często widać prymat polityki nad ekonomią. Brak jest
równoległego spojrzenia na bezpieczeństwo energetyczne, brak wyczulenia dla sytuacji krajów z
silnie nawęgloną gospodarką, a negocjacje są prowadzone z pozycji siły. Pomimo naszych
zastrzeżeń, należy mieć jednak świadomość nieuchronności wdrażania polityki energetycznoklimatycznej. Kolejne regulacje są konsekwentnie wprowadzane. Obowiązuje już dyrektywa o
geologicznym składowaniu CO2, a przygotowywana jest obecnie dyrektywa dla europejskiego
30
Emission Performance Standard
63
Zielona Księga
systemu handlu emisjami ETS31, która stworzy ramy ekonomiczno-organizacyjne dla ograniczania
emisji w sektorze energetycznym.
Stojąc w obliczu realizacji w sektorze elektroenergetycznym określonych zadań
wynikających z konieczności wypełnienia zobowiązań ograniczenia emisji, zgodnie pakietem
energetyczno-klimatycznym przyjętym w dniu 17 grudnia 2008 r. oraz dyrektywami określającymi
rozwój i wdrażanie gospodarki niskoemisyjnej, Polska powinna uruchomić szeroko zakrojony,
kompleksowy Polski Program Flagowy Czystych Technologii Węglowych (PPF). PPF stworzy
ramy polityczne, organizacyjne, ekonomiczne, a także prawne dla rozwoju i wdrażania czystych
technologii węglowych w elektroenergetyce, przemyśle węglowym, wydobycia ropy i gazu oraz
chemii tworząc bazę dla rozwoju w Polsce niskoemisyjnej konkurencyjnej gospodarki. PPF
powinien zawierać szereg działań pozwalających na utrzymanie, pomimo restrykcyjnej
polityki UE, pozycji węgla jako podstawowego źródła energii dla Polski oraz na rozwój
nowych technologii pozwalających na redukcję importu paliw i uzyskanie wysokiego stopnia
dywersyfikacji wewnętrznej. Istotnym elementem systemu powinna być rozbudowa potencjału
karbochemii, który w normalnych warunkach produkowałby gaz syntetyczny na potrzeby „czystej‖
energetyki i chemii oraz posiadał rezerwy, które w razie konieczności pozwoliłyby, na bazie węgla,
na produkcję paliw gazowych i płynnych zastępując import.
Realizacja PPF zmierzałaby do usunięcia szeregu barier hamujących realizację pakietu
energetyczno-klimatycznego, rozwoju elektrowni zeroemisyjnych i wdrażania czystych technologii
węglowych.
Podstawowym problemem jest, z punktu widzenia kreowanej polskiej polityki
energetycznej,
niepodjęcie
jak
dotychczas
jednoznacznej
politycznej
decyzji
tworzenia
nowoczesnego polskiego przemysłu energetycznego opartego o wykorzystanie węgla, zdolnego do
konkurencji w UE i świecie. Dotyczy to zarówno stosowanych rozwiązań technologicznych, jak i
rozwoju wiedzy inżynierskiej oraz zwiększania mocy wytwórczych maszyn i urządzeń
energetycznych. Problemem jest także niedokonanie głębokiej analizy skutków ekonomicznych
wprowadzenia CCS na gospodarkę kraju, z wzięciem pod uwagę, że polityczna decyzja Unii
wprowadzenia systemu handlu uprawnieniami do emisji i ekonomicznej stymulacji rozwoju
31
Emission Trading System.
64
Zielona Księga
CCS wymusza ustanowienie takich mechanizmów, aby cena rynkowa CO2 wynosiła 40-60
euro/1t CO2.
Dla powodzenia programu CCS w Polsce decydujące znaczenie ma finansowe wsparcie
fazy demonstracyjnej i usunięcie barier dla komercjalizacji technologii. Dwie podstawowe
kwestie dotyczące finansowania to wybudowanie i uruchomienie instalacji pilotażowych
i demonstracyjnych oraz ponoszenie dodatkowych kosztów eksploatacyjnych ruchu tej
instalacji z uwzględnieniem kosztów niezbędnych prac badawczo-rozwojowych.
Barierą utrudniającą potencjalnym inwestorom poważne zaangażowanie się w tego typu
projekty jest brak pełnej jasności jak będzie wyglądał mechanizm wsparcia projektów
demonstracyjnych na poziomie UE i krajowym. Obecnie nowe wytyczne Komisji Europejskiej w
sprawie pomocy państwa oraz dokumenty pakietu klimatyczno-energetycznego z dyrektywami o
magazynowaniu geologicznym CO2 i EU ETS pozwalają na lepszą ocenę uwarunkowań
techniczno-ekonomicznych dla realizacji pierwszych instalacji pilotażowych CCS w obiektach o
dużej mocy.
Istotną barierą szybkiego rozwoju technologii CCS w Polsce jest obecnie również brak
jasnej perspektywy w zakresie regulacji prawnych, dotyczących obowiązków, jakie zostaną
nałożone na przedsiębiorstwa w zakresie emisji CO2 oraz w zakresie organizacji i
koordynacji składowania i transportu CO2 w ujęciu globalnym i krajowym. Pilne określenie
powyższych zasad umożliwi dokonanie symulacji skutków nowej polityki energetycznej UE w
Polsce oraz zaplanowanie działań zaradczych w oparciu o niezbędne w tym przypadku uzgodnienia
międzyresortowe.
Kolejną barierą jest brak ram polityczno-ekonomicznych dla realizacji inwestycji CCS.
Przy wielkiej niepewności finansowej dotyczącej wsparcia instalacji CCS końcowy wynik
finansowy inwestycji może być negatywny. W takiej sytuacji pojawia się problem
odpowiedzialności karnej za prowadzenie inwestycji nieefektywnych finansowo. Brak jest
jednoznacznych wymagań formalno-prawnych (dokument referencyjny BAT dla energetyki) dla
wydawania pozwoleń zintegrowanych obejmujących usuwanie CO2, jego transport i składowanie.
65
Zielona Księga
Istotnym problemem jest także niski poziom włączenia jednostek naukowych w rozwój
polskich technologii. Praktycznie wszystkie technologie CCS planowane do demonstracji w
Bełchatowie i Kędzierzynie będą dostarczone przez globalne koncerny energetyczne i chemiczne.
Należy stworzyć warunki dla rozwoju polskich czystych technologii węglowych (zob. załącznik 2),
a nawet uczynić z nich polską specjalność na arenie międzynarodowej.
Niedocenianą barierą w rozwoju czystych technologii węglowych może stać się brak
akceptacji społecznej. Brak rozstrzygnięć na Szczycie Klimatycznym w Kopenhadze uaktywnił
wiele dyskusji kwestionujących przyczyny zmian klimatu, podważających celowość prowadzenia
polityki energetyczno-klimatycznej i uwypuklających zagrożenia niesione przez wdrażanie CTW
(szczególnie geologiczne składowanie CO2).
Dyrektywa
CCS
wymaga
od
organów
państwa
przygotowania
ram
prawnych
umożliwiających działanie operatorów składowisk i sieci transportowych. Ministerstwo Środowiska
opracowało i poddało konsultacjom projekt założeń wdrożenia dyrektywy CCS oparty na podejściu
skupiającym się na bezpieczeństwie geologicznym. Brakuje jednak krajowego systemu
geologicznego składowania CO2, wraz z uzupełnieniem warunków prawnych obowiązujących
w tym zakresie, a w nim propozycji kluczowych dla inwestorów rozwiązań dotyczących np.
dostępu do sieci i składowisk. Przedsiębiorstwa energetyczne już dzisiaj prognozują swój rozwój,
a niestety nie dysponują odpowiednią wiedzą w tym zakresie.
Próba implementacji dyrektywy CCS do polskiego prawa jest kolejnym przykładem
podejścia sektorowego bez szerszej perspektywy. Tymczasem bez nadania tym zagadnieniom
priorytetu w pracach rządu na najbliższe lata procesy inwestycyjne w nowe moce mogą zostać
wstrzymane już w 2011 r. ze względu na brak możliwości wykonania studium oceny spełniania
wymogów art. 33 dyrektywy. Wzrost ryzyka regulacyjnego, wynikający z niepewności co do
możliwości składowania CO2 w Polsce, skutkuje wzrostem kosztów kredytowania inwestycji.
66
Zielona Księga
Kolejną barierą jest brak opracowania zintegrowanego planu modernizacyjnego i
inwestycyjnego w energetyce, zakładającego możliwość wprowadzenia wymogu budowy
obiektów energetycznych przygotowanych projektowo do rozszerzenia o układ CCS tzw. capture
ready. Nowoutworzone grupy energetyczne (GE-Południe, PGE–Energia) dysponują po
konsolidacji kapitałem, który może pozwolić na uruchomienie inwestycji odtworzeniowych mocy
zainstalowanej z wymogami capture ready.
Z uwagi na powyższe należy podjąć również następujące działania:
– wobec dużego prawdopodobieństwa wprowadzenia konieczności usuwania CO2 w energetyce
w perspektywie kilkunastu lat należy przewidzieć po roku 2012 silne rozwinięcie technologii
zgazowania węgla, uważanej za bardziej efektywną w przypadku zastosowania CCS, m.in. dla
zastosowań w technologii gazowo-parowej,
– w negocjacjach związanych z ustalaniem warunków emisji CO2 po 2012r. należy szczególnie
podkreślać strukturę naszej energetyki opartej o węgiel i z tego powodu zabiegać o
elastyczność systemu alokacji/aukcji uprawnień do emisji w kontekście konieczności
wprowadzenia CCS,
– rozpoznać aspekty pozatechnologiczne związane z CCS. We współpracy ze środowiskami
naukowymi zaplanować i rozpocząć akcję informacyjno–promocyjną związaną z aspektami
bezpieczeństwa magazynowania CO2 w strukturach geologicznych na rzecz społeczeństwa,
– uczynić z rozwoju czystych technologii węglowych polską specjalność (załącznik 2) i
wykorzystać ją do podniesienia bezpieczeństwa energetycznego Polski poprzez wewnętrzną
dywersyfikację źródeł energii.
67
Zielona Księga
1.2.3 EJ (w tym fuel, processing & waste management)
„Ramowy program działań dla energetyki jądrowej‖ przyjęty przez rząd 11 sierpnia 2009 r.
przewiduje przed końcem grudnia 2011 zawarcie kontraktu na budowę pierwszej elektrowni
jądrowej (zwanej dalej: „EJ‖), a do końca grudnia 2015 r. wykonanie projektu technicznego EJ
i uzyskanie uzgodnień, jak również rozpoczęcie budowy składowiska nisko i średnio aktywnych
odpadów. Program ten ma być uszczegółowiony przed końcem 2010 roku.
Oferowane na rynku reaktory energetyczne (istotny element EJ) należą do reaktorów tzw.
generacji III i III+ i zapewniają niezależnie od dostawcy podobny stopień bezpieczeństwa
jądrowego i radiacyjnego oraz podobne parametry eksploatacyjno-ekonomiczne. Do około 2040
roku nie należy się liczyć z dostępnością na rynku odpowiednio dojrzałych reaktorów kolejnej (IV)
generacji.
Przyjmując projektowy czas eksploatacji (60 lat) oraz przewidywane (z dużym
prawdopodobieństwem) ceny paliwa, cena energii elektrycznej z obecnie oferowanych elektrowni
(od dowolnego producenta) powinna być niższa od innych opcji łącznie z elektrowniami
węglowymi po uwzględnieniu opłat związanych z CCS czy z emisją CO232, uwzględniając koszty
likwidacji
reaktora
i
zagospodarowania
wypalonego
paliwa
jądrowego
i
odpadów
promieniotwórczych. Również cena paliwa uranowego jest stabilna przede wszystkim z uwagi na
niewielki udział kosztów uranu w cenie paliwa, jak również z powodu przewidywanego wzrostu
udziału w produkcji paliwa surowca z niekonwencjonalnych źródeł (przede wszystkim, ale nie
tylko, z pozostałości po obecnym przerobie rudy, tailings).
Niezależnie od powyższych stwierdzeń należy zauważyć brak wiarygodnych i w miarę
precyzyjnych ocen opłacalności polskiej energetyki jądrowej w zestawieniu z innymi
technologiami (głównie z energetyką opartą na węglu kamiennym i brunatnym) wraz z wszystkimi
kosztami „ciągnionymi‖ (zewnętrznymi). Właściwe ustalenie ogólnych kosztów i ceny
produkowanej energii wymaga przygotowania programu zagospodarowania wypalonego paliwa i
32
Niektórzy eksperci twierdzą, że nawet bez uwzględnienia tych opłat energetyka jądrowa będzie konkurencyjna.
68
Zielona Księga
odpadów wraz z przyjęciem obecnie obowiązującego prawa i technologii (na przykład konieczność
ostatecznego składowania paliwa lub odpadów powstałych z jego przerobu na terenie Polski).
Dodatkowo, nie została dotychczas przeprowadzona niezbędna analiza rozbudowy
krajowego systemu przesyłowego dla bezpiecznego wyprowadzenia mocy z projektowanych
miejsc budowy elektrowni jądrowych.
Sprecyzowania i opublikowania wymaga PPEJ, w tym harmonogram Programu
usuwający wewnętrzne konflikty operacyjne, tzn. gwarantujący spełnienia racjonalnego
następstwa zdarzeń w ciągu technicznym:
lokalizacja–>projekt–>ocena oddziaływania na środowisko–>pozwolenie–>budowa–
>uruchomienie,
w ciągu biznesowym:
biznes plan–>studium wykonalności (z analizą opłacalności)–>wybór partnera
inwestycyjnego–>wybór sposobu finansowania–>zakup sprzętu/wybór wykonawcy
oraz w ciągu formalno-prawnym:
program–>prawo–>rozporządzenia–>instytucja–>systemy
nadzoru
inwestycji–
>systemy nadzoru eksploatacji.
Szczególnej pieczołowitości wymaga analiza węzłów – punktów przecięcia ww. ciągów.
Wszystkie ww. procesy powinny być realizowane transparentnie, z zagwarantowaniem
prawa do publicznej wypowiedzi zarówno dla protagonistów, jak i antagonistów poszczególnych
rozwiązań.
69
Zielona Księga
1.2.4.Sieci elektryczne
Polska posiada przestarzały technologicznie system przesyłu, co istotnie wpływa na
możliwości redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz na kontrolowanie zapotrzebowania na
energię oraz zmianę źródeł energii, blokując budowę i przyłączanie nowych źródeł energii, w tym
źródeł nieemisyjnych. W większości linie i transformatory pochodzą sprzed 20–30 lat, zatem
niezbędne są inwestycje w sieci przesyłowe oraz ich modernizacja. Według danych zebranych na
potrzeby dokumentu „Polska 2030‖ ubytki mocy szacuje się na poziomie około 12–15% mocy,
co odczuwane jest jako dodatkowy czynnik wpływający na awaryjność systemu.
Dlatego według ekspertów istotnym problemem jest rozwój systemu przesyłowego, a
zwłaszcza zamknięcie pierścieni wokół głównych polskich aglomeracji (znaczący czynnik ich
ekonomicznego rozwoju, a zarazem redukcji emisji) oraz rozbudowa sieci na obszarze Polski
Północno-Wschodniej.
Polska niestety jest „wyspą energetyczną‖. Obecne połączenia transgraniczne są tak słabe,
że nie pozwalają na większe przepływy ani na większą skalę wymiany. Według danych jest to
obecnie około 7%, a należałoby zwiększyć możliwości wymiany do 15% w 2015 r., 20% do 2020 r.
oraz 25% do 2030 r.). Mając na uwadze cel do osiągnięcia poprzez zapisy Zielonej Księgi należy
postrzegać problem szerzej, że to nie tylko sektor, ale również konsumenci potrzebują rozwoju
zarówno polskiej, jak i jednolitej sieci europejskiej.
W ramach rozwiązań prawnych dotyczących sieci elektrycznych dotychczas nie podjęto
działań zmierzających do stworzenia odpowiednich regulacji dla wprowadzenia smart grids i
smart
metering
przeprowadzona
(inteligentnych
implementacja
sieci
w
tym
i
inteligentnego
zakresie
Nie
została
„trzeciego
pakietu
opomiarowania).
postanowień
tzw.
energetycznego‖, w szczególności dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia
13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca
dyrektywę 2003/54/WE.
70
Zielona Księga
Obecnie zupełnie zmienia się również funkcjonalność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych.
Nowe potrzeby zwiększają intensyfikację wykorzystania sieci elektroenergetycznych. Przyłączanie
OZE, zdalny odczyt, samochody elektryczne, sieci inteligentne powodują, że technologia sieciowa
rozwija się coraz szybciej. Sieci cyrkonowe, przekształcanie linii prądu przemiennego (na
wszystkich poziomach napięciowych) w linie prądu stałego za pomocą przekształtników
tyrystorowych otwierają zupełnie nowe możliwości.
W chwili obecnej prowadzone są zaawansowane projekty dotyczące technologii
energetycznych z rozdzielczymi sieciami elektroenergetycznymi w kontekście rozwoju motoryzacji
opartej na energii elektrycznej. Samochód elektryczny będzie wymagał budowania sieci
publicznych i indywidualnych (prywatnych) stacji ładowania samochodów elektrycznych,
z wykorzystaniem do tego celu elektroenergetycznych sieci rozdzielczych.
Dodatkowe bariery dotyczące rozwoju sieci elektrycznych to brak jednoznacznej
strategii
programu
inwestycyjnego
przesyłowych
sieci
elektroenenergetycznych
w
przedmiocie:
−
połączeń transgranicznych,
−
wewnętrznych linii S–N i E–W (południkowych i równoleżnikowych),
−
zamknięcia pętli N–E i S–W,
−
pętli wokół metropolii,
−
przesyłania nowych mocy systemowych,
−
przyłączenia elektrowni jądrowych,
−
przyłączania dużych farm wiatrowych, w szczególności morskich.
Brak jest również jednoznacznej strategii programu inwestycyjnego sieci rozdzielnych 110
kV w zakresie:
−
zamykania pętli,
−
przyłączania źródeł rozproszonych, w tym OZE,
−
wyprowadzenia
mocy
z
nowych
elektrociepłowni
i
elektrowni
biogazowych/biomasowych.
71
Zielona Księga
Przeszkodą jest również brak jednoznacznej strategii dla programu inwestycyjnego sieci
dystrybucyjnych średnich (15 kV) i niskich (230/400 V) napięć. Pojawiające się tu bariery to:
−
problem zasilania terenów inwestycyjnych,
−
problem reelektryfikacji wsi i małych miast,
−
przeciągające się przyłączanie źródeł rozproszonych.
Podsumowując: dbałość o inwestycje w nowej jakości infrastrukturę sieciową jest istotnym
zadaniem stawianym przed decydentami. Problemem są procedury zezwoleń – przyspieszenia
budowy sieci (ponieważ budowa sieci wymaga ponad 240 dni), rozwoju połączeń wzajemnych
w europejskiej elektroenergetycznej sieci przesyłowej. Im mniejsze będą potrzeby utrzymywania
rezerwy mocy tym niższa emisja i tym niższe koszty. Niestety brakuje rozwiązań zarówno
wspierających finansowanie, jak i rozwiązanie kwestii prawnych, np. w zakresie prawa drogi,
dostępu do infrastruktury, zwrotu z zaangażowanego kapitału.
W nawiązaniu do powyższego rysuje się potrzeba podjęcia działań zmierzających do
opracowania i wprowadzenia:
−
nowego mechanizmu taryfowania opartego na zwrocie z kapitału pracującego,
−
nowego mechanizmu generowania przyłączeń źródeł rozproszonych, w tym OZE,
−
ułatwień w zakresie procesu inwestowania, szczególnie w kwestii prawa drogi w korytarzu
energetycznym.
Dlatego też wskazane jest uruchomienie systemu bieżącego monitorowania sieci ze
szczególnym uwzględnieniem sytuacji kryzysowych (oblodzenie – zimę, wydłużenie – lato).
Dokonanie skoku technologicznego w zakresie projektowania sieci (przewody wielowiązkowe,
FACTS-y itp.) jest wręcz koniecznością.
72
Zielona Księga
1.2.5.Sieci gazowe
Sieci polskiego system gazowniczego składają się z 9,8 tys. km gazociągów
przesyłowych wysokiego ciśnienia i 114 tys. km gazociągów dystrybucyjnych w większości
średniego i niskiego ciśnienia. Dla prawidłowej pracy systemu niezbędną jest odpowiednia
infrastrukturą techniczną (tłocznie, stacje redukcyjne itp.).
Poniżej przedstawiono opis najważniejszych problemów i uwarunkowań:
Kwestie techniczne/technologiczne/badawcze:
−
niezbędna dalsza optymalizacja procesu projektowania i symulacji nowo projektowanych
sieci w ujęciu systemowym przy uwzględnieniu nowych materiałów i technologii,
−
rozwój i integracja systemów teleinformatycznych wspomagających eksploatację sieci
(SCADA,
teleinformatyka,
symulacja,
prognozowanie,
optymalizacja
pracy,
GIS,
paszportyzacja itp.),
−
inteligentne sieci w gazownictwie, synergia z elektroenergetyką (np. w zakresie
rozproszonych źródeł wytwarzania),
−
niekorzystna struktura wiekowa sieci gazowej – przeszło połowa gazociągów wybudowana
z materiałów jest eksploatowana przez co najmniej 30 lat; należy spodziewać się wzrostu
liczby awarii,
−
z powodów jak wyżej konieczności sukcesywnej wymiany i modernizacji sieci;
problematyka harmonogramowania i typowania gazociągów do wymiany i renowacji; nowe
technologie renowacji w tym bezwykopowe i nieinwazyjne,
−
wprowadzanie nowych technologii i materiałów (zastosowania nowych odmian stali o
wysokich parametrach wytrzymałościowych, polietylen, kompozyty, zwiększenie ciśnień
roboczych, w tym >10 MPa, stosowanie wewnętrznych powłok ochronnych zmniejszających
współczynnik chropowatości itp.),
−
zapewnienie bezpieczeństwa eksploatowanych sieci i rozwijanie metod oceny stanu
technicznego gazociągów, technologii remontów i renowacji oraz wykrywania nieszczelności
(analizy matematyczne zarządzania ryzykiem, detekcja wycieków z użyciem nowoczesnych
technologii – w tym zdalnej detekcji laserowej, metod akustycznych, magnetycznych,
nawanianie gazu – w tym bezsiarkowe, inteligentne tłoki czyszczące, sondy inspekcyjne,
73
Zielona Księga
robotyka na usługach diagnostyki stanu wewnętrznego gazociągów, ochrona katodowa online),
−
konieczność udostępnienia przez operatorów systemu przesyłowego, tzw. rewersu,
tj. dwukierunkowego przepływu gazu w przypadku połączeń transgranicznych (zgodnie
z projektem rozporządzenia UE w sprawie bezpieczeństwa dostaw gazu w UE),
−
przystosowanie/konstrukcja sieci gazociągów do transportu innych rodzajów paliw
gazowych w szczególności biogazu, CO2 (w tym w postaci ciekłej), mieszanek wodorowych,
LNG,
−
aspekty zabezpieczeń przed atakami terrorystycznymi i awariami o charakterze
gwałtownych rozszczelnień,
−
zmniejszenie wpływu gazociągów na środowisko, zarówno na etapie budowy jak i
eksploatacji, w tym zmniejszenie emisji metanu z sieci.
Kwestie prawne i organizacyjne w szczególności:
−
stopień komplikacji sieci na styku sieć przesyłowa gazu - sieć dystrybucja gazu, niezwykle
duża liczba wejść/wyjść do systemu przesyłowego (970 punków wyjścia),
−
utrudnienia w realizacji inwestycji liniowych (problemy prawne, ekologiczne, projektowe,
odszkodowawcze),
−
zasadność zmiany niektórych regulacji wynikających z nowych technologii (zmniejszanie
stref ochronnych itp.),
−
konieczność integracji (w zakresie systemu przesyłowego) działań z innymi operatorami
systemów przesyłowych w Europie (standaryzacja w zakresie protokołów wymiany
informacji itp.),
−
możliwe różne priorytety rozwojowe i inwestycyjne u największych właścicieli systemów
gazociągowych w Polsce (Gaz-System, PGNiG).
Kwestie ekonomiczne:
−
coraz wyższy koszt realizacji inwestycji liniowych (kwestie odszkodowawcze i
wywłaszczeniowe),
−
konkurencja ze strony paliw substytucyjnych, podnosząca ryzyko finansowe budowy
nowych sieci, w szczególności w rejonach słabo zurbanizowanych.
74
Zielona Księga
1.2.6.Sieci ciepłownicze
Należy dochować wszelkich starań aby nie zaprzepaścić majątku ciepłowniczego, który
zdaniem ekspertów, jak i Unii Europejskiej, jest idealnym narzędziem do szerokiego wdrażania
wysokoefektywnej gospodarki energetycznej w miastach.
Podstawowe zagrożenia dzisiaj to:
stan prawny infrastruktury ciepłowniczej,
brak należytej wagi dla planowania energetycznego (geneza tkwi w słabej konstrukcji
planowania przestrzennego),
stan techniczny i spora dekapitalizacja majątku ciepłowniczego (ok. 63%).
W związku z wymaganą poprawą efektywności energetycznej systemów przesyłowych
niezbędne są nakłady inwestycyjne na modernizację, dzięki którym można obniżyć średnią
wielkość strat ciepła w sieciach z obecnych ok. 12% do ok. 9%. Nakłady te szacowane są
(według najbardziej minimalistycznego scenariusza) na 4 mld złotych rocznie (ok. 1 mld euro/rok).
Dla realizacji celów należy włączyć mechanizmy wsparcia związane z rozwojem sieci
ciepłowniczych na terenach będących pod wpływem istniejących źródeł ciepła . Wymagane byłoby
usztywnienie zasad podłączania się do sieci ciepłowniczych (obowiązek tam, gdzie tego typu sieci
są). Obowiązek taki powinien dotyczyć przede wszystkim źródeł emisyjnych.
W związku z tym potrzebny jest Polski Program Rozwoju Ciepłownictwa oparty na
następujących przesłankach:
− zwiększenia globalnego stopnia skojarzenia poprzez zamianę kotłów ciepłowniczych na
jednostki kogeneracyjne,
− zwiększenia pozasezonowego wykorzystania ciepła sieciowego na potrzeby ciepłej wody
użytkowej, ciepła technologicznego oraz chłodnictwa (klimatyzacja absorbcyjna),
− zwiększenia udziału rur preizolacyjnych w sieciach ciepłowniczych,
− upowszechnienia akumulatorów ciepła i źródeł szczytowych.
75
Zielona Księga
Do realizacji Programu potrzebne są:
− zmiana zasad planowania energetycznego w gminach (obowiązkowość, terminowość,
obligatoryjność zaleceń i ich realizacji),
− zmiana zasad taryfowania na pro-efektywne i pro-inwestycyjne,
− wprowadzenie i skuteczna kontrola wysokich wymagań jakościowych systemu,
− wprowadzenie rozwiązań typu SLA (service level agreement) dla klientów.
1.2.7.Źródła (systemowe i lokalne)
Stan potrzeb mocy wytwórczych w polskiej energetyce jest niestety niekorzystny. Diagnozy
wykazują wieloletnie zaniedbania w tym obszarze. Winę ponosi też często niezbyt przemyślana
polityka inwestycyjna, brak wizji rozwoju i nieprzygotowanie (co wykazała dyskusja o tzw.
„pakiecie energetyczno-klimatycznym‖). Problemy dotyczą jednak większej liczby aspektów,
tzn. w znaczącej części przestarzała technologia (wysoka emisja), niedopasowanie geograficznie
do potrzeb gospodarki, słaba efektywność (sprawność), duża monokultura węglowa (o niskim
potencjałem inwestycyjnym), mała elastyczność. Istotnym problemem jest, aby w diagnozie
zarówno bilansu energetycznego, jak i potencjału polskiej energetyki ocenić realny bilans mocy w
momentach
szczytowych.
Lokalne
źródła
z
pewnością
poprawią
rozpływy
w
sieci
elektroenergetycznej zmniejszając straty przesyłowe, jednakże nie są w stanie zniwelować deficytu
mocy wytwórczych.
Dlatego niezbędne są zarówno inwestycje w siłownie jądrowe, inwestycje w
wysokosprawne źródła gazowe, jak i rozwój generacji rozproszonej, zwłaszcza że energetyka
odnawialna jest doskonałym elementem uzupełniającym.
Stąd też należy promować przede wszystkim innowacyjność. Rozpatrywanie bilansu
energetycznego na przyszłość powinno się opierać również na lokalnych zasobach energetycznych
(czyli zasobach rolnictwa energetycznego, zwłaszcza roślin energetycznych). Przy obecnej polityce
UE szczególnie ważne jest rozumienie ryzyka regulacyjnego (związanego z energetyką
wysokoemisyjną i importem paliw węglowodorowych, niepewnością regulacji dotyczących
kosztów emisji CO2 oraz ryzykiem jakim mogą być postrzegane elektrownie jądrowe).
76
Zielona Księga
W nawiązaniu do powyższego wsparcie finansowe powinno mieć charakter uniwersalny,
dotyczący równego rozwoju wszystkich ważnych gałęzi elektroenergetyki. Istotnych sposobem
ograniczenia
emisji
jest
właściwe
planowanie
przestrzenne,
poczynając
od
koncepcji
przestrzennego zagospodarowania kraju, poprzez plany przestrzenne województw i plany
zagospodarowania przestrzennego w gminach.
Kolejnym problemem jest również dotychczasowe podejście do efektu skali w polskiej
elektroenergetyce. Efekt skali dotychczas był łączony praktycznie wyłącznie z wielkimi blokami
wytwórczymi (efekt wzrostu sprawności), wielkimi elektrowniami (efekt obniżki kosztów
jednostkowych infrastruktury elekrownianej), wielkimi systemami (efekt ERO). Jednocześnie
rozdzielenie w ekonomice wytwarzania i sieci powodowało, że nie przeciwstawialiśmy temu
efektowi kosztów33. Mianowicie kosztów niewykorzystania potencjału kogeneracji (i w coraz
większym stopniu poligeneracji), kosztów sieciowych (strat sieciowych i kosztów kapitałowych
związanych z inwestycjami sieciowymi), kosztów niewykorzystania energetycznego odpadów
(w procesie wymaganej utylizacji tych odpadów), kosztów niewykorzystania lokalnych zasobów
rolnictwa itd.
Obecnie trzeba jednak koncentrować się na efekcie skali w odniesieniu do rynku. Jeśli
Polska sama zostanie w Europie z technologiami węglowymi, to cały koszt utrzymania
infrastruktury rynku węgla (na którą składają się między innymi niezbędne badania i zdolności
produkcyjne maszyn i urządzeń górniczych) o rocznej wielkości wynoszącej tylko 80 mln ton
zostanie przerzucony na nasz kraj. Trzeba pamiętać, że ten malejący rynek wymaga technologii do
wydobycia węgla z coraz głębszych pokładów (polska specyfika, częściowo ukraińska i rosyjska).
Rosnące jednostkowe koszty węgla, stanowiące efekt malejącego rynku i pogarszających się
uwarunkowań geologicznych, będą szybko obniżać konkurencyjność technologii węglowych w
porównaniu z technologiami odnawialnymi, których rynek gwałtownie się zwiększa.
33
Zob. J. Popczyk (red.), Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie
Polski. Monografia opracowana pod redakcją, Gliwice 2009.
77
Zielona Księga
W tym miejscu warto wskazać ponownie problem zbyt małej ilości niewielkich instalacji
wykorzystujących odnawialne źródła energii, w szczególności instalacji przydomowych,
produkujących energię elektryczną i cieplną wyłącznie na potrzeby odbiorcy końcowego. Potrzebne
jest stworzenie mechanizmu wsparcia, mającego na celu zachęcenie odbiorców końcowych do
budowy takich przydomowych instalacji. Niezbędne jest w tym celu transponowanie do polskiego
porządku prawnego postanowień wskazanej już 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 dyrektywę 2001/77/WE oraz 2003/30/WE.
By usprawnić tę sytuację należy zastanowić się nad wprowadzeniem w przepisach prawa
zmian warunkujących umożliwienie budowy nowych mocy wytwórczych i modernizacji instalacji
już istniejących, w tym przede wszystkim w ustawie o ochronie gruntów rolnych i leśnych, ustawie
o lasach, ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (por. 1.1.1. – Prawo).
1.2.8.Efektywność energetyczna
W celach ustawy Prawo energetyczne „tworzenie warunków zrównoważonego rozwoju
kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw
i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli,
uwzględnienia
wymogów
ochrony
środowiska,
zobowiązań
wynikających
z
umów
międzynarodowych oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców
paliw i energii‖ występuje priorytet zwiększenia efektywności energetycznej gospodarki.
Ustawa Prawo energetyczne definiuje i określa zakres polityki energetycznej państwa
(w tym efektywności energetycznej) i wyznacza organ odpowiedzialny w tej sprawie tj. Ministra
Gospodarki. W samej ustawie efektywność energetyczna gospodarki znajduje swoje miejsce
w następujących zapisach:
przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesłaniem i dystrybucją paliw gazowych
i energii, sporządzają plany rozwoju, w których obejmują również przedsięwzięcia
racjonalizujące zużycie paliw i energii (zapis o racjonalizacji nie jest egzekwowany),
obowiązek przedsiębiorstw energetycznych w zakresie uzyskania i przedstawienia do
umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji,
78
Zielona Księga
Prezes URE organizuje przetarg na budowę nowych mocy wytwórczych lub
przedsięwzięć zmniejszających zużycie energii. W wyborze ofert kieruje się między
innymi efektywnością energetyczną i ekonomiczną przedsięwzięcia (zapis ten jest
martwy),
do zadań własnych gminy należy planowanie i organizacja zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe, w których powinno się określić również przedsięwzięcia
racjonalizujące użytkowanie ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych oraz
wykorzystanie lokalnych zasobów, w tym kogeneracji energii elektrycznej i ciepła (zapis
ten jest w dużym stopniu martwy),
do zakresu działania Prezesa URE należy między innymi publikowanie informacji
służących efektywności użytkowania paliw i energii (zapis ten jest realizowany częściowo),
szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf na ciepło, energię elektryczną i paliwa
gazowe mają obejmować również poprawę efektywności dostarczania i wykorzystania
paliw i energii (zapis ten jest w praktyce martwy),
taryfy
dla
paliw,
współfinansowania
energii
przez
elektrycznej
przedsiębiorstwa
i
ciepła
mogą
energetyczne
uwzględniać
przedsięwzięć
koszty
i
usług
zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących
ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci (zapis ten jest
martwy),
projektowanie, produkcja, import, budowa i eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci
powinny zapewnić racjonalne i oszczędne zużycie paliw (zapis deklaratywny),
urządzenia wprowadzone do obrotu mają posiadać informację o efektywności
energetycznej na etykiecie i w charakterystyce technicznej (zapis realizowany częściowo).
Zestawienie elementów ustawy odniesionych do efektywności energetycznej wskazuje,
że w intencji ustawy istnieje równoprawne traktowanie efektywności energetycznej/zasobów
popytowych w stosunku do modernizacji i budowy nowych źródeł energii i sieci/zasobów
podażowych.
79
Zielona Księga
Aktualny stan rozwoju i dostępności na rynku technologii efektywności energetycznej jest
dostateczny, by wykorzystać znaczący potencjał zmniejszenia zużycia energii, a co za tym idzie
redukcję emisji gazów cieplarnianych. Zwiększenie popytu na efektywne energetycznie technologie
może prowadzić do takiego rozwoju produkcji, który powinien spowodować zmniejszenie cen
urządzeń i materiałów.
Niektóre efektywne technologie są słabo wykorzystywane. Dotyczy to przykładowo takich
technologii jak:
mikro i mała kogeneracja,
niskoenergetyczne, pasywne i inteligentne budynki,
napędy elektryczne i sprzęt gospodarstwa domowego najwyższej sprawności.
Potrzebna jest promocja powyższych technologii przez projekty demonstracyjne,
upowszechnienie dobrych wzorów i stosowne instrumenty finansowe, prowadzące do
transformacji rynku na rzecz zwiększenia popytu na najbardziej energooszczędne urządzenia
i materiały.
Co więcej, niedostateczny jest rozwój technologii (software, hardware) wspomagających
zarządzanie energią. Dotyczy to programów obliczeniowych monitorowania i analizowania
danych, transmisji danych, inteligentnych liczników.
Dodatkowo stosunkowo wolny jest rozwój energooszczędnych środków transportu
drogowego. Postęp w zwiększeniu sprawności silników spalinowych samochodów niwelowany jest
większym popytem na samochody osobowe o większej pojemności silników. W związku z tym w
ostatnich 10–20 latach jednostkowe zużycie paliw na 100 km przebiegu nie maleje. Samochody o
napędzie hybrydowym i elektrycznym stanowić mogą znaczący rozwój technologii efektywnego
wykorzystania energii w transporcie drogowym.
80
Zielona Księga
Jeżeli chodzi o transport, to obok budownictwa, należy on do sektorów gospodarki o
szczególnie dużym udziale w zapotrzebowaniu na energię. Udział transportu w konsumpcji energii
pierwotnej w krajach EU-27 szacowany jest na 22%34. Co więcej, wobec szybkiego wzrostu
transportochłonności życia i gospodarki35, zapotrzebowanie to szybko rośnie. Ponieważ w Polsce
podstawowym źródłem energii zasilającej środki transportu są paliwa ropopochodne i węgiel
wzrost ten powoduje szybki wzrost emisji gazów cieplarnianych z sektora transportu.
1.2.9.Transport niskoemisyjny (w tym elektryczny)
Potencjalnymi środkami ograniczania emisji CO2 w transporcie są:
a. ograniczanie tempa wzrostu zapotrzebowania na transport osób i ładunków,
b. postęp technologiczny w konstrukcji środków transportu i infrastruktury,
c. podział zadań przewozowych między środki transportu różniące się zużyciem
energii i jej źródłem,
d. organizacja transportu.
Wszystkie cztery zaliczyć można do działań dotyczących efektywności energetycznej. Środki te
wykorzystywane są w Polsce jedynie na minimalnym poziomie, co niestety nie przyczynia się do
redukcji emisji gazów cieplarnianych.
Wymienione
technologiczne.
wyżej
działania
Ograniczaniu
obejmują,
zapotrzebowania
choć
na
w
różnym
transport
służy
stopniu,
rozwiązania
m.in.
zastosowanie
zaawansowanych rozwiązań zaliczanych do kategorii ITS (Inteligentne Systemy Transportu)36.
Postęp w konstrukcji środków transportu prowadzić może nie tylko do zmian źródła energii,
ale także do redukcji zapotrzebowania na nią. Korzystne zmiany podziału zadań przewozowych są
w znacznym stopniu uzależnione od wprowadzenia rozwiązań technicznych zwiększających
atrakcyjność i efektywność konkurujących rodzajów transportu (których dotychczas nie
wprowadzono). Do środków służących poprawie efektywności energetycznej transportu przez
34
DG TREN) „EU Energy ad Transport in figures 2010‖, Statistical Pocket Book 2009. str. 201. Wielkość tego udziału
zależy od definicji wskaźnika (energia pierwotna, czy końcowa, transport międzynarodowy i In).
35
Transportochłonność mierzona jest wielkością przewozów osób (mierzoną liczbą pasażerokilometrów) i ładunków
*(mierzonych liczbą tonokilometrów).
36
Używany jest tu również termin telematyka
81
Zielona Księga
rozwiązania organizacyjne należą także środki techniczne kategorii ITS, umożliwiające radykalną
poprawę efektywności podsystemów transportu (np. systemy zarządzania ruchem i flotą).
Przez transport niskoemisyjny rozumie się transport, w którym występuje zmniejszenie
emisji w relacji do tradycyjnych środków przewozowych w odniesieniu do jednostki pracy
przewozowej na pasażera lub jednostkę ładunku (paskm, tkm) oraz w stosunku do sumarycznej
pracy przewozowej dla wybranego obszarze lub relacji.
Oznacza to, że przedmiotem rozważań powinny być nie tylko środki techniczne,
ale także organizacja życia i gospodarki (w tym transportu) stymulująca wzrost roli (udziału)
środków transportu o niższych wskaźnikach emisji gazów cieplarnianych. W przypadku
przemieszczeń zasadnicze znaczenie ma oddziaływanie na podział podróży między transport
indywidualny (samochód) i zbiorowy. W transporcie ładunków kluczowe znaczenie ma wzrost
udziału transportu kolejowego, a częściowo również wodnego.
Ze względu na szczególnie duży i wciąż rosnący udział transportu samochodowego w
transporcie (zużycie energii rzędu 90% całej energii zużywanej przez transport) duże nadzieje
związane są z postępem w technikach napędu pojazdów samochodowych. Prace zmierzają w wielu
kierunkach od doskonalenia klasycznych silników spalania wewnętrznego, poprzez rozwój
pojazdów zasilanych paliwami gazowymi, w tym także ze źródeł odnawialnych (biometan), rozwój
pojazdów elektrycznych i elektryczno-spalinowych (hybrydowych) do pojazdów z silnikami
zasilanymi wodorem.
Elementem krytycznym w rozwoju poszczególnych technik są ich koszty, w znacznej
mierze zależne od polityki fiskalnej.
1.2.10.Bariery rozwoju zrównoważonego budownictwa
Budownictwo stanowi duży procent zużycia energii oraz emisji w skali całej gospodarki
narodowej. Można to ogólnie uzasadnić następującymi podstawowymi argumentami:
− produkcja wyrobów budowlanych pochłania wiele energii i jest źródłem znacznej emisji,
− dotychczasowe technologie wykonywania obiektów budowlanych, kubaturowych lub liniowych
są energochłonne i w wielu przypadkach są także źródłem emisji,
82
Zielona Księga
− użytkowanie obiektów budowlanych, zwłaszcza mieszkaniowych i przemysłowych, ze
względu choćby na ich masową skalę jest źródłem znacznej emisji i to w ciągu szczególnie
długiego czasu (długi czas „życia‖ obiektów budowlanych).
Powyższe przesłanki służą do opracowania algorytmu wdrożenia nowego wymagania
podstawowego, w świetle którego obiekt budowlany powinien być zaprojektowany, wykonany,
użytkowany i rozebrany zgodnie z wymaganiami zrównoważonego rozwoju.
Opracowanie zatem tegoż algorytmu ma ogromne znaczenie techniczne, ekonomiczne
i społeczne. Znaczenie to nie jest i nie może być ograniczone do skali naszego kraju, ale ma ono
wymiar światowy, lub co najmniej ogólnoeuropejski. Potwierdzają to na przykład umowy
dotyczące redukcji emisji, które są umowami międzynarodowymi. Zrównoważony rozwój, także
ten w obszarze szeroko rozumianego budownictwa, ma zasięg globalny.
Spełnienie warunków zrównoważonego rozwoju wymaga zdiagnozowania przeszkód
(barier) tego rozwoju. Bariery te – przynajmniej w naszym kraju – występują łącznie, choć
z różnym nasileniem, ale z tym samym negatywnym wpływem na zrównoważone budownictwo,
szczególnie zaś na ograniczenie emisji.
Można tu wymienić przeszkody:
− polityczne,
− formalne,
− ekonomiczne,
− społeczne, zwłaszcza edukacyjne,
− techniczne i technologiczne.
Ad Bariery polityczne:
Podstawowym
warunkiem
rzeczywistego,
a
nie
deklaratywnego
wprowadzania
zrównoważonego budownictwa jest wola polityczna decydentów (rządu i samorządów) w skali
całego
kraju,
ponieważ
rozwój
ten
wymaga
stworzenia
odpowiednich
warunków
uregulowanych prawnie (por. pkt 1.1.1. – Prawo), zachęt ekonomicznych (por. 1.1.2. – Finanse)
83
Zielona Księga
oraz wprowadzenia do świadomości społecznej potrzeby rozwijania takiego właśnie
budownictwa i płynących z tego korzyści.
Brak
lub
niespójność
i
niekonsekwencje
strategii
rozwoju
budownictwa
zrównoważonego, którego nieodłącznym elementem jest redukcja emisji wytwarzanej przez
budownictwo, należy uznać za podstawową barierę, której efektem są wszystkie pozostałe rodzaje
barier wymienionych w punkcie 1. Dlatego kolejność wymienienia tych barier nie jest
przypadkowa.
Trzeba wyraźnie wskazać, że strategia rozwoju zrównoważonego budownictwa z natury
rzeczy – jak każda inna strategia – musi wybiegać daleko wprzód i określać wieloletnie,
konsekwentnie realizowane cele. Jest to merytorycznie trudne, ale oczywiście możliwe – politycy
(decydenci) muszą umieć korzystać z opinii niezależnych ekspertów. Stworzenie wymienionej
strategii wymaga oczywiście myślenia nie w kategoriach jednej kadencji władz państwowych i
samorządowych.
Koronnym argumentem rzeczywistych niedostatków polityki w zakresie zrównoważonego
budownictwa, w tym redukcji emisji, jest to, że mimo istnienia rozmaitych agend rządowych
zadecydowano o powołaniu Rady i wszystkich jej Grup Roboczych, jako ciał o charakterze
wyłącznie społecznym.
Stworzenie odpowiedniej polityki (strategii) w przedstawianej tu dziedzinie jest absolutnie
konieczne.
Ad Bariery formalne:
Mimo realizowania w Polsce w latach poprzednich szeregu programów dotyczących
budownictwa energooszczędnego i redukcji emisji wdrożenie wyników tych programów albo
napotyka na duże trudności, albo w ogóle nie jest wprowadzane, albo jest wdrażane w bardzo
nielicznych przypadkach. Brak jest zresztą bliższych danych na ten temat ponieważ programy te
zazwyczaj nie zawierają elementów monitoringu, szczególnie długookresowego. Obiekty
budowlane, głównie mieszkalne i o małej skali, odpowiadające warunkom zrównoważonego
rozwoju, są raczej owocem działalności hobbystycznej niż systemowej. Dzieje się tak między
84
Zielona Księga
innymi dlatego, że istnieją bariery formalne rozwoju budownictwa zrównoważonego (a więc także
energooszczędnego i niskoemisyjnego).
Bariery formalne, najogólniej rzecz ujmując, są dwojakiego rodzaju. Pierwszy rodzaj ma
charakter techniczny i polega przede wszystkim na braku usankcjonowanych oficjalnie
szczegółowych norm projektowania obiektów spełniających warunki zrównoważonego rozwoju.
Drugi rodzaj ma charakter głównie legislacyjny i polega na braku przepisów prawnych
skłaniających do rozwoju budownictwa zrównoważonego. Bariera ta ma duży związek z
barierami ekonomicznymi.
Stworzenie dobrego i spójnego prawa dotyczącego zrównoważonego budownictwa zależy
od wspomnianej woli politycznej (patrz punkt I) decydentów na różnych szczeblach władzy oraz od
kompetencji osób prawo to opracowujących. Nie jest to, jak wskazuje praktyka, sprawa łatwa, by
posłużyć się tylko przykładem „Prawa budowlanego‖, które było już wielokrotnie nowelizowane
mimo stosunkowo krótkiego czasu jego obowiązywania. Prawo często nowelizowane jest po prostu
złym prawem.
Ad Bariery ekonomiczne:
Rozwój
zrównoważonego
budownictwa
(a
wiec
także
energooszczędnego
i
niskoemisyjnego) wymaga współcześnie ujętych analiz ekonomicznych. Powinny one obejmować
nie tylko bezpośrednie koszty inwestycyjne, ale także koszty eksploatacyjne rozciągnięte na cały
okres planowanego użytkowania obiektu (ang. whole life costing) oraz rachunek korzyści, w tym
przede wszystkim społecznych oraz występujących w innych, pozabudowlanych działach
gospodarki. Brak takich analiz – ujmując rzecz nieco kolokwialnie – przekreśla szanse rozwoju
zrównoważonego budownictwa już na samym starcie. Jest tak dlatego, że przy obecnej skali oraz
stanie techniki i technologii budownictwa energooszczędnego i niskoemisyjnego bezpośrednie
koszty inwestycyjne są wyższe od masowego budownictwa tradycyjnego. Mimo tendencji
spadkowej kosztów nowych rozwiązań technicznych i technologicznych ich zastosowanie przynosi
wymierne korzyści ekonomiczne (np. wyrażone skróceniem okresu zwrotu nakładów) dopiero po
uwzględnieniu obniżonych kosztów eksploatacyjnych.
85
Zielona Księga
Konieczne jest
stworzenie ekonomicznych
motywacji
do rozwoju
budownictwa
zrównoważonego. Mogą one przyjmować rozmaite formy. Jedną z nich są na przykład niższe
podatki lub inne obowiązkowe opłaty z tytułu redukcji emisji. Te ekonomiczne motywacje powinny
być jednym z elementów spójnego prawa.
Niezbędne
jest
poszukiwanie
źródeł
finansowania
rozwoju
budownictwa
zrównoważonego. Jest to zadanie dla władz państwowych i samorządowych. Jednym z takich
źródeł mogą być programy międzynarodowe w ramach Unii Europejskiej. Porównanie nakładów na
zrównoważone budownictwo w innych krajach europejskich stawia nasz kraj na końcu listy. Ten
stan wynika między innymi z braku świadomości rangi problemu i jego znaczenia dla przyszłości.
Ad Bariery społeczne:
Spójna, całościowa i dojrzała polityka rozwoju budownictwa zrównoważonego musi
obejmować także wprowadzenie do świadomości społecznej potrzeby rozwoju takiego właśnie
budownictwa. Można to realizować przez różnego rodzaju programy edukacyjne skierowane nie
tylko do młodzieży, ale do całego społeczeństwa, zwłaszcza do tej jego części, która bezpośrednio
zainteresowana jest budownictwem mieszkaniowym. Edukacja społeczeństwa jest konieczna
głównie dlatego, że brak wiedzy na temat budownictwa zrównoważonego jest ważną barierą
hamującą jego rozwój w naszym kraju. Edukacja ta jednak nie może mieć charakteru nachalnej
propagandy, jak to się często dzieje. Musi być rzetelna i prowadzona wysoce kompetentnie. Stąd
wynika potrzeba przygotowania odpowiednich kadr.
Tematyka zrównoważonego budownictwa powinna być w większym niż dotychczas
stopniu uwzględniana w kształceniu kadr dla budownictwa na wszystkich jego poziomach.
Szczególne jednak miejsce powinna zajmować w kształceniu studentów na kierunkach:
budownictwo, architektura, inżynieria środowiska.
Nie ulega wątpliwości, że pokonanie barier społecznych w rozwoju budownictwa
zrównoważonego jest procesem wieloletnim. Wiadomo, że zmiany stosunku społeczeństwa do
budownictwa niekonwencjonalnego (a takie jest przecież budownictwo zrównoważone) nie można
zaniedbać, bo jest to w gruncie rzeczy czynnik decydujący o rozwoju tego budownictwa (ważna
86
Zielona Księga
rola nacisku społecznego na decydentów). Zrównoważone budownictwo jest w swym najgłębszym
sensie zadaniem ogólnospołecznym.
Ad Bariery techniczne i technologiczne:
Metody techniczne i technologiczne realizowania zrównoważonego budownictwa są
oczywiście na świecie stale rozwijane i generalnie znane także w Polsce. Główna bariera polega
natomiast na stosunkowo wysokiej cenie stosowania tych metod. Podstawowym zatem zadaniem
jest poszukiwanie dróg obniżenia ich kosztów bezpośrednich.
Konieczne jest opracowanie szczegółowych procedur i norm projektowania obiektów
energooszczędnych
i
niskoemisyjnych.
Bez
tego
trudno
jest
wymagać
masowego,
nieprototypowego projektowania i budowania takich obiektów. Przepisy te powinny mieć charakter
co najmniej ogólnoeuropejski, tak jak np. Eurokody.
Konieczna jest nowa filozofia projektowania, uwzględniająca postulat i zasadę
projektowania zintegrowanego.
1.2.11. Teleinformatyka, cyfryzacja
Problemy jakie dostrzega się w przedmiocie teleinformatyki i cyfryzacji to:
koszty wdrożenia inteligentnych sieci i inteligentnego opomiarowania,
przekonanie przedsiębiorstw do inwestowania w nowoczesne rozwiązania,
akceptacja społeczna dla wyższych kosztów energii związanych z nowoczesnymi usługami,
sprzedaż usług energetycznych, a nie tylko energii,
koszty nowoczesnych systemów informatycznych, a ich efektywność,
systemy informatyczne w przedsiębiorstwach zintegrowanych pionowo,
standaryzacja rozwiązań teleinformatycznych.
87
Zielona Księga
1.2.12. Promocja innowacyjności
Promocja
innowacyjności
będzie
fundamentalnym
tematem
jednej
z
dziewięciu
Narodowych Strategii Rozwoju, a mianowicie Strategii i Efektywności Gospodarki.
Istotną barierą rozwoju innowacyjności w Polsce jest brak sprawnych instrumentów
jej promocji i brak podmiotów zorientowanych na innowacyjność. To ostatnie dotyczy w
szczególności sektorów infrastrukturalnych, takich jak energetyka lub transport. Jednocześnie są to
sektory bardzo wysoko energochłonne i wysokoemisyjne. Z drugiej strony są one w dalszym ciągu
słabo sprywatyzowane, a jako państwowe cechują się małą skłonnością do podejmowania ryzyka
technologicznego (nawet uzasadnionego ekonomicznie).
Kolejną bardzo poważną przeszkodą stojącą przed rozwojem nowoczesnych systemów są
bariery prawno-administracyjne, wynikające z nieprzystosowania prawa do tego typu inwestycji,
przez co są one traktowane niemalże tak samo, jak wielkie projekty energetyczne (por. 1.1.1. –
Prawo). Zadanie identyfikacji i usunięcia zbędnych barier administracyjnych, uproszczenia prawa
oraz dostosowania go do przyłączania małych rozproszonych systemów zasługuje na najwyższy
priorytet w odniesieniu do wszystkich odnawialnych źródeł energii, a nie tylko dla farm
wiatrowych.
W zakresie transportu rozwój i wprowadzanie nowych technologii (w tym sprawdzonych w
innych krajach) musi być wspierane systemem grantów pozwalających na wybór i promowanie
efektywnych rozwiązań właściwych dla warunków polskich.
88
Zielona Księga
1.3.
Ochrona środowiska ETS, IPPC, Natura 2000 itp.
Europejski „pakiet energetyczno-klimatyczny‖ jest dokumentem przede wszystkim
politycznym jednak jego przyjęcie wymaga oceny możliwości realizacyjnych przez Polskę przede
wszystkim w kategoriach legislacyjnych i technicznych. Pomimo upływu 3 lat od jego przyjęcia
(marzec 2007 r.) nie powstały dotychczas podstawy do jego wdrożenia. Co więcej przyjęte
dokumenty krajowe (Polityka ekologiczna Państwa w latach 2009-2012 z perspektywą do
roku 201637) wskazują, że nie jesteśmy w stanie wykonać zaakceptowanych przez rząd
europejskich zobowiązań w zakresie udziału odnawialnych źródeł energii w ogólnym bilansie
energii pierwotnej (przyjęty cel w PEP09 to polskie 15%, a nie europejskie 20% do roku
2020). Cel efektywności energetycznej na rok 2020 nie został w PEP09 zdefiniowany. Cel
redukcyjny 20% Polska wypełni, choć nie jest to jawnie zapisane w PEP09.
Problem ETS wymaga szerszego omówienia. Jak wykazują analizy i projekcje emisji,
Polska wypełni cel redukcji emisji CO2 o 20%, bez konieczności udziału w ETS. Natomiast
system działający na przyjętych zasadach może stanowić jedną z barier ograniczania emisji i ma
charakter administracyjny i restrykcyjny, a nie stymulujący. Bardziej koncentruje się na
zachowaniu równowagi na rynku węglowym, niż na efektywnej redukcji emisji.
Brak stałej ceny minimalnej jednostki AAU sprawia, że atrakcyjność tego mechanizmu
dla przedsiębiorstw jest ograniczona. Ponadto aukcje (zastępujące rozdział uprawnień) nie
sprzyjają aktywizacji działań na rzecz redukcji, lecz raczej skłaniają do szukania dróg ucieczki
poprzez tzw. „wyciek‖ (np. inicjatywa budowy elektrowni na Białorusi), co z punktu widzenia
gospodarki krajowej jest zjawiskiem bardzo niebezpiecznym. Z tego względu należałoby przyjąć
system przydziału uprawnień oparty na benchmarku paliwowym, a wielkość redukcji powinna być
negocjowana z przedsiębiorstwami przez rząd. Poza tym w dłuższym horyzoncie czasowym ilość
wolnych jednostek zredukowanej emisji będzie maleć wraz z obniżaniem progów dopuszczalnej
emisji, co doprowadzi do nadmiernego wywindowania cen, a w efekcie do śmierci popytu czyli do
naturalnej śmierci tego mechanizmu i totalnej ucieczki przemysłu poza Unię. Najprostszym, choć
37
Uchwała Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 22 maja 2009 r. w sprawie przyjęcia dokumentu „Polityka
ekologiczna Państwa w latach 2009—2012 z perspektywą do roku 2016‖, zwana dalej „PEP09‖.
89
Zielona Księga
mało realnym rozwiązaniem, byłoby odejście od systemu ETS i przyjecie powszechnego
podatku węglowego jako mechanizmu stymulującego redukcję.
Sprzedaż AAUs na aukcji jest równoznaczna z opodatkowaniem emisji. Jak dowodzi
bogata obecnie literatura przedmiotu tego typu podatki mogą mieć korzystne znaczenie pod
warunkiem zachowania neutralności fiskalnej (jednoczesnego obniżenia innych podatków tak,
by ich ogólny poziom w gospodarce nie ulegał zwiększeniu). Z tego punktu widzenia
niedopuszczalne są postulaty Komisji Europejskiej i niektórych innych organizacji ekologicznych,
aby z odpisów od aukcji finansować jakieś wspólnotowe programy (np. pomoc dla krajów
dotkniętych zmianami klimatycznymi). Naruszałoby to bowiem postulat neutralności fiskalnej,
a nie ma to żadnego uzasadnienia merytorycznego.
Wydaje się, że w tej sytuacji należałoby dążyć do renegocjacji pakietu w celu jego
urealnienia. To nie tylko problem Polski (Wielka Brytania oświadczyła, że celu OZE 20% też nie
wypełni). Nie ma żadnego uzasadnienia merytorycznego, że cele przyjęte muszą być osiągnięte
właśnie w wyznaczonym terminie.
Jeżeli chodzi o obszar Natura 2000, to można zauważyć pewne problemy dotyczące
prowadzenia działalności górniczej. Chodzi tu o procedury oceny oddziaływania na środowisko
i konflikty z obszarami europejskiej sieci Natura 2000. W obecnym stanie prawnym, jaki
ukształtowała ustawa z dnia 3 października 2009 roku o udostępnieniu informacji o środowisku i
jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na
środowisko38 oraz w związku z ustawą o zmianie ustawy z dnia 3 października 2008 r. o ochronie
przyrody oraz niektórych innych ustaw39 cała procedura oceny oddziaływania została wyłączona z
ustawy Prawo ochrony środowiska. Wprowadzone zostały zmiany powodowane koniecznością
właściwego wdrożenia europejskich dyrektyw40. Dla udostępniania nowych złóż węgla brunatnego
jest rzeczą bardzo istotną jak postępować i jak przeprowadzać procedurę ocen oddziaływania na
środowisko przy oddziaływaniu na obszar Natura 2000. Tym bardziej, że procedura kończy się
wydaniem decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, która stanowi załącznik do wniosku
38
Dz.U. Nr 199, poz. 1227.
Dz.U. Nr 201, poz. 1237.
40
Dyrektywa Rady 79/409/EWG z 2 kwietnia 1979 r. w sprawie ochrony dzikiego ptactwa (Dz. Urz. WE L 103
z 25.04.1979), Dyrektywa Rady 92/43/EWG z dnia 21 maja 1992 r. w sprawie ochrony siedlisk przyrodniczych oraz
dzikiej fauny i flory (Dz. Urz. WE L 206 z 22.07.1992).
39
90
Zielona Księga
o koncesję zgodnie z art. 72 ust. 3 ustawy o ochronie środowiska. W przypadku obszarów Natura
2000 należy podnieść sprawę ochrony projektowanych obszarów, które Komisja Europejska może,
ale też nie musi, uznać za mające znaczenie dla Unii Europejskiej, a które to obszary po
uzgodnieniu z Radą Ministrów w formie listy Minister Środowiska wysyła do Komisji
Europejskiej. W tym czasie obszar mimo, że nie ma ostatecznej akceptacji KE jest „martwy‖
inwestycyjnie, gdyż istnieje ryzyko, że działania ochronne spowodują niemożność prowadzenia
eksploatacji. Dodać należy, że ustawodawca określił w ustawie z dnia 16 kwietnia 2004 roku o
ochronie przyrody41, iż „specjalne obszary ochrony siedlisk minister właściwy do spraw środowiska
wyznacza po uzgodnieniu z Komisją Europejską w terminie 6 lat od dnia zatwierdzenia tego
obszaru przez Komisję Europejską jako obszar mający znaczenie dla Wspólnoty‖.
Kolejna regulacja krzywdząca wręcz dla przedsiębiorców górniczych i dla potencjalnych
inwestorów dotyczy odszkodowania za ograniczenia w prawach użytkowania np. gruntu. Ustawa w
tym zakresie daje uprawnienie nowemu organowi regionalnemu – dyrektorowi ochrony środowiska
– do zawarcia umowy „jeżeli działalność gospodarcza (…) wymaga dostosowania do wymogów
ochrony obszaru Natura 2000, na którym nie mają zastosowania programy wsparcia z tytułu
obniżenia dochodowości, regionalny dyrektor ochrony środowiska może zawrzeć umowę z
właścicielem lub posiadaczem obszaru, z wyjątkiem zarządców nieruchomości Skarbu Państwa,
która zawiera wykaz niezbędnych działań, sposoby i terminy ich wykonania oraz warunki i terminy
rozliczenia należności za wykonane czynności, a także wartość rekompensaty za utracone dochody
wynikające z wprowadzonych ograniczeń‖. Przepis wskazuje, że będzie to uznanie administracyjne,
fakultatywne, a dodatkowo tylko za dochody utracone.
Dodatkowym problemem w ww. materii jest fakt, iż w obecnym stanie prawnym brak jest
kierunkowego aktu prawnego rangi ustawy bezpośrednio odnoszącego się do przedmiotu działań
związanych z redukcją emisji gazów cieplarnianych oraz zmianami klimatycznymi i adaptacją do
tych zmian. Tego typu akt prawny obowiązuje obecnie w Wielkiej Brytanii i na Litwie. Inne
państwa europejskie, np. Węgry pracują nad projektami ustawy –– por. pkt 1.1.1. – Prawo).
41
Tekst jedn. z 2009 r. Dz.U. Nr 151, poz. 1220 ze zm.
91
Zielona Księga
1.3.1. Planowanie emisji (budżet emisyjny)
Problem ten wiąże się bezpośrednio z projekcjami emisji dla rożnych horyzontów
czasowych. W chwili obecnej poza dyskusją jest ograniczenie emisji o 20%; natomiast poziomy
emisji dla roku 2030 i 2050 wymagają przygotowania realistycznych scenariuszy. Dla realizacji
tego zadania konieczne jest dysponowanie informacjami o przyszłych zmianach podstawowych,
wiarygodnych i oficjalnych danych społeczno-gospodarczych, zarówno w skali kraju jak
i poszczególnych sektorów. Szczególnie konieczne jest dysponowanie projekcjami dla takich
kategorii jak spalanie paliw (energetyka), transport, procesy przemysłowe, rolnictwo,
leśnictwo i gospodarka odpadami.
1.3.2. Redukcja emisji
W celu zapewnienia możliwości sterowania procesami redukcji emisji konieczne jest
prowadzenie stałej oceny ilościowej wielkości zmian emisji dla każdego działania
przewidzianego w politykach sektorowych i krajowych. Obejmuje to przede wszystkim działania
o charakterze legislacyjnym, finansowym, administracyjnym instytucjonalnym, technicznym i
edukacyjnym.
Poniżej podano przykładowo kilka tego rodzaju polityk. Pełna lista działań powinna być
zdefiniowana w politykach sektorowych i krajowych:
promocja odnawialnych źródeł energii, mechanizmy finansowe wspierające produkcję energii
z odnawialnych źródeł, „zielone certyfikaty‖, świadectwa pochodzenia energii elektrycznej
z odnawialnych źródeł,
promowanie skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła,
system zachęt dla przedsiębiorstw do podejmowania inwestycji prowadzących do oszczędności
energii,
system zachęt dla sektora publicznego do podejmowania inwestycji prowadzących do
racjonalnego zużycia energii,
modernizacja istniejących technologii produkcji energii i zwiększenie sprawności przemiany,
poprawa efektywności domowych urządzeń elektrycznych,
zwolnienie z akcyzy energii elektrycznej produkowanej z metanu z kopalń węgla kamiennego,
ustalenie narodowego celu wzrostu efektywności energetycznej.
92
Zielona Księga
Polska wdrażając obecnie obowiązujące zasady ETS musi się liczyć z koniecznością
stworzenia dodatkowych zachęt dla przedsiębiorstw, aby chciały efektywnie włączyć się w
proces redukcji. W przeciwnym przypadku narażamy się na kary nakładane przez UE. Jak wynika
z analizy działania systemu w 2007 r. i 2008 r. Polska nie wykorzystuje przyjętych limitów
redukcji. Nadwyżki zredukowanej emisji posiadane przez Polskę należy jak najszybciej spieniężyć
poprzez system GIS.
W sektorach nie objętych ETS podstawowym problemem będzie ograniczenie emisji w
transporcie, co wymaga przede wszystkim stworzenia mechanizmów sprzyjających
odchodzeniu od systemu transportu drogowego opartego na spalaniu paliw oraz stworzeniu
warunków dla przejmowania transportu towarów przez kolej i żeglugę śródlądowa.
Przedmiotem działań powinna być także budowa świadomości społeczeństwa w zakresie
ograniczenia zapotrzebowania na energię oraz w materii sposobów zaspokajania wskazanych
potrzeb np. poprzez zmianę zachowań społecznych, zmianę stylu życia itp.
1.3.3. Kontrola emisji
Podstawowym mechanizmem kontroli emisji powinny być służby monitoringu środowiska,
które będą miały uprawnienia i możliwości kontrolowania indywidualnych instalacji nie tylko
objętych systemem ETS. Kontroli takiej powinny być także poddawane emisje z transportu
drogowego. Powinien być wprowadzony system kar za nieprzestrzeganie obowiązujących
standardów. Wymagać to będzie systematycznego zaostrzania standardów emisji we wszystkich
działach gospodarki.
93
Zielona Księga
1.4.
Kształtowanie świadomości społecznej
Przedmiotem działań ma być budowa świadomości społeczeństwa (w tym szczególnie
edukacja młodzieży) w kwestii zapotrzebowania na energię, znaczącego wpływu rodzimych
pierwotnych
nośników
energetycznych
na
zachowanie
bezpieczeństwa
energetycznego,
niezależności od geopolityki (w ramach realizacji założeń strategicznych UE o zrównoważonej,
konkurencyjnej i bezpiecznej energii), wyjątkowo szkodliwego oddziaływania metanu na
środowisko (1t metanu to równoważnik w zakresie efektu cieplarnianego około 21t CO2), a więc o
potrzebie nowego wsparcia technicznego i finansowego w jego uchwyceniu, zagospodarowaniu
(uznaniu energii elektrycznej wytworzonej z jego przetworzenia za „energię przyjazną
środowisku‖), wsparcia finansowego (jak energia odnawialna na wzór Niemiec) oraz w zakresie
sposobów zaspokajania wskazanych potrzeb np. przez zmianę zachowań społecznych, zmianę stylu
życia itp.
Rozwiązaniem wskazanego problemu może być nałożenie na organy administracji
rządowej (np. ministra właściwego do spraw środowiska) obowiązku prowadzenia kampanii
społecznych mających na celu edukację i zwiększenie świadomości odbiorców końcowych w
zakresie efektywnego wykorzystania energii elektrycznej i gazu oraz możliwości zmniejszenia
energochłonności gospodarstw domowych. Kampanie w swym założeniu powinny dążyć do
zmiany zachowań odbiorców końcowych w odniesieniu do wykorzystania energii elektrycznej
i gazu w gospodarstwach domowych.
Szczególne miejsce w ramach niniejszego punktu należy poświęcić energetyce
jądrowej. Wszystkie wymienione bowiem w tym punkcie zagadnienia (Edukacja, Informacja,
Promocja, Dialog, Współpraca i Współodpowiedzialność) są w przypadku energetyki jądrowej nie
tylko ważne, ale wręcz warunkują powodzenie tej technologii.
W państwie demokratycznym bez poparcia społecznego, zwłaszcza społeczności lokalnej,
uzyskanego drogą rzetelnej informacji i dialogu, nie można budować elektrowni jądrowej. Z kolei
właściwa edukacja, na obecnym etapie inspektorów dozoru jądrowego, czyli ekspertów, którzy
zadecydują o zaakceptowaniu oferowanych w czasie przetargu technologii, a w trakcie budowy
będą kontrolować i akceptować/odrzucać poszczególne elementy elektrowni, wreszcie wydadzą
94
Zielona Księga
zezwolenie na jej uruchomienie i eksploatację, a na etapie następnym edukacja pracowników
elektrowni, jest również podstawową barierą i warunkiem uruchomienia programu energetyki
jądrowej w Polsce. Podobne znaczenie dla tego programu ma właściwe wykorzystanie współpracy
międzynarodowej, zwłaszcza z organizacjami międzynarodowymi – Międzynarodową Agencją
Energii Atomowej, Agencją Energii Jądrowej NEA/OECD oraz z Komisją Europejską (zgodnie z
traktatem EURATOM)42. W przeciwnym razie wszyscy nasi eksperci będą obcokrajowcami.
1.4.1. Edukacja
Obecny system edukacji społeczeństwa i użytkowników energii jest rozproszony
i nieskoordynowany. W wychowaniu dzieci i młodzieży przebija się nauczanie energooszczędnych
i przyjaznych środowisku zachowań głównie tam, gdzie z własnej woli wychowawcy i nauczyciele
podejmują taką tematykę. System edukacji w szkołach nie preferuje kreatywnego sposobu
nauczania w duchu
wychowania świadomego i
aktywnego obywatela podejmującego
odpowiedzialność za zrównoważony rozwój gospodarki i społeczeństw, w tym efektywnego
wykorzystania energii w domu, w pracy, w instytucjach publicznych. Brak jest takiej koordynacji
programów nauczania, które na lekcjach fizyki, matematyki i chemii w sposób spójny uczyłyby w
zadaniach i ćwiczeniach przedsiębiorczości, w tym racjonalizacji kosztów energii i stosowania w
praktyce energooszczędnych technologii i urządzeń.
Pozalekcyjny system edukacji społeczeństwa i grup użytkowników energii oparty jest na
dofinansowaniu takich programów, które znalazły uznanie w organizowanych konkursach na
projekty i programy. W tej sytuacji w niektórych obszarach edukacji mamy nadmiar projektów, a w
innych występuje zupełny ich brak. Jeżeli już system naboru i selekcjonowania programów w
konkursach ma być dalej kontynuowany, to należy opracować na tyle szczegółową tematykę,
by wszystkie potrzebne obszary edukacji zostały pokryte. Należy jednoznacznie wskazać podmiot
odpowiedzialny za takie zadania.
42
Traktat ustanawiający Europejską Wspólnotę Energii Atomowej, podpisany 25 marca 1957 r., wszedł w życie
1 stycznia 1958 r.
95
Zielona Księga
Problemem jest edukacja i aktualizacja wiedzy dyrektorów, zarządców, właścicieli
przedsiębiorstw, a nawet centralnych decydentów, czyli tych, od których zależy, czy w ich
instytucjach i przedsiębiorstwach tworzone są systemy zarządzania kosztami i zużyciem energii
oraz realizuje się programy i przedsięwzięcia efektywności wykorzystania energii. Wymawianie się
brakiem czasu i niskim priorytetem efektywności energetycznej powodują, że w większości
instytucji i przedsiębiorstw brak jest strategii, programów, planów i przedsięwzięć efektywnego
wykorzystania energii.
Dodatkowo należy dążyć do przygotowania szerokiego edukacyjnego programu na rzecz
tworzenia właściwej kultury korzystania i użytkowania energii, zarówno przez poszczególnych
obywateli poczynając od wieku szkolnego, poprzez przedsiębiorstwa zwłaszcza państwowe, aż do
władz centralnych i samorządowych. W realizację takiego programu na pewno chętnie włącza się
organizacje społeczne promując zrównoważone podejście do korzystania z energii.
1.4.2. Informacja
Na dzień dzisiejszy istnieje stosunkowo dużo informacji w zakresie szerokiego spektrum
wiedzy o efektywności energetycznej w zakresie prawa, technologii, finansów, edukacji. Niestety,
informacje te są rozproszone wśród wielu instytucji, agencji, organizacji pozarządowych, firm,
a tylko niektóre z nich są publicznie dostępne na portalach internetowych. Brak jest krajowego
systemu informacji o efektywności energetycznej i skoordynowanej sieci rozpowszechnienia
informacji, np. przez sieć portali ułożonych tematycznie (obszary i technologie energetyczne) oraz
adresowanych do określonych grup celowych (gospodarstwa domowe, użyteczność publiczna, małe
i średnie przedsiębiorstwa, duży przemysł, transport, rolnictwo). Kolejne problemy to szum
medialny, sprzeczne informacje oraz brak rzetelnych danych o redukcji emisji gazów
cieplarnianych.
Niewykorzystywane są sposoby informowania użytkowników (korespondencja) poprzez
wysyłanie rachunków za zużycie energii i inne usługi (np. informatyczne). Przedsiębiorstwa
dystrybucji i sprzedaży energii mogłyby informować klientów za pomocą prostego monitorowania
o kosztach i zużyciu energii, tworzenia bazy danych o zużyciu oraz o możliwościach zastosowania
energooszczędnych urządzeń i sprzętu. Obecne rozliczenia za zużytą energię prezentują
96
Zielona Księga
skomplikowany wykaz poszczególnych członów taryfy, są nieczytelne dla użytkowników energii,
a nawet nie zawierają informacji o średnich cenach za energię.
Do nielicznych wyjątków należy wykorzystanie portali
administracji
centralnej,
samorządów terytorialnych, jednostek naukowo-badawczych, stowarzyszeń i instytucji branżowych
do informowania o możliwościach poprawy efektywności energetycznej.
Informacje o efektywności energetycznej urządzeń i budynków w formie etykiet nie
wykorzystują szansy dobrej edukacji użytkowników energii i promocji najbardziej
efektywnych energetycznie produktów. Etykiety na artykułach gospodarstwa domowego mają
przestarzałe w stosunku do postępu technologicznego oznaczenia. Najwyższa klasa efektywności A
na etykiecie staje się standardem, bowiem już prawie wcale nie produkuje się w klasie gorszej niż
B, czyli od C w górę. Natomiast wyższa efektywność to klasy A+, A++, których nie ma na
etykiecie. Etykieta o efektywności energetycznej budynków wyłamuje się z od lat przyjętego
sposobu oznaczania efektywności energetycznej na etykietach (klasy A, B, C...) na rzecz mało
obrazowego „suwaka‖, tj. liczbowego określenia efektywności. (w niektórych państwach stosuje się
oba rozwiązania jednocześnie).
Kwestionowana jest wiarygodność informacji o efektywności energetycznej na etykietach i
instrukcjach urządzeń, a także sprzętu powszechnego użytku i budynków. Brak jest systemu
wyrywkowej weryfikacji efektywności urządzeń i materiałów przez standaryzowane pomiary
zużycia energii.
Również koniecznością jest informowanie społeczeństwa na temat innowacyjnych
technologii. Wszelkiego rodzaju obawy i protesty społeczne mogą pojawić się w wyniku braku
wiedzy na temat nowych technologii zmniejszających emisję CO2. Zbudowanie zaufania do
technologii wychwytywania i składowania dwutlenku węgla musi być częścią długofalowej
Polskiej Strategii CCS. W ramach strategii niezbędne będzie skrupulatne zaplanowanie różnego
rodzaju kampanii informacyjnych i edukacyjnych. Kampania taka powinna również zawierać takie
elementy jak szkolenia dla administracji publicznej oraz samorządów terytorialnych, edukację w
szkołach i na uczelniach, serię publikacji/broszur odpowiadających na pytania społeczeństwa
(związane głównie z eliminacją zagrożeń oraz zarządzaniem ryzykiem), edukację kadr
97
Zielona Księga
kierowniczych w
sektorze energetycznym,
a także stworzenie
innowacyjnego
portalu
informacyjnego. Barierą jest to, że dotychczas nie podjęto tego typu skoordynowanych działań.
Co więcej, należy dążyć do tego, aby społeczeństwo miało duży wpływ na podejmowanie
decyzji dotyczących budowy instalacji do zatłaczania, składowisk i infrastruktury do przesyłu CO2.
Dlatego ważne jest, aby przed rozpoczęciem budowy powyższych elementów było ono dobrze
poinformowane na temat tego, jakie są potencjalne zagrożenia, sposoby przeciwdziałania im,
koszty, mechanizmy kontroli nad siecią do transportu oraz składowiskami, a przede wszystkim
jakie są korzyści związane z wprowadzeniem technologii CCS w Polsce.
1.4.3. Promocja
Promocja efektywnego wykorzystania energii tylko przez sygnał cenowy (występuje
tendencja do stałego wzrostu cen energii) jest niedostateczna, a i ta nie jest w pełni wykorzystana
przez brak informacji o prognozach kształtowania się cen energii w przyszłości. Jednostkowe
kampanie rządowe, np. rozdawanie energooszczędnych świetlówek kompaktowych ma tylko
jednorazowe, raczej propagandowe znaczenie. Polska słabo się włącza w europejskie kampanie
efektywnego wykorzystania energii. Brak jest poza nielicznymi przypadkami kampanii
informacyjno-edukacyjnych na poziomie regionalnym i lokalnym.
Fundusze pomocowe niedostatecznie promują swoje produkty finansowe (granty,
dotacje, niskooprocentowane pożyczki). Winny organizować warsztaty dla grup celowych,
przedstawiać dobre wzory np. na swoich portalach internetowych, konkursy na najbardziej
efektywne zrealizowane projekty itp.
Doradztwo techniczne i promocja efektywnego wykorzystania na poziomie lokalnym
w zasadzie nie istnieje. Tam gdzie istnieją regionalne agencje i inne organizacje pozarządowe tego
rodzaju działalność jest zwykle przypadkowa i realizowana tylko wtedy, gdy instytucje te realizują
stosowne projekty. System finansowania tych instytucji w trybie „projektu za projektem‖, a nie
części statutowych działań, nie sprzyja prowadzeniu ciągłej działalności promocyjnej i
informacyjnej.
98
Zielona Księga
1.4.4. Dialog (konsultacje społeczne)
W odniesieniu do regulacji prawnych oraz praktyki organizacji i planowania zaopatrzenia w
energię na poziomie lokalnym należy wskazać, iż gminy przede wszystkim koncentrują się na
problemach bezpieczeństwa energetycznego (chodzi tu o zaopatrzenia w sieciowe nośniki energii:
energię elektryczną, paliwa gazowe i ciepło sieciowe). Mniejszą uwagę (a czasem nawet żadną)
poświęca się równoważeniu interesów przedsiębiorców i odbiorców energii zmierzającym do
możliwie najniższych kosztów zaopatrzenia odbiorców w energię, redukcji emisji gazów
cieplarnianych, zmianom klimatycznym, w tym adaptacji do tych zmian.
Do tego brak jest stosownego planowania i realizacji przedsięwzięć podaży i popytu energii
(SSM i DSM). Ponieważ inwestycje popytowe (efektywnego wykorzystania energii) podejmowane
są przez bardzo wielu odbiorców potrzebne jest ich aktywizowanie w proces organizacji
planowania zaopatrzenia w energię i planowania redukcji emisji.
Konieczny jest więc dialog i konsultacje społeczne, nie tylko przez jednorazowe
upublicznienie gotowych rozwiązań projektów gminnych planów energetycznych (czy
klimatyczno-energetycznych), ale przez tworzenie stałych platform komunikacji administracji
centralnej, samorządów terytorialnych ze społeczeństwem za pośrednictwem mediów i portale
informacyjno-edukacyjne.
Odnośnie dialogu społecznego w zakresie rekultywacji i rewitalizacji terenów pogórniczych
polskich kopalń węgla brunatnego należy stwierdzić, iż w krajowym obiegu informacyjnym
kopalnie węgla brunatnego pokazywane są jako „zdewastowane tereny bez żadnej przyszłości na
zagospodarowanie‖. Prawda jest całkiem inna. Górnicy w polskich kopalniach węgla brunatnego
systematycznie i zgodnie z kanonami sztuki górniczej dokonywali i dokonują rekultywacji i
zagospodarowania terenów „odzyskiwanych‖ w miarę przesuwania się frontów eksploatacyjnych.
Wykonywane prace są prowadzone na wysokim poziomie europejskim, zapewniającym
wykorzystanie terenów do produkcji rolnej, leśnej lub też innej działalności (w tym rekreacyjnej).
Dlatego branża winna dokonać gruntownych zmian w zakresie komunikowania się ze
społeczeństwem. Dotychczasowy przekaz należy zmienić. W tym celu należy powołać specjalną
komórkę informacyjną dla prezentowania i informowania o działaniach podejmowanych w zakresie
99
Zielona Księga
rekultywacji i rewitalizacji terenów pogórniczych w polskich i zagranicznych odkrywkowych
kopalniach węgla brunatnego.
1.4.5. Współpraca
Racjonalne wykorzystanie nieodnawialnych zasobów i skończonych dóbr przyrody, w tym
paliw kopalnych oraz ochrona klimatu ziemi, redukcja emisji gazów cieplarnianych jest troską o
dobro publiczne. Ostatnie badania wykazują, że system zewnętrznego wymuszania zachowań przez
władzę za pomocą instrumentów nacisku - regulacji i norm, nie jest dostatecznym środkiem
ochrony dóbr wspólnych. Problemem w zarządzaniu dobrem publicznym jest pobudzenie człowieka
do działania kolektywnego i wykształcenie troski o dobro publiczne.
Proponuje się podejście do rozwiązania globalnego jakim jest zmiana klimatyczna
polegające na wielości niezależnych działań na poziomie lokalnym, tworzeniu struktur
kolektywnych akcji lokalnych społeczności, inspirowaniu inicjatyw stymulujących pozytywne
zachowania i redukujących postawy negatywne. W tym wypadku budowa świadomości i gotowości
do kolektywnej pracy na poziomie lokalnym jest priorytetem. Nieprzeprowadzenie tych działań
będzie stanowić poważną barierę uniemożliwiającą efektywne wdrożenie NPREGC w Polsce.
Ważnym aspektem jest także kwestia współpracy międzynarodowej, w tym współpracy w
dziedzinie czystych technologii węglowych. Uczestnictwo Polski w procesie rozwoju CCS ma
także dodatkowy wymiar. Obecne działania formalne Komisji Europejskiej oraz aktywność
wykazywana przez wiodące koncerny energetyczne i naftowe doprowadzą właśnie w okresie 2007–
2012 do ustanowienia podstawowych zasad implementacji technologii CCS, co pozwoli tym
firmom uzyskać znaczną przewagę konkurencyjną, przede wszystkim poprzez:
– zaangażowanie się w instalacje demonstracyjne CCS i pozyskanie koniecznej wiedzy
inżyniersko-technologicznej,
– narzucenie następnie nowych standardów technologicznych innym,
– rozwinięcie własnej bazy wytwórczej dla tych technologii,
– wymuszenie procedur formalno-prawnych, potencjalnie preferujących niektóre rozwiązania lub
paliwa, niekoniecznie zgodne z naszymi uwarunkowaniami.
100
Zielona Księga
Z tych powodów należy zaktywizować Polską obecność w gremiach europejskich na
poziomie współpracy rządowej, naukowo-technicznej i branżowej poprzez identyfikację polskich
reprezentantów w różnych grupach unijnych i podjęcie się ich koordynacji. Należy także dążyć do
stworzenia europejskiego lobby na rzecz czystego węgla, w szczególności z przedstawicielami
polityki i gospodarki następujących krajów: Niemiec, Wielkiej Brytanii, Danii, Rumunii, Czech,
Bułgarii i Grecji. Celem integracji tych krajów byłoby stworzenie silnego lobby na rzecz energetyki
węglowej oraz współdziałanie w obszarze prawodawstwa usuwania, transportu i składowania CO2
(CCS), a także polityki klimatyczno-energetycznej UE, która nie zachwiałaby konkurencyjnością
gospodarki UE, a szczególnie Polski.
1.4.6. Współodpowiedzialność
Jednym z najtrudniejszych problemów związanych z NPREGC jest fakt, że większość
niezbędnych działań ma charakter horyzontalny. Dotyczy to np. efektywności energetycznej
(użytkownicy, inwestorzy, dostawcy energii), czy OZE (inwestorzy, operatorzy sieci, gminy).
Taka sytuacja utrudnia sprawne działanie, ponieważ wymaga koordynacji inicjatyw
i decyzji. Koordynacja taka w państwie o rynkowej, liberalnej gospodarce nie jest możliwa bez
odpowiednio wysokiego poziomu współodpowiedzialności (w odróżnieniu od przerzucania
odpowiedzialności pomiędzy partnerami).
Współodpowiedzialność może się pojawić tylko przy odpowiednio wysokim poziomie
świadomości społecznej, za którego wykształcenie odpowiada Państwo wykorzystujące narzędzia
wskazane w pkt. 1.4.1. – 1.4.3.
W odniesieniu do energetyki jądrowej kwestia współodpowiedzialności ma dwa oblicza:
globalny charakter energetyki jądrowej czyni operatora dowolnej instalacji jądrowej na świecie
odpowiedzialnym za powodzenie całego światowego przemysłu jądrowego, wreszcie – możliwość
zagrożenia promieniowaniem jonizującym ludzi i środowiska oraz proliferacji materiałów
jądrowych czynią wszystkie osoby związane z jądrowym cyklem paliwowym odpowiedzialnymi za
bezpieczne wykorzystanie tej technologii. Obydwa czynniki podkreślają wagę międzynarodowych i
narodowych organów i procedur kontrolno/weryfikacyjnych.
101
Zielona Księga
1.5.
Zapewnienie bezpieczeństwa
1.5.1. Dywersyfikacja dostaw (LNG, TEN-E, TEN-G)
Dywersyfikacja dostaw gazu polega na takiej organizacji dostaw, aby zakłócenia ze strony
jednego źródła dostaw nie spowodowały sytuacji krytycznej dla zaopatrzenia w paliwa gazowe
kraju/regionu. Bardziej ogólnie dywersyfikacja obejmuje całokształt zagadnień związanych ze
źródłami, kierunkami dostaw, odbiorcami, infrastrukturą przesyłową, a nawet „formą‖ paliwa (gaz
konwencjonalny, CNG, LNG). Zgodnie z zaleceniami UE idealna dywersyfikacja zakłada dostawy
pochodzące z co najmniej czterech różnych źródeł/kierunków, z których każde dostarcza nie więcej
niż jedną trzecią surowców (nie dotyczy własnego wydobycia). W ciągu ostatnich kilku lat około
30% gazu w Polsce pochodzi z wydobycia własnego, a 70% z importu, w zasadzie w całości z tzw.
kierunku wschodniego. Roczne zużycie gazu w Polsce to ok. 13,7 mld m3 (2008).
O poziomie dywersyfikacji stanowi się w rozporządzeniu Rady Ministrów z 24 października
2000 r.43, w ramach którego nakłada się ograniczenia na maksymalny poziom gazu importowanego
z jednego kraju:
70% - w latach 2010-2014,
59% - w latach 2015-2018,
49% - w latach 2019-2020.
43
Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji
dostaw gazu z zagranicy, Dz.U. Nr 95, poz. 1042.
102
Zielona Księga
Poniżej przedstawiono opis najważniejszych problemów i uwarunkowań:
Kwestie techniczne/technologiczne:
brak odpowiednio rozbudowanej infrastruktury połączeń transgranicznych utrudniający
dostawy gazu z systemu europejskiego do Polski,
niedostosowanie aktualnego systemu przesyłowego i dystrybucyjnego do potrzeb
dywersyfikacyjnych (sieć przesyłowa gazu powstawała ewolucyjnie z naturalnym
nastawieniem na główny odbiór dostaw z kierunku wschodniego),
brak (aktualny) możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych w wielu rejonach kraju;
istotnie niższy (w porównaniu ze średnimi UE) wskaźnik przepustowości sieci przesyłowej w
m3/km systemu,
konieczność dodatkowej rozbudowy systemu gazowniczego dla wykorzystania budowanego
terminala LNG,
naturalny spadek zdolności wydobywczych eksploatowanych odwiertów, konieczność
uruchamiania kolejnych i stosowania nowych bardziej skomplikowanych technologii
wydobywczych (wydobycie roczne ok. 4,2 mld m3, zasoby wydobywane, w przeliczeniu na gaz
wysokometanowy ok. 100 mld m3),
niedostateczna pojemność magazynowa (aktualnie 1,6 mld m3) zarówno z punktu widzenia
bezpieczeństwa energetycznego kraju, jak i możliwości świadczenia usług magazynowych
stronom trzecim na zasadzie TPA,
specyficzne uwarunkowania związane z eksploatacją metanu z krajowych pokładów złóż węgla
kamiennego (bilansowe zasoby znacznie ponad 100 mld m3, roczna emisja do atmosfery około
600 mln m3),
nowe, ale złożone możliwości technologiczne pozyskiwania gazu (shale gas, tight gas,
gazyfikacja węgla, biogazownictwo).
103
Zielona Księga
Kwestie prawne i organizacyjne:
zawarte umowy handlowe z Rosją (zwiększenie dostaw rocznych z kierunku wschodniego z
ok. 8 mld m3 do 10,3 mld m3 do roku 2037),
zależność od realizacji (bądź braku realizacji) wielkich europejskich projektów
gazociągów (Nord Stream, South Stream, Nabucco, Skanled itp.),
fakt, że działania dywersyfikacyjne podejmowane są zarówno na poziomie rządowym jak i
podstawowych przedsiębiorstw branży (Gaz System SA – spółka w 100% Skarbu Państwa,
PGNiG SA – spółka giełdowa z większościowym udziałem Skarbu Państwa, po zakończeniu
przydziału akcji pracowniczych na poziomie 72%) powoduje konieczność ścisłej koordynacji
działań w obrębie tych podmiotów. Interesy ściśle biznesowe nie muszą pokrywać się z
polityką państwa związaną z dywersyfikacją,
konieczność zapewnienia dostaw gazu dla terminala LNG (5 mld m3 w I etapie),
wydobywanie gazu z koncesji położonych poza granicami kraju,
trudności w urynkowieniu sektora gazowego i stworzeniu niezbędnych warunków do
rozwoju rynku gazu,
problematyka taryfowa (przenoszenie kosztów inwestycji związanych z dywersyfikacją,
zapewnienie opłacalności).
wysoki poziom kapitałochłonności i ryzyk finansowych inwestycji związanych z projektami
dywersyfikacyjnymi.
Inne ryzyka/problemy:
naturalne upolitycznienie problematyki dostaw i dywersyfikacji gazu,
dodatkowe ryzyka związane z realizacją inwestycji dywersyfikacyjnych, takie jak trudności w
pozyskaniu finansowania (uwarunkowania pozabiznesowe),
możliwość trudnego do zaakceptowania nadmiernego wzrostu obciążeń z tytułu dostaw gazu
dla klientów indywidualnych oraz przemysłowych (na skutek realizacji projektów
dywersyfikacyjnych),
niepewność w zakresie kształtowania się przyszłych cen gazu (bezpośrednio zależnych od
niestabilnej sytuacji na rynku cen węglowodorów w świecie),
104
Zielona Księga
brak realnej konkurencji w dostawach paliw gazowych na terenie kraju (brak rezerw
przepustowości w systemie i pojemności magazynowych),
istotnie zróżnicowane prognozy i szacunki dotyczące zużycia gazu dla Polski w ujęciu średnio i
długookresowym, utrudniające racjonalne planowanie.
W zakresie transgranicznych połączeń elektroenergetycznych sytuacja w Polsce obecnie
dalece odbiega od sytuacji Unii Europejskiej odnośnie potencjału przesyłu strategicznego na
poziomie 10% krajowych mocy zainstalowanych. Chodzi tu o potencjał dostępny dwustronnie,
tzn. tak dla eksportu, jak dla importu, który to dla Polski powinien wynosić ok. 3500 MW.
Wg. PSE-Operator obecnie w imporcie jest to znacznie mniej, tzn. 500–600 MW, z czego
większość przypada na podmorski kabel Polska–Szwecja. Brakuje połączeń z Niemcami, Czechami
i Słowacją. Nie ma żadnego połączenia z państwami bałtyckimi. Nie ma też połączeń liniami
strategicznymi (220 kV i 400 kV) z sąsiadami ze wschodu (Rosja, Białoruś, Ukraina). Istniejące
połączenia są słabe (110 kV) lub dawno nieczynne (750 kV). O wielu inwestycjach mówi się od lat,
lecz się ich nie realizuje (np. most energetyczny z Litwą, linia przyautostradowa do Berlina, drugie
połączenie ze Słowacją, modernizacja połączenia z Ukrainą itd.).
1.5.2. Integracja rynków
– emisji,
– energii,
– efektywności,
– innych.
Stopień europejskiej integracji rynków jest w Unii bardzo zróżnicowany. Najpełniej, bo
praktycznie bez barier, zintegrowany jest rynek uprawnień do emisji gazów cieplarnianych,
podczas gdy europejski rynek uprawnień do pozostałych emisji (SO 2, NOx, pyły, itp.) nie
istnieje.
Teoretycznie zintegrowane są rynki energii elektrycznej i gazu ziemnego, ale w praktyce ich
fizyczną integrację ograniczają rzeczywiste możliwości przesyłu transgranicznego (dotyczy to
szczególnie energii elektrycznej), a w przypadku gazu również klauzule w umowach z Gazpromem
zakazujące odsprzedaży gazu za granicę państwa członkowskiego.
105
Zielona Księga
Rynek efektywności energetycznej jest kompletnie zdezintegrowany. Możliwość integracji
pojawiłaby się w przypadku wprowadzenia pan-unijnego systemu białych certyfikatów. Jak do tej
pory działania w tym zakresie ograniczają się do planów i dyskusji. Systemy białych certyfikatów
funkcjonują skutecznie w Wielkiej Brytanii, Włoszech i Francji, a przygotowywane są w Holandii
i Polsce. Niestety nie są one skoordynowane, a co za tym idzie nie są wzajemnie kompatybilne (dla
Polski jest to sytuacja niekorzystna, ponieważ jesteśmy potencjalnym zagłębiem efektywności
energetycznej).
Nie są zintegrowane również wyspecjalizowane rynki cech szczególnych (odnawialność,
skojarzenia). Główną barierą jest zrównoważenie systemów wsparcia, z których tylko certyfikacja
umożliwia integrację rynków (np. nordycki zintegrowany rynek zielonych certyfikatów). Drugi ze
stosowanych systemów feed in tariff z założenia nie zezwala na integrację.
W konkluzji należy zauważyć, że choć idea Unii Europejskiej zakłada gospodarczą
integrację państw członkowskich na wszystkich politycznych poziomach i we wszystkich
możliwych obszarach, to w przypadku podsektora elektroenergetyki i częściowo podsektora gazu
ziemnego (sieciowego) integracja ta zatrzymała się na etapie deklaracji.
Można by podejrzewać, że rozwój tej integracji mógłby być dla Polski korzystniejszy, ale
uzyskanie jednoznacznej odpowiedzi na to pytanie wymaga wykorzystania dość skomplikowanych
analiz i symulacji prowadzonych w skali Unii. W interesie Polski byłoby, aby te badania
sfinansowała Komisja Europejska.
Drugim możliwym kierunkiem integracji mogłaby być integracja pomiędzy rynkami,
co najmniej w zakresie CO2, odnawialności, skojarzenia i efektywności, ponieważ wszystkie te
cechy można zdenominować w jednej jednostce, a mianowicie w unikniętej emisji CO2 (w skali
państwa członkowskiego lub w skali Unii przy integracji europejskiej). Jest jednak mało
prawdopodobne, aby rozwiązanie takie w najbliższej przyszłości było możliwe.
106
Zielona Księga
1.5.3. Niezawodność dostaw (Service Level Agreement)
Umowa dotycząca niezawodności dostaw znana jako SLA (Service Level Agreement) jest
zobowiązaniem usługodawcy do niezawodnego dostarczania usługi klientowi. Mówi ona
o gwarantowanym poziomie niezawodności, albo innymi słowy o dopuszczalnym poziomie
uchybień (długości przerwy w dostawie, parametrach sygnału, ciśnienia, napięcia, itp.). W Polsce
umowy SLA są dobrze znane w telekomunikacji zarówno głosowej jak i „danowej‖, Szczególnie
często stosowane są w przypadku, gdy jakość dostawy ma istotne znaczenie, np. dla giełd, banków,
firm konsultingowych, przedsiębiorstw wysokich technologii itp.
Na świecie umowy SLA stosowane są nie tylko w telekomunikacji, lecz w całej
infrastrukturze, np. w energetyce i transporcie. Niestety nie są one jeszcze stosowane w Polsce.
Np. SLA w elektroenergetyce dotyczy gwarantowanego poziomu napięcia oraz gwarancji
niezawodności dostawy. Niezawodność dostawy w elektroenergetyce określana jest najczęściej jako
prawdopodobieństwo pewności dostawy albo jako maksymalny czas przerw w dostawie (także
dopuszczalna liczba przerw oraz łączny dopuszczalny czas przerw w ciągu roku). Wzajemne relacje
pokazuje Tab. nr 3.
Czas
przerwy
1 ds.
Pewność
dostawy
0,999999997
0,999999999
9
0,032 sek.
1 sek.
0,999999968
0,99999999
8
0,32 sek.
10 sek.
0,999999683
0,9999999
7
3,15 sek.
1 min.
0,999998097
0,999999
6
31,5 sek.
10 min.
0,999980974
0,99999
5
5,26 min.
1 godz.
0,999885845
0,9999
4
52,6 min.
1 dzień
0,997260274
0,999
3
8,76 godz.
1 tydz.
0,980821918
0,99
2
87,6 godz.
1 mieś.
0,917808219
0,9
1
Liczba dziewiątek
Pewność dostawy
Prawdopodobieństwo pewności dostawy (Tab. nr 3)
Czas przerwy
36,5 dnia
44
44
http://ieeexplore.ieee.org/Xplore/login.jsp?url=http%3A%2F%2Fieeexplore.ieee.org%2Fiel5%2F8076%2F22339%2F0
1043681.pdf%3Farnumber%3D1043681&authDecision=-203
http://www.continuitycentral.com/feature0267.htm
107
Zielona Księga
W Polsce w dużych miastach dostajemy energię co najwyżej 4-dziewiątkową, a na wsiach
3-dziewiątkową, a nawet 2-dziewiątkową, choć cena za dostawę jest zawsze taka sama.
W Stanach Zjednoczonych standardem jest energia 4-dziewiątkowa. Za więcej dziewiątek
trzeba specjalnie płacić, ale też nie dotrzymanie zobowiązania SLA bardzo wiele kosztują
usługodawcę.
Utrata transmitowanych danych lub przerwa w złożonym procesie technologicznym może
firmy z „Krzemowych Dolin‖ bardzo dużo kosztować, dlatego oczekuje się wysokiej pewności
dostaw.
Także w Polsce są instalacje techniczne wymagające 5-dziewiątkowej energii (np. rafinerie
ropy naftowej), nie mówiąc o bankach i giełdach, które oczekują nawet wyższej pewności dostawy.
108
Zielona Księga
2. Zadania wymagające realizacji – akcje
Materię wyszczególnioną w poniższych podrozdziałach i punktach należy każdorazowo
analizować poprzez odniesienie się do barier i problemów ją dekomponujących, tj.:
– prawa,
– finansów,
– technologii,
– edukacji,
– instytucji i organizacji,
– promocji.
2.1
Reelektryfikacja kraju
Wg raportu Biura Bezpieczeństwa Narodowego (BBN) z dn. 9 maja 2008 r. „sieci
przesyłowe (…) są częścią infrastruktury krytycznej‖ dla bezpieczeństwa państwa. W ocenie
autorów tegoż raportu „infrastruktura techniczna krajowych sieci elektrycznych jest przestarzała
i niedoinwestowana‖. Dowodem na to jest fakt, iż 99% linii o napięciu 220 kV i 79% linii o napięciu
400 kV ma powyżej 20 lat, a w ostatnim dwudziestoleciu zrealizowano „nieliczne nowe
inwestycje‖. Wiek sieci wpływa istotnie na zdolność systemu do zachowania ciągłości pracy w
sytuacjach kryzysowych oraz na realizowanie dostaw energii elektrycznej do odbiorców według
zapotrzebowania. Problem słabego poziomu niezawodności sieci przesyłowej komplikuje
nierównomierny dostęp do źródeł wytwórczych energii elektrycznej w Polsce. Problem ten jest
szczególnie widoczny w regionie północno-wschodniej Polski, który otrzymuje energię elektryczną
z elektrowni znajdujących się w centrum kraju, a więc odległych o ponad 200 kilometrów od miejsc
zapotrzebowania. W efekcie sieci przesyłowe są bardzo podatne na przeciążenie, które może
spowodować zjawisko blackout, a więc awarię systemową na określonym obszarze, która
wyróżnia się utratą (zanikiem) napięcia.
109
Zielona Księga
Poważniejsze awarie i przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej w Polsce za rok 2008
i pierwsze dwa kwartały 2009 roku pokazują, że jest to narastający problem:
− kwiecień 2008 r., Szczecin:
Doszło do gigantycznej awarii, wystarczył nocny opad mokrego śniegu i katastrofalna szadź,
które spowodowały uszkodzenia m.in. dwóch linii energetycznych zasilających miasto. Straty
przekroczyły 55 mln zł,
− maj 2008 r., Piła:
Awaria stacji przesyłowej w Krzewinie (Wielkopolska) na godzinę pozbawiła prądu Piłę i
okoliczne miejscowości,
− czerwiec 2008 r., Leszno:
dwie trzecie miasta i sąsiednia gmina Rydzyna (Wielkopolska) były przez godzinę pozbawione
prądu,
− sierpień 2008 r., Warszawa:
przez pół godziny południe miasta nie miało zasilania. Bez zasilania znalazły się Stegny,
Mokotów, Ochota, Ursynów, Imielin i Służewiec,
− grudzień 2008 r., Warszawa:
w kilku dzielnicach stolicy nie było energii elektrycznej. Zasilania brakowało m.in. na
Kabatach, w Filtrach, na Starej Ochocie i Śródmieściu Południowym,
− styczeń 2009 r.,
wstrzymano odprawy na przejściu granicznym z Ukrainą Rawa Ruska–Hrebenne (woj.
Lubelskie) po tym, jak po stronie ukraińskiej doszło do awarii energetycznej,
− czerwiec 2009 r., Poznań:
Awaria pozbawiła energii elektrycznej centrum miasta, w tym okolice Starego Rynku.
Uszkodzone zostały linia 110 kV oraz dwa główne punkty zasilania na ulicy Świętego
Wawrzyńca i na Cytadeli. Na pół godziny całe centrum miasta, a także Winogrady, Sołacz i
Jeżyce zostały pozbawione dostaw energii elektrycznej.
Mamy więc do czynienia z problemem systemowym w skali kraju, który wymaga
kompleksowego podejścia. Niewątpliwie konieczne są modernizacje i rozbudowa infrastruktury i w
tym też kierunku idzie plan rozwoju KSE realizowany w latach 2006-2020 przez PSE-Operator S.A.
przy współdziałaniu Urzędu Regulacji Energetyki. Na najbliższe lata (do 2015) planowanych jest
trzynaście inwestycji, które służyć mają „poprawie pewności zasilania, a co za tym idzie poprawie
110
Zielona Księga
niezawodności i pewności pracy oraz redukcji strat mocy w Krajowych Sieciach Przesyłowych‖.
Inwestycje o charakterze lokalnym również odzwierciedlają potrzebę zwiększenia bezpieczeństwa
energetycznego.
Dla
przykładu
Wrocław
ma
zostać
otoczony
potężnym
pierścieniem
energetycznym, który ma spowodować, że miasto będzie miało szansę stać się najbezpieczniejszą
metropolią w Polsce pod względem dostaw energii elektrycznej.
Ponadto, należy doprowadzić do lepszej koordynacji między przedsiębiorstwami
działającymi w ramach tego samego systemu sprzedaży, dystrybucji i przesyłu energii
elektrycznej. Pierwsza tego typu inicjatywa powstała w kwietniu 2009 roku, kiedy 9 spółek
energetycznych działających na Mazowszu podpisało porozumienie o współpracy w zakresie
zapobiegania i minimalizowania skutków przerw w dostawie energii elektrycznej.
Zrównoważony rozwój rolnictwa wymaga przedefiniowania roli gospodarstw wiejskich w
obszarze zmian klimatu i bezpieczeństwa energetycznego. Zagadnienia ochrony klimatu oraz
rozwoju energetyki odnawialnej wspaniale wpisują się w problematykę wielofunkcyjności
rolnictwa. Gospodarstwa rolne obok tradycyjnych funkcji produkcyjnych pełnią również funkcje
społeczne, kulturowe i środowiskowe. Ochrona klimatu w rolnictwie stanowi typowy przykład
kategorii nieekonomicznej, dopóki nie nastąpi włączenie gospodarowania gruntami oraz emisji i
pochłaniania poprzez rolnictwo gazów cieplarnianych do systemu handlu uprawnieniami na
poziomie gospodarstwa rolnego. Natomiast wytwarzanie energii ze źródeł rozproszonych na
terenach wiejskich stanowi typowy przykład łączenia funkcji produkcyjnej z funkcją środowiskową
i funkcją społeczną.
Produkcja energii w odnawialnych źródłach energii jest nowym wyzwaniem dla
rolnictwa. Stanowi próbę wprowadzenia samowystarczalności energetycznej w gospodarstwie
rolnym. Spadek dochodów w rolnictwie staje się impulsem do poszukiwania nowych źródeł
dochodu, jak również mobilizuje do działań, które mają przyczynić się do spadku kosztów.
Zrównoważony rozwój obszarów wiejskich oznacza stabilny i trwały rozwój oparty na trzech
równoważnych aspektach: społecznym, gospodarczym i środowiskowym. Zrównoważony rozwój
będzie stanowił w długiej perspektywie podstawową zasadę ewolucji polskiego rolnictwa. W jego
ramy wspaniale wkomponowuje się rozwój energetyki odnawialnej i inne środki ochrony klimatu
oraz środki adaptacji do zmian klimatu.
111
Zielona Księga
2.2
Gazyfikacja kraju
Gazyfikacja kraju powinna być rozpatrywana w dwóch aspektach: jako podniesienie
dostępności paliwa gazowego dla odbiorców (aktualnie około 42%-43% w odniesieniu do
terytorium kraju) oraz wzrostu udziału gazu w bilansie energii pierwotnej (aktualnie ok. 13%,
czyli prawie dwukrotnie mniej od średniej państw UE wynoszącej ok. 24%). Średnie zużycie gazu
przez odbiorcę indywidualnego w Polsce to ok. 400 m3/rocznie, tj.trzykrotnie mniej od średniej
unijnej.
Aktualnie polski system przesyłowy składa się z 9,8 tys. km gazociągów i 14 tłoczni gazu,
a system dystrybucyjny z sieci 114 tys. km gazociągów. Największymi konsumentami gazu są
odbiorcy przemysłowi (zapotrzebowanie ok. 8 mld m3/rocznie), w tym głównie przemysł
chemiczny. Dla porównania odbiorcy indywidualni stanowiący ilościowo 97% wszystkich
odbiorców zużywają jedynie 3,6 mld m3/rocznie.
Opis najważniejszych problemów i uwarunkowań:
niedostosowana i silnie nierównomierna struktura sieci (głównie przesyłowej) wynikająca z
uwarunkowań historycznych, utrudniająca rozbudowę sieci – wiele tzw. „białych plam‖ na
terenach rolniczych, głównie w rejonie północno-wschodnim i północnym kraju,
niezbędna optymalizacja procesu projektowania i symulacji nowo projektowanych sieci,
niekorzystna struktura wiekowa sieci gazowej – przeszło połowa gazociągów wybudowana z
materiałów (głównie stal z domieszkami) dostępnych na rynku w latach 70-tych i 80-tych
odbiegających od współczesnych standardów jest eksploatowana przez co najmniej 30 lat.
W związku z tym należy spodziewać się wzrostu liczby awarii,
wprowadzanie nowych technologii i materiałów (polietylen, kompozyty, zwiększenie ciśnień
roboczych, w tym >10MPa, stosowanie wewnętrznych powłok ochronnych itp.),
zapewnienie bezpieczeństwa eksploatowanych sieci (detekcja wycieków, wczesna diagnostyka,
nawanianie gazu – w tym bezsiarkowe),
112
Zielona Księga
konieczność stosowania zupełnie nowych i niekonwencjonalnych rozwiązań gazyfikacji nie
bazujących wprost na rozbudowie sieci przesyłowej (gazociągi wirtualne, LNG, CNG,
biogazownictwo),
brak na szerszą skalę nowatorskich rozwiązań będących synergią OZE i gazu ziemnego oraz
nowych produktów/usług na bazie gazu,
słabe doświadczenie krajowe w energetyce gazowej stanowiącej podstawowy element
zwiększający udział paliw gazowych w przyszłym bilansie energetycznym kraju (zakłada się
potrzeby co najmniej 2-3 mld m3 gazu na najbliższe 5-7 lat dla projektowanych elektrowni
gazowych),
nowe obszary dla gazu ziemnego do zagospodarowania (motoryzacja, trigeneracja i kogeneracja,
klimatyzacja, energetyka rozproszona).
priorytet dla inwestycji strategicznych (połączenia transgraniczne, połączenia z terminalem
LNG, likwidacja tzw. wąskich gardeł w systemie gazowniczym) związanych głównie z
bezpieczeństwem energetycznym, co może skutkować niższym zainteresowaniem (czas,
środki) dla inwestycji bezpośrednio związanych z gazyfikacją,
stopień komplikacji sieci na styku przesył-dystrybucja - niezwykle duża liczba wejść/wyjść
do systemu przesyłowego (970 punków wyjścia),
utrudnienia w realizacji inwestycji liniowych (problemy prawne, odszkodowawcze),
konieczność rozłożenia ryzyka inwestycyjnego pomiędzy stronami dostawcy/sprzedawcy
i odbiorcy/klienta,
niedostateczny system wsparcia i legislacyjny, szczególnie w obrębie nowych zastosowań
(CNG, biogaz itp.),
mało elastyczna polityka taryfowa (konieczność zatwierdzania taryf przez Prezesa URE).
113
Zielona Księga
niski stopień gazyfikacji terytorialnej wynika z uwarunkowań inwestycyjnych w tym
nieopłacalności
ekonomicznej.
Konieczność
rozbudowy
systemu
przesyłowego
i dystrybucyjnego przy braku gwarancji zapewnienia odpowiedniego wolumenu odbioru,
kapitałochłonne inwestycje w energetykę gazową45, problematyka finansowania przy trudnych
do przewidzenia przyszłych relacjach cen gaz - energia elektryczna oraz przyszłości
certyfikatów (system żółtych certyfikatów formalnie obowiązuje do końca 2012 r.).
uwarunkowania krajowe z dużą konkurencją cenową (szczególnie w sektorze energetyki) ze
strony węgla kamiennego i brunatnego,
ryzyko nowych technologii (np. elektrownie jądrowe, technologie przyszłościowe – fuzyjne)
ograniczające rozwój energetyki gazowej,
relatywnie wysoka cena (w odniesieniu do siły nabywczej oraz ceny paliw substytucyjnych)
gazu szczególnie w odniesieniu dla uboższej części społeczeństwa zamieszkujących tereny
rolnicze. Gazyfikacja ośrodków miejskich jest praktycznie zakończona.
45
Z drugiej strony jak wskazują niektórzy eksperci koszt inwestycyjny 1 MW w energetykę jądrową to 4 – 5 mln euro
podczas gdy inwestycja w Kogenerację i turbinę zwrotną (CHP + BT).
114
Zielona Księga
2.3.
Sensoryzacja i edukacja sieci
Systemy inteligentnego opomiarowania (smart metering) są systemami pozyskiwania
i zarządzania danymi pomiarowymi dostarczającymi zarówno odbiorcom, jak i dostawcom
bieżących
i
ciągłych
informacji
dotyczących
zużycia
i
kosztu
danego
medium
(np. elektryczności, gazu, wody, ciepła). Systemy takie powinny pozwalać na aktywną (tzn. mającą
wpływ na optymalizację zużycia i ograniczenie kosztu) postawę odbiorcy danego medium
przekładającą się na możliwość racjonalizacji działań (aktywne zarządzanie popytem – Active
Demand Side Management) u dostawcy lub/i operatora.
Najwyższą formą zastosowania systemów inteligentnego opomiarowania są sieci
inteligentne w elektroenergetyce, które w dynamiczny sposób mogą optymalizować/zmniejszać
zużycie energii (a więc i jej produkcję, powodując ograniczenie emisji gazów) wykorzystując
zmianę zachowania odbiorców, a w określonych sytuacjach traktując odbiorców jako dodatkowe,
rozproszone źródła energii. Określa to się jako kreowanie tzw. prosumerów, czyli połączenia
funkcji konsumentów i producentów.
Ustawodawstwo europejskie silnie promuje systemy inteligentnego opomiarowania
(wspomniane już dyrektywa 2006/32/WE, czy dyrektywa 2009/73/WE). Zapisy wskazujące na
zasadność stosowania inteligentnego opomiarowania znajdują się też w polskich dokumentach
rządowych („Polityka Energetycznej Polski do roku 2030‖).
Systemy pomiarowo-rozliczeniowe używane przez dawne zakłady energetyczne (obecnie
OSD) były wdrażane pomiędzy 1999 r., a 2001 r., gdy uruchamiano system rozliczeń dobowogodzinowych na Rynku Bilansującym. Początkowo obejmowały one graniczne układy pomiarowe
sieci dystrybucyjnej w podstawowym obszarze Rynku Bilansującego, a następnie do systemów
pomiarowo-rozliczeniowych włączano również układy pomiarowe wytwórców przyłączonych do
sieci 110kV. Obecny system zdalnego odczytu danych pomiarowych z układów wyposażonych w
urządzenia rejestrujące dane o okresie uśredniania 15 min. oraz system akwizycji inkasenckiej,
obejmujący tradycyjny odczyt liczników indukcyjnych oraz elektronicznych nie wyposażonych w
urządzenia teletransmisyjne nie jest wystarczający.
115
Zielona Księga
Rozwiązaniem jest wykorzystanie technologii informatycznych oraz zaawansowanych
aplikacji elektronicznych, które stwarzają możliwość budowy i rozwoju zaawansowanych
systemów do automatycznego odczytu urządzeń pomiarowych, rejestrujących zużycie energii
elektrycznej oraz innych mediów dla wielkiej liczby odbiorców rozmieszczonych na rozległym
terytorium, tzw. systemów AMR (Automatic Meter Reading) oraz ich dalszy rozwój do poziomu
systemów o znacznie szerszej funkcjonalności określanych mianem MDM (Meter Data
Management) lub częściej AMM (Advanced Meter Management). Od 2007 roku wymagania
techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz systemów telekomunikacji oraz wymiany
danych zostały określone w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu energetycznego 46. Oprócz rozporządzenia,
wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej oraz układów
transmisji danych określane są również przez operatorów systemów dystrybucyjnych na podstawie
ich Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Korzyści wynikające z zastosowania
zdalnego odczytu mogą być zarówno dla odbiorców, sprzedawców jak również dystrybutorów
energii elektrycznej.
Istotna barierę utrudniającą zwiększanie liczby zdalnie sterowanych układów pomiaroworozliczeniowych w Polsce stanowią brak jednoznacznych uregulowań prawnych oraz duże
nakłady finansowe. Koszty liczników wraz z infrastrukturą transmisyjną są wielokrotnie większe
niż w przypadku tradycyjnych liczników indukcyjnych. Dodatkowym kosztem, który poniosą
przedsiębiorstwa energetyczne są koszty legalizacji wtórnej. W przypadku liczników
indukcyjnych ważność legalizacji wynosi 15 lat, natomiast dla liczników elektronicznych tylko 8
lat.
46
Dz.U. Nr 93, poz. 623 ze zm.
116
Zielona Księga
ustalenia standardów i wspólnej terminologii – w ustawodawstwie europejskim i polskim nie
została wypracowana jak dotąd jedna spójna definicja inteligentnego opomiarowania (oraz
inteligentnych urządzeń pomiarowych), funkcjonalności tych urządzeń, standardów komunikacji
itd. Zamiennie określa się pojęciem inteligentnego opomiarowania zarówno systemy AMM
(Advanced Meter Management), AMI (Advanced Meter Infrastructure) czy AMR (Automatic
Meter Reading),
odrębność/specyfika różnych mediów oraz zrozumiały i zasadny priorytet dla elektroenergetyki
przekłada się na trudność w uzyskaniu synergii i stosowania identycznych bądź zbliżonych
rozwiązań technicznych i funkcjonalnych w różnych branżach,
konieczność współdziałania różnych technologii,
niezbędny wysoki stopień infrastruktury telekomunikacyjnej u wszystkich odbiorców,
w tym powszechny dostęp internetowy.
ustalenie struktury rynku opomiarowania oraz zasad zarządzania danymi pomiarowymi,
przesądzenie kwestii własności inteligentnych urządzeń pomiarowych, zasad ich wprowadzania
oraz finansowania wymiany urządzeń pomiarowych,
ustalenie zasad dostępu do danych pomiarowych, charakteru tych danych i ich bezwzględnej
ochrony (zarówno na poziomie transmisji jak i dostępu do danych archiwalnych),
kwestie zapewnienia prywatności i bezpieczeństwa odbiorcom – systemy automatycznego
odczytu odczytując w sposób ciągły zużycie poszczególnych mediów w istocie monitorują
zachowanie mieszkańców (np. ich zwyczaje, obecność/nieobecność w domu),
różne oczekiwania branż i służb (w ramach branż) na funkcjonalność systemów.
117
Zielona Księga
ekonomia wdrożenia – pozytywna z globalnego i środowiskowego punktu widzenia. Natomiast
zróżnicowana (z uwagi na rozproszone korzyści), a w części negatywna z punktu widzenia
poszczególnych interesariuszy (dostawcy mediów, klienci/odbiorcy, operatorzy, producenci,
regulator) oraz sektorów (elektroenergetyka, gazownictwo itp.),
rzadko spotykana skala wdrożenia (ok. 16 mln indywidualnych odbiorców prądu i ok. 6 mln
indywidualnych odbiorców gazu). Wdrożenia cząstkowe szczególnie w elektroenergetyce nie
zapewniają uzyskania głównego efektu skali (sieci inteligentne),
źródła finansowania – inwestycje i wdrożenia niezwykle kapitałochłonne, zarówno z uwagi na
skalę, jak i koszt inteligentnych urządzeń pomiarowych w zestawieniu z tradycyjnymi.
systemy inteligentnego opomiarowania są już wdrażane (w różnej skali) w państwach UE
(w tym w Polsce); równolegle dopiero trwają prace (na poziomie UE, tzw. mandat M/441) nad
standaryzacją rozwiązań (komunikacja, funkcjonalność). Może to powodować ryzyka wdrożeń
rozwiązań odbiegających od przyjętych standardów,
z kolei nadmierna standaryzacja może ograniczyć (poprzez wprowadzenie zbyt restrykcyjnych
ograniczeń i zasad) swobodny i konkurencyjny rozwój urządzeń pomiarowych,
różnorodność już stosowanych oraz planowanych do wdrożenia technologii i rozwiązań
w systemach inteligentnego opomiarowania zwiększa ryzyko nietrafionej inwestycji i utrudnia
integrację poszczególnych podsystemów,
ekonomicznie i technicznie zasadna integracja systemów (dla różnych mediów) jest
problematyczna do uzyskania w Polsce ze względów organizacyjnych,
kwestie społeczne związane z ograniczeniem liczebności służb odczytowych i konieczną
zmianą kwalifikacji zatrudnionych pracowników.
W nawiązaniu do powyższego, nierozwiązanym pozostaje problem efektywnego zarządzania
siecią tak, aby wiedza o stanie przewodu przęsłowego na danym odcinku sieci mogła być
wykorzystana do wsparcia decyzji operatora o przesyle czy dystrybucji energii. Umiejętność
wykorzystania technologii informacyjnych i przewidzenia uszkodzenia jest potencjalnie bardzo
istotnym
wkładem
w
podejmowanie
decyzji
o
przekierowaniu
prądu
w
systemie
elektroenergetycznym. To właśnie drugorzędne awarie często doprowadzają do dużej skali
118
Zielona Księga
„blackout-u‖. Rozwiązaniem mogą być systemy, które stosują zasadę monitorowania w skali mikro
(odcinki linii przesyłowej), aby uzyskać informację przydatną dla podejmowania decyzji w skali
makro.
Konieczna jest zintensyfikowana integracja danych pochodzących od niezależnych
systemów informatycznych. Dotychczas stosowane rozwiązania (np. AMR, system wspomagający
funkcje operatora systemu itd.) są rozwiązaniami rozproszonymi, przez co jest utrudniona analiza
systemu sieci
elektroenergetycznej jako całości. Rozwiązaniem może być
utworzenie
odpowiedniego systemu pośredniego, umożliwiającego pobieranie danych z innych systemów i
wykorzystywanie ich do analizy i podejmowania decyzji o zwiększeniu/zmniejszeniu
przepustosowości danego odcinka sieci. Główne korzyści tej integracji to: zwiększenie
dokładności i trafności podejmowanych decyzji, identyfikacja obszarów potencjalnych ryzyk
eksploatacyjnych, przedstawienie konsekwencji związanych z planowaną rekonfiguracją układu
zasilania, przedstawienie optymalnego wariantu konfiguracji sieci, większe wykorzystanie
istniejącej infrastruktury pomiarowej oraz zwiększenie równowagi pomiędzy bieżącymi
wymaganiami rynkowymi, a priorytetami eksploatacyjnymi.
Dodatkowo należy podjąć działania zmierzające do zapewnienia bezpieczeństwa
energetycznego, w tym bezpieczeństwa sieci, na poziomie regionalnym (w szczególności
metropolitalnym). Koniecznością jest stworzenie systemu kompleksowego monitoringu sieci
elektroenergetycznych wykorzystujący lokalne sensory i globalny system monitorujący wg. zasady
act local think global („działaj lokalnie, myśl globalnie‖). Chodzi tu o systemy dotyczące tak sieci
przesyłowych, jak i dystrybucyjnych, co odpowiednio przekłada się na zakresy napięciowe 220–
400 kV (najwyższe napięcia), 110 kV (napięcia wysokie) oraz 15–30 kV (napięcia średnie).
W tej materii należy zastanowić się nad zastosowaniem zewnętrznych stacji pogodowych,
co wiąże
się
z
neutralizowaniem
wpływu
linii
energetycznej
na
odczyty
warunków
atmosferycznych. Innym rozwiązaniem jest odczyt sytuacji pogodowej (prócz nasłonecznienia) z
czujników wbudowanych w urządzenie zamocowane na linii. Konieczna jest również rejestracja
opadów oraz odczyt wiatru, co wpływa na dokładność i płynność rejestracji tego parametru.
119
Zielona Księga
2.4.
Kogeneracja i uciepłownienie
Potencjalny
rozwój
skojarzonego
wytwarzania
ciepła
i
energii
elektrycznej
w ciepłownictwie zdalaczynnym i niektórych gałęziach przemysłu przetwórczego będzie
wykorzystany jeżeli w dużych systemach ciepłowniczych utrzyma się dotychczasowy, stosunkowo
wysoki udział kogeneracji w zaopatrzeniu w ciepło, natomiast w mniejszych systemach
ciepłowniczych i w przemyśle uzyska się odpowiedni poziom opłacalności kogeneracji, w tym
gazowej. Inwestycje kogeneracji są bardziej kapitałochłonne niż rozwiązania czysto kondensacyjne
i związane z wysokim ryzykiem podejmowania decyzji w warunkach dużej niepewności czynników
zewnętrznych takich jak: kształtowanie się cen uprawnień na emisję CO2, sposób regulacji CO2 w
sektorze ciepłowniczym, dostępność i ceny gazu oraz czynników wewnętrznych: utrzymanie
względnie regres zapotrzebowania na ciepło sieciowe.
Wymagana
jest
również
ocena
skuteczności
i
efektywności
dotychczasowych
mechanizmów: tj. „czerwonych” i „żółtych” certyfikatów oraz dofinansowania przez
fundusze pomocowe i opracowanie krajowego planu działania dla rozwoju kogeneracji.
W małych i średnich systemach zaopatrzenia w ciepło (ogrzewanie i ciepła woda użytkowa)
istnieją nisze dla rozwoju kogeneracji opartej na gazie ziemnym i biogazie. Jednakże szczególnie
w sektorze publicznym (np. szpitale, niektóre obiekty sportowe) brak jest zainteresowania
i umiejętności technicznych dla wprowadzenia kogeneracji. Na to pole biznesu winny wejść firmy
usług energetycznych jak firmy typu ESCO i przedsiębiorstwa energetyczne operujące na nowych
rynkach usług.
Rozwój technologiczny zdecentralizowanych systemów zaopatrzenia w ciepło stwarza
dużą konkurencję i zagrożenie dla utrzymania rynków ciepła przez przedsiębiorstwa
ciepłownicze. Jednak to, co korzystne dla odbiorcy w mikroskali, może nie być korzystne w skali
makro z uwagi na niższą sprawność energetyczną i wyższą emisyjność generacji rozłącznej
(nieskojarzonej). Koszty ciepła użytkowego i sprawność energetyczna (wykorzystanie energii
pierwotnej) scentralizowanych i zdecentralizowanych systemów ciepłowniczych są porównywalne,
natomiast korzyścią systemów scentralizowanych jest uporządkowana i mniejsza emisja
zanieczyszczeń powietrza. Ta wartość nie przekłada się na rachunek ekonomiczny obu systemów,
120
Zielona Księga
gdyż zdecentralizowane systemy (przede wszystkim kotły i piece małej mocy) zaopatrzenia w
ciepło nie są obciążone kosztami za emisje zanieczyszczeń. Sytuacja pogorszy się, jeżeli w dużych
źródłach ciepła scentralizowanych systemów ciepłowniczych wzrosną ceny uprawnień za emisję
CO2.
Z drugiej strony terytorialnie rozbudowane i przewymiarowane w zakresie zdolności
przesyłu sieci ciepłownicze wymagają weryfikacji pod kątem opłacalności wymiany rurociągów na
nowe oraz ekonomiki dostawy ciepła przez miejscowe systemy ciepłownicze. Współpraca miast i
gmin oraz przedsiębiorstw ciepłowniczych powinna stworzyć racjonalne plany uciepłownienia
i modernizacji systemów grzewczych. Centralni decydenci powinni rozstrzygnąć, czy grupy
społeczne ponoszą koszty redukcji CO2 solidarnie i czy podatek węglowy na paliwa nie jest
konieczny, by doprowadzić do obiektywnej konkurencji dwóch systemów zaopatrzenia w ciepło:
scentralizowanego i rozproszonego.
Organizacja systemów zaopatrzenia w ciepło, szczególnie w dużych aglomeracjach
miejskich, musi brać pod uwagę nie tylko kryteria efektywności energetycznej i ekonomicznej,
ale również opcje poprawy jakości powietrza. W ponad 80 miastach, gdzie przekroczone są obecne
standardy stężeń zanieczyszczeń powietrza i wprowadzono programy naprawcze należy uwzględnić
nowe regulacje w zakresie redukcji emisji zanieczyszczeń, przede wszystkim pyłów PM10 i PM2,5.
Co więcej dyrektywa CAFE/UE47 jeszcze bardziej zaostrzy standardy i rozszerzy obszary, gdzie te
standardy będą przekroczone. By dotrzymać standardów stężeń zanieczyszczeń powietrza w silnie
zurbanizowanych strefach miast konieczna będzie znacząca redukcja emisji zanieczyszczeń z tzw.
niskich źródeł emisji: stacjonarnych (lokalne źródła ciepła) i liniowych (transport). Potrzebne będą
regulacje prawne odnośnie eliminowania kotłów i pieców węglowych ze stref miasta
o największych, ponadstandardowych stężeniach zanieczyszczeń oraz programy naprawcze
wspomagane mechanizmami finansowymi w okresie transformacji miejskich systemów
zaopatrzenia w ciepło. Jednym z rozwiązań jest rozwój uciepłownienia miast i wspólne plany miast
i przedsiębiorstw ciepłowniczych.
47
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/50/WE z dnia 21 maja 2008 r. w sprawie jakości powietrza
i czystszego powietrza dla Europy, Dz. Urz. UE L 152 z 11.6.2008 r.
121
Zielona Księga
2.5.
Restytucja mocy
Polska energetyka stoi obecnie przed dwoma istotnymi problemami, którymi są
kwestie uprawnień do emisji CO2 oraz zjawisko malejącej rezerwy systemowej związanej ze
stopniowym starzeniem się bazy źródeł wytwórczych, czyli innymi słowy malejącego marginesu
bezpieczeństwa systemu oraz rosnącej konsumpcji energii elektrycznej (chwilowo powstrzymanej
przez ogólnoświatowy kryzys). Polski przemysł cechuje wysoka energochłonność gospodarki
w porównaniu do czołówki europejskiej i niskie jednostkowe zużycie energii. Eksperci rozważają
sytuacje czarnych scenariuszy, kiedy w niektórych regionach może dojść do sytuacji, w której
w Polsce będzie trzeba – ze względu na częste awarie lub obniżoną sprawność – wprowadzić
wyłączenia systemowe (tzw. stopnie zasilania). W niedalekiej przyszłości energia będzie znacznie
droższa niż dziś. Duży jej asortyment będzie pochodzić z bardzo zamortyzowanych,
eksploatowanych ponad 50 lat, bloków elektrowni (por. rys. nr 3 Charakterystyka wiekowa
polskich elektrowni). Niezbędne jest odtwarzanie starzejących się mocy wytwórczych przy
zachowaniu kryterium TCO48 i racjonalnych cen dla odbiorców. Praktyka wykazuje, że budowa
nowych bloków jest procesem niezwykle pracochłonnym i wieloletnim. Budowa Pątnowa II trwała
6 lat, Łagiszy II 5 lat, blok 856 MW w Bełchatowie od 4 lat jest w budowie. Do tego czasu należy
dodać jeszcze czas niezbędny na uzgodnienie finansowania.
Rozwiązaniem jest modernizacja istniejących bloków, ale jest to możliwe tylko w
pewnym zakresie, ponieważ cześć technologii jest całkowicie zamortyzowana lub opłacalność
modernizacji jest niewystarczająca lub niemożliwa. Zagrożeniem jest jednak planowany
przydział nieodpłatnych uprawnień do emisji CO2 dla sektora elektroenergetycznego na lata
2008–2012. Przy prognozowanym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną rzędu
(obecnie, w spowolnieniu gospodarczym) 3% rocznie, pokryje on około 83% krajowych potrzeb.
Konsekwencją będzie trwałe obciążenie kosztu produkcji wydatkami na zakup uprawnień na rynku
oraz
zmniejszenie
zdolności
przedsiębiorstw
do
finansowania
niezbędnych
inwestycji
odtworzeniowych i pokrycia wzrostu zapotrzebowania na energię. Szacowany koszt zakupu
uprawnień w tym okresie, przy cenie rzędu 22-39 euro/t CO2, wyniesie ok. 10–17 mld zł,
powiększając zmienny koszt wytworzenia o ponad 14 zł/MWh. Niezbędne środki finansowe
48
Total Costs Ovnership – jest to metoda analizy kosztów.
122
Zielona Księga
odpowiadają nakładom inwestycyjnym potrzebnym do wybudowania około 2,5 tys. MW nowych
mocy wytwórczych.
Dodatkowym problemem jest niejednoznaczność zapisów europejskich obligacji
(„pakiet klimatyczno-energetyczny‖), które powodują konieczność dobudowywania urządzeń
CCS do istniejących bloków. Urządzenia te obniżają sprawność istniejących elektrowni
węglowych nawet o 12%. Stąd też budowa obowiązkowych instalacji CCS powinna być
rozpatrywana wtedy, gdy technologie te będą mogły być stosowane na skalę przemysłową jako
standard. Co więcej w przypadku instalacji CCS wciąż należy pamiętać o konieczności zapewnienia
miejsca na składowanie dwutlenku węgla jako warunku uzyskania pozwolenia na eksploatację,
bądź budowę nowej elektrowni (por. pkt 2.12.9. – Budowa podziemnych składowisk CO2).
Zwłaszcza, gdy nie do końca są znane możliwości i koszt takiego magazynowania.
Warto zwrócić uwagę, iż zasoby energii odnawialnej w Europie są spore, jednak ich
wykorzystanie jest ograniczone, m.in. ze względu na duże koszty jednostkowe budowy nowych
urządzeń,
problemy z
ich
przyłączeniem
do
sieci
elektroenergetycznej,
zachowaniem
bezpieczeństwa energetycznego itp. Póki co należy jasno stwierdzić, że źródła odnawialne (przede
wszystkim najpopularniejsze z nich elektrownie wiatrowe, w dalszej kolejności wodne
i biomasowe) nie mogą stanowić podstawowego źródła energii dla systemu, są bowiem zbyt
niestabilne i zbyt kosztowne, aby opierać na nich polski system elektroenergetyczny.
Taką rolę mogą spełnić wyłącznie duże źródła systemowe, produkujące energię elektryczną
w sposób ciągły i przyłączone do sieci przesyłowej. Mogą one jednak stanowić logiczne
uzupełnienie systemów lokalnych. Lokalne źródła niewątpliwie mogą poprawić rozpływy w sieci
elektroenergetycznej zmniejszając straty przesyłowe, jednak nie zniwelują deficytu mocy
wytwórczych. Stąd restytucja mocy jest istotnym problemem.
123
Zielona Księga
2.6.
Budowa nowych źródeł i modernizacja istniejących
Dotychczas eksploatowane elektrownie węglowe nie będą wytrzymywać konkurencji
technologii jądrowej i gazowej ze względu na koszty emisji CO2, a te będą w przyszłości
prawdopodobnie jeszcze bardziej rosły.
Dywersyfikację dostaw surowców i paliw należy prowadzić także w formie działań
pozwalających zróżnicować technologie produkcji, a nie jak do niedawna, jedynie kierunki dostaw.
Wspieranie rozwoju technologii pozwalających produkować paliwa płynne i gazowe
z surowców krajowych. Należy zastanowić się nad innymi możliwościami wykorzystania polskiego
„czarnego złota‖ do celów energetycznych. Obecnie na świecie funkcjonuje 128 zakładów
zgazowania węgla, w których pracuje 366 gazogeneratorów, co może być rozwiązaniem tego
problemu.
Przy ograniczonych możliwościach wykorzystania źródeł energii odnawialnej i wobec
potrzeby dywersyfikacji źródeł energii pierwotnej, rozwój krajowego sektora wytwórczego
powinien się zacząć od rozmów nie tylko o technologiach węglowych, ale także o energetyce
jądrowej i odnawialnej oraz o efektywności energetycznej.
Ponadto należy rzetelnie pokazać społeczeństwu zalety, jak i wady energetyki jądrowej,
a wówczas nie będzie miejsca na stereotypy i podsycanie niepotrzebnego strachu. Źródła jądrowe
będą w obecnie prowadzonych analizach bezwzględnie najtańsze w pracy podstawowej po
uwzględnieniu kosztu CO2, zaś ich opłacalność powinna w przyszłości jeszcze wzrosnąć, w miarę
wyczerpywania się zapasów węgla kamiennego i brunatnego, ropy naftowej i gazu ziemnego.
124
Zielona Księga
2.7a. Zrównoważony rozwój w budownictwie
W
Polsce
brak
jest
kompleksowego
Programu
Rozwoju
Budownictwo
Niskoenergetycznego (niskoemisyjnego). Program taki powinien realizować również algorytm
zrównoważonego rozwoju.
Niezbędne działania można podzielić na cztery główne grupy tematyczne:
1. definiowanie
wyrobów
budowlanych
w
kategoriach
użyteczności
(tj.
o
dobrze
zdefiniowanych i dobranych do danego zastosowania cechach) i w konsekwencji wytwarzanie
ich z zastosowaniem technologii minimalizujących emisję (lub – w idealnych pod tym
względem przypadkach – bezemisyjnych) i inne rodzaje zanieczyszczeń środowiska naturalnego
oraz minimalizujących zużycie energii, zwłaszcza nieodwracalnej;
2. proekologiczne projektowanie obiektów budowlanych i inżynierskich z uwzględnieniem
minimalizacji emisji w trakcie ich budowy i użytkowania;
3. proekologiczne systemy eksploatacji obiektów budowlanych i inżynierskich z uwzględnieniem
minimalizacji emisji w ciągu całego okresu ich użytkowania;
4. utylizacja (w tym tzw. recykling) lub ponowne stosowanie (reuse) wyrobów budowlanych
pochodzących z rozbiórki całych obiektów lub ich określonych fragmentów.
W każdej z wymienionych grup tematycznych wyodrębnić można różne zagadnienia
bardziej szczegółowe. Najbardziej istotne i wymienione tytułem przykładów podane są poniżej.
2.7a.1. Definiowanie wyrobów budowlanych.
Należnymi działaniami w tym obszarze są projektowanie materiałowe i optymalizacja
wyrobów budowlanych według zasady użyteczności (przejście od material concept do performance
concept).
W kwestii wytwarzania konwencjonalnych wyrobów budowlanych (np. cementu, stali
konstrukcyjnej i zbrojeniowej, asfaltobetonu etc.) koniecznym jest wdrożenie nowoczesnych
technologii minimalizujących zapotrzebowanie na energię i emisję.
125
Zielona Księga
Dodatkowo należy poszukiwać rozwiązań umożliwiających wytwarzanie nowych,
niekonwencjonalnych wyrobów budowlanych (np. różnych odmian kompozytów polimerowych
i innych), których produkcja spełni wyżej wymienione wymagania, a ich właściwości odpowiadają
określonym
warunkom
wytrzymałościowym,
fizykalnym
i
trwałościowym,
a
także
przeciwpożarowymi i innym. W tym miejscu należy również wspomnieć o zasadności
poszukiwania i wytwarzanie modyfikowanych wyrobów konwencjonalnych o ulepszonych
właściwościach (np. betonu o znacznie lepszych właściwościach cieplnych od betonu
tradycyjnego).
Dążyć należy także do wsparcia wykorzystania różnego rodzaju odpadów (np. popiołów
fluidalnych) do wytwarzania wyrobów budowlanych. Wtórne wykorzystanie tych odpadów
uzasadniają aspekty proekologiczne i technologiczne związane z minimalizującą emisji gazów
cieplarnianych.
2.7a.2. Proekologiczne projektowanie budynków
W tej materii konieczny jest przegląd dotychczasowych programów dotyczących
budownictwa proekologicznego lub energooszczędnego. Należy również dokonać niezbędnych
modyfikacji (jeśli okaże się to potrzebne) wniosków z realizacji tych programów. Głównym
motywem jest tu nie marnowanie efektów programów realizowanych w latach poprzednich (np. w
Instytucie Podstawowych Problemów Techniki PAN) przy niemałych nakładach finansowych.
Nie można również pomijać roli ekonomicznych aspektów projektowania proekologicznego.
Należy dążyć do stałej analizy kosztów inwestycji budowlanych i ich eksploatacji w ciągu całego
okresu użytkowania obiektów (whole life costing).
Ważną rolę odgrywają również aspekty trwałości technicznej i funkcjonalnej obiektów
projektowanych według zasad proekologicznych i energooszczędnych.
126
Zielona Księga
2.7a.3. Proekologiczne systemy eksploatacji budynków
Należy stale zwiększać udział energooszczędnych i proekologiczne systemów grzewczych,
wodociągowych, kanalizacyjnych i oświetleniowych w ogólnym bilansie instalacji. Dotychczasowe
działania w tym obszarze są niewystarczające.
Koniecznym jest wdrożenie nowoczesnych i proekologicznych systemów polepszania
(np. ocieplania) właściwości eksploatacyjnych istniejących obiektów budowlanych. Mają one
szczególne znaczenie wobec dużego procentu udziału starej już infrastruktury w ogólnych zasobach
mieszkaniowych w Polsce. Bez systemów tych wypełnienie zobowiązań europejskich wydaje się
być nieosiągalnym.
W nawiązaniu do powyższego należy zwracać uwagę na ekonomiczne aspekty wymiany lub
modernizacji instalacji w istniejących (eksploatowanych) obiektach budowlanych. Mają one
szczególne znaczenie wobec dużego procentu udziału starej już infrastruktury w ogólnych zasobach
mieszkaniowych w Polsce.
2.7a.4. Utylizacja lub ponowne stosowanie wyrobów budowlanych
Należy określić kryteria i metodykę postępowania w kwestii dylematu: „naprawiać
i modernizować istniejące obiekty czy rozbierać je i budować w ich miejsce nowe‖, zwracając
uwagę na aspekty techniczne, ekonomiczne i społeczne tych działań.
Koniecznym jest wdrożenie energooszczędnych i niskoemisyjnych metody rozbiórki
istniejących obiektów budowlanych i inżynierskich. Obligacje związane z redukcją emisji
wymagają energooszczędnych i niskoemisyjnych metod powtórnego użycia (re-use) wyrobów
budowlanych. Związana z tym jest również konieczność jak najszerszego wykorzystania
energooszczędnych i niskoemisyjnych metod składowania i utylizacji wyrobów budowlanych
pochodzących z rozbiórki obiektów.
127
Zielona Księga
2.7b. Termomodernizacja i certyfikacja budynków
W rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z dnia 6 listopada 2008 r. w sprawie metodologii
obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku
stanowiącej samodzielną całość techniczno–użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów
świadectw
ich
charakterystyki
energetycznej49
problemem
jest
metodyka
określania
charakterystyki energetycznej budynków i zawarte w niej błędy formalne, merytoryczne i
edycyjne. Metodyka zawarta w treści rozporządzenia pozwala na uzyskiwanie dla identycznych
budynków wyników w bardzo szerokich granicach, w zależności od subiektywnej i swobodnej
oceny wielu parametrów dokonywanej przez wykonawcę świadectwa. Ponadto, co wynika z treści
samych przepisów, świadectwo nie może służyć ocenie wielkości zużycia i kosztów energii w
rzeczywistych warunkach eksploatacji. Zatem w obecnej sytuacji świadectwo, poza wątpliwej
potrzeby obowiązkiem natury formalnej, nie pełni żadnej dodatkowej roli poznawczej, nie mówiąc
już o narzędziu sterowania popytem w kierunku promocji budownictwa „niskoemisyjnego‖.
2.8.
Pasywacja budynków
Zgodnie z definicją PHI budynkiem pasywnym można nazwać budynek charakteryzujący
się:
− bardzo małym
sezonowym
zapotrzebowaniu
na energię użytkową do ogrzewania;
zapotrzebowanie to nie może przekraczać 15 kWh/(m²a); w porównaniu z obwiązującymi w
Polsce wymaganiami (zapotrzebowanie od 60 do 120 kWh/(m²a); jest to redukcja nawet
ośmiokrotna, a w odniesieniu do istniejących budynków redukcja zapotrzebowania na ciepło jest
nawet szesnastokrotna,
− bardzo małym zapotrzebowaniem na projektowane obciążenie cieplne;
maksymalne
zapotrzebowanie na obciążenie cieplne, jakie może wystąpić dla warunków obliczeniowych
zostało ograniczone do poziomu 10 W/m²; jest to jedno z najważniejszych kryteriów, jakie musi
spełnić budynek pasywny; pozwala ono na rezygnację z tradycyjnej instalacji grzewczej; jej rolę
przejmuje system wentylacyjny, który bez konieczności zwiększania strumienia powietrza może
49
Dz.U. 201, poz. 1240.
128
Zielona Księga
dostarczyć wymaganą ilość ciepła do budynku; obliczeniowe zapotrzebowanie na moc grzewczą
budynków mieszkalnych powstających obecnie w Polsce wynosi od 70 do 90 W/m2,
− małym
zapotrzebowaniem
na
energię
pierwotną
wykorzystywaną
do
ogrzewania,
przygotowania ciepłej wody użytkowej, pracy urządzeń pomocniczych, sprzętów AGD,
oświetlenia i innych urządzeń zużywających energię elektryczną nie może przekroczyć
120 kWh/(m²a); budynki mieszkalne powstające obecnie w Polsce zużywają od dwóch do
czterech raz więcej energii pierwotnej na pokrycie powyższych celów,
− wysoką szczelnością powietrzną obudowy; strumień powietrza zewnętrznego infiltrującego do
budynku pasywnego przez nieszczelności przy różnicy ciśnień 50 Pa musi być mniejszy od
0,6 kubatury wewnętrznej budynku na godzinę (n50 0,6 1/h), zgodnie z zaleceniami podanymi
Polskich przepisach budynki nowe z wentylacją grawitacyjną powinny mieć n50
3,0 1/h,
a z wentylacją mechaniczną n50 1,5 1/h.
Powyższe porównanie pozwala na unaocznienie dystansu jaki dzieli budynki powstające
obecnie w kraju od budynków pasywnych. Jego pokonanie nie jest łatwe i stanowi główną
przyczynę powstania barier hamujących rozwój tego typu budynków w Polsce. Do barier tych
można zaliczyć (co odnosi się również do budynków niskoenergetycznych):
− wysoki koszt inwestycyjny,
− brak krajowych programów wsparcia,
− nieprzejrzysty system certyfikacji energetycznej budynków,
− niskie wymagania dla nowych budynków,
− brak oficjalnego zdefiniowania standardów – pasywnego i niskoenergetycznego,
− brak dostatecznej wiedzy fachowej, wykwalifikowanych wykonawców,
− brak dużych projektów badawczych, realizacji pilotażowych w sektorze publicznym,
− brak krajowych producentów odpowiednich komponentów pasywnych.
129
Zielona Księga
2.8.1. Wysoki koszt inwestycyjny
Najistotniejszą barierą hamującą rozwój budownictwa pasywnego, lub szeroko ujmując
energooszczędnego jest wysoki koszt inwestycyjny. Chcąc budować dom pasywny musimy
w pierwszej kolejności zgromadzić odpowiednie środki finansowe. Technologia pasywna jest
w Polsce o około 30–40% droższa od tradycyjnego budownictwa, wymaga bowiem zastosowania
drogich, ale bardzo skutecznych rozwiązań technicznych i technologicznych, a także
energooszczędnych materiałów i urządzeń. Eksploatacja gotowego domu jest wprawdzie bardzo
tania – kształtuje się na poziomie kilkudziesięciu zł miesięcznie, niemniej jednak czas zwrotu
inwestycji jest bardzo długi. Przykład porównania kosztów inwestycyjnych dla budynku
standardowego i pasywnego na przykładzie pierwszego certyfikowanego domu pasywnego w
Polsce podano w tabeli nr 4. Część różnic wynika z innego systemu konstrukcyjnego – dom
pasywny wykonano w systemie prefabrykowanym, widoczne są również oszczędności
spowodowane np. brakiem systemu grzewczego, przyłącza gazowego.
1.
1.
Prace
Dom
zł netto
tradycyjny, Dom pasywny, zł
netto
Roboty ziemne
5 932.32
5 597.32
Fundamenty
25 312.90
27 980.38
Elementy konstrukcyjne
59 172.74
94 886.33
Kominy i wentylacja
3 427.29
10 241.00
Konstrukcja dachu
12 526.27
12 293.29
Pokrycie dachu
35 295.11
55 760.46
Schody i balustrady
24 723.97
23 923.47
Okna i drzwi
46 360.65
72 798.16
Tynki wewnętrzne
24 465.13
18 496.81
Malowanie
3 730.63
3 730.63
Posadzki i podłogi
38 175.84
39 955.08
Elewacja
23 930.01
39 367.63
Instalacja wodociągowa
6 534.49
69 882.54
Instalacja kanalizacyjna
5 965.86
5 797.12
Instalacja gazowa
11 014.40
0.00
130
Zielona Księga
Instalacja C.O.
16 084.06
0.00
Instalacja elektryczna
11 547.05
10 262.04
Razem netto
354 198.72
490 972.26
VAT 7%
24 793.91
34 368.06
Razem brutto
378 992.63
525 340.32
Różnica
146 347.69
różnica %
38.61
Porównanie kosztów budowy domu pasywnego w Smolcu z takim samym domem standardowym
(Tab. nr 4)50
Powyższe dane stanowią źródło cennych informacji, jednak nie pozwalają na stwierdzenie
jaka w rzeczywistości będzie różnica kosztów pomiędzy budynkiem standardowym, a pasywnym.
Zadania nie ułatwia również fakt, że liczba wzniesionych w Polsce obiektów pasywnych jest
niewielka. Celem projektu zrealizowanego w Smolcu nie była bowiem optymalizacja kosztów
inwestycyjnych, a zbudowanie pierwszego certyfikowanego domu pasywnego. Tymczasem nawet
wstępna analiza pozwala na stwierdzenie, że koszt ten mógłby być mniejszy o 5–10%,
np. w wyniku zastosowania innej technologii budowy.
2.8.2. Brak krajowych programów wsparcia
Niestety polski inwestor nie może liczyć na systemowe wsparcie tego typu budów przez
państwo w przeciwieństwie do tego, co ma miejsce np. w Niemczech, czy w Austrii. Tam
początkowo różnica w kosztach budowy pomiędzy domem tradycyjnym, a pasywnym była
podobna jak u nas. Dzisiaj – dzięki różnym rodzajom wsparcia finansowego – jest to zaledwie
ok. 10%. Ponadto bardzo dynamicznie działają różne organizacje promujące pasywne
i niskoenergetyczne budownictwo, współpracujące z producentami, projektantami, instytucjami
finansowymi, urzędami itd.
50
Lipińscy Domy
131
Zielona Księga
Budynki pasywne w Niemczech są wspierane za pomocą preferencyjnych kredytów
udzielanych przez Kreditanstalt für Wiederaufbau. Inwestorzy indywidualni decydujący się na
budowę domu niskoenergetycznego wg. standardu KfW 70 lub pasywnego mogą liczyć na
niskooprocentowane kredyty. Wysokość kredytu w Programie 153 może pokrywać 100% kosztów
inwestycyjnych (z wyłączeniem kosztów działki) do 50.000 Euro na budynek. Efektywne
oprocentowanie kredytu wynosi 2,47% w skali roku i nie ulega zmianie przez okres 10 lat. Kredyt
charakteryzuje się większą elastycznością, jego spłata jest odłożona o rok, możliwa jest również
przedterminowa spłata bez dodatkowych kosztów. Kredyt taki można wykorzystać również na
zakup nowej nieruchomości spełniającej wymagania standardu KfW 70 lub pasywnego. Ponadto,
istnieje wiele federalnych programów wspierających ich rozwój. W Austrii budynki pasywne, które
spełniają wszystkie wymagania, mogą liczyć na dofinansowanie wynoszące maksymalnie 10%
kosztów budowy.
2.8.3. Nieprzejrzysty system certyfikacji energetycznej budynków
Obowiązujący w Polsce system certyfikacji energetycznej budynków51, wdrożony
zgodnie z wymaganiami dyrektywy EPBD52, nie sprzyja rozwojowi budownictwa pasywnego
lub energooszczędnego. Dzieje się tak dlatego, że w przeciwieństwie do większości krajów
europejskich nie wprowadził jasnej i przejrzystej klasyfikacji budynków. Obliczanie dla ocenianego
budynku wartości EP, a następnie odnoszenie jej do wartości granicznej wynikającej z Warunków
Technicznych nie pozwala niestety na określenie czy oceniany budynek jest pasywny lub
energooszczędny. System ten jest zarazem bardzo nieczytelny. Może być podawany manipulacji i
nie pozwala osobie zainteresowanej kupnem domu zorientować się, czy będzie on zużywał dużo
energii i czy będzie kosztowny w eksploatacji. Informacji takich dostarcza wskaźnik EK, jednak na
świadectwie pełni on rolę jedynie informacji dodatkowej.
51
Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 6 listopada 2008 r. w sprawie metodologii obliczania charakterystyki
energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość techniczno-użytkową
oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw ich charakterystyki energetycznej, Dz. U. Nr 201, poz. 1240.
52
Dyrektywa 2002/91/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej, z 16 grudnia 2002 r., dotyczącą jakości
energetycznej budynków, EPBD (the Energy Performance of Buildings Directive).
132
Zielona Księga
Brak przejrzystej klasyfikacji budynków powoduje, że świadectwo nie wpływa na cenę
nieruchomości. Nie można uzasadnić np. wyższą klasą wyższej ceny mieszkania lub domu.
Sytuacja taka nie zachęca developerów do inwestowania w budynki o lepszej charakterystyce
energetycznej i sprawia, że z reguły ograniczają się oni do spełnienia minimalnych wymagań. Dla
inwestorów indywidualnych świadectwo staje się dodatkową formalnością, którą należy załatwić
przed oddaniem budynku do użytkowania, a nie źródłem cennych informacji. Nie bez znaczenia jest
również fakt, że nawet w obecnej formie świadectwa energetyczne nie podlegają weryfikacji i mogą
być wykonywane przez osoby biorące udział w procesie inwestycyjnym.
2.8.4. Niskie wymagania dla nowych budynków
Wprowadzone ostatnio zmiany w Warunkach Technicznych53 jakim powinny odpowiadać
budynki nie tylko nie sprzyjają poprawieniu efektywności energetycznej budynków, ale stworzyły
wręcz nowe przeszkody w tym procesie. Znowelizowane rozporządzenie zamiast zaostrzyć,
załagodziło i tak bardzo liberalne wymagania dotyczące minimalnych standardów energetycznych
nowo projektowanych budynków. Przykładem może być maksymalna wartość współczynnika
przenikania ciepła dla ścian budynków mieszkalnych jednorodzinnych. Zgodnie z wcześniejszym
rozporządzeniem wartość maksymalna współczynnika Uk,max, z uwzględnieniem wpływu mostków
cieplnych, wynosiła 0,3 W/m2K. Zgodnie z nowymi warunkami wartość maksymalna
współczynnika Umax jest taka sama 0,3 W/m2K, nie uwzględnia jednak wpływu mostków cieplnych.
Jest to w rzeczywistości obniżenie wymagań, ponieważ nie uwzględnia się wpływu mostków
cieplnych na stan ochrony cieplnej przegrody.
Niepodwyższanie efektywności energetycznej nowych budynków powoduje, że dystans
dzielący je od budynków pasywnych zwiększa się zamiast maleć. Tymczasem zmieniona
dyrektywa EPBD wprowadza m.in. pojęcie budynku blisko zera energetycznego, co w tłumaczeniu
na polski można przyjąć jako budynek niskoenergetyczny. Budynek taki ma bardzo małe
zapotrzebowanie na energię, które w znacznej części pokrywane jest z energii odnawialnych, w tym
wytwarzanych lokalnie w obiekcie (artykuł 2, tekst z marca 2010 roku). Nowa dyrektywa
wprowadza obowiązek wznoszenia budynków niskoenergetycznych od 2018 roku w przypadku
53
Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 6 listopada 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków
technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie, Dz. U. Nr 201, poz. 1238.
133
Zielona Księga
budynków użyteczności publicznej, a od 2020 dla wszystkich innych. Oprócz tego nakłada
obowiązek przygotowania optymalnych kosztowo i efektywnych ekonomicznie wymagań
energetycznych dla budynków54.
2.8.5. Brak oficjalnego zdefiniowania standardów – pasywnego, niskoenergetycznego,
energooszczędnego
Zmiany wprowadzone w Warunkach Technicznych i w Ustawie Prawo budowlane nie
zdefiniowały w żaden sposób standardu budynku pasywnego, niskoenergetycznego, ani
energooszczędnego. Stosowane w kraju definicje są zapożyczane z krajów zachodnich i stosowane
dobrowolnie. Co więcej pojęcie standardu niskoenergetycznego lub energooszczędnego jest
praktycznie niezdefiniowane. Można co prawda spotkać się z wartościami nieoficjalnych
wskaźników granicznych zapotrzebowania na energię użytkową do ogrzewania, jednak ich wartości
są różne. Nie ma również jasno określonych warunków dotyczących np. efektywności
systemów grzewczych, wentylacyjnych i przygotowania c.w.u., których spełnienie pozwala na
nazwanie domu niskoenergetycznym lub energooszczędnym. W konsekwencji budynkiem
energooszczędnym można w skrajnym przypadku nazwać dom z pompą ciepła lub kolektorami
słonecznymi, spełniający jedynie minimalne wymagania w zakresie ochrony cieplnej. W tabeli nr 5
podano przykładowe definicje obowiązujących w Austrii standardów, wprowadzone przy okazji
wdrożenia dyrektywy EPBD.
54
Panek A., Ekonomicznie opłacalny standard energetyczny budynku – w kierunku budynków pasywnych, materiały
pokonferencyjne, Forum Termomodernizacja 2010.
134
Zielona Księga
Zapotrzebowania na energię użytkową
Klasa
Standard
≤ 10
A++
pasywny
≤ 15
A+
niskoenergetyczny
≤ 25
A
≤ 50
B
≤ 100
C
≤ 150
D
budynki
≤ 200
E
modernizowane
≤ 250
F
≤ 300
G
do ogrzewania, kWh/(m2a)
energooszczędny
zgodny
z
obowiązującymi
przepisami budowlanymi
stare,
nie
Kategorie budynku (od A++ do G) oraz ich zapotrzebowania na energię użytkową do ogrzewania
zgodnie z austriacką normą ÖNORM H 505555 (Tab. nr 5)
W Niemczech EnEV200956 wprowadził definicję standardu KfW-Effizienzhaus 85
(zbliżony do energooszczędnego) i KfW-Effizienzhaus 70 (zbliżony do niskoenergetycznego);
jednocześnie obowiązuje standard pasywnych według PHI. Standard KfW 85 oznacza, że roczne
zapotrzebowania na energię pierwotną może wynosić maksymalnie 85% wartości granicznej,
a współczynnik strat ciepła przez przenikanie maksymalnie 100% wartości podanej w EnEV2009.
Dla standardu KfW 70 jest odpowiednio 70% w odniesieniu do rocznego zapotrzebowania na
energię pierwotną i 85% w odniesieniu do współczynnika strat ciepła przez przenikanie.
2.8.6. Brak dostatecznej wiedzy fachowej, wykwalifikowanych wykonawców
Budownictwo pasywne, jak również samo pojęcie pasywności, zyskuje w Polsce coraz
większą popularność. Pasywne są nie tylko budynki, ale i okna, materiały termoizolacyjne,
55
ÖNORM H 5055 Energieausweis für Gebäude.
EnEV 2009, Energieeinsparverordnung für Gebäude Verordnung über energiesparenden Wärmeschutz und
energiesparende Anlagentechnik bei Gebäuden (Energieeinsparverordnung – EnEV).
56
135
Zielona Księga
konstrukcyjne oraz wiele innych nie koniecznie związanych branżą produktów. Tymczasem wiedza
fachowa na temat tego typu budownictwa jest często pobieżna i mało precyzyjna. Dostępna
literatura powstaje często jako bezpośrednie tłumaczenie publikacji zachodnich (bez uwzględniania
np. różnic klimatycznych, innych wymagań normowych), lub jako efekt działań promocyjnych firm
zainteresowanych sprzedażą własnych produktów. W konsekwencji w kraju powstaje dużo tak
zwanych budynków pasywnych, jednak tylko niewielka ich część spełnia w rzeczywistości wysokie
wymagania. Pozostałe są budynkami energooszczędnymi lub eksperymentalnymi promującymi
nierzadko wadliwe rozwiązania.
Decydujący się na budynek pasywny inwestor oprócz wysokich kosztów musi się liczyć z
trudnościami w znalezieniu wykwalifikowanych wykonawców. Szczególnie dużo nowej wiedzy
wymaga poprawna realizacja rozwiązań wolnych od mostków cieplnych, szczelnej powietrznie
obudowy budynku oraz systemu grzewczego.
2.8.7. Brak dużych projektów badawczych, realizacji pilotażowych w sektorze publicznym
Niestety w Polsce nie zrealizowano do tej pory żadnego dużego projektu wspieranego przez
instytucje państwowe lub międzynarodowe, którego celem było promowanie za pomocą obiektów
pokazowych budownictwa pasywnego. Powstałe do tej pory budynki pasywne były wznoszone
przez inwestorów indywidualnych, bądź firmy przy braku wsparcia ze strony państwa.
Tymczasem w dyrektywie w sprawie efektywności końcowej 57 stanowi się że „sektor
publiczny we wszystkich państwach członkowskich powinien w związku z tym dawać dobry
przykład w zakresie inwestycji, utrzymania i innych wydatków na urządzenia zużywające energię,
usługi energetyczne i inne środki poprawy efektywności energetycznej. Dlatego też powinno się
zachęcać sektor publiczny do włączenia kwestii związanych z poprawą efektywności energetycznej
do inwestycji, odpisów amortyzacyjnych i budżetów operacyjnych.‖ Innymi słowy również
Państwo powinno włączyć się w działania zmierzające do podwyższenia efektywności
energetycznej budynków.
57
Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady, 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego
wykorzystania energii i usług, Dz. Urz. UE L 114 z 27.04.2006 r.
136
Zielona Księga
Przykładem projektu, który znacznie przyczynił się do rozwoju budownictwa pasywnego w
Europie był projekt CEPHEUS58 realizowany w latach 1998–2001 w ramach programu Komisji
Europejskiej THERMIE. Celem projektu była budowa 258 mieszkań w niedrogich domach
pasywnych na terenie pięciu krajów europejskich: Francji, Szwajcarii, Niemiec, Austrii i Szwecji.
Budynki pasywne miały zapewnić mieszkańcom komfortowe warunki klimatu wewnętrznego
w zimie i lecie bez konieczności zastosowania tradycyjnego systemu grzewczego. Wzniesione
w ramach projektu budynki pasywne zużywały około 80% mniej energii na cele grzewcze niż
budynki wznoszone w Europie zgodnie z obowiązującymi wtedy przepisami 59. Osiągnięcie
powyższych oszczędności odbyło się przy możliwie jak najniższych kosztach budowy oraz
z zastosowaniem odnawialnych źródeł energii.
Celem projektu było również zastosowanie technologii pozwalających na ograniczenie
zużycia innych nośników energii w budynku, głównie energii elektrycznej wykorzystywanej przez
urządzenia domowe. Ustalona w ramach projektu CEPHEUS graniczna wartość zapotrzebowania
na energię końcową, czyli energię zużywaną do ogrzewania, przygotowania c.w.u. i przez
urządzenia elektryczne, wynosiła 42 kWh/m2a. Stanowiło to jedną czwartą standardowego zużycia
budynków mieszkalnych powstających wtedy w Europie.
2.8.8. Brak krajowych producentów odpowiednich komponentów pasywnych
Budownictwo pasywne wymaga często zastosowania materiałów, komponentów oraz
urządzeń o najwyższej efektywności energetycznej i jakości. Dotyczy to w szczególności
materiałów termoizolacyjnych, stolarki okiennej i drzwiowej, rozwiązań konstrukcyjnych wolnych
od mostków ciepła, materiałów do podwyższenia szczelności powietrznej budynku oraz systemów
grzewczych, wentylacyjnych i przygotowania ciepłej wody użytkowej. Nie wszystkie z nich mają
krajowych producentów, co powoduje, że aby zbudować dom pasywny trzeba niekiedy sprowadzić
je z zagranicy. Wpływa to niestety na podwyższenie kosztów budynku i rodzi problemy z
montażem oraz późniejszym serwisem. Przykładem mogą być kompaktowe urządzenia grzewcze
odpowiadające za ogrzewanie, przygotowanie c.w.u. oraz wentylację. Jedno urządzenie
58
Cost Efficient Passive Houses as EUropean Standards, www.cepheus.de.
Sz. Firląg, Experiences and recent developments on building rehabilitation and green building in Poland, materiały
konferencyjne CEI Energy Forum, International Conference on Green Buildings St. Pölten 2007.
59
137
Zielona Księga
wykorzystujące małą pompę ciepła integruje w ten sposób trzy instalacje sanitarne. Niestety ciągle
brak jest krajowych producentów tego typu urządzeń, co powoduje konieczność ich sprowadzania
z krajów zachodnich. Z uwagi na małą liczbę sprzedawanych egzemplarzy występują częste
problemy z autoryzowanymi instalatorami i serwisantami. Źle zainstalowane lub dobrane
urządzenie może spowodować mniejszą efektywność systemu i zwiększenie ilości energii
zużywanej przez budynek.
138
Zielona Księga
2.9.
Dekarbonizacja transportu
W warunkach Polski w okresie najbliższych lat (perspektywa roku 2020) jako realny
uznać należy systematyczny wzrost udziału pojazdów samochodowych:
a. wyposażonych w silniki niskoemisyjne kolejnych generacji,
b. wyposażonych w niskoemisyjne silniki o zapłonie samoczynnym (ZS),
c. pojazdów napędzanych silnikami zasilanymi paliwami gazowymi: LPG, CNG (LNG) w
tym również biometanem.
Perspektywy szybkiego upowszechniania w Polsce pojazdów hybrydowych, elektrycznych ,
a tym bardziej pojazdów z silnikami zasilanymi wodorem są niewielkie 60. Nie oznacza to, że nie
nastąpi to w dalszej pespektywie61.
Podkreślić należy, że celowość promowania pojazdów elektrycznych (poza barierą
kosztową) zależy od źródeł energii elektrycznej. Jak długo produkowana jest ona z paliw stałych
(kopalnych) emisja CO2 z samochodów z napędem elektrycznym jest znacznie wyższa, niż emisja
generowana przez nowoczesne silniki spalinowe.
W polskich warunkach, a mianowicie:
emisja właściwa
95gCO2/kWh = es
sprawność netto uwzględniająca potrzeby własne
87% = ηn
sprawność przesyłu (sieci)
91% = ηg
sprawność prostowania i ładowania
78% = ηb
graniczna wartość emisji właściwej samochodów spalinowych 120g/km = ecc
można zapisać następującą relację:
es
n
g
x ecc
b
czyli
60
Projekcja energochłonności polskiego transportu samochodowego oraz poziomu emisji dwutlenku węgla w roku
2020. Ekspertyza Instytutu Transportu Samochodowego przygotowana dla potrzeb SRNPRE, styczeń 2010.
139
Zielona Księga
x
ecc
es
n
g
b
kWh / km
W warunkach współczesnej Polski otrzymujemy:
x≤
120
950
0,7% 91% 7% [kWh / km]
x ≤ 78 kWh/ 100km
Znane samochody elektryczne Tesla62 = 133 kWh/100km, EV1 110 kWh/100km.
Dla porównania63 jeden z najprawdziwszych samochodów seryjnych Honda 1.3 IMA
Hybryd CVT 88 KM spala średnio 4,6 l/100km (średnio w tej klasie 6,8 l/100km) i mieści się w
przedziale (3,8 ; 5,6) l/100km. Przy przeliczniku 9,6 kWh/l oznacza to
44 kWh/ 100km
36,48 ; 53,76 kWh/ 100km
Stąd wniosek, że w polskich warunkach bardziej „ekologiczny‖ jest sprawny samochód
spalinowy (hybrydowy), niż dobry samochód elektryczny ładowany z sieci.
Obniżenie emisji właściwej elektroenergetyki o połowę powoduje zmniejszenie wymagań
wobec samochodu elektrycznego do poziomu
x ≤ 78 0,5 = 156 kWh / 100 km
a więc pozwalałoby na używanie modelu Tesla Roadster.
samochód
kWh/100km
PL g CO2/km
EU g CO2/km
Citroen Berlingo
23,5 kWh/100km
361,43
143,35
Citroen C-Zero
12,3 kWh/100km
189,17
75,03
ZE Saab 9-3
17 kWh/100km
261,46
103,70
Ford Focus BEV
19 kWh/100km
292,22
115,90
Volvo C30 BEV
15,1 kWh/100km
238,39
92,11
Volkswagen E-Up!
13,8 kWh/100km
212,24
84,18
Nissan Leaf
15 kWh/100km
230,70
91,5
Przykłady samochodów spalinowych (Tab. Nr 6)
61
J.Burnewicz, A Study on Innovative Trends in Transport, [w]: Innovative Perspective of Transport and Logistics.
Gdańsk 2009.
62
Według danych firmowych, inne źródła podają 15-21 kWh/100km w mieście i 17-23 kWh/100km poza.
63
www.autocentum.pl; www.samochodyelektryczne.org/tesla_roadster.htm.
140
Zielona Księga
samochód
l/100km
kWh/100km
g CO2/km
Citroen Berlingo 1.6
9,4
90,24
219,96
Citroen C1
5,2
49,92
121,68
Saab 9-3 II 2T
10,2
97,92
238,68
Ford Focus C Max 1.6
8,9
85,44
208,26
Volvo C30 V70 II 2T
9,4
90,24
219,96
Volkswagen Golf VI 1.4
7,3
70,08
170,82
Nissan Almera 1.5
7,4
71,04
170,82
Przykłady samochodów elektrycznych nowej generacji (Tab. Nr 7)
Przeliczenie na emisyjność:
Benzyna
2,34 kgCO2 / l
Energia elektrycznaPL
0,950
kgCO 2 / kWh 1,538 kgCO 2 / kWh
0,87 0,91 0,78
Energia elektrycznaEU
0,410
kgCO 2 / kWh
0,9 0,93 0,8
0,61 kgCO 2 / kWh
Uważa się, że samochody elektryczne w USA emitują ok. 115 gCO2/km, natomiast
samochody spalinowe ok. 250 gCO2/km. Dane te nie uwzględniają emisji CO2 w procesie
wydobycia i rafinacji, a jedynie zużycie bezpośrednie.
Mniejszych efektów oczekuje się od rozwiązań technicznych, powodujących zmniejszenie
zużycia energii, np. przez zmniejszenie oporów aerodynamicznych oraz oporów toczenia pojazdów,
zmniejszenie masy pojazdów, a także doskonalenie technologii i materiałów układu: opona –
nawierzchnia drogowa.
W przypadku innych środków transportu (kolej, lotnictwo, transport wodny), ze względu na
ich mniejszy udział w konsumpcji energii, postęp technologiczny w konstrukcji pojazdów mieć
będzie mniejsze znaczenie niż w przypadku transportu drogowego.
141
Zielona Księga
Nie zwalnia to od obowiązku działań takich jak modernizacja silników lokomotyw
spalinowych oraz, w dalszej perspektywie czasowej, podjęcie produkcji lokomotyw hybrydowych.
Jak to podkreślono w pkt 1.2.8. – Efektywność energetyczna, szczególnie istotne znaczenie
dla
dekarbonizacji
transportu
miałyby działania
mające
na
celu
zwolnienie
wzrostu
zapotrzebowania na transport, zmiany podziału zadań przewozowych oraz poprawa efektywności
energetycznej transportu przez rozwiązania organizacyjne. Omówiono je w pkt 2.10. – Transport
niskoemisyjny.
Konieczny jest również przegląd i aktualizacja polityki transportowej państwa.
Ostatnim formalnie przyjętym przez Radę Ministrów dokumentem obejmującym całość sektora
transportu była „Polityka transportową państwa na lata 2006-2025‖64. Dokument przygotowano w
celu przedstawienia go Parlamentowi tak, aby zgodnie z praktyką większości krajów Unii
Europejskiej, polityka transportowa była sformułowana przez ciało ustawodawcze, wytyczając
kierunki działania władz wykonawczych oraz stwarzając warunki dla działania samorządów. Wśród
ujemnych skutków szybkiego wzrostu transportochłonności na pierwszym miejscu wymieniono
„emisję gazów cieplarnianych przyczyniających się do zmian klimatycznych‖. Na liście celów
znalazło się „ograniczenia tempa wzrostu emisji gazów szklarniowych, a być może także w
liczbach bezwzględnych, przez transport, aby stworzyć możliwości emisji dla innych działów
gospodarki w ramach przydzielonego limitu emisji‖. Wśród działań wymieniono podnoszenie
konkurencyjności innych niż transport drogowy i lotniczy gałęzi transportu, w tym:
transportu szynowego poprzez m.in. usprawnienia powiązań kolejowych między głównymi
miastami Polski, podniesienie atrakcyjności i konkurencyjności kolei w przewozach
o charakterze regionalnymi i aglomeracyjnym oraz wspieranie integracji przewozów kolejowych
z innymi systemami transportowymi (tworzenie węzłów integracyjnych kolej – autobus, węzłów
przesiadkowych itp.),
wspieranie rozwoju operatorów transportu intermodalnego i operatorów logistycznych.
Należałoby
zaktualizować
ten
dokument,
m.in.
rozwijając
część
dotyczącą
instrumentalizacji polityki transportowej państwa przy założeniu zmian w podziale zadań między
środki transportu osób i towarów jako celu tej polityki.
64
Akceptacja na posiedzeniu RM w dn. 29 czerwca 2005 r.
142
Zielona Księga
2.10. Reorganizacja transportu
W celu zwiększenia udziału w przewozach ogółem bardziej efektywnego energetycznie
i pod względem emisji CO2 transportu kolejowego należałoby:
a. sformułować scenariusze pożądanego udziału/wzrostu udziału transportu kolejowego
w prognozach przewozów ogółem w ruchu pasażerskim i towarowym w Polsce dla okresów
2020 r., 2030 r, 2040 r.;
b. uwzględnić podział przewozów pasażerskich na międzyaglomeracyjne (potencjał
wzrostowy), międzyregionalne, regionalne i aglomeracyjne (zakłada się największe
tempo wzrostu), a przewozów towarowych na masowe, niemasowe, intermodalne (duży
potencjał); określić należy konsekwencje przyjętych scenariuszy dla konkurencyjności kolei
w stosunku do transportu drogowego i lotniczego;
c. opracować, w koordynacji z narodowym planem zaopatrzenia w energię, plan
zapotrzebowania kolei na energię z uwzględnieniem planowanych modernizacji i
budowy kolei dużych prędkości;
d. opracować i przyjąć wieloletni program rządowy w zakresie stawek opłat za dostęp do
infrastruktury kolejowej; sugerowane znaczne obniżenie stawek dostępu i subsydiowanie
transportu szynowego na wzór transportu drogowego:
umożliwiłoby przewoźnikom planowanie na okresy wieloletnie (obecnie możliwe jest
tylko planowanie roczne),
pozwoliłoby otworzyć rynek dla konkurencji, w tym przewoźników zagranicznych,
pozwoliłoby planować i rozliczać projekty dofinansowywane przez UE, gdzie obliczana
jest luka finansowa na podstawie prognozy dochodów w okresie 30 lat od zakończenia
modernizacji linii kolejowej.
e. opracować i wdrożyć zasadę zawierania kontraktów wieloletnich z zarządcą
infrastruktury kolejowej; przerwałoby to proces degradacji infrastruktury polskiej sieci
kolejowej oraz umożliwiłoby:
opracowanie wieloletnich planów dotyczących zakresu sieci znaczenia krajowego i
zakresu remontów dla przyjętych priorytetów,
określenie linii nieobjętych programem modernizacji i remontów przeznaczonych do
wyłączenia z ruchu/likwidacji.
143
Zielona Księga
Aktualne
programy
modernizacji
kolei,
które
podniosłyby
jej
atrakcyjność
i
w konsekwencji, udział w przewozach, a co za tym idzie redukcję emisji gazów cieplarnianych
przewidują bowiem jedynie:
modernizację linii kolejowych przeznaczonych dla ruchu pasażerskiego, towarowego lub
mieszanego z uwzględnieniem wymogów interoperacyjności (TSI),
budowę linii kolejowej dużych prędkości z uwzględnieniem TSI HS oraz standardów
ochrony środowiska (ograniczenie zużycia surowców, energii, wody i in.),
wdrażanie zaawansowanego systemu zarządzania ruchem (ERTMS),
budowę krótkich odcinków transportu szynowego do lotnisk.
Przewiduje się również wprowadzanie nowoczesnych systemów obsługi podróżnych o
wysokiej jakości. Bez podjęcia ww. działań wypełnienie zobowiązań wynikających z „pakietu
klimatyczno-energetycznego‖ może napotkać istotne trudności.
W nawiązaniu do powyższego szczególne znaczenie pro-redukcyjne mają działania mające
na celu zwiększenie roli transportu publicznego w miastach, w tym zwłaszcza dużych i obszarach
metropolitalnych. Wymaga to wzmocnienia organów będących organizatorami i regulatorami
świadczenia usług przewozowych w tym zakresie. Wzrost przewozów koleją w obszarach
metropolitalnych uzależniony jest od integracji różnych środków transportu, budowy pasażerskich
węzłów intermodalnych oraz integracji systemów biletowych.
Doświadczenia
ostatniego
dwudziestolecia
wskazują,
że
wzmocnienie
transportu
publicznego jest możliwe, ale tylko w ramach prostych i czytelnych struktur organizacji i
zarządzania. Dowodem są sprawnie funkcjonujące takie systemy w stolicach niektórych metropolii
monocentrycznych (np. Kraków, Poznań, Warszawa i Wrocław). Mniej efektywne są natomiast
systemy organizacji (zarządzania) transportem publicznym metropolii policentrycznych (Śląsk i
Zagłębie, Trójmiasto). Rozwiązania takie jak związki komunalne nie są dostatecznie silne dla
zapewnienia pełnej integracji transportu publicznego na obszarze swojego działania.
144
Zielona Księga
Najważniejsze, choć najtrudniejsze do realizacji, są działania mające na celu zmianę
zachowań komunikacyjnych, przede wszystkim przez zmniejszenie uzależnienia od
samochodu. Dotyczy to zwłaszcza obszarów zurbanizowanych (miasta i ich otoczenie).
Sprawdzonymi w innych krajach rozwiązaniami są: restrykcyjna organizacja ruchu, prawo wjazdu
(np. do centrum) tylko dla pojazdów niskoemisyjnych, opłaty drogowe, plany mobilności, edukacja,
komunikacja społeczna i promocja. Racjonalne, bardziej efektywne użytkowanie samochodu
osobowego i ciężarowego powodują rozwiązania takie, jak wspólne użytkowanie samochodu
(carpooling/liftsharing), rozwiązania „Parkuj i Jedź‖ (Park & Ride), centra logistyczne
i zaawansowane rozwiązania ITS w logistyce.
Na
szczególną
uwagę
mobilności/transportochłonności
zasługują
(obok
instrumenty
powszechnie
fiskalne
stosowanych
redukujące
obecnie
wzrost
opłat
za
parkowanie):
opodatkowania paliw i samochodów z równoczesnym mechanizmem promującym zakup i
używanie samochodów energooszczędnych i z alternatywnymi nośnikami energii,
opłaty za korzystanie z dróg publicznych (nie tylko autostrad), w tym opłat za wjazd do
wybranych obszarów.
2.11. Struktura przestrzenna
Na zużycie energii i wielkość emisji CO2 istotny wpływ ma struktura przestrzenna
osadnictwa i działalności gospodarczej. Determinuje ona nie tylko na transportochłonność, ale także
zapotrzebowanie na energię przez sektor budownictwa, gospodarkę komunalną i inne sektory.
Doświadczenie innych krajów (np. Dania, Holandia) dowiodły, że możliwe jest zwiększenie
efektywności układów przestrzennych poprzez podejmowanie długofalowych, skoordynowanych
działań, takich jak:
przekształcanie struktur urbanistycznych z monofunkcyjnych, wielkoskalowych na
wielofunkcyjne,
utrzymanie wysokiej zwartości struktury miasta – powstrzymywanie procesów dekoncentracji
osadnictwa (suburbanizacji),
145
Zielona Księga
kształtowanie struktury jednostek osadniczych w sposób wzmagający rolę powiązań lokalnych,
przyjaznych ruchowi pieszemu i rowerowemu oraz nakierowanych na dogodną obsługę
transportem zbiorowym,
polityka lokalizacyjna dotycząca nowych obiektów, zwłaszcza silnie ruchotwórczych,
uwzględniająca istniejącą lub możliwą do osiągnięcia w przyszłości dostępność komunikacyjną
środkami transportu zbiorowego,
poprawa dostępności do stacji i przystanków kolejowych,
zapewnienie rezerw terenowych na lokalizację urządzeń mających istotny wpływ na
integrację systemu (węzły przesiadkowe, w tym parkingi strategiczne, pętle i dworce
komunikacji zbiorowej).
Politykę taką wspierają wymuszenia prawne (problem do dyskusji), głównie przez zapisy
ustawy i rozporządzeń dotyczących planowania przestrzennego.
2.12. Wdrażanie Czystych Technologii Węglowych (w tym Carbon Capture and
Storage)
2.12.1. Konieczność uruchomienia Polskiego Programu Flagowego Czystych Technologii
Węglowych
Polityka europejska jest bardzo restrykcyjna, a może zostać jeszcze bardziej zaostrzona,
gdyż wiele wpływowych środowisk politycznych i społecznych w krajach członkowskich UE chce
jeszcze bardziej znaczącego obniżenia unijnych emisji CO2, np. Friends of the Earth Europe
postulują redukcje o 40% do 2020 roku (zamiast obecnych 20%), a o 90% do 2050 roku.
Rozważane jest też wprowadzenie dopuszczalnego wskaźnika poziomu emisji EPS w wielkości
350 kg CO2/MWh co praktycznie wyeliminuje tradycyjne elektrownie zasilane węglem
(elektrownie węglowe emitują ok. 1000 kg CO2/MWh).
Polityka energetyczno-klimatyczna UE jest bardzo ambitna. Stała się ona ogromnym
wyzwaniem dla Polski, której gospodarka jest silnie nawęglona. Państwa członkowskie o strukturze
sektora energetycznego pozwalającej na większe redukcje emisji w krótszym terminie mają
problemy ze zrozumieniem trudnej sytuacji Polski. Sytuacja ta zmienia się wraz z intensyfikacją
dialogu, tym niemniej wszystko wskazuje na to, iż pułap ambicji w Europie nie będzie malał lecz
146
Zielona Księga
wzrastał, czego przykładem może być niedawno opublikowana przez European Climate
Foundation mapa drogowa „Roadmap 2050‖65 (www.roadmap2050.eu). Wykazuje ona, iż 80%
redukcji emisji CO2 w Europie do roku 2050 jest możliwe do osiągnięcia. Co za tym idzie Polska
musi przygotować się na scenariusz szybkiej redukcji emisji, co (wziąwszy pod uwagę fakt, iż jest
krajem bogatym w zasoby węgla, a jednocześnie silnie uzależnionym od tego surowca) musi się
wiązać z szybkim i szerokim zastosowaniem czystych technologii węglowych. Transformacja
sektora energetycznego jest nie tylko wymuszana przez politykę unijną, ale także wynika z
konieczności modernizacji polskiego sektora energetycznego: 37% mocy wytwórczych ma od
20 do 30 lat, 43% to elektrownie ponad trzydziestoletnie, natomiast tylko 8% to instalacje
stosunkowo nowe (5–10 lat). Stoimy w tym momencie przed wyborem środków – technologii oraz
mechanizmów, które pozwolą na to, aby transformacja polskiego sektora energetycznego przyniosła
więcej zysków niż strat. Drogą pozwalającą na to jest jedynie klarowna i dobrze przemyślana
strategia w zakresie wdrażania czystych technologii węglowych w Polsce.
2.12.2.Potrzeba kompleksowej koordynacji i integracji działań
Wdrażanie czystych technologii węglowych w elektroenergetyce, przemyśle węglowym,
wydobycia ropy i gazu, chemii i w innych dziedzinach życia gospodarczego jest jednym
z największych,
lub
nawet
największym
wyzwaniem
ekonomicznym,
organizacyjnym
i technologicznym jakie Polska miała w swojej historii. Stajemy przed kompleksową transformacją
gospodarczą, tworzącą bazę dla rozwoju w Polsce niskoemisyjnej konkurencyjnej gospodarki.
Musimy wykreować nową politykę energetyczną i gospodarczą, dla której największymi
wyzwaniami są następujące działania:
−
podjęcie silnej politycznej decyzji tworzenia nowoczesnego niskoemisyjnego polskiego
przemysłu energetycznego opartego o wykorzystanie węgla, zdolnego do konkurencji w UE
i świecie. Dotyczyłoby to zarówno stosowanych rozwiązań technologicznych, jak i rozwoju
wiedzy
inżynierskiej
oraz
zwiększania
mocy
wytwórczych
maszyn
i
urządzeń
energetycznych,
−
stymulacja wspólnych działań przez przedsiębiorstwa energetyczne na rzecz budowy
układów demonstracyjnych w różnych wersjach (łańcuchy bloków technologicznych) w
celu zmniejszenia obciążeń finansowych fazy przedwdrożeniowej jednego podmiotu
65
http://www.roadmap2050.eu/
147
Zielona Księga
prawnego. Należy przewidzieć po roku 2013 silne rozwinięcie procesów zgazowania węgla,
poza tradycyjnym spalaniem, uważanych za bardziej efektywną technikę w przypadku
zastosowania CCS,
−
stworzenie krajowego systemu geologicznego składowania CO2 wraz z uzupełnieniem
warunków prawnych obowiązujących w tym zakresie,
−
rozwinięcie
technologii
przekształcenia
górnictwa
podziemnego
w
zgazowania
ekologicznie
czyste
i
mającej
olbrzymi
zwiększającej
potencjał
bezpieczeństwo
energetyczne Polski,
−
opracowanie wymagań formalno-prawnych dla technologii CCS, a także UCG,
−
dokonanie głębokiej analizy skutków ekonomicznych wprowadzenia CCS na gospodarkę
kraju biorąc pod uwagę, że polityczna decyzja Unii wprowadzenia systemu handlu
uprawnieniami do emisji i ekonomicznej stymulacji rozwoju CCS wymusza ustanowienie
takich mechanizmów, aby cena rynkowa CO2 wynosiła 40-60 Euro/1t CO2,
−
opracowanie zintegrowanego planu modernizacyjnego i inwestycyjnego w energetyce
zakładając
możliwość
wprowadzenia
wymogu
budowy
obiektów
energetycznych,
przygotowanych projektowo do rozszerzenia o układ CCS tzw. „capture ready‖,
−
wobec dużego prawdopodobieństwa wprowadzenia konieczności usuwania CO2 w energetyce
w perspektywie kilkunastu lat należy przewidzieć po roku 2012 silne rozwinięcie technologii
zgazowania węgla uważanej za bardziej efektywną w przypadku zastosowania CCS, m.in. dla
zastosowań w technologii gazowo-parowej oraz dla produkcji syntetycznych paliw gazowych
i płynnych,
−
wykorzystać wydzielany w energetyce CO2 dla wzbogaconego wydobycia gazu
naturalnego, ropy naftowej i metanu z pokładów węglowych dla poprawienia naszego
bilansu energetycznego,
−
we współpracy ze środowiskami naukowymi rozwinąć szeroki program badawczy w zakresie
czystych technologii węglowych oraz zaplanować i rozpocząć akcję informacyjno–
promocyjną dla społeczeństwa, związaną z aspektami bezpieczeństwa magazynowania CO2
w strukturach geologicznych oraz podziemnego procesowania węgla.
Aby zrealizować powyższe działania konieczne jest uruchomienie jednego wspólnego
programu integrującego w sposób kompleksowy działania w zakresie politycznym, prawnym,
organizacyjnym, finansowym i technologicznym. Program powinien zharmonizować działania
poszczególnych resortów, instytucji publicznych, przemysłu i jednostek naukowych. Wzorem UE
148
Zielona Księga
powinien być uruchomiony Polski Program Flagowy Czystych Technologii Węglowych, który
skoordynuje
działania
dla
rozwoju
i
wdrażania
czystych
technologii
węglowych
w elektroenergetyce, przemyśle węglowym, wydobyciu ropy i gazu oraz chemii, tworząc bazę dla
rozwoju w Polsce niskoemisyjnej konkurencyjnej gospodarki.
2.12.3. Konieczność przetestowania nowych technologii – „bloków technologicznych”
Powodzenie przekształcania naszej gospodarki w niskoemisyjną w dużej mierze zależy od
rozwoju nowych technologii i ich wdrożenia w życiu gospodarczym. Stanowi to olbrzymią szansę
dla rozwoju Polski, budowania naszego potencjału technologicznego, znalezienia polskiej
specjalności w globalnej gospodarce i w końcu uzyskania przychodów ze sprzedaży technologii,
które pozwoliłyby choć w części zrównoważyć koszty poniesione na transformację energetyki,
chemii i innych dziedzinach przemysłowych. Powinniśmy wesprzeć pilotaż i demonstrację szeregu
„bloków technologicznych‖ dla zdobycia informacji o ich efektywności, kosztach, możliwościach
zastosowań. Pozwoliłoby to wybrać najkorzystniejsze scenariusze („łańcuchy technologii‖) dla
transformacji elektroenergetyki, zoptymalizować strategie w zastosowaniu do polskiej energetyki,
przemysłu węglowego i chemii.
Analogicznie do podejścia Europejskiej Zeroemisyjnej Platformy Technologicznej (ETP
ZEP) powinniśmy do roku 2020 przetestować, zweryfikować i wdrożyć na skalę przemysłową
szereg łańcuchów technologicznych zbudowanych z następujących 26 „bloków technologicznych‖:
a) zastosowania technologii CCS dla różnych paliw:
–
węgla kamiennego,
–
węgla brunatnego;
b) rozwój technologii CCS w różnych wariantach wychwytu CO2:
–
IGCC,
–
post-processing,
–
spalanie w tlenie;
c) zastosowanie CCS dla:
–
nowych obiektów,
–
modernizacji;
d) budowa infrastruktury transportowej CO2:
–
transport rurociągowy lądowy (Central European CO2 Pipeline),
149
Zielona Księga
–
transport rurociągowy morskich (Petrobaltic),
–
inne środki transportu CO2, w tym transport rzeczny,
–
infrastruktura transgraniczna CCS;
e) rozpoznanie i budowa składowisk CO2:
–
w solankach, wykreowanie największego europejskiego lądowego obszaru
geologicznej sekwestracji CO2 (Largest European On-Shore Mesozoic CO2
Sequestration Reservoir),
–
zbiornikach po gazie ziemnym,
–
zbiornikach po ropie naftowej;
f) rozwój technologii utylizacji CO2:
–
chemiczna sekwestracja CO2,
–
fotosynteza;
g) wykorzystanie CO2 dla wzbogaconego wydobycia węglowodorów:
–
ropy naftowej (EOR),
–
gazu ziemnego (EGR),
–
odmetanizowania kopalń (ECBM);
h) rozwój technologii podziemnego procesowania węgla:
–
pilot podziemnego zgazowania węgla kamiennego,
–
pilot podziemnego zgazowania węgla brunatnego,
–
pilot podziemnej biokonwersji węgla;
i) produkcja syntetycznych paliw i dywersyfikacja źródeł energii;
j) integracja technologii CCS obejmująca energetykę i inne sektory gospodarki, np. chemię,
hutnictwo, górnictwo węgla i rud;
k) integracja CCS z OZE:
–
współspalanie biomasy dla redukcji CO2;
–
łączenie sekwestracji z geotermią.
Zdecydowana większość „bloków technologicznych‖ może zostać przetestowana w ramach
4-5 kompleksowych inwestycji demonstracyjnych lub pilotażowych. Ich wsparcie powinno być
podstawą Polskiego Program Flagowego Czystych Technologii Węglowych (zwany dalej: „PPF‖).
Przeprowadzenie 4-5 inwestycji demonstracyjnych pozwoli nam rozwinąć własne technologie
i zdobyć własne doświadczenia. Dzięki temu będziemy mogli zoptymalizować strategiczny
program wymiany mocy energetycznych na niskoemisyjne oraz wprowadzić dywersyfikację
150
Zielona Księga
wewnętrzną źródeł energii poprzez masową produkcję substytutu gazu ziemnego do zastosowań
w energetyce, hutnictwie, chemii lub nawet motoryzacji. W wyniku realizacji programu możemy
stać się globalnym specjalistą w dziedzinie zgazowania (naziemnego i podziemnego) węgla
i procesów karbochemii. Polska może stać się wkrótce największym światowym producentem
najczystszego nośnika energii - wodoru (głównego składnika gazu syntezowego), otwierając rynek
zastosowań wodoru w komunikacji i rozwijając gospodarkę opartą o wodór.
Ze względu na olbrzymią skalę problemów i ich skomplikowaną naturę powinniśmy
wzorem innych krajów (np. Wielkiej Brytanii) uruchomić program kompleksowo rozwiązujący
problemy wdrażania CTW. Polski Program Flagowy Czystych Technologii Węglowych (PPF)
powinien stworzyć ramy polityczne, organizacyjne, ekonomiczne i prawne dla rozwoju i
wdrażania
czystych
technologii
węglowych.
PPF
powinien
zawierać
szereg działań
pozwalających na utrzymanie, pomimo restrykcyjnej polityki UE, pozycji węgla jako
podstawowego źródła energii dla Polski oraz na rozwój nowych technologii, pozwalających na
redukcję importu paliw i uzyskanie wysokiego stopnia wewnętrznej dywersyfikacji. PPF powinien
być bazą dla testów i wdrożenia 26 bloków technologicznych CTW opisanych w poprzednim ppkt.
Dla powodzenia PPF, poza blokami technologicznymi, konieczna jest również realizacja
następujących zadań:
−
regulacje prawne,
–
kampania publiczna dla akceptacji CCS,
–
program badawczy czystych technologii węglowych,
–
współpraca zagraniczna z UE i innymi krajami.
2.12.4.Konieczność uczestnictwa w CCS Demonstration Programme
CCS Demonstration Programme stwarza ramy polityczne i finansowe dla realizacji do
dwunastu instalacji demonstracyjnych w Europie. Przetestują one kompletny łańcuch CCS:
wychwytywanie, transport i składowanie CO2.
Dla Polski kluczowe jest wejście do EU CCS Demonstration Programme z dwoma
obiektami w PGE Elektrowni Bełchatów na nowym bloku 858 MWe oraz z zeroemisyjnym
kompleksem energetyczno–chemicznym o mocy 309 Mwe, realizowanym przez ZAK i PKE
w Kędzierzynie.
151
Zielona Księga
Polska zgłosiła do konkursu dwa obiekty. Inwestycje te zostały wybrane przez Ministerstwo
Gospodarki tak, aby przetestować na nich jak najwięcej składowych technologii przerobu węgla
oraz sposobów wychwytu i składowania CO2. Instalacje CCS w Kędzierzynie i Bełchatowie
przetestują łącznie prawie 90% „bloków technologicznych‖ zarysowanych w programie rozwoju
technologii CCS. Dzięki wielkiej komplementarności projektów będziemy mogli zdobyć własne
doświadczenia w zakresie:
podstawowej technologii wychwytu – post-combustion (Bełchatów, B) i pre-combustion
(Kędzierzyn, K);
zastosowania do przebudowy (retrofit) istniejących bloków (B) i budowy nowych (K);
zastosowania różnego paliwa – węgla brunatnego (B) i kamiennego (K);
współspalania biomasy (K);
sekwestracji CO2 w głębokich solankach (B) i wyczerpanych złożach gazu (K);
transportu CO2 rurociągiem na duże odległości (K);
sekwestracji chemicznej (K) i produkcji syntetycznych paliw (K).
Dla realizacji projektów CCS w Polsce należy także zbudować odpowiednie ramy
ekonomiczne, organizacyjne i prawne oraz uzyskać akceptację społeczną. PGE Bełchatów ma już
zapewnione finansowanie części inwestycji w wysokości 180 mln Euro. Kolejne konkursy na
dofinansowanie odbędą się najprawdopodobniej w 2010 i 2012 roku. Spodziewana unijna dotacja
może wynieść 1–1.5 mld Euro.
W Polsce ze względu na istotne znaczenie węgla dla produkcji energii elektrycznej, ciepła
i innych zastosowań przemysłowych oraz dużą ilość potencjalnych miejsc składowania CO2
występuje konieczność zaangażowania się rządu w budowę demonstracyjnych instalacji
wytwarzania energii wyposażonych w technologię CCS. Realizacja projektów demonstracyjnych
CCS w Polsce ma doprowadzić do zdobycia doświadczeń praktycznych i oceny rzeczywistych
kosztów.
Budowa obiektów demonstracyjnych w Polsce będzie:
–
służyć obniżeniu ryzyka tej technologii przy zastosowaniu na przemysłową skalę
i pozyskaniu danych o realnych kosztach wdrożenia tej technologii, w dążeniu do ich
redukcji w dłuższej perspektywie czasowej poprzez stopniowe modyfikacje, ogólny postęp
152
Zielona Księga
naukowo-techniczny i organizacyjny, co będzie miało przełożenie na zastosowanie CCS
w kraju i w skali międzynarodowej,
–
stanowić wkład Polski w międzynarodowe wysiłki na rzecz przeciwdziałania zmianom
klimatycznym oraz w postęp naukowy w energetyce,
–
stanowić szansę pozyskania i rozwoju nowoczesnych technologii dla polskich firm
produkcyjnych sektora energetyki, chemii oraz jednostek badawczo–rozwojowych.
Zarówno technologie jak również oferta badawczo – rozwojowa docelowo stać się może
krajowym produktem eksportowym,
–
stwarzać podstawy do odtworzenia mocy elektrycznej w krajowej elektroenergetyce,
z uwzględnieniem nowych kryteriów ekologicznych i nowych relacji ekonomicznych,
z wykorzystaniem środków pomocowych, dzięki czemu znacząco zostanie ograniczona
presja nowych regulacji prawnych na wzrost cen energii elektrycznej dla odbiorców
końcowych.
Sukces instalacji demonstracyjnych pozwoli na masowe upowszechnienie technologii we
wszystkich polskich elektrowniach. Każdy rok wcześniejszej implementacji CCS uchroni przed
płaceniem „kar‖ – ponoszeniem kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2 na giełdach ETS.
Oszczędności z tego tytułu mogą sięgać dziesiątków miliardów zł, pozwalając na znaczące
ograniczenie wzrostu cen energii w Polsce.
2.12.5. Rozpoznanie składowisk CO2 na potrzeby Programu Demonstracyjnego CCS
Krajowy program „Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego
składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania‖ realizowany jest przez konsorcjum
złożone z PIG-PIB (lider), AGH, GIG, INiG, IGSMiE PAN i PBG. Strategicznym celem krajowego
programu obejmującego praktycznie cały obszar Polski wraz z ekonomiczną strefą Bałtyku jest
dostarczenie Ministrowi Środowiska informacji niezbędnych dla decyzji koncesyjnych, zgodnie z
wymogami właściwej w tej materii dyrektywy unijnej. Istotnym celem programu jest też wskazanie
potencjalnych składowisk na potrzeby obu polskich projektów demonstracyjnych CCS–PGE
Bełchatów i PKE oraz ZAK Kędzierzyn.
153
Zielona Księga
Dotychczas ukończono prace w zakresie rozpoznania formacji i struktur w poziomach
wodonośnych solankowych w rejonie Bełchatowa, a dla wytypowanej struktury wykonano analizy
szczegółowe. Jednocześnie prowadzi się podobne prace dla rejonu południowej części GZW
(interesujące dla projektu Kędzierzyn), realizuje prace w rejonie Mazowsza i uruchamia się prace
w kolejnych rejonach kraju. Ponadto wytypowano jedno złoże gazu i jedno ropy (EOR) do analiz
szczegółowych.
2.12.6. Współpraca międzynarodowa i kształtowanie polityki w zakresie CCS
Europejska polityka energetyczno-klimatyczna jest wspólną ideą wszystkich krajów
członkowskich. Polska jako kraj z gospodarką wysokowęglową powinna aktywnie
uczestniczyć w kształtowaniu tej polityki tak, aby poszukiwać rozwiązań proekologicznych
możliwych do zastosowania w Polsce, które nie zniszczą jednocześnie naszej gospodarki. Z
uwagi na strategiczne znaczenie problemu dla naszego rozwoju gospodarczego i bezpieczeństwa
powinniśmy być aktywni we wszystkich gremiach:
a) forum europejskie
Należy zaktywizować Polską obecność w gremiach europejskich, zarówno na poziomie
współpracy rządowej, naukowo-technicznej i branżowej, jak i poprzez identyfikację polskich
reprezentantów w różnych grupach unijnych i podjęcie się ich koordynacji. Polska powinna
mieć swoją wizję rozwoju gospodarki niskowęglowej i powinna umieć negocjować oraz
przekonywać do niej inne kraje członkowskie.
Należy także dążyć do stworzenia europejskiego lobby na rzecz czystego węgla (np.
rozszerzona „Grupa Wyszehradzka‖), w szczególności z przedstawicielami polityki i
gospodarki następujących krajów: Rumunii, Czech, Słowacji, Bułgarii i Grecji, a także
Niemiec i Wielkiej Brytanii. Celem integracji tych krajów byłoby stworzenie silnego lobby
na rzecz energetyki węglowej oraz współdziałanie w obszarze prawodawstwa usuwania,
transportu i składowania CO2 (CCS), a także polityki klimatyczno-energetycznej UE, która
nie zachwiałaby konkurencyjnością gospodarki UE, a szczególnie środkowo-wschodniej
Europy i Polski.
154
Zielona Księga
Polska powinna byś jednym z najbardziej aktywnych aktorów promujących CCS na forum
Unii Europejskiej, dążyć do tego, aby w nowej perspektywie finansowej znalazła się w
budżecie UE nowa pula środków na rozwój niskoemisyjnych technologii.
b) forum przemysłowe
UE nie kryje, że rozwój gospodarki niskowęglowej ma być europejską specjalnością,
dźwignią europejskiej gospodarki, możliwością ekspansji gospodarczej w krajach trzecich. Stąd jest
obserwowana znaczna aktywność wiodących koncernów energetycznych i naftowych oraz firm
budujących infrastrukturę elektrowni. We współpracy z Komisją doprowadzą one do ustanowienia
podstawowych zasad implementacji technologii CCS, co pozwoli tym firmom uzyskać znaczną
przewagę konkurencyjną, przede wszystkim poprzez:
–
zaangażowanie się w instalacje demonstracyjne CCS i pozyskanie koniecznej wiedzy
inżyniersko-technologicznej,
–
narzucenie następnie nowych standardów technologicznych innym,
–
rozwinięcie własnej bazy wytwórczej dla tych technologii,
–
wymuszenie procedur formalno-prawnych potencjalnie preferujących niektóre rozwiązania
lub paliwa niekoniecznie zgodne z naszymi uwarunkowaniami.
Na tym obszarze są dwie kluczowe organizacje gospodarcze, w których musimy aktywnie
uczestniczyć:
Europejska Platforma Zeroemisyjnych Technologii dla Elektrowni Paliw Kopalnych (ZEP
ETP)
Europejska Platforma Zeroemisyjnych Technologii dla Elektrowni Paliw Kopalnych,
założona w 2005, jest wspólną platformą (siecią) KE, przemysłu, instytucji badawczych i
organizacji pozarządowych, której celem jest zdefiniowanie i alokacja europejskiej strategii B&R
dot. zeroemisyjnej produkcji energii, w tym zagadnienia wychwytu i składowania CO2. W jej skład
wchodzą przedstawiciele kluczowych koncernów energetycznych, naftowych, wytwórców urządzeń
energetycznych, jednostek naukowych i grup pozarządowych, którzy mają następujące cele:
–
uruchomić CCS jako kluczową technologię dla zwalczania zmian klimatu,
–
do roku 2020 uczynić CCS technologią komercyjną,
–
rozwijać B+R dla pozyskania następnej generacji technologii CCS po roku 2020.
155
Zielona Księga
Uczestnicy ZEP uważają CCS jako kluczowy komponent w przyszłym systemie
energetycznym UE. Zadaniem jest zidentyfikowanie i usunięcie bariery do budowy wysoko
wydajnych elektrowni z bliską zeru emisją. ZEP przygotowało szereg dokumentów:
–
Vision Paper (maj 2005)
–
Strategic Deployment Document (SDD) (sierpień 2006) plan komercjalizacji
–
Strategic Research Agenda (SRA) (sierpień 2006) plan wspólnego programu dla rozwoju
technologii przy redukcji kosztów i ryzyka.
Dokumenty stanowią roadmap konieczną do komercjalizacji CCS do 2020, z koncentracją
na 10-12 projektach demonstracyjnych CCS wspieranych z poziomu unijnego. W 2008 ZEP
przygotował specjalny raport EU Demonstration Programme on CO2 Capture and Storage (CCS) –
ZEP’s Proposal, który zawiera pogłębione analizy technologiczne, operacyjne, geograficzne,
polityczne, ekonomiczne i polityczne warunkujące realizację programu demonstracyjnego w UE.
Kluczowymi ciałami w ZEP są Advisory Council i Coordination Group. Prace są
zorganizowane wokół czterech Working Groups (Taskforces) i w bliskiej współpracy z Government
Group, w której znajdują się przedstawiciele rządowi.
Siec projektów demonstracyjnych (European CO2 Capture and Storage Demonstration
Project Network)
Decyzja Komisji Europejskiej w sprawie zasad wsparcia programu demonstracyjnego CCS
z NER 300 (luty 2010) nakłada na beneficjentów pomocy publicznej konieczność dzielenia się
wiedzą. Zadanie to stało się jednym z motywów powołania Europejskiej Sieci Projektów
Demonstracyjnych CCS. Ma ona na celu:
–
koordynację projektów demo,
–
identyfikację i wymianę dobrych praktyk,
–
wymianę informacji i doświadczeń,
–
posługiwanie się europejskim logo,
–
budowanie świadomości społecznej,
–
stworzenie platformy do współpracy międzynarodowej i promocję globalnego przywództwa
EU w technologiach CCS.
156
Zielona Księga
Sieć jest nadzorowana przez Komisję Europejską, a koordynowana przez Det Norske
Veritas. Sieć będzie zrzeszać wszystkie projekty CCS na terytorium UE, które m.in. będą wsparte
przez programy EEPR i NER 300 i będą posiadały odpowiednią skalę (elektrownie 250 MWe lub
500kt unikniętej emisji CO2 dla instalacji przemysłowych). Wszyscy członkowie Sieci muszą
podpisać umowę o dzieleniu się wiedzą.
c) forum międzynarodowe
Polska Strategia CCS powinna zawierać plan działań na arenie międzynarodowej, głównie w
takich organizacjach jak Organizacja Narodów Zjednoczonych, Międzynarodowa Agencja Energii
(IEA), Forum Sekwestracji Węgla (CSLF), Globalny Instytut CCS (GCCSI). Polska powinna silnie
angażować się w prace powyższych instytucji, jak również wpływać na wyznaczane przez nie
kierunki rozwoju.
Global CCS Institute
Globalny Instytut CCS został utworzony z inicjatywy rządu Australii. Jego celem jest
przyspieszenie wdrażania technologii CCS na wielka skalę. Dlatego też jego działania
ukierunkowane są na wybudowanie jak największej ilości wielkoskalowych instalacji CCS. Od
momentu jego powstania, w październiku 2009, idea Instytutu spotkała się z bardzo dużym
zainteresowaniem. Przystąpiły do niego rządy ponad 20 krajów i 80 światowych korporacji,
organizacji pozarządowych i instytutów badawczych. Na tę chwilę należą do niego dwa polskie
ośrodki – Główny Instytut Górnictwa oraz demosEUROPA – Centrum Strategii Europejskiej.
Jedną z najważniejszych kwestii związanych z rozwojem nowych technologii jest wymiana
doświadczeń. Dlatego też GCCSI zdecydował się przygotować dwie publikacje stanowiące
kompendium wiedzy nt. CCS Strategic Analysis of the Global Status of Carbon Capture and
Storage oraz An Ideal Portfolio of CCS Projects and Rationale for Supporting Projects, jak również
intensyfikować działania mające na celu wymianę informacji pomiędzy projektami na całym
świecie.
W raportach tych zidentyfikowano 275 instalacji CCS w skali świata. Budowa 34 z nich
została już zakończona, budowa 26 została wstrzymana lub opóźniona, dwie instalacje zostały
wycofane. Spośród pozostałych 213 aktywnych lub planowanych instalacji 101 będzie działało
157
Zielona Księga
w skali komercyjnej, w tym 62 będą w pełni zintegrowane. Faktem jest jednak, że w chwili obecnej
nie ma na świecie ani jednej w pełni zintegrowanej komercyjnej elektrowni węglowej z CCS. Aby
to zmienić niezbędna będzie współpraca zarówno państw, jak i firm zainteresowanych technologii.
Dlatego też rozsądnym wydaję się, aby Polska przystąpiła do GCCSI i mogła z jednej strony mieć
bezpośredni dostęp do informacji z całego świata, z drugiej dzielić się swoimi doświadczeniami.
Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF)
Carbon
Sequestration
Leadership
Forum
(CSLF)
jest
dobrowolną
inicjatywą
24 rozwiniętych i rozwijających się krajów (m.in. Stany Zjednoczone, Unia Europejska, Australia,
Brazylia, Indie, Rosja, Japonia, Arabia Saudyjska, RPA, Kanada), które zdecydowały się
inwestować w badania, rozwój i wdrożenia technologii CCS. Kraje członkowskie CSLF wspólnie
reprezentują 3,5 mld ludzi (60% ludzkiej populacji), 71% światowej produkcji energii, 76%
światowej konsumpcji energii, 78% światowej PKB i 77% światowej emisji CO2. Polska dołączyła
do CSLF w2009 roku. CSLF jest uważane za kluczowe forum do współpracy i współdziałania z
wiodącymi krajami rozwijającymi się w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych.
CSLF koncentruje się na rozwoju technologii CCS jako środka do stabilizacji koncentracji
CO2 w atmosferze. Celem jest rozwój technologii CCS poprzez skoordynowane badania
i wdrożenia z międzynarodowymi partnerami i przemysłem. Celem jest również promocja
technicznych, politycznych i regulacyjnych rozwiązań koniecznych dla rozwoju technologii. Dla
Polski współpraca międzynarodowa pozwala na dostęp do analiz i raportów pomocnych w wyborze
najlepszych rozwiązań technologicznych dla czystego wykorzystania węgla. Umożliwia np.
przeanalizowanie osiągnięć amerykańskiego programu Clean Coal realizowanego od lat
osiemdziesiątych ubiegłego wieku.
158
Zielona Księga
2.12.7. Problemy wdrażania instalacji „capture ready”
Technologia Carbon Capture and Storage (CCS) ma pełnić kluczową rolę w redukcji
emisji
gazów
cieplarnianych.
Wdrożenie
CCS
wymaga
olbrzymich
wysiłków
technologicznych, organizacyjnych, prawnych, regulacyjnych, ekonomicznych oraz akceptacji
społecznej. Dużym krokiem w kierunku wdrożenia technologii CCS ma być europejski CCS
Demonstration Programme, który ma do roku 2015 wykazać technologiczną dojrzałość technologii
CCS.
2.12.7.1. Problemy fazy przejściowej
Skomplikowana i czasochłonna procedura upowszechniania technologii CCS i obecny brak
regulacji prawnych powoduje wielką niepewność inwestycyjną. Dzisiejsi inwestorzy planowanych
i budowanych bloków energetycznych stoją przed czterema alternatywnymi scenariuszami:
–
powstrzymać się od inwestycji do 2015 roku, lub do czasu kiedy wszystkie problemy
prawno-ekonomiczne zostaną wyjaśnione,
–
wybudować nową jednostkę w systemie „CCS ready‖ tak, aby w przyszłości łatwo było ją
przebudować i dostosować do wymogów CCS,
–
budować tak, jak dotychczas bez uwzględnienia CCS narażając się w przyszłości na
konieczność zamknięcia instalacji, gdy się okaże że koszty wychwytu CO2 lub zakupu
pozwoleń na emisję będą zbyt duże,
–
budować tak, jak dotychczas bez uwzględnienia CCS licząc, że w przyszłości uzyska się
derogacje, warunkowe zgody i darmowe pozwolenia na emisję, które pozwolą na produkcję
energii elektrycznej przy pełnej emisji CO2 (jest to tzw. wariant „carbon lock-in‖).
W takiej sytuacji najrozsądniejszym podejściem jest „CCS ready‖ wprowadzając z góry do
projektowania nowej jednostki lub nawet pewnych wstępnych inwestycji umożliwiających
w przyszłości przy minimalnym koszcie dostosować instalację do wymogów CCS.
159
Zielona Księga
2.12.7.2. Definicja “CCS Ready Plant”
Zgodnie z zaleceniami ICF International66 Definicja „CCS Ready Plant‖ dzieli się na trzy
składowe elementy:
Obiekt „Capture Ready” powinien wypełniać wszystkie lub część następujących kryteriów:
–
zlokalizowany tak, aby transport i składowanie CO2 było technicznie możliwe,
– zdolny do przebudowy dla wychwytu CO2 za pomocą jednej z racjonalnych technologii przy
racjonalnym koszcie,
– dysponować odpowiednim terenem dla przyszłej przebudowy dla wychwytu i transportu
CO2.
Obiekt „Transport Ready” powinien wypełniać wszystkie lub część następujących kryteriów:
–
metody transportu są technicznie zdolne do przesyłu wychwyconego w instalacji CO2 przy
racjonalnym koszcie,
–
drogi transportu, potencjalne konflikty są rozpoznane i wstępnie rozwiązane,
–
warunki transportu i oddziaływanie na środowisko zostały rozpoznane.
Obiekt „Storage Ready” powinien wypełniać wszystkie lub część następujących kryteriów:
–
jedno lub kilka składowisk zostało rozpoznane jako technicznie i ekonomicznie zdolne do
składowania całości wychwyconego CO2,
66
–
dowiedziona jest pojemność, zdolność do zatłaczania i integralność składowiska,
–
potencjalne konflikty są rozpoznane i wstępnie rozwiązane,
–
warunki bezpieczeństwa i oddziaływanie na środowisko zostały rozpoznane.
CCS Ready Policy: Considerations and Recommended Practices for Policymakers, ICF International, 2010.
160
Zielona Księga
2.12.7.3. Polityka w zakresie “CCS Ready”
Polityka wprowadzania instalacji „CCS ready‖ bazuje na warunku wprowadzonym
w dyrektywie 2009/31/EC o geologicznym składowaniu CO2, który mówi, że wszystkie nowe
elektrownie bazujące na paliwach kopalnych o określonej wielkości mają mieć odpowiednią
przestrzeń na swoim terenie dla instalacji koniecznej dla wychwytu i sprężania CO2.
Jeszcze mocniejszym sygnałem dla wprowadzania ―CCS ready‖ są dyskusje nad
wprowadzeniem standardu emisji (EPS), które ograniczą możliwość emisji np. do 500 kg
CO2/1MWh, co przy emisyjności rzędu 1000 kg CO2/MW oznacza konieczność usunięcia co
najmniej połowy strumienia CO2. Jeśli EPS zostanie zaostrzony w przyszłości oznaczać to będzie
konieczność usuwania jeszcze większej części emisji CO2.
Zgodnie z art. 33 dyrektywy CCS, w dyrektywie 2001/80/WE dodano Artykuł 9a,
zobowiązujący Państwa członkowskie do zapewnienia, aby operatorzy wszystkich obiektów
energetycznego spalania o elektrycznej mocy znamionowej 300 megawatów lub wyższej,
którym pozwolenia na budowę lub pozwolenia na prowadzenie działalności udzielono już po
wejściu w życie Dyrektywy CCS, przeprowadzili ocenę, czy spełnione są następujące warunki:
–
dostępne są odpowiednie składowiska,
–
instalacje transportowe są wykonalne technicznie i ekonomicznie,
–
modernizacja pod kątem wychwytywania CO2 jest wykonalna technicznie i
ekonomicznie.
Jeżeli powyższe warunki są spełnione, właściwy organ ma zapewnić, aby na terenie obiektu
zarezerwowano odpowiednią przestrzeń na instalację urządzeń niezbędnych do wychwytywania
i sprężania CO2.
Obowiązki nałożone na państwa członkowskie w ramach przywołanego artykułu
zmieniającego dyrektywę LCP powinny być realizowane bezpośrednio po dacie wejścia w życia
dyrektywy CCS. Zgodnie z art. 40, wchodzi ona w życie począwszy od 25 czerwca 2009 r. To
oznacza, że odpowiednia zmiana krajowego porządku prawnego powinna nastąpić możliwie szybko
po tej dacie.
161
Zielona Księga
2.12.8. Problemy transportu CO2
W Europie musi powstać nowa infrastruktura służące ułatwieniu pomyślnego przejścia na
niskoemisyjny system energetyczny. W konkretnym przypadku produkcji energii przy
zastosowaniu CCS oznacza to wczesne zapotrzebowanie na infrastrukturę służącą do celów
transportu
i
składowania
CO2
oraz
połączenie
źródeł
emisji,
przy
korzystaniu
z niedyskryminujących praw dostępu porównywalnych z prawami stosowanymi obecnie
w odniesieniu do infrastruktury elektrycznej i gazowej.
Ważne jest by rozwinąć europejski wymiar tych sieci. Konieczne może okazać się
dodatkowe ukierunkowane wsparcie finansowe (np. w celu określania sieci i przeprowadzenia
szczegółowych studiów wykonalności
dla
poszczególnych projektów infrastrukturalnych
realizowanych w ramach sieci).
W tym celu Komisja zamierza pracować nad przeglądem wytycznych TEN-E, do których
włączono infrastrukturę CO2 (rurociągi i składowiska).
2.12.9. Budowa podziemnych składowisk CO2
Sekwestracja CO2 przez składowanie w strukturach geologicznych jest jednym z rozwiązań,
które zaczynają skupiać coraz większą uwagę specjalistów poszukujących efektywnych, a zarazem
ekonomicznych metod ograniczenia emisji tego gazu szklarniowego. Podziemne składowanie może
się okazać wyjątkowo skutecznym rozwiązaniem, gdyż od strony technicznej wiele jego aspektów
zostało już dobrze opracowanych, zwłaszcza w wyniku doświadczeń firm naftowych, które od
dawna z powodzeniem wykorzystują metody zatłaczania CO2 i innych gazów oraz cieczy do
zwiększenia stopnia wydobycia ropy i gazu. Dotyczy to także dobrze już poznanych aspektów
bezpieczeństwa
takiego
składowania.
Ponadto
warunki
geologiczne
na
Niżu
Polskim
i w północnych Niemczech czy na szelfie Morza Północnego, jak i rozległych obszarach USA zdają
się być wyjątkowo korzystne dla takiego składowania i to na dużą skalę.
162
Zielona Księga
Należy jednak zauważyć, że idea sekwestracji poprzez składowanie w strukturach
geologicznych jest nadal stosunkowo nowa i wymaga akceptacji opinii publicznej. Chodzi bowiem
o to, aby projekty składowania w obszarze uznanym za korzystny czy wręcz optymalny nie zostały
przyjęte przez lokalną społeczność jako tworzenie nowych składowisk odpadów i aby ewentualne
obawy mieszkańców nie zablokowały geologicznej sekwestracji jeszcze na etapie pilotażowym.
Wychodząc naprzeciw takim potencjalnym obawom mieszkańców Departament Energii USA już
w 2001 r. uruchomił szeroki program (Program Area Overview, 2001) badawczy ukierunkowany na
opracowanie praktycznych metod monitoringu w celu potwierdzenia bezpieczeństwa podziemnego
składowania.
W Polsce w 2008 roku uruchomiono Krajowy Program „Rozpoznanie formacji i struktur do
bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania‖ prowadzony
przez konsorcjum kierowane przez PIG.
W ramach programu krajowego przewiduje się wykonanie gruntownego rozpoznania
potencjalnych składowisk CO2 w poziomach wodonośnych solankowych dla ośmiu rejonów
kraju wybranych zarówno ze względu na potrzeby gospodarki narodowej (głównie
energetyki) jak i znane w chwili obecnej możliwości geologicznego składowania (w tym także
występowanie sczerpanych złóż węglowodorów).
Trzy rejony (I – sfera zainteresowania elektrowni BOT Bełchatów, II – na potrzeby instalacji
PKE i ZA Kędzierzyn oraz III, który zostanie wybrany w trakcie realizacji projektu) zostaną
scharakteryzowane w stopniu umożliwiającym bezpośrednie wykorzystanie wyników tych prac na
potrzeby planowanych na najbliższe lata projektów demonstracyjnych elektrowni o obniżonej
emisji. Ponadto przedmiotem szczegółowych analiz będą opcje geologicznego składowania CO2
w złożach
węglowodorów
(z
możliwością
wspomagania
wydobycia)
i
głębokich,
nieeksploatowanych pokładów węgla z odzyskiem metanu. Dla obydwu tych opcji wybierze się po
jednym obiekcie, które następnie przebada się pod kątem wykonalności geologicznego składowania
CO2 oraz jego bezpieczeństwa i wpływu na środowisko.
163
Zielona Księga
Do ukierunkowania tych prac wykorzystano w szczególności wyniki badań realizowanych
w ostatnich latach w ramach projektów unijnych (CASTOR WP1.2 – Scholtz et al., 2006;
EU GeoCapacity – Lojka et al., 2007 i Willscher et al., 2007/2008), a także krajowych projektów
badawczych. Wyniki te zestawiono na mapie poniżej, gdzie zostały wstępnie scharakteryzowane
znane w chwili obecnej możliwości geologicznej sekwestracji w Polsce w przypadku poziomów
wodonośnych solankowych, sczerpanych złóż węglowodorów oraz głębokich, nieeksploatowanych
pokładów węgla zawierających metan. Na mapie zaznaczono też przemysłowe źródła emisji
o wielkości minimum 100 tysięcy ton CO2 rocznie, zasięgi jednostek geologicznych ważnych
z punktu widzenia geologicznej sekwestracji, elementy infrastruktury (rurociągi, obszary
zurbanizowane) oraz obszary chronione NATURA 2000 wraz z parkami narodowymi.
164
Zielona Księga
Możliwości geologicznej sekwestracji CO2 w Polsce (Rys. nr 9)67
67
Źródło: Państwowy Instytut Geologiczny
165
Zielona Księga
Realizacja projektu potwierdziła, że potencjalne możliwości składowania CO2 w głębokich
strukturach mezozoiczno-permskich w Polsce sięgają 90 mld ton CO2. Na terenie Polski, w pasie
Łódź-Bydgoszcz-Szczecin mógłby powstać największy europejski lądowy zbiornik składowania
CO2 w solankach.
Ponieważ znaczna część emisji CO2 w Polsce jest generowana na Górnym Śląsku i
w Małopolsce, gdzie nie ma dobrych możliwości zbiornikowych dla składowania CO2, powinna
być rozważona budowa Centralnego Rurociągu CO2 z Górnego Śląska w okolice Łodzi.
GEOLOGICZNA SEKWESTRACJA CO2
Baltic
CO2 pipeline
Largest European on-shore
Mesozoic CO2 storage reservoir
BELCHATOW
KĘDZIERZYN
UPPER SILESIA
CZECH SILESIA
Central European
CO2 pipeline
Infrastruktura transportowa CO2 i największy lądowy zbiornik CO2 (Rys. nr 10)
166
Zielona Księga
2.12.10. Regulacje prawne pozwalające na podziemne składowanie CO2
Kształt polskiej ustawy dotyczącej wychwytywania i składowania dwutlenku węgla
będzie miał niebagatelne znaczenie dla rozwoju tej technologii w naszym kraju. Ważne, aby
eliminowała ona maksymalną ilość potencjalnych barier na drodze wdrażania CCS w Polsce.
Jej kompleksowy charakter i transparentność powinny stanowić solidną ramę dla działań
przedsiębiorców, a nawet stać się bodźcem dla ich większego zaangażowania w transformację
polskiego sektora energetycznego w kierunku niskoemisyjnym. Legislacja ta powinna być również
gwarantem bezpieczeństwa stosowania technologii tak, aby uspokoić obawy społeczeństwa i
ułatwić budowanie akceptacji poprzez kampanie informacyjne.
W celu osiągnięcia celów postawionych w dyrektywie CCS konieczne jest jak najszybsze
podjęcie w kraju decyzji w zakresie uregulowania odpowiedzialności za poszczególne fazy
przedsięwzięcia – wychwyt, transport i składowanie – w odpowiednich sektorach gospodarki.
Sektor elektroenergetyki, będący bezpośrednim adresatem wymagań dyrektywy CCS stoi na
stanowisku, że w jego gestii winna być jedynie odpowiedzialność za przygotowanie swoich
obiektów do usuwania CO2, powstającego w procesie wytwarzania energii. Odpowiedzialność za
transport i składowanie tego gazu spoczywać powinna natomiast na powołanych specjalnie do tego
celu przez rząd instytucjach.
Polska ustawa powinna przede wszystkim dokonać konsolidacji już istniejącego
ustawodawstwa dotyczącego geologii i górnictwa, zmian klimatu i ochrony środowiska,
uprawnień do emisji CO2, energetyki oraz przesyłu surowców energetycznych, jak również
wprowadzić klarowny podział praw oraz obowiązków dla organów administracji państwowej
i samorządowej.
Przepisy ustawy powinno stosować się do prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie
wychwytu, transportu i składowania dwutlenku węgla w podziemnych strukturach geologicznych,
włącznie z badaniem oraz opieką późniejszą nad wszystkimi instalacjami i urządzeniami służącymi
do wychwytu, zatłaczania, przechowywania oraz nadzorowania.
167
Zielona Księga
Ustawa powinna określać zasady i warunki:
–
wydawania pozwoleń na poszukiwanie składowisk, w tym warunki jakie powinno spełniać
składowisko właściwe dla bezpiecznego, permanentnego przechowywania CO2,
–
wydawania pozwoleń na składowanie, określające przede wszystkim wymagania, które
muszą spełnić operatorzy ubiegający się o pozwolenie,
–
zasady budowy infrastruktury do przesyłania CO2, w tym głównie zasady dotyczące
budowy rurociągów,
–
wydawania pozwoleń na transport CO2 i zasad pobierania opłat, jeśli przesył CO2 będzie
działalnością prowadzoną na zasadach komercyjnych,
–
kontrolowania składowisk, w tym głównie długotrwałego monitoringu zachowań CO2
w strukturach geologicznych,
–
prawa dostępu do sieci transportowych i składowisk stron trzecich,
–
wycofania pozwolenia na składowanie,
–
zamknięcia składowiska, w tym głównie odpowiedzialności i obowiązków po zamknięciu
składowiska – tzw. opieki późniejszej,
–
udostępniania i wywłaszczania nieruchomości na potrzeby badań, transportu i zatłaczania
oraz odpowiedniego stosowania innych instytucji prawa cywilnego,
–
przyjęcia odpowiednich zasad ponoszenia odpowiedzialności za ewentualne szkody
związane
z
prowadzeniem
działalności
w
zakresie
wychwytywania,
transportu
i składowania CO2, w szczególności określenie, czy będą to zasady podobne do tzw. szkód
górniczych,
odpowiedzialności
na
zasadach
ryzyka,
czy
też
ogólnych
zasad
odpowiedzialności za szkodę, uregulowanych w prawie cywilnym,
–
transportu transgranicznego i składowisk transgranicznych lub zlokalizowanych w pobliżu
granic państw członkowskich,
–
odpowiedzialności finansowej i kar związanych z nieprzestrzeganiem przepisów,
jak również kosztów ponoszonych na monitoring składowiska w fazie opieki późniejszej,
–
działania właściwych organów wyznaczonych przez ustawę do wykonywania wynikających
z niej obowiązków,
–
ochrony wód podziemnych, zdrowia i życia ludzi oraz środowiska, w tym w szczególności
oceniania wpływu budowy i eksploatacji instalacji do wychwytywania, transportu
i składowania CO2 na środowisko,
–
informowania społeczeństwa o zagadnieniach związanych z CCS, w szczególności
w związku z planowanymi i prowadzonymi inwestycjami w tym zakresie.
168
Zielona Księga
Co ważne ustawa powinna zawierać zespół szczegółowych definicji związanych z
powyższą działalnością, tak aby zakres regulacji nie pozostawiał żadnych wątpliwości. Dodatkowo
legislacja o składowaniu CO2 powinna definiować poziom minimalnego, dozwolonego
zanieczyszczenia strumienia CO2, który ma być poddany składowaniu, aby zminimalizować ryzyko
zatłaczania innych zanieczyszczeń, m.in. kwaśnych gazów z zakładów przemysłowych.
2.12.10.1. Potrzeba Wewnętrznej Dywersyfikacji Źródeł Energii
Europejska
polityka
energetyczno-klimatyczna
praktycznie
zaniedbała
problemy
bezpieczeństwa energetycznego, szczególnie wobec krajów bazujących na węglu. Polski Program
Flagowy (PPF) powinien reprezentować bardziej zrównoważone podejście, łącząc aspekty
przeciwdziałania zmianom klimatu ze zwiększeniem bezpieczeństwa energetycznego. PPF
powinien także uwzględniać rozwój nowych, czystych technologii naziemnego i podziemnego
zgazowania węgla, pozwalających na produkcję syntetycznych paliw gazowych i ciekłych oraz
zwiększenie krajowego wydobycia ropy naftowej i gazu przy wykorzystaniu CO2. Dzięki realizacji
programu można by zredukować import paliw i uzyskać wysoki stopień wewnętrznej
dywersyfikacji źródeł energii (tzn. oprócz własnego gazu ziemnego, metanu, ropy pojawiłyby się
syntetyczne substytuty produkowane z węgla).
Program
Dywersyfikacji
Wewnętrznej
Źródeł
Energii
powinien
obejmować
następujące działania:
– budowa potencjału wytwórczego gazu syntezowego,
– budowa potencjału produkcji paliw płynnych i gazowych CTL, CTG,
– zwiększenie wydobycia ropy naftowej przy pomocy technologii EOR,
– zwiększenie wydobycia gazu ziemnego przy pomocy technologii EGR,
– budowa potencjału produkcji wodoru CTH,
– rozwój podziemnego zgazowania węgla UCG,
– rozwój podziemnej biokonwersji węgla,
– wydobycie metanu ze złóż węgla ECBM.
169
Zielona Księga
2.12.10.2. Budowa potencjału wytwórczego gazu syntezowego.
Polityka
Unii
Europejskiej
zmusza
nas
do
powszechnego
zastosowania
dla
nowobudowanych elektrowni technologii zgazowania IGCC, dzięki czemu możemy w systemie
pre-processingu wydzielić CO2 przeznaczony do sekwestracji. Technologia ta ma strategiczne
znaczenie dla Polski, gdyż podstawowym produktem zgazowania jest gaz syntezowy,
który jest substytutem gazu ziemnego. 25-30 gazyfikatorów może wyprodukować takie ilości
gazu syntetycznego, który równoważą całkowity import gazu do Polski.
Istotnym elementem programu powinna być rozbudowa potencjału karbochemii, który w
normalnych warunkach produkowałby gaz syntetyczny na potrzeby „czystej‖ energetyki i chemii
oraz posiadał rezerwy, które w razie konieczności pozwoliłyby na bazie węgla na produkcję paliw
gazowych i płynnych zastępując import. Plany budowy instalacji zgazowania węgla przedstawiły
ZAK Kędzierzyn (w ramach CCS Demonstration Programme) oraz Zakłady Azotowe Puławy.
Plany wykorzystania zgazowania węgla mają też inne firmy, m. in. PGE dla Elektrowni Wrotków
w Lublinie.
Wielkim atutem zgazowania węgla jest m.in. to, że w przeliczeniu na wartość energetyczne
węgiel jest dziś niemal dwa razy tańszy od gazu. Produkcja porównywalnej ilości wodoru z węgla
jest co najmniej 20–30% tańsza niż z uzyskania go z gazu ziemnego. Korzystanie ze zgazowanego
węgla docelowo mogłoby oznaczać dla chemii mniejsze koszty, stabilne dostawy i większą
niezależność od cen dyktowanych przez dostawców. Technologia zgazowania jest dostępna
komercyjnie – obecnie na świecie funkcjonuje lub jest w trakcie budowy ponad 50 podobnych
instalacji wykorzystywanych w przemyśle.
170
Zielona Księga
2.12.10.3. Budowa potencjału produkcji paliw płynnych i gazowych
Gaz syntezowy jest surowcem do produkcji całej gamy paliw płynnych np. metanolu
(komponent benzyn) lub eteru dimetylowego (komponent diesla). Program PPF powinien zakładać
budowę potencjału wytwórczego w Kędzierzynie i Puławach, a później w szeregu innych
przedsiębiorstw. Uruchomienie na większą skalę produkcji syngazu umożliwiłoby także produkcję
komponentów paliw. Np. ZAK Kędzierzyn chce produkować 0,5 mln ton rocznie metanolu,
który dzisiaj jest całkowicie importowany.
Zgazowanie węgla do syngazu otwiera także nowe możliwości wykorzystania wodoru,
który jest podstawowym składnikiem syngazu. Wodór jest postrzegany jako paliwo przyszłości –
najczystsze z możliwych, gdyż podczas spalania emituje tylko parę wodną.
2.12.10.4. Zwiększenie wydobycia ropy naftowej przy pomocy technologii EOR
Złoża ropy naftowej w Polsce są zasadniczo zlokalizowane w trzech obszarach: Karpat
i Zapadliska Przedkarpackiego, w zachodniej części kraju oraz pod dnem Morza Bałtyckiego.
Różnią się one budową geologiczną i historią produkcji. Z uwagi na fakt, że złoża ropy mamy
relatywnie niewielkie, wykorzystanie sczerpanych złóż ropy do składowania dwutlenku węgla ma
sens tylko w przypadku wspomagania wydobycia ropy (EOR).
Technologia EOR polega na zatłaczaniu CO2 w sąsiedztwie otworu wydobywczych.
Zwiększone ciśnienie powoduje wzrost wydobycia węglowodorów o 30-40%. Pozwala ona także
uzyskać duże ilości surowca ze złóż uważanych za wyczerpane przy użyciu tradycyjnych
technologii. Dzięki technologii EOR Polska mogłaby znacząco zwiększyć wydobycie ropy
jednocześnie utylizując znaczące ilości CO2.
PPF powinien wesprzeć pilotaż EOR na złożu ropy naftowej B3 zlokalizowanym na Morzu
Bałtyckim, eksploatowanym od kilkunastu lat. Pod uwagę należy także wziąć od niedawna
eksploatowane sąsiednie złoże B8. Przygotowania do pilotażu technologii EOR na Bałtyku
prowadzone są przez Grupę Lotos SA we współpracy z Akademią Górniczo-Hutniczą w Krakowie.
171
Zielona Księga
2.12.10.5. Zwiększenie wydobycia gazu ziemnego przy pomocy technologii EGR
Technologia wzbogaconego wydobycia gazu (Enhanced Gas Recovery EGR) polega na
zatłaczaniu CO2 w sąsiedztwie otworu wydobywczych. Zwiększone ciśnienie powoduje wzrost
wydobycia węglowodorów o 30–40%. Pozwala także uzyskać olbrzymie ilości surowca ze złóż
uważanych za wyczerpane przy użyciu tradycyjnych technologii. Dzięki EGR Polska mogłaby
znacząco zwiększyć wydobycie gazu. Spośród około trzydziestu złóż gazu większość nadaje się do
wdrożenia technologii EGR.
Polska zastosowała tę technologię jako pierwsza w UE. Już w 1995 roku zaczęliśmy
eksploatację złoża Borzęcin. W planach jest wykorzystanie CO2 wychwyconego w Kędzierzynie
(projekt CCS) do wzbogaconego wydobycia gazu w okolicach Wrocławia.
2.12.10.6. Pilotaż podziemnego zgazowania węgla
Technologia podziemnego zgazowania węgla UCG jest obecnie rozwijana w Australii,
Chinach, USA, Uzbekistanie i Wielkiej Brytanii. Analiza US DoE pokazuje, że gaz syntezowy
uzyskany metodą UCG może być kilkukrotnie tańszy niż syngaz uzyskany z IGCC. Opanowanie
technologii UCG przez Polskę otwiera drogę do eksploatacji olbrzymich pozabilansowych złóż
węgla - zbyt głębokie, cienkie, ukośne (zob. rys. 11). Zasoby węgla starczą na setki lat. Biorąc pod
uwagę potencjał naziemnego i podziemnego zgazowywania, Polska może stać się największym
europejskim producentem gazu syntezowego i wodoru.
Rich Polish hard coal and lignite deposits
a potential for
Underground Coal Gasification
Potencjalne zasoby węgla
przydatne dla UCG (Rys.
nr 11)
L
W
S
172
Zielona Księga
Kluczowe może być wdrożenie metody CEEC (Complex Extraction of Energy from Coal)
proponowanej przez prof. B. Żakiewicza z Polskiego Laboratorium Radykalnych Technologii. Jest
to jedyna na świecie metoda, w której dodatkowo do strumienia chemicznego syngazu
wykorzystywany jest strumień ciepła, co pozwala na osiągnięcie rewelacyjnych parametrów
ekonomicznych. Dla pilotażu koszt energii elektrycznej ma wynieść 22 Euro/1 MWe. Wysoka
sprawność energetyczna procesu podziemnego zgazowania sięgająca 66% pozwala na obniżenie
całkowitej emisji do 500 kg CO2/1 MWh. Przy dodatkowych zabiegach współspalania biomasy
i użycia geotermii istnieje możliwość dalszej redukcji emisji do 100-300 kg CO2/ 1 MWh. Metoda
jest oceniana jako jedna z najbardziej przyjaznych środowisku naturalnemu (spotkanie z Bellona
Foundation, UCGP International Congress w Londynie 2010) z uwagi na wypełnianie kawerny
podsadzką mineralną (redukcja osiadania, zapobieżenie zapadnięciu się stropu, oszczędność tlenu,
zapobieganie skażeniu wody) i prowadzenie operacji z kilkuhektarowego centrum praktycznie
całkowicie pod ziemią (w przeciwieństwie do metod pionowych wierceń i CRIP, które tworzą na
powierzchni plątaninę rurociągów). Metoda CEEC może także służyć do utylizacji odpadów,
osadów poflotacyjnych , np. z KGHM lub hałd pokopalnianych.
2.12.10.7. Rozwój podziemnej biokonwersji węgla.
Technologia podziemnej biokonwersji węgla używa najnowszych biotechnologii (specjalne
szczepy bakterii), które pod ziemią przetwarzają węgiel lub torf na biogaz i kwas humusowy
(świetny nawóz). Technologia może być powszechnie zastosowana w gminnych Centrach Zielonej
Energii. Dla wdrożenia technologii może być używana metoda CEEC tworzenia podziemnego
georeaktora za pomocą odwiertów horyzontalnych.
2.12.10.8. Wydobycie metanu ze złóż węgla.
Biorąc pod uwagę olbrzymie złoża metanu towarzyszące złożom węgla oraz fakt, że metan
jest gazem cieplarnianym 21 razy groźniejszym niż CO2, należy wdrożyć technologie pozyskiwania
metanu ECBM. Potrzebna jest tutaj technologia szczelinowania (rozkruszania) węgla, podobna do
tej wdrażanej do wydobycia gazu z łupków (niekonwencjonalny gaz) lub metoda propelentowa,
stosowana dla podziemnego zgazowania węgla (CEEC). Doświadczenia w tym zakresie prowadził
GIG (projekt RECOPOL).
173
Zielona Księga
2.12.11. Wnioski wykonawcze dla Programu Badawczego Czystych Technologii Węglowych
Polska ma niebywałą szansę objęcia pozycji europejskiego lidera w obszarze Czystych
Technologii Węglowych. Konieczność modernizacji całego sektora energetycznego (koszt ok.
50 mld Euro) i konieczność wprowadzenia technologii CCS wymuszają zainteresowanie
przemysłu finansowaniem badań i rozwojem tych technologii (można założyć, że przemysł
przeznaczy kwotę 200-500 mln zł na badania). Tematyka ta staje się kluczowa w agendzie
europejskiej, a problemem jest brak europejskiego lidera. Dodatkowo pojawiają się oczekiwania,
że to Polska powinna koordynować ten obszar.
2.12.11.1. Polska specjalizacja badawcza
Przegląd obecnego potencjału badawczego polskich jednostek naukowych i centrów
badawczych pozwala na wytypowanie trzech obszarów, w których Polska może uzyskać pozycję
europejskiego lidera:
1. podziemne zgazowanie węgla (UCG)
Kluczowe dla potwierdzenia pozycji Polski jest przeprowadzenie pilotowego eksperymentu
podziemnego zgazowania węgla. Polska ma dostęp do najlepszej światowej technologii UCG
rozwiniętej przez Bohdana Żakiewicza, znanej jako Super Daisy Shaft (SDS). Bazuje ona na
metodach górnictwa otworowego i polega na drążeniu z jednego szybu centralnego szeregu
otworów horyzontalnych. Wytworzony jest georeaktor w którym następuje strefowa piroliza węgla
do gazu syntezowego. Proces jest monitorowany i sterowany poprzez zasilanie tlenem, wodą, CO2
oraz odbieranie syngazu i ciepła. Metoda jest przyjazna dla środowiska, gdyż stosuje podsadzkę by
zapobiegać osiadaniu górotworu. Można ją zastosować z powodzeniem na głębokościach 200–
5000 m pod warunkiem szczelności warstw stropowych. Potencjalnych miejsc eksploatacji
w Polsce są setki.
174
Zielona Księga
Wdrożenie tej technologii wymaga całego spektrum prac badawczych i rozwojowych:
–
badania geologiczne i hydrogeologiczne dla wybranej lokalizacji,
–
badania geotechniczne oraz geofizyczne skał węglowych i otoczenia,
–
trójwymiarowe modelowanie numeryczne górotworu,
–
modelowanie i analiza procesu pirolizy węgla,
–
optymalizacja procesu pirolizy,
–
monitorowanie i kontrolowanie procesów,
–
bezpieczeństwo procesu, monitorowanie i ochrona środowiska,
–
technologie przetwórcze dla gazu syntezowego o zadanym składzie,
–
technologie podsadzkowe utylizacji odpadów przemysłowych,
–
technologie częściowej sekwestracji CO2,
–
wykorzystanie ciepła z procesu UCG,
–
monitoring i akceptacja społeczna.
Skupiając się na rozwoju technologii SDS Polska ma szanse w przeciągu 2-3 lat stać się
światowym liderem w podziemnym zgazowaniu węgla.
2. karbochemia
Jest to perspektywiczny obszar strategicznych technologii takich jak:
–
technologie zgazowania węgla,
–
produkcja na bazie syngazu syntetycznych paliw gazowych i płynnych,
–
wykorzystanie ciepła odpadowego z reakcji nuklearnych do CTL,
–
chemiczna sekwestracja CO2 (mocznik, węglan dimetylu, tworzywa sztuczne - polioctany,
poliwęglany, poliolefiny, żywice melaminowe),
–
produkcja wodoru CTH i technologie gospodarki wodorowej.
3. rozpoznanie geologiczne i budowa georeaktorów i geozbiorników na CO2
Polska posiada najlepsze w skali całej UE możliwości geologicznego składowania CO2
w głębokich warstwach solankowych na terenach lądowych (on-shore). Potencjał składowania
w utworach mezozoiczno-permskich szacuje się na 90 mld ton CO2. Na zamówienie Ministerstwa
Środowiska obecnie jest realizowany Krajowy Program „Rozpoznanie formacji i struktur do
175
Zielona Księga
bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania‖ realizowany
przez konsorcjum złożone z PIG-PIB (lider), AGH, GIG, INiG, IGSMiE PAN i PBG.
W ramach programu przewidziano wykonanie analiz geologicznych w oparciu o dostępne
materiały archiwalne celem wytypowania, oceny i rankingu występujących tam struktur dla szeregu
obszarów występowania poziomów wodonośnych solankowych, a także dla złóż węglowodorów i
nieeksploatowanych złóż metanu pokładów węgla. Jako wytyczne do realizacji wspomnianego
zakresu prac przyjęto metodykę dotychczas realizowanych projektów unijnych, w tym podręcznik
najlepszych praktyk projektu CO2STORE:
charakterystykę formacji i struktur odpowiednich do geologicznego składowania CO2,
–
określenie (aktualizację) bilansu sekwestracyjnego dla Polski,
–
wykonanie przestrzennych modeli facjalnych potencjalnych poziomów zbiornikowych
i ekranujących,
–
analizę stref tektonicznych,
–
laboratoryjne analizy petrologiczne i petrofizyczne,
–
charakterystykę hydrogeologiczną formacji wodonośnych i geochemiczną płynów
złożowych,
–
wyznaczenie stref wyłączonych z sekwestracji CO2,
–
przedstawienie modeli układów sekwestracyjnych, stref i struktur o optymalnych
własnościach,
–
ocenę rozprzestrzeniania się zatłoczonego CO2 w mediach złożowych dla wytypowanych
obszarów,
–
budowę wielodostępnej bazy danych,
–
określenie obszarów na których można będzie lokalizować składowiska CO2 oraz
wytypowanie potencjalnych składowisk.
Dla wytypowanych struktur – potencjalnych składowisk przewidziano wykonanie analiz
szczegółowych zgodnie z zaleceniami załącznika nr 1 dyrektywy w sprawie geologicznego
składowania CO2 w następującym zakresie:
–
zebrania szczegółowych informacji geologicznych, geofizycznych, hydrogeologicznych,
złożowych, geomechanicznych dla wytypowanych składowisk,
–
opracowania szczegółowych statycznych modeli ośrodka geologicznego dla wytypowanych
składowisk,
176
Zielona Księga
–
modelowania dynamiczne procesów zatłaczania CO2 do składowiska,
–
zarządzania ryzykiem geologicznego składowania CO2,
–
opracowania programu monitoringu składowiska przed rozpoczęciem składowania CO2
oraz założeń dla monitoringu w czasie eksploatacji składowiska i po jego zamknięciu.
Doświadczenia uzyskane podczas realizacji projektu i skupienie odpowiednich ekspertów
pozwolą na stworzenie potencjału badawczego dla rozpoznania geologicznego potencjalnych
składowisk CO2, budowania modeli eksploatacyjnych, systemu monitoringu i weryfikacji, a także
doświadczeń w zakresie wzbogaconej eksploatacji węglowodorów EOR, EGR ECBM z użyciem
CO2.
2.12.11.2. Potrzeba uruchomienia Programu Badawczego Czystych Technologii Węglowych
Poziom wydatków Polski na badania i rozwój technologii (Gross Expenditure on Research
and Development GERD) jest krytycznie niski – stanowi tylko 0,7% wydatków w UE (GERD
PL/GERD EU27=0,7%), natomiast intensywność nakładów na B+R wynosi tylko 0,56% PKB przy
średniej w UE wynoszącej 1,76% PKB. Te niewystarczające nakłady na B+R implikują szereg
niekorzystnych zjawisk, z których największe znaczenie dla polskiego uczestnictwa w 7PR mają:
–
brak dużych na skalę europejską urządzeń badawczych i wysoki stopień zużycia
infrastruktury badawczej; podczas gdy postęp naukowy w niektórych dziedzinach nauki nie
jest możliwy bez dostępu do najnowocześniejszych laboratoriów i urządzeń,
–
brak dużych narodowych programów badawczych i rozwojowych oraz fragmentacja badań
naukowych w Polsce, wynikająca z finansowania dużej liczby małych (tańszych)
projektów; mniejsze możliwości finansowania współpracy naukowej ze strony jednostek
naukowych.
177
Zielona Księga
Intensywność nakładów na B+R w wybranych krajach (GERD/PKB) (Rys. nr 12)68
Krytycznym dla rozwoju Polski jest też niezwykle niski stopień zainteresowania B+R ze
strony przemysłu, szczególnie dużych przedsiębiorstw. Wedle danych KE udział przedsiębiorstw
prowadzących działalność innowacyjną w stosunku do wszystkich przedsiębiorstw w Polsce jest
niezadowalający (udział Polski 23%, UE – 38,9%)69. Polskę wyróżnia także na tle państw UE
krytycznie niski poziom nakładów na B+R ponoszonych przez przedsiębiorstwa (BERD-Business
Enterprise Expenditure on R&D) w stosunku do PKB. W 2007 roku wynosił on 0,17% przy
średniej UE 1,12%. Niższy wskaźnik od Polski miała tylko Grecja70. W rankingu 1000 europejskich
firm inwestujących najwięcej w B+R za 2008 rok Polska reprezentowana była tylko przez 4 firmy
na pozycjach 422., 518., 694. i 943.71.
68
Źródło: OECD, Main Science and Technology Indicators, 2008/1, EUROSTAT, maj 2008 (dane za 2006 r.)
EUROSTAT, Science, Technology and Innovation in Europe, 8th September 2009.
70
OECD, Main Science and Technology Indicators, Volume 2009/1.
71
European Commission, Joint Research Centre, The 2008 Industrial R&D Investment Scoreboard, October 2008.
69
178
Zielona Księga
Obszar Czystych Technologii Węglowych jest praktycznie jedynym obszarem badawczym
w którym Polska może zająć rolę europejskiego lub nawet światowego lidera. Przesłanki są
następujące:
–
dysponujemy wiedzą i technologiami, szczególnie w obszarze podziemnego procesowania
węgla,
–
w wyniku realizacji polityki energetyczno-klimatycznej Polska będzie zmuszona wydać
środki rzędu 100 mld Euro i małą część tego budżetu powinna być przeznaczona na rozwój
polskich technologii,
–
z uwagi na niechęć UE do węgla technologie te nie były rozwijane w UE stąd niejako „jest
puste miejsce dla lidera‖. Dodatkowo w naturalny sposób Polska jest postrzegana jako kraj,
który powinien koordynować ten obszar.
Aby zająć pozycję lidera w Czystych Technologiach Węglowych należy skoordynować
wszystkie działania w postaci spójnego narodowego programu.
Od strony merytorycznej jego kręgosłupem jest łańcuch technologii:
–
rozpoznanie
geologiczne
najnowszymi
metodami,
wyszukiwanie
georeaktorów
i geoskładowisk, monitoring i bezpieczeństwo podziemnego procesowania węgla w tym
składowania CO2,
–
uruchomienie
masowej,
taniej
produkcji
gazu
syntezowego
z
procesowania
podziemnego,
–
uruchomienie technologii przerobu gazu syntezowego w syntetyczne paliwa płynne
i gazowe oraz dla innych zastosowań.
Aby nie popełnić błędu rozproszenia wysiłków i uzyskania wyników odległych od
komercjalizacji przed realizatorami Programu należy postawić konkretne cele i nakreślić horyzont
czasowy dla realizacji zadań, np.:
–
zbudowanie do 2015 roku pełnego potencjału rozpoznania geologicznego i monitoringu
MMV dla georeaktorów i geoskładowisk zgodnych z dyrektywą o geologicznym
składowaniu CO2,
–
zbudowanie do 2012 roku pilotażowej instalacji podziemnego zgazowania węgla o
wydajności 15 MWe,
–
zbudowanie instalacji pilotażowych CTL, CTG, CTH na bazie gazu syntezowego do roku
2015.
179
Zielona Księga
Z uwagi na możliwości finansowania badań z wielu źródeł krajowych i unijnych Narodowy
Program powinien zapewnić koordynację i integrację działań oraz wsparcie polityczne. Wzorem
Europejskich Inicjatyw Przemysłowych (European Industrial Initiative EII) można pomyśleć o
partnerstwie publiczno–prywatnym w zbudowaniu funduszu „czystego węgla‖, który mógłby
sfinansować poszczególne elementy programu.
2.12.12. Szanse na rozwój przemysłu budowy instalacji niskoemisyjnych
Rozwijając polskie czyste technologie węglowe należy dążyć do ich praktycznej
implementacji w budowanych obiektach energetycznych i chemicznych. Na ich bazie należy
stworzyć też jako polską specjalność przemysł budowy czystych elektrowni i instalacji
niskoemisyjnych.
Realizacja polityki klimatyczno-energetycznej przynosi olbrzymie obciążenia finansowe
dla Polski. Jedynymi obszarami w których możemy mieć zyski, które mogłyby choć trochę
zrównoważyć poniesione koszty są:
realizacja przebudowy energetyki na niskoemisyjną przez polskie przedsiębiorstwa
z użyciem polskich technologii,
eksport polskich czystych technologii węglowych do krajów zwiększających
konsumpcje paliw kopalnych (Chiny, Indie, Wietnam etc.),
eksport kompleksowych instalacji przemysłowych.
Polska ma niebywałą szansę, żeby stać się liderem technologii, która będzie jedną
z ważniejszych części składowych globalnej transformacji. Wymagało to będzie ogromnych
nakładów pracy i inwestycji, ale w przyszłości może przynieść zyski nie tylko natury finansowej,
ale i prestiżowej. Dzięki specjalizacji w czystych technologiach węglowych Polska może umocnić
swoją pozycję w kształtującym się na nowo globalnym porządku, a przez to mieć większy wpływ
na życie przyszłych pokoleń, podnieść standard życia społeczeństw – polskiego, europejskiego
i światowego. Aby ten scenariusz mógł się ziścić niezbędne są zdecydowane decyzje polityczne –
przygotowanie Polskiej Strategii CCS oraz podjęcie sprawnych działań zmierzających do
wypracowania oceny skutków wdrożenia technologii CCS, wyznaczenia miejsc do składowania
CO2, zaplanowania budowy infrastruktury, stworzenia ram prawnych i finansowych, zbudowania
180
Zielona Księga
akceptacji społecznej, inwestycji w badania i rozwój, nawiązania ścisłej współpracy z kluczowymi
interesariuszami, podjęcia zdecydowanych działań na arenie międzynarodowej oraz stworzenie
solidnych ram instytucjonalnych.
3. Kwestie dyskusyjne – kampanie
3.1.
Poziom gazyfikacji Polski
Z uwagi lepsze parametry emisyjne źródeł gazowych należy podjąć działania
zmierzające do zwiększenia poziomu gazyfikacji Polski. Jak wskazano w pkt. 2.2. gazyfikacja
kraju powinna być rozpatrywana w dwu aspektach: podniesienie dostępności paliwa gazowego dla
odbiorców oraz wzrost udziału gazu w bilansie energii pierwotnej. Jeżeli chodzi wymieniony bilans
energii pierwotnej to obecnie wynosi on ok. 13% co jest wartością prawie dwukrotnie mniejszą od
średniej państw Unii Europejskiej (ok. 24%).
Z racji tego w przedmiocie poziomu gazyfikacji należy podjąć szereg inwestycji
w wytwarzaniu, przesyle i dystrybucji. Te ostatnie związane są przede wszystkim ze strukturą
wiekową sieci gazowej. Z uwagi na ich wiek koniecznym są dodatkowe inwestycje
modernizacyjne, bez których właściwe funkcjonowanie sieci gazowych może być zagrożone.
Należy przygotować harmonogram typowania gazociągów przeznaczonych do wymiany
i renowacji. Podejmując decyzje o wszelkich działaniach modernizacyjnych konieczne jest
kierowanie się wyborem innowacyjnych technologii bezwykopowych i nieinwazyjnych. Oddzielną
kwestią są działania zmierzające do wybudowania odpowiednich połączeń z terminalem gazu LNG.
W zakresie zapewnienia bezpieczeństwa eksploatowanych źródeł koniecznym jest
przeprowadzenie analizy matematycznej zarządzania ryzykiem oraz detekcji wycieków z
użyciem nowoczesnych technologii (zob. pkt 1.2.5. – Sieci gazowe). Koniecznym jest również
przyjęcie odpowiednich procedur wykonawczych, prowadzących do zmniejszenie wpływu
gazociągów na środowisko (zarówno na etapie budowy, jak i eksploatacji, w tym zmniejszenie
emisji metanu z sieci).
181
Zielona Księga
Należy zmniejszyć stopień komplikacji sieci na styku sieci przesyłowej gazu oraz podjąć
zintensyfikowane działania zmierzające do uproszczenia realizacji inwestycji liniowych. Zasadnym
jest również wsparcie programów prowadzących do europejskiej integracji w zakresie systemu
przesyłowego np. poprzez standaryzację w zakresie protokołów wymiany informacji itp.
W nawiązaniu do powyższego trzeba zwiększyć pojemność magazynową gazu (aktualnie
wynosi ona 1,6 mld m³). Jest to istotne zarówno z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego
kraju, jak i możliwości świadczenia usług magazynowych stronom trzecim na zasadzie TPA. Z
aspektem bezpieczeństwa związane są również nowe możliwości technologiczne pozyskiwania
gazu (shale gas, tight gas, gazyfikacja węgla, biogazownictwo). Należy podjąć starania mające ma
celu efektywne wydobycie tych zasobów (np. procedury ułatwiające inwestorom prowadzenie
działalności gospodarczej w tym zakresie).
3.2.
Przyszłość węgla
W Polsce w niektórych kręgach decydenckich istnieje przekonanie o konieczności
ograniczania wydobycia węgla i zastępowania go surowcami energetycznymi importowanymi.
W ocenie części ekspertów jest to jednak rozwiązanie szkodzące gospodarce. Węgiel jest przecież
na świecie wciąż uważany za stabilne paliwo przyszłości. Co więcej Polski nie stać na szybką
zmianę energetyki na inne paliwa energetyczne. W przypadku kontynuacji polityki ograniczania
wydobycia węgla w Polsce może dojść za 20 lat do paradoksalnej sytuacji, w której Polska zamieni
się z producenta w dużego importera, sprowadzającego około 50 mln ton rocznie. Sytuacja ta
spowoduje dalsze uzależnienie się od dostaw importowanych surowców i pozostawienie miejsc
pracy poza granicami kraju.
Stąd też dla dalszego rozwoju eksploatacji węgla w Polsce (tak kamiennego, jak
i brunatnego) należy podjąć szereg działań, których dotychczas nie podjęto.
182
Zielona Księga
Są to:
– brak działań w zakresie ochrony wybranych złóż węgla kamiennego, szczególnie dotyczy to
złóż węgla brunatnego przed zabudową powierzchni (na wzór ochrony elementów przyrody należy
to rozwiązać prawnie). Złoża do ochrony należy wytypować wg. rankingu wykonanego przez
Głównego Geologa Kraju. Niespełnienie tego postulatu może spowodować, że wiele bogatych złóż
zostanie na stałe straconych. Przyszłe pokolenia nie wybaczą obecnie rządzącym braku tych
decyzji,
– brak opracowania ustawy „górniczej” i „energetycznej” (na wzór tzw. ustawy „autostradowej‖),
która uprościłaby formalne procedury związane z budową nowych zakładów górniczych, jak i
inwestycji liniowych w energetyce. Brak tych ustawowych rozwiązań może spowodować znaczące
spowolnienie obecnych, jak i przyszłych działań inwestycyjnych,
– brak działań zmierzających do weryfikacji części „Polityki energetycznej Polski do 2030
roku”, dotyczącej wykorzystania węgla brunatnego do 2030 roku. Obecne zapisy powodują
likwidację części kopalń węgla brunatnego, a nie rozwój,
– brak działań sprzyjających firmom górniczo-energetycznym w planowaniu budowy nowych
kopalń węgla kamiennego i brunatnego. Należy wykorzystać bardzo bogate „czarne‖ i
„brunatne‖ złoża, jakie posiada Polska,
– należy prowadzić obiektywną kampanię (debatę) w mediach i w prasie na temat branży górniczej.
Górnictwo w Polsce jako nieliczna z branż posiada wszystkie atuty do dalszego rozwoju i może
dalej zapewnić surowiec do produkcji najtańszej i pewnej w dostawach energii elektrycznej oraz
setki tysięcy stabilnych miejsc pracy,
– należy prowadzić dalsze prace nad opracowaniem „czystych technologii węglowych” dla
wykorzystania węgla do produkcji energii elektrycznej oraz paliw płynnych i gazowych,
– należy prowadzić prace i badania nad metodami wychwytywania i składowania CO2. Polska
może być liderem „czystych technologii węglowych‖ w Europie. Wymaga to jednak szczególnych
nakładów finansowych i organizacyjnych (zob. pkt 2.12 – Wdrażanie Czystych Technologii
Węglowych).
– branża górnicza i energetyka oparta na węglu może być przez wiele dziesięcioleci XXI wieku
gwarantem bezpieczeństwa energetycznego w Polsce.
183
Zielona Księga
Czyste technologie węglowe zapewniają ograniczenie uciążliwości górnictwa i energetyki
opartej na węglu dla środowiska naturalnego, m. in. poprzez zmniejszenie emisji gazów
cieplarnianych do atmosfery. Obecnie optymalnego wykorzystania zasobów węgla brunatnego nie
można wyłącznie wiązać z tradycyjnymi technologiami jego pozyskiwania i przetwarzania. Należy
wspierać i zwiększać nakłady na prace badawcze i rozwojowe nad rozwojem czystych technologii
węglowych, w tym technologii wykorzystania węgla do produkcji paliw płynnych i gazowych,
zmniejszenia negatywnego wpływu na środowisko procesów pozyskiwania energii z węgla oraz w
zakresie węglowych ogniw paliwowych. Rozwój technologiczny oraz zmienna sytuacja na rynku
nośników energii sprzyjają poszukiwaniu nowych możliwości wykorzystania krajowych zasobów
węgla brunatnego. Jako perspektywiczne uznaje się kierunki związane z przetwórstwem
wydobytego metodą odkrywkową eksploatacji surowca, zgazowaniem węgla brunatnego w złożu w
celu uzyskania czystszego surowca dla potrzeb energetycznych lub chemicznych oraz współpracę w
zakresie badań możliwości sekwestracji CO2 w powiązaniu z technologią podziemnego zgazowania
węgla brunatnego. Zwiększenia roli węgla brunatnego należy zatem upatrywać w jego
przetwórstwie na paliwa płynne i gazowe, w tym gaz syntezowy i wodór oraz w produkcji brykietu
i pyłu węglowego.
Konieczne w tym zakresie jest również podjęcie przez krajowe placówki naukowobadawcze międzynarodowej współpracy w ramach finansowanych przez Unię Europejską
programów strukturalnych. Pozwoli to na transfer wiedzy oraz wyrównanie poziomu
technologicznego z krajami Unii. Dotychczasowe osiągnięcia polskiej energetyki opartej na węglu
brunatnym w zakresie ograniczenia emisji siarki, tlenków azotu oraz pyłów należy ocenić
pozytywnie.
Obecnie najważniejszym wyzwaniem jest – zgodnie z polityką ekologiczną Unii
Europejskiej – ograniczenie emisji dwutlenku węgla. Jednym z możliwych rozwiązań tego
problemu jest wychwytywanie i składowanie emitowanego przez przemysł CO2, czyli technologia
CSS. Wybudowany blok 464 MW w Pątnowie II i budowany obecnie nowy blok 855 MW w
Bełchatowie charakteryzują się nadkrytycznymi parametrami pary, co umożliwi osiągnięcie około
41-42% sprawności netto, przy sprawności brutto około 45%. Ważnym jest, aby móc w przyszłości
zrekompensować straty energii, nieuniknione w procesie wychwytywania i składowania dwutlenku
węgla. Konieczne będzie więc budowanie w Polsce bloków o sprawności netto ok. 50%. W tym
184
Zielona Księga
celu należałoby w sposób zdecydowany przyłączyć się do prac związanych z opracowaniem
i szybkim wdrożeniem bezemisyjnej produkcji energii elektrycznej tak z węgla brunatnego,
jak i kamiennego.
Wysiłki podejmowane w celu opracowania oraz wdrożenia tzw. czystych technologii
węglowych winny uzyskać wsparcie w ramach przyjętego przez rząd wspólnego dla węgla
kamiennego i brunatnego Programu Czystych Technologii Węglowych (zob. pkt 2.12 – Wdrażanie
Czystych Technologii Węglowych).
W związku z powyższym istnieje konieczność powołania krajowego centrum wdrażania
czystych technologii węglowych, składającego się ze wszystkich zainteresowanych jednostek
naukowo-badawczych,
uczelni
technicznych
i
przedstawicieli
koncernów
paliwowo-
energetycznych i chemicznych. Centrum prowadziłoby skoordynowane działania na rzecz
pozyskiwanie środków na badania oraz wdrażanie czystych technologii węglowych. Wskazane jest
również, aby w strukturze Ministerstwa Gospodarki powołana została odpowiednia instytucja
prowadząca i koordynująca wszystkie prace z zakresu Czystych Technologii Węglowych.
Z drugiej jednak strony część ekspertów twierdzi, że do propozycji rozwoju technologii
wychwytywania i składowania CO2 (CCS) należy podchodzić z dużą ostrożnością, gdyż to
rozwiązanie powoduje wzrost zapotrzebowania na energię, co z kolei może skutkować zasadniczym
obniżeniem
efektywności
energetycznej
elektrowni
i
dodatkowym
zużyciem
zasobów
nieodnawialnych oraz wytwarzaniem większej ilości zanieczyszczeń. Ponadto nie w pełni
rozpoznane
jest
samo
składowanie
CO2
w
głębokich
warstwach
geologicznych,
nie przeprowadzono również ocen oddziaływania na środowisko uwzględniających:
a) skutków ewentualnej potencjalnej awarii, ataku terrorystycznego na elektrownię jądrową,
transport paliwa lub odpadów radioaktywnych;
b) konsekwencji środowiskowych zastosowania technologii CCS.
Krytycy przedsięwzięcia wskazują, iż technologia wychwytywania i składowania dwutlenku
węgla (CCS) ma służyć zmniejszeniu wpływu spalania paliw kopalnych na klimat poprzez
przechwytywanie CO2 z kominów elektrowni i umieszczanie go pod ziemią. Przemysł węglowy
używa argumentu wdrożenia tej technologii w przyszłości dla uzasadnienia budowy nowych
elektrowni węglowych. Zwraca się uwagę, że technologia ta do chwili obecnej nie znalazła jeszcze
185
Zielona Księga
zastosowania przemysłowego. Można przewidywać, że zostanie wdrożona na użyteczną skalę
przemysłową nie wcześniej niż w 2030 r. pod warunkiem, że testy tej technologii będą
pomyślne, a koszty na racjonalnym poziomie. Poza tym technologia CCS powoduje dodatkowe
straty energii. Wg. niektórych ekspertów zużywa ona od 10 do 40% energii wytwarzanej przez
elektrownię. Również składowanie dwutlenku węgla pod ziemią jest, jak dotąd, ryzykowne. Nie
można dzisiaj zagwarantować, że stałe składowanie CO2 będzie całkowicie bezpieczne. Ulatnianie
się nawet niewielkiego odsetka składowanych gazów może zaprzepaścić wszelkie wysiłki
podejmowane na rzecz ograniczenia zmian klimatycznych.
W związku z powyższym część ekspertów podnosi, iż warto zastanowić się, czy nie
skierować dodatkowych funduszy zamiast na projekty CCS na inwestycje realizowane wg.
sprawdzonych technologii, które trwale zapobiegną zmianom klimatycznym. Co prawda istnieją już
pierwsze projekty i pierwsze elektrownie typu „capture ready‖, które mogą być jednak obarczone
sporym ryzykiem, iż nie zostaną wyposażone w przyszłości w odpowiednią technologię.
3.3.
Kierunki i obszary rozwoju OZE
3.3.1. Rodzaje technologii (wiatr, hydro, bio, geo, foto)
Poważną barierą w materii rozwoju niskoemisyjnej, pro-redukcyjnej technologii jaką są
OZE jest fakt, iż politycznej decyzji o wspieraniu energetyki odnawialnej oraz zobowiązaniom
prawnym władzy publicznej w tym zakresie nie towarzyszą odpowiednie instrumenty prawne
pozwalające zapewnić realizację tych zobowiązań i celów przez podmioty prawa prywatnego
z uwzględnieniem zasad i ograniczeń wynikających z innych aktów prawnych.
Samo
bowiem
wypełnienie zobowiązań wynikających z
„pakietu energetyczno-
klimatycznego‖, a zwłaszcza dyrektywy 2009/28/WE ws. promocji wykorzystania energii z
odnawialnych źródeł przy uwzględnieniu uwarunkowań polskiego sektora energetycznego, wymaga
osiągnięcia w roku 2020 10% udziału biopaliw i 15% udziału OZE w bilansie energii finalnej, a co
za tym idzie:
przy założeniu, że w roku 2020 całkowita produkcja energii elektrycznej w krajowym systemie
elektroenergetycznym odbywać się będzie w ok. 41-42 GW mocy zainstalowanej i wyniesie
ok. 170–180 TWh. 25-30% mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym
186
Zielona Księga
powinno być zasilane odnawialnymi źródłami energii, a udział OZE w bilansie ciepła i chłodu
powinien wynieść 15%,
wybudowanie ok. 10-12 GW nowych mocy w odnawialnej energetyce elektrycznej w ciągu
10 lat i ok. 30 GW w odnawialnej energetyce cieplnej,
pokrycie kosztów inwestycyjnych źródeł w odnawialnej energetyce elektrycznej na
poziomie 15-20 mld euro i w odnawialnej energetyce cieplnej ok. 11 mld euro do 2020 r.
(bez kosztu sieci),
przeznaczenia na cele energetyczne (biomasa i biopaliwa) co najmniej 10% areału krajowych
gruntów ornych (1,7 mln ha),
wybudowanie ponad 2,5 tys km linii przesyłowych i dystrybucyjnych (koszt co najmniej
6,5 mld zł).
Wg dostępnych opracowań Wg KAPE SA 2007
OZE
1996-2007 [PJ]
[PJ]
Biomasa
128-895
530
Energia wodna
30-50
30
Zasoby geotermalne
100-220
170
Energia wiatru
4-281
250
Promieniowanie słoneczne
55-445
170
suma
317-1891
1150
Potencjał techniczny krajowych zasobów odnawialnych źródeł energii (Tab. nr 8)
Dla osiągnięcia 15% udziału energii z OZE w bilansie energii finalnej w roku 2020
potrzebujemy ok. 500 PJ.
W ww. kwestii rysuje się również problem zbyt niskiego poziomu wykorzystania
w instalacjach wytwarzających energię odnawialnych źródeł energii takich jak geotermia,
fotowoltaika i biogaz, w porównaniu z wykorzystaniem energii wodnej, wiatru i energii
pochodzącej z biomasy. Wskazane byłoby stworzenie odpowiedniego systemu wsparcia dla tego
typu OZE, rozważenie możliwości modyfikacji systemu zielonych certyfikatów lub wprowadzenia
systemu feed in tariff (por. pkt 1.1.3. – Regulacja – taryfy).
187
Zielona Księga
3.3.2. Współpraca z energetyką klasyczną
Podstawowym
problemem
dotyczącym
współpracy
odnawialnych
źródeł
energii
z energetyką klasyczną jest brak jasnych i przejrzystych zasad dotyczących wzajemnego
funkcjonowania tych podmiotów na rynku energii określonych tak na poziomie ustawowym,
jak i wykonawczym. Zasady te powinny opierać się na obopólnym poszanowaniu interesów.
Co więcej istotną barierą w rozwoju OZE jest fakt, iż wskazany w postanowieniach „pakietu
klimatyczno-energetycznego‖ obowiązek osiągnięcia 15% energii w bilansie końcowym ze źródeł
odnawialnych jest obowiązkiem państwowym. Należy dążyć do zaktywizowania pozostałych
podmiotów funkcjonujących na rynku (OSD i OSP) w przedmiocie wypełnienia tego obowiązku.
Rozwiązaniem może być wprowadzenie w ramach ustawy Prawo energetyczne obowiązkowego
wolumenu przyłączeń OZE rozdzielonego na OSP i OPD. Spowodować to może sui generis
partnerstwo publiczno-prywatne w materii OZE, którego rezultatem będzie wypełnienie 15%
europejskiego obowiązku nałożonego na Polskę.
Jeżeli chodzi o współpracę w przedmiocie przyłączania OZE do sieci (konsultowanie linii
do których można się przyłączyć), jak i wzajemnych planów inwestycyjnych należy postawić na
rozwiązania cechujące się szeroką transparentnością oraz powszechnością dostępu. Istniejące
rozwiązania chociaż formalnie mogą spełniać te kryteria, to realnie powodują blokowanie wolnych
mocy przyłączeniowych, czego wyrazem jest kwestia ogromnej liczby złożonych przez inwestorów
wniosków o przyłączenie, którego realizacja obiektywnie nie następuje.
W tej materii można wskazać koncepcję przetargowego trybu rozstrzygania kwestii wyboru
lokalizacji i przyłączenia się do sieci przez podmioty wytwarzające energię w OZE. Z drugiej
strony nie można zapominać o bezpieczeństwie funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
co również zostało wskazane w dyrektywnie 2009/28/WE.
Należy wzmocnić kompetencje kontrolne Prezesa URE, który powinien czuwać nad
właściwym przebiegiem współpracy energetyki klasycznej oraz energetyki odnawialnej (w tym
kontrolę właściwego procesu przyłączania OZE do sieci).
188
Zielona Księga
Problemem jest również niedostateczne uświadomienie społeczeństwu, że to nie poziom
produkcji lecz poziom efektywności decyduje o potędze gospodarki i kraju.
3.3.3. Prawo drogi, przyłączenia itp.
Rozwiązania wymaga kwestia określenia realnych kosztów przyłączenia do sieci źródeł
i instalacji wykorzystujących odnawialne źródła energii, zwłaszcza w kontekście nowelizacji
przepisów ustawy Prawo energetyczne odnoszących się do zaliczki na poczet opłaty za
przyłączenie. Zasadnym jest również określenie w ustawie Prawo energetyczne maksymalnych
możliwości
przyłączenia
do
sieci
elektroenergetycznej
źródeł
wykorzystujących
OZE,
z zachowaniem uwarunkowań wynikających z zasad bezpieczeństwa pracy sieci i bezpieczeństwa
dostaw energii.
Uregulowania stanu prawnego wymaga istniejąca infrastruktura ciepłownicza i dostęp do
niej, poprzez ustanowienie odpowiednich aktów prawnych. Już dzisiaj szacowany koszt
uregulowania stanu tej infrastruktury przy założeniu korzystania z narzędzi obecnego systemu
prawnego wymagałby jednorazowo wydatków w kwocie szacowanej na ponad 5 mld złotych,
oprócz tego bieżących wydatków corocznych w kwocie około 400 mln złotych.
Konieczne jest planowanie energetyczne, obowiązek przyłączania się do sieci
ciepłowniczych i uwzględnienie obowiązku używania energii odnawialnej w nowych
i modernizowanych budynkach jeżeli przyłączone są one do sieci ciepłowniczych zasilanych ze
źródeł ciepła wykorzystujących nośniki odnawialne bądź wysokosprawna kogenerację. Z
drugiej jednak strony część ekspertów uważa, że wprowadzenie takich rozwiązań legislacyjnych
może przyczynić się do dodatkowego komplikowania choćby procesów budowlanych 72. Nie jest
pewne czy takie rozwiązanie nie będzie również bardziej kosztowne (konieczność rozbudowy sieci
ciepłowniczej, za co zapłacą przecież odbiorcy ciepła) i energochłonne – straty przesyłowe mogą
być wyższe niż przy rezygnacji z podłączenia do sieci ciepłowniczej.
72
Kotłownie w nowych budynkach mogą przecież być bardziej energooszczędne i niskoemisyjne, a problem dużej
emisji CO2 w ciepłownictwie dotyczy bardziej starych budynków.
189
Zielona Księga
W powyższych kwestiach istnieje konflikt pomiędzy prawem do podejmowania
swobodnych decyzji przez uczestników rynku (w tym przypadku prawo do swobodnego wyboru
rodzaju systemu grzewczego) i obowiązkiem dbania o mitygację emisji (a za tym idzie o mitygację
zmian klimatu).
Obecnie w Polsce nie istnieje żadna procedura rozstrzygania tego konfliktu. Odpowiednim
narzędziem mogłoby być planowanie energetyczne gmin wykorzystujące koncepcję strefowania
technologii grzewczych oparte na mapie warstwowej istniejącej (i planowanej) gęstości
użytkowania ciepła na m2 powierzchni gminy uzupełnionej mapą gęstości emisji specyficznej (w kg
CO2/(m2 x rok). Plan powinien wskazywać obszary, w których wybór systemu grzewczego jest
obowiązkowy.
3.4.
Zielone ciepło – niskoemisyjne ogrzewnictwo
Problem stosowania w ciepłownictwie energii odnawialnej nie może być poostrzegany
jedynie przez pryzmat źródeł ciepła dostarczających ciepło do systemów ciepłowniczych.
Do uzyskania efektu niskoemisyjnego ogrzewania powinno się włączyć szeroko „producentów‖
ciepła na własny użytek – małe indywidualne kotłownie.
Dla przykładu tylko powszechne stosowanie słońca do podgrzewania ciepłej wody w
domach ogrzewanych indywidualnie może dać ok. 30 PJ ciepła rocznie. To co jest możliwe w
ciepłownictwie sieciowym, to wykorzystanie opadów komunalnych do produkcji ciepła i energii
elektrycznej w kogeneracji. Koniecznym jest również racjonalne wykorzystanie biomasy i biogazu
oraz, tam gdzie to efektywne ekonomicznie, a nie ideologicznie – geotermii. Potrzeba szerokiego
wsparcia dla rozwoju kogeneracji w systemach ciepłowniczych, szczególnie tam gdzie istnieje
stabilna konsumpcja ciepła.
Dodatkowo wymagane jest określenie parytetów produkcji rolnictwa energetycznego,
aby nie zachwiać produkcji „konsumpcyjno-żywnościowej‖, a jednocześnie doprowadzić do
ustabilizowania się podaży, szczególnie w obrębie biomasy, która może być wykorzystywana
zarówno bezpośrednio do spalania w instalacjach, jak też jako surowiec do produkcji biogazu. To
ważne szczególnie dla źródeł ciepła dostarczających ciepło do systemów ciepłowniczych, gdzie nie
190
Zielona Księga
działają takie mechanizmy jak na rynku energii elektrycznej. W zakresie energetycznego
wykorzystania odpadów niezbędne jest stworzenie jednorodnego mechanizmu (powiązanie
działań sektorów środowiska i gospodarki) włączającego odpady w system energetyczny
poszczególnych aglomeracji miejskich. Dzięki temu wypełni się standardy dotyczące sposobu
utylizacji odpadów i zagwarantuje bazę energetyczną dla instalacji (tylko kogeneracyjnych)
dostarczających ciepło do systemów ciepłowniczych i energię elektryczną do systemów
energetycznych. W tym obszarze należy wskazać na brak rozporządzenia, które może być wydane
na podstawie art. 44 ust. 8 i 9 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. o odpadach 73. Wydanie tego
rozporządzenia umożliwiłoby zaliczanie przynajmniej części energii z termicznego przekształcania
odpadów jako energii z OZE.
Dodatkowo do realizacji celów OZE należy włączyć indywidualnych „wytwórców‖ energii
(w ciepłownictwie 60% obywateli dostarcza sobie ciepło z własnych źródeł), upowszechnienie
słońca w instalacjach niepodłączonych do sieci ciepłowniczych, promocję kotłów na biomasę itp.
3.5.
Przyszłość energetyki jądrowej74
Twórcy wspólnoty europejskiej przeszło 50 lat temu w preambule do traktatu
ustanawiającego EURATOM75 stwierdzili, że „energia atomowa stanowi zasadnicze źródło rozwoju
i ożywienia przemysłu‖ i że są „zdecydowani stworzyć warunki niezbędne do rozwoju silnego
przemysłu jądrowego‖. Między innymi dzięki ówczesnej wizji i determinacji obecnie w 15 krajach
Unii pracuje blisko 150 reaktorów energetycznych, produkujących około jednej trzeciej
europejskiej energii elektrycznej. Dziś Europa nie stawia energetyce jądrowej tak wielkich
wyzwań76, ale nadal uważa ją za jedną z ważnych technologii, co znajduje odzwierciedlenie
w europejskim strategicznym planie energetycznym SET-Plan77.
73
Tekst jedn. z 2007 Dz.U. Nr 39, poz. 251 ze zm.
Za zgodą autora wykorzystano materiały z opracowania L. Pieńkowskiego z czerwca 2009 „Przegląd rozwojowych
technologii zeroemisyjnych związanych z energetyką jądrową‖ przygotowanego w ramach projektu: „Zeroemisyjna
gospodarka energią w warunkach zrównoważonego rozwoju Polski do 2050, którego koordynatorem jest GIG,
http://www.foresightenergetyczny.pl
75
The European Atomic Energy Community, EURATOM, http://ec.europa.eu/energy/nuclear/euratom/euratom_en.htm
76
Wytyczenie europejskiej strategii rozwoju energetyki jądrowej jest celem prac Sustainable Nuclear Energy
Technology Platform SNETP, http://www.snetp.eu
77
Strategic Energy Technology Plan (SET Plan), http://ec.europa.eu/energy/technology/set_plan/set_plan_en.htm
74
191
Zielona Księga
Energetyka jądrowa jest dojrzałą technologią, wykorzystywaną w znacznej skali w
światowej gospodarce. Jej rozwój jest motywowany zarówno troską o wzmocnienie
bezpieczeństwa, jak i tworzeniem nowych lub ulepszaniem istniejących technologii celem
zwiększenie ich atrakcyjności gospodarczej. Ten drugi aspekt jest tematem tego opracowania, a
kwestie wzmocnienia bezpieczeństwa są jedynie tłem. Energetyka jądrowa wykorzystuje materiały
i technologie, które ze swej istoty rzeczy są niebezpieczne gdyż mogą zostać wykorzystane do
celów
militarnych.
Pierwotnym
źródłem
światowych
standardów
bezpieczeństwa
jest
Międzynarodowa Agencja Energii Atomowej78. Bezpieczeństwo w najszerszym rozumieniu tego
słowa jest najwyższym priorytetem Unii Europejskiej79 w obszarze energetyki jądrowej. W Europie
i na świecie następuje stałe umacnianie pozycji narodowego regulatora (u nas Państwowej Agencji
Atomowej, PAA) i struktur organizacyjnych budujących wsparcie naukowe i techniczne w obszarze
bezpieczeństwa. W szczególności od około 10 lat standardem jest instytucjonalne rozgraniczenie
obszaru badawczego związanego z bezpieczeństwem od badań na rzecz tworzenia i wdrażania
nowych technologii80. Szczególną pozycję w obszarze bezpieczeństwa zajmuje gospodarka
wypalonym paliwem, co w krajach wykorzystujących energię jądrową jest głównym polem debat
publicznych i czego wyrazem jest struktura programów badawczych EURATOM. Kwestie budowy
systemu bezpieczeństwa i strategii jego stałego wzmacniania wymagają jednak oddzielnego
opracowania, wykraczającego poza ramy programu redukcji emisji.
Przegląd rozwojowych technologii jądrowych jest obszernym zadaniem, które było w
ostatnich latach przedmiotem pracy wielu zespołów wybitnych specjalistów. Opublikowane raporty
są dobrą bazą do dalszych analiz i skupienia uwagi na tych technologiach, które wydają się
szczególnie ważne w odniesieniu do strategii zrównoważonego rozwoju Polski do 205081.
78
International Atomic Energy Agency, IAEA, http://www.iaea.org
Patrz: http://ec.europa.eu/energy/nuclea Patrz też dyrektywa Rady 2009/7/EURATOM z dnia 25 czerwca 2009 r.
ustanawiająca wspólnotowe ramy bezpieczeństwa jądrowego obiektów jądrowych, L 172/18, Dziennik Urzędowy Unii
Europejskiej http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:32009L0071:PL:NOT
80
Patrz: Proceedings of an International Conference on Challenges Faced by Technical and Scientific Support
Organizations in Enhancing Nuclear Safety‖ IAEA, Aix-En-Provence, 23–27 April 2007
http://www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/Pub1301_web.pdf
International Conference on Challenges Faced by Technical and Scientific Support Organizations (TSO) in Enhancing
Nuclear Safety and Security, 25-29 October 2010, Tokyo, Japan
http://www-pub.iaea.org/MTCD/Meetings/Announcements.asp?ConfID=38092
EUROSAFE-forum: http://eurosafe-forum.org/formation-european-tso-network
81
Przeglądowe raporty o energetyce, szczególnie energetyce jądrowej oraz technologiach jądrowych wykorzystane w
niniejszym opracowaniu:
Nuclear Technology Review 2008, IAEA/NTR/2008, August 2008,
http://www.iaea.org/Publications/Reports/ntr2008.pdf
Nuclear Power and Sustainable Development, IAEA, April 2006
79
192
Zielona Księga
Wydaje się, że wiele zasadniczych przeszkód w procesie wykorzystania energetyki jądrowej
wynika z braku dobrego rozeznania skali czasowej zagadnienia, która sięga stu i więcej lat. Wyniki
gospodarcze programu wykorzystania energetyki jądrowej będą tym lepsze, im strategiczny plan
będzie bardziej stabilny i trwały w jak najdłuższej skali czasowej. Dzisiejsze technologie
umożliwiają budowę elektrowni jądrowej w czasie 10–15 lat (dłużej jeśli to pierwsza instalacja w
danym kraju82), mającej możliwość produkcji energii elektrycznej przez co najmniej 40 (typowo 60
lat) i wymagającej 30 lat na przeprowadzenie pełnej procedury likwidującej elektrownię83.
Decyzje rządu podjęte w 2009 roku pokazują, że Polska zmierza do uruchomienia pierwszej
elektrowni jądrowych na początku dekady 202084, co jednak wymaga stworzenia ram stabilnej
strategii wykraczającej poza rok 2100. Z drugiej strony realizację planu można rozpocząć jedynie w
oparciu o technologie dziś dostępne, o reaktory jądrowe chłodzone wodą, pracujące na paliwie
uranowym lub uranowym wzbogaconym plutonem. Punktem odniesienia do dalszej analizy jest
założenie, że zasadniczym celem programu energetyki jądrowej w Polsce jest budowa elektrowni
jądrowych w dostępnej dziś technologii.
http://www.iaea.org/OurWork/ST/NE/Pess/assets/06-13891_NP&SDbrochure.pdf
Climate Change and Nuclear Power 2008, IAEA, November 2008
http://www.iaea.org/OurWork/ST/NE/Pess/assets/08-33461-CCNP-Brochure.pdf
Nuclear Energy - Status and Outlook, H-Holger Rogner and A. McDonald, 20th World Energy Congress,
Rome, Italy, November 2007
http://www.iaea.org/OurWork/ST/NE/Pess/assets/WEC_nuclear_2007_29Jan07.pdf
The Role Of Nuclear Power In A Low Carbon Uk Economy, Consultation Document, May 2007
http://www.berr.gov.uk/files/file39197.pdf
The Future of Nuclear Power; An Interdisciplinary MIT Study
http://web.mit.edu/nuclearpower
―Nuclear Energy Outlook 2008‖, Executive Summary, NEA
http://www.nea.fr/html/pub/newsletter/2008/NEO%20Executive%20Summary.pdf
A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems
http://nuclear.gov/genIV/neGenIV1.html
http://nuclear.gov/genIV/documents/gen_iv_roadmap.pdf
http://nuclear.gov/pdfFiles/factSheets/NextGenerationNuclearEnergy.pdf
Nuclear Energy Today
http://www.nea.fr/html/pub/nuclearenergytoday/welcome.html
Strategic Research Agenda, Final Draft, Sustainable Nuclear Energy Technology Platform
http://www.snetp.eu/home/liblocal/docs/SRA_FinalDraft_Feb09.pdf
World Energy Outlook 2006, http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2006/weo2006.pdf
World Energy Outlook 2007, http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2007/weo_2007.pdf
World Energy Outlook 2008, Executive summary
http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2008/WEO2008_es_polish.pdf
82
Patrz document IAEA: ―Infrastructure Support for Member States Interested in Nuclear Power‖
http://www.iaea.org/NuclearPower/Infrastructure/
83
Patrz ―Nuclear Energy Today‖, strona 59, rysynek 7.1
http://www.nea.fr/html/pub/nuclearenergytoday/welcome.html
193
Zielona Księga
Jesienią 2009 roku rząd przyjął dokument „Polityka energetyczna Polski do roku 2030‖,
w którym jednym z wyzwań jest wdrożenie w Polsce energetyki jądrowej. Produkcja energii
elektrycznej w Polsce w przybliżeniu wynosi 150 TWh rocznie i aż ponad 93% wytwarzanych jest
w elektrowniach węglowych. Polska jest krajem ubogim w infrastrukturę, w tym transportową
(drogi, autostrady, koleje), a ilość produkowanej energii na mieszkańca jest znacznie mniejsza niż
w najlepiej rozwiniętych krajach Europy. Utrzymanie produkcji energii (w tym energii
elektrycznej) lub jej wzrost musi się odbywać przy jednoczesnej redukcji CO2.
Rozpoczęcie w Polsce programu energetyki jądrowej wynika z:
troski o zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju przy ograniczonym dostępie do paliw
kopalnych (import, trudne warunki geologiczne) i odnawialnych źródeł energii (warunki
geograficzne i klimatyczne),
konieczności ograniczenia emisji CO2.
Należy jednak dodać, że uruchomienie programu energetyki jądrowej jest dużo trudniejsze
niż rozpoczęcie projektów racjonalizujących wykorzystanie energii i wykorzystanie odnawialnych
źródeł energii. Budowa elektrowni jądrowych jest kapitałochłonna, a uzyskane efekty
ekonomiczne są tym lepsze, im dłuższy jest czas eksploatacji elektrowni, co wymaga
stabilnego
i
powszechnie
akceptowanego
programu
energetyki
jądrowej
daleko
wykraczającego poza rok 2050 (2020÷2030 + 60 lat eksploatacji).
Przyjęty w 2008 roku przez Unię Europejską „pakiet klimatyczno-energetyczny‖ i jego
postanowienia związane z koniecznością redukcji emisji CO2 daje dodatkowy impuls do
uruchomienia w Polsce programu energetyki jądrowej. Dziś rozpoczęty program może dać efekt
gospodarczy już na początku dekady 2020–2030, gdy wejdą w życie bardzo restrykcyjne
ograniczenia emisji CO2. Z drugiej jednak strony zakup gotowej technologii oznacza, że budowa
elektrowni nie będzie wymagała bezpośredniego silnego impulsu od polskiej nauki, myśli
technicznej, ale jednocześnie będzie wiele od nauki oczekiwać.
84
Patrz informacja rządu z 13 stycznia 2009 roku, http://www.kprm.gov.pl/s.php?id=2896
194
Zielona Księga
Na przykład:
współtworzenia silnej i stabilnej akceptacji społecznej opartej na wiedzy,
wzmocnienia ram prawnych i instytucjonalnych dla procesu licencjonowania i nadzoru,
pozyskania wsparcia ze strony przemysłu węglowego, na przykład poprzez prowadzenie
wspólnych badań naukowych łączących energetykę węglową i jądrową,
edukacji i treningu kilku tysięcy specjalistów w ciągu najbliższych 10 lat,
budowy płaszczyzn współpracy międzynarodowej głównie poprzez pozyskanie wsparcia
europejskich programów badawczych.
Ogólniej, strategia rozwoju nauki w szeroko rozumianym obszarze energetyki jądrowej
wymaga stworzenia system akumulowania i rozwoju wiedzy, z perspektywą wykraczającą poza rok
2050.
Potrzeby gospodarcze i troska o bezpieczeństwo ludzi i środowiska oraz powszechnie
uznane międzynarodowe reguły pokojowego wykorzystania energii jądrowej niemal wymuszają,
aby korzystaniu z energetyki jądrowej towarzyszyło zaangażowanie w rozwój nowych technologii
w takich obszarach jak85:
1) podnoszenie bezpieczeństwa pracy i ekonomicznego wykorzystania elektrowni jądrowych,
w tym doskonalenie technologii dających możliwość lepszego wykorzystania paliwa
reaktorowego;
2) troska, aby wszystkie wykorzystywane technologie i materiały służyły obecnie i w przyszłości
jedynie celom pokojowym. Jednym z najbardziej wrażliwych materiałów jest wypalone paliwo
reaktorowe.
Szczególnie w krajach, które w dużym stopniu wykorzystują obecnie energetykę jądrową
prace w tych obszarach są bardzo zaawansowane. Dlatego też wyzwaniem i zadaniem dla polskiego
programu jest znalezienie metod wzięcia udziału w najlepszych, najbardziej zaawansowanych
i obiecujących programach technologicznych. Wydaje się, że konieczne jest podjęcie w Polsce
działań zmierzających do dobrego rozpoznania prowadzonych prac badawczych w tych dziedzinach
w Europie i na świecie.
85
Patrz
np.
―Nuclear
Technology
Review
2008‖,
IAEA/NTR/2008,
August
2008,
http://www.iaea.org/Publications/Reports/ntr2008.pdf, ―Nuclear Power and Sustainable Development‖, IAEA, April
2006, http://www.iaea.org/OurWork/ST/NE/Pess/assets/06-13891_NP&SDbrochure.pdf
195
Zielona Księga
Równie ważne jest, aby strategia polskiego programu energetyki w najlepszy sposób
odpowiadała dzisiejszym i przyszłym potrzebom polskiej gospodarki, co poszerza obszar
zainteresowania nowymi technologiami przede wszystkim o nowatorskie reaktory jądrowe.
Szczególnie te, których wykorzystanie w skali industrialnej jest przewidywane przed 2040 rokiem.
W przeciwieństwie do wcześniej wymienionych dziedzin, tę wyróżnia dużą swoboda wyboru i w
poszczególnych krajach wybór priorytetowych technologii rektorów nowych generacji może być
bardzo różny, zależnie od stanu i strategii rozwoju gospodarczego.
Uruchomienie w Polsce programu budowy elektrowni jądrowych i uruchomienie pierwszej
na początku dekady lat 2020 jest wielkim wyzwaniem w wielu wymiarach: politycznym,
społecznym, ekonomicznym i technologicznym.
Sukces industrialnego programu zakupu i instalacji sprawdzonej, dojrzałej technologii
zależy od wielu czynników, w tym od przyjęcia odpowiedniego strategicznego planu rozwoju
technologii jądrowych w Polsce. Plan ten powinien objąć technologie bezpośrednio powiązane z
dobrym wykorzystaniem elektrowni jądrowych, ale również wybiegać w daleką przyszłość, sięgać
roku 2100. Jego istotnym elementem powinno być podjęcie prac badawczych i wdrożeniowych
demonstrujących nowe typy reaktorów jądrowych, szczególnie tego rodzaju, które w najlepszy
sposób odpowiadają potrzebom gospodarki, jej strategicznym planom rozwoju.
Program energetyki jądrowej w Polsce wymaga nakreślenia strategii w obszarach
zależnych od nauki i technologii, gdzie potrzebne jest:
zbudowanie struktury prawnej, organizacyjnej i finansowej obszaru naukowo badawczego,
w którym instytucjonalnie rozgraniczone są badania mające wspierać bezpieczeństwo, od badań
mających na celu tworzenie i wdrażanie nowych technologii,
nakreślenie wizji postępowania z wypalonym paliwem (składowanie, czy też dążenie do jego
przerobu, a jeśli tak, to w jakim stopniu i w jakiej perspektywie czasowej),
określenie priorytetów działań w szerokim obszarze technologii cyklu paliwowego (od
pozyskania uranu, poprzez wytworzenie paliwa, do utylizacji paliwa wypalonego),
wytyczenie drogi dla badań i wdrożeń nowych technologii jądrowych, energetycznych.
Jeden ze wstępnie rozpoznanych programów za cel stawia wykorzystanie reaktorów typu HTR w
przemyśle, wdrożenie jądrowej kogeneracji, synergii węglowo–jądrowej.
196
Zielona Księga
Odpowiednio sformułowana strategia jest podstawowym warunkiem budowania kapitału
wiedzy, kompetencji, która jest niezbędna dla efektywnego i bezpiecznego wykorzystania
energetyki jądrowej w Polsce.
Podsumowując, decyzja rządu o intencji budowy elektrowni jądrowych i uruchomieniu
pierwszej na początku dekady lat 2020 oznacza konieczność opracowania odpowiedniej strategii
badań i rozwoju technologii jądrowych. Po pierwsze jest to ważne dla dobrego, stabilnego
i bezpiecznego działania elektrowni jądrowych w perspektywie co najmniej kilkudziesięciu lat.
Po drugie rozwój naszej gospodarki wymaga wdrażania nowatorskich technologii i możliwe, że na
przykład wykorzystanie jednego lub kilku typów reaktorów jądrowych nowej generacji da w
przyszłości znaczne korzyści gospodarcze, społeczne i polityczne.
3.5.1. Rodzaje technologii
Reaktory lekkowodne (Light Water Reactors, LWR) są dominującym typem we
współczesnej energetyce jądrowej i wszystkie przeglądowe opracowania przewidują, że będą
zajmować tę pozycję nawet po roku 2050. Rozwój technologii zmierza do:
– podnoszenia standardów bezpieczeństwa pracy,
– wykorzystania reaktorów LWR tzw. generacji II przez czas znacznie dłuższy niż ten, dla
którego były projektowane i w efektywniejszy sposób,
– wdrożenie reaktorów tzw. generacji III, jak i generacji III+ o znacznie podwyższonych
standardach bezpieczeństwa, czasu pracy przez 60 i więcej lat, dużej dyspozycyjności i lepszych
parametrach ekonomicznych,
– doskonalenia procedur likwidacji wyeksploatowanych obiektów.
Wydaje się, że wdrożenie energetyki jądrowej w Polsce - uruchomienie pierwszej elektrowni
na początku dekady 2020 może być dokonane jedynie w oparciu o technologie reaktorów
chłodzonych wodą (o reaktory typu LWR plus reaktory typu CANDU). Budowa dwóch nowych
elektrowni jądrowych generacji III+ w Europie jest obecnie znacznie zaawansowana,
a publikowane plany pokazują zainteresowanie budową na świecie co najmniej kilkunastu obiektów
w najbliższych dziesięciu latach. Należy wspomnieć, że polski reaktor będzie właśnie tego typu
(dającego maksimum możliwego bezpieczeństwa).
197
Zielona Księga
Kolejna motywacja do badań nad nowymi reaktorami wynika z faktu, że dzisiejsze dojrzałe
technologie oferują jedynie reaktory jądrowe o dużej mocy, co uniemożliwia budowę elektrowni
jądrowej o mocy elektrycznej mniejszej niż około 1 GW. Tymczasem rynek producentów energii
elektrycznej jest zainteresowany również obiektami mniejszymi, których budowa jest mniej
kapitałochłonna i które nie wymagają silnie rozbudowanej sieci energetycznej do dystrybucji
energii elektrycznej.
Dzisiejszy rozwój technologii nie oferuje średnich i małych reaktorów, które mogłyby
w konkurencyjnej cenie produkować energię elektryczną w cenie porównywalnej z elektrowniami
wykorzystującymi duże reaktory typu LWR. Jest to zasadnicze ograniczenie, ale i wyzwanie oraz
motywacja do opracowania nowych typów reaktorów. Szczególnie zaawansowane są prace nad
wspomnianymi już reaktorami typu HTR i niewielkimi reaktorami chłodzonymi wodą. Dziś trudno
ocenić jaka technologia opanuje rynek średnich i małych reaktorów jądrowych.
Koniecznie należy też podkreślić, że warunkiem powstania tego rynku będzie powszechnie
akceptowana polityczna wizja umożliwiające budowę wielu stosunkowo tanich (ale i o małej mocy)
reaktorów jądrowych. Taka wizja rozwoju energetyki jądrowej budzi jednak niepokój. Duże
rozpowszechnienie rozproszonej energetyki jądrowej utrudni kontrolę nad tym czy technologie
jądrowe nie są wykorzystywane w programach militarnych. Konieczne jest zatem wcześniejsze
wprowadzenie odpowiednich ram prawnych, standardów technologii i możliwości nadzoru
organizacji międzynarodowych nad tysiącami małych instalacji (dziś na świecie jest mniej niż 500
reaktorów energetycznych).
198
Zielona Księga
3.5.2. Gospodarka paliwem i odpadami
Zagadnienia wynikające z produkcji i gospodarki wypalonym paliwem reaktorowym
stanowią jeden z zasadniczych problemów na drodze do rozwoju energetyki jądrowej, a co za tym
idzie zwiększeniem możliwości redukcji emisji w Polsce. Są to jednak przede wszystkim
zagadnienia polityczne, w tym z obszaru o znaczeniu militarnym, o wymiarze ogólnoświatowego
bezpieczeństwa, społeczne, finansowe i w końcu technologiczne. Omówienie tego ostatniego,
technologicznego aspektu wymaga zatem spojrzenia z perspektywy zagadnień bardziej istotnych.
Trudność zagadnień społecznych i finansowych postępowania z wypalonym paliwem
wynika w znacznym stopniu z dużej skali czasowej koniecznej do przeprowadzenia procedur
rozwiązujących problem wypalonego paliwa. Wypalone paliwo zaraz po wyjęciu z reaktora jest
bardzo radiotoksyczne i technologia jego natychmiastowego przerobienia byłaby bardzo droga. Ale
już po kilkunastu, kilkudziesięciu, a jeszcze lepiej po 100 i więcej latach aktywność wypalonego
paliwa znacznie się zmniejszy, bo wiele radiotoksycznych izotopów zdąży się w tym czasie rozpaść
w sposób naturalny.
W wypalonym paliwie pozostaną wtedy izotopy występujące w naturze (trwałe lub o czasie
życia rzędu miliardów lat) i jedynie niewielkie ilości długożyciowych, radiotoksycznych izotopów.
Znaczna ich część to izotopy ciężkich pierwiastków, które mogą zostać wykorzystane do produkcji
energii w reakcji rozszczepienia w niektórych typach reaktorów jądrowych (nowych lub
odpowiednio zmodyfikowanych). Jedynie niewielką część odpadów stanowią radiotoksyczne
długożyciowe izotopy będące produktami reakcji rozszczepienia. Technologia ich wyseparowania
na skalę przemysłową wydaje się możliwym i prawdopodobnym do osiągnięcia zadaniem
w perspektywie kilkudziesięciu lat. Procedury postępowania z tak wyseparowanymi izotopami
mogą być różne. Po pierwsze warto zaznaczyć, że izotopów tych będzie niewiele, mniej niż ułamek
procenta łącznej masy wypalonego paliwa.
199
Zielona Księga
Otwiera to zatem takie możliwości jak na przykład:
bezpieczne geologiczne składowanie w odpowiednich strukturach geologicznych i na bardzo
dużych głębokościach,
wykorzystanie w przemyśle, jako bardzo specyficzne źródła radioaktywne,
transmutację, czyli przetworzenie tych izotopów w reakcji z neutronami w izotopy stabilne,
występujące w naturze.
Trudno dziś przewidzieć, która strategia zyska dominującą pozycję w perspektywie roku
2050. Obecnie w sferze badań są wszystkie opcje technologiczne i jak dotąd żadna nie uzyskała
istotnej przewagi, nie została uznana za przełomową, najbardziej perspektywiczną86.
Możliwość wykorzystania wypalonego paliwa w celach militarnych wynika z faktu,
że zawiera ono izotopy umożliwiające budowę bomby atomowej oraz z jego wysokiej
radiotoksyczności. Na przykład nawet bardzo proste, powszechnie dostępne technologie
umożliwiają skonstruowanie tzw. brudnej bomby atomowej, która mogłoby rozprzestrzenić
radiotoksyczny materiał poprzez wybuch chemiczny i doprowadzić do skażenia groźnego dla ludzi
i środowiska. Między innymi dlatego wypalone paliwo jądrowe musi podlegać ochronie fizycznej 87.
Warto tu dodać, że świeże paliwo przed załadowaniem do reaktora jądrowego też jest objęte system
ochrony fizycznej, ale jest materiałem o małej radiotoksyczności. Istnieje też potencjalna obawa, że
wypalone paliwo reaktorowe przy zastosowaniu wysoce specjalistycznych, zaawansowanych i
drogich technologii mogłoby być surowcem do militarnych programów jądrowych. Świadomość
zagrożeń politycznych (militarnych) związanych z gospodarką wypalonym paliwem reaktorowym
jest rozpoznana i wymaga dobrych rozwiązań prawnych, politycznych, regulacyjnych i
nadzorczych. Znajduje to odzwierciedlenie w przywołanej już ustawie Prawo atomowe, umowach
międzynarodowych oraz zaleceniach Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej w Wiedniu.
Z drugiej jednak strony należy podkreślić, że zastosowanie wysokospecjalistycznych technologii
daje szansę powtórnego wykorzystanie w celach pokojowych cennych materiałów zawartych w
wypalonym paliwie.
86
W szczególność ważny w skali ogólnoświatowej będzie wynik prac niedawno powołanego zespołu w USA Blue
Ribbon Commission on America’s Nuclear Future,
http://nuclear.gov/newsroom/2010PRs/nePR012910_print.html: „The Commission, led by Lee Hamilton and Brent
Scowcroft, will provide recommendations on managing used fuel and nuclear waste‖
87
Patrz definicja w ustawie z dnia 29 listopada 2000 r. Prawo atomowe
200
Zielona Księga
Wyzwaniem jest zatem nie tylko opracowanie technologii przerobu wypalonego paliwa,
ale również wybranie spośród nich takich, które z samej swej istoty w największym stopniu
uniemożliwią zastosowanie ich w programach militarnych. Dziś stosowana w skali przemysłowej
metoda odzyskiwania z wypalonego paliwa plutonu wydaje się, że w niezadowalającym stopniu
spełnia to ostatnie wymaganie. Można mieć nadzieje, że przed rokiem 2050 technologie przerobu
wypalonego paliwa będą w lepszym stopniu spełniać kryterium zabezpieczenia przed ich
bezpośrednim wykorzystaniem w celach militarnych. Taka strategia poszukiwań nowych
technologii do pozyskiwania surowców z wypalonego paliwa spotyka się jednak z krytyką.
Podnoszony jest argument, że każda zaawansowana technologia daje możliwość użycia jej do
pozyskania surowców z wypalonego paliwa dla projektów militarnych. Wynika to nie z istoty
technologii, ale ze zgromadzonego kapitału wiedzy, infrastruktury badawczej i przemysłowej,
która może stać się bazą do zmodyfikowania odpornej na zastosowania militarne technologii w
taką, która może posłużyć celom wojskowym.
Brak konsensusu politycznego w skali światowej w sprawie przerobu wypalonego paliwa
skutkuje tym, że w różnych krajach stosowane są radykalnie różne procedury. We Francji wypalone
paliwo na skalę przemysłową przerabiane jest celem pozyskiwania surowców do wyrobu świeżego
paliwa reaktorowego. Trzeba jednak pamiętać, że pozyskane w ten sposób paliwo MOX jest
znacznie droższe niż paliwo z naturalnego uranu88. Natomiast w USA obowiązuje zakaz przerobu
paliwa na terytorium USA. Jeszcze bardziej restrykcyjna jest polityka w Niemczech,
która uniemożliwia nie tylko przerabianie wypalonego paliwa w Niemczech, ale również zakazuje
jego transportu i wywozu za granicę. Zasadna jednak wydaje się teza, że w przyszłości wzrost ceny
naturalnego uranu, wzrost ceny yellow cake doprowadzi do ekonomicznej opłacalności
przetwarzania wypalonego paliwa. Przy takim scenariuszu dzisiejszy kłopot z zalegającym
wypalonym paliwem będzie potencjalnym źródłem bogactwa.
88
Patrz na przykład: „Advanced Fuel Cycle Cost Basis‖,
http://www.inl.gov/technicalpublications/Documents/3667084.pdf
201
Zielona Księga
Wypracowanie zasad postępowania z wypalonym paliwem jest jednym z celów inicjatywy
Global Nuclear Energy Partnership (GNEP), której Polska jest członkiem od jesieni 2007. Niestety
GNEP promuje kontrowersyjny program przerobu wypalonego paliwa89. Programowi GNEP w
USA nie udało się sformułować zwartej i akceptowalnej przez Kongres strategii, co zamknęło
finansowanie programu GNEP w USA, czyli u głównego partnera i inicjatora GNEP (stało się to w
2008 roku, jeszcze za prezydentury Georga W Busha).
Podsumowując, zasadnicze pytania w sprawie przerobu wypalonego paliwa w wymiarze
finansowym i społecznym to:
a)
jaka będzie ogólnie akceptowana na świecie strategia postępowania z wypalonym paliwem?
b) jak zapewnić stabilną strategię składowania wypalonego paliwa, przez co najmniej
kilkadziesiąt lat?
W takiej procedurze elektrownia jądrowa w czasie eksploatacji gromadzi odpowiednie środki
zapasowe na przeprowadzenie procedury końcowej likwidacji wypalonego paliwa (rodzaj
funduszu emerytalnego).
Jak zapewnić stabilność finansową projektu, aby zgromadzone w czasie działania elektrowni
środki na trwałe unieszkodliwienie wypalonego paliwa były dostępne za kilkadziesiąt lat?
c)
jak pozyskać akceptację społeczną dla stabilnego programu, w którym:
wypalone paliwo jest tymczasowo przechowywane nawet przez kilkadziesiąt i więcej lat,
najlepiej w pobliżu elektrowni jądrowej,
możliwe jest przerabianie wypalonego paliwa celem pozyskania surowców do produkcji
paliwa świeżego (recycling paliwa),
uruchomieniu elektrowni jądrowej towarzyszy program geologicznego składowania
wypalonego paliwa, który nie musi być natychmiast realizowany, ale jest jedną z
gwarantowanych opcji do realizacji w perspektywie kilkudziesięciu lat,
dopuszczona jest perspektywa nawet kilkudziesięciu lat tymczasowego składowania,
do czasu podjęcia dalszych decyzji (przerób, recycling, transmutacja, geologiczne
składowanie, czy też odpowiednie połączenie tych opcji).
89
Patrz http://www.gneppartnership.org wraz z podanymi tam komentarzami. Wśród partnerów programu GNEP
wykorzystujących energetykę jądrową nie ma na przykład Finlandii.
202
Zielona Księga
Wydaje się, że znalezienie dobrych rozwiązań dla powyższych zagadnień politycznych,
społecznych i finansowych umożliwi realizację najlepszych programów technologicznych
likwidacji wypalonego paliwa. Przedstawiony powyżej schemat wyzwala znaczną motywację do
rozwoju technologii likwidacji wypalonego paliwa. Przy jego stabilnej i konsekwentnej realizacji
można oczekiwać, że w perspektywie kilkudziesięciu lat będą dostępne różne dobre opcje. Dziś
trudno rozstrzygnąć, czy będą to technologie bardziej zbliżone do geologicznego składowania
wypalonego paliwa bez jego recyclingu, czy też technologie zmierzające do pełnego recyclingu bez
konieczności geologicznego składowania żadnego z materiałów pozyskanych w procesach
przetwarzających wypalone paliwo.
Warto dodać, że współcześnie stosowane technologie transportu i przerobu wypalonego
paliwa w celu pozyskania surowców dla energetyki jądrowej nie stwarzają istotnego zagrożenia dla
środowiska. Świadczą o tym przede wszystkim bardzo szczegółowe raporty publikowane przez
firmy prowadzące taką działalność i raporty Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej 90.
Jednym z zasadniczych zadań tworzonego programu polskiej energetyki jądrowej jest
nakreślenie strategii postępowania z wypalonym paliwem jądrowym w Polsce.
3.5.3. Gospodarka skojarzona w EJ
Inną motywacją rozwoju technologicznego jest dążenie do wykorzystania reaktorów
jądrowych nie tylko do produkcji energii elektrycznej, ale również jako źródła ciepła do
zasilania procesów w przemyśle chemicznym, petrochemicznym, stalowym i innych. Jest to
szczególnie ważne w świetle ograniczonych możliwości pozyskiwania paliw kopalnych i polityki
ograniczenia emisji CO2. Światowa produkcja energii elektrycznej powoduje emisję jedynie 1/3
CO2, podczas gdy pozostałe 2/3 jest ubocznym skutkiem innych gałęzi przemysłu i transportu.
90
Raporty fabryki w La Haggue, http://www.lahague.areva-nc.com.
203
Zielona Księga
Kogeneracja jądrowa to jednoczesna produkcja energii elektrycznej i użytkowej
(sprzedawalnej) energii cieplnej z wykorzystaniem reaktorów jądrowych. Typowe współczesne
reaktory chłodzone wodą wytwarzają ciepło o stosunkowo niskiej temperaturze, niewiele
przekraczającej 300oC. Ogranicza to możliwości wykorzystania ciepła do generacji elektryczności
i nielicznych zastosowań niskotemperaturowych takich jak zasilanie miejskich systemów
grzewczych. Dopiero wykorzystanie reaktorów typu HTR otworzy możliwości zasilania wielu
procesów technologicznych wysokotemperaturowym ciepłem procesowym. Nowe, bezemisyjne
źródło ciepła nie tylko zmniejszy emisję CO2, ograniczy zużycie gazu ziemnego i ropy naftowej w
rafineriach, fabrykach nawozów sztucznych, ale równocześnie zwiększy możliwości przetwarzania
węgla w procesach chemicznych.
Rozwój technologii reaktorów wysokotemperaturowych chłodzonych helem (typu HTR) jest
w największym stopniu nakierowany na zastosowania inne niż produkcja energii elektrycznej.
Również technologia reaktorów powielających (typu SFR) daje możliwość produkcji ciepła do
zasilania procesów technologicznych. Warto też pamiętać, że doskonalenie dzisiejszych reaktorów
lekkowodnych (typu LWR) może przed tą technologią również otworzyć rynek konsumentów
ciepła technologicznego. Podstawowym ograniczeniem jest jednak stosunkowo niska temperatura
ciepła produkowanego przez reaktory LWR. Jednakże można sobie wyobrazić, że technologia
LWR ulegnie tak znacznemu rozwojowi, że energia elektryczna wytwarzana dzięki reaktorom
LWR będzie bezkonkurencyjnie tania i będzie mogła być wykorzystana na przykład do rozkładu
wody na wodór i tlen (kluczowe gazy w chemii, w tym w chemii i spalaniu węgla).
204
Zielona Księga
Obecnie w Chinach, USA i RPA91 realizowane są programy budowy pierwszych reaktorów
HTR w skali industrialnej. Ich uruchomienie planowane jest przed lub około roku 2020. Najbardziej
zaawansowany jest projekt chiński, a najszersze podstawy ma program Next Generation Nuclear
Plant (NGNP) w USA. W Europie prace nad technologiami HTR są koordynowane przez sieć
technologiczną High Temperature Reactor Technology Network92 (HTR-TN) i budowa w Europie
instalacji demonstracyjnej jest uznana za możliwą w ramach realizacji europejskiej strategii
energetycznej, w ramach SET-Planu93. Polska jest postrzegana przez HTR-TN jako kraj szczególnie
zainteresowany wykorzystaniem reaktorów HTR ze względu na swoją strukturę gospodarczą. Wizja
europejskiego programu HTR była niedawno przedstawiona przez przedstawicieli HTR-TN
w czasie posiedzenia Senackiej Komisji Gospodarki Narodowej. Po debacie Komisja przyjęła
stanowisko wspierające dotychczasowe starania koordynowane przez Akademię GórniczoHutniczą94, zmierzające do wykorzystania w Polsce reaktorów HTR95. Program synergii węglowo–
jądrowej ma pozytywną rekomendację Rady Nauki96 i został wymieniony w niedawno przyjętej
przez rząd „Polityce energetycznej Polski do roku 2030‖97.
91
Projekt NGNP w USA: http://www.nextgenerationnuclearplant.com
―Current status and technical description of Chinese 2 × 250 MWth HTR-PM demonstration plant‖,
Nuclear Engineering and Design, Volume 239, Issue 7, July 2009, Pages 1212-1219
Program w RPA realizuje firma PBMR, http://www.pbmr.com
92
https://odin.jrc.ec.europa.eu/htr-tn
93
Patrz: Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i
Komitetu Regionów; Inwestowanie w rozwój technologii niskoemisyjnych (SET-Plan), Bruksela, 7.10.2009,
COM(2009) 519: “The first cogeneration reactors could also appear within the next decade as demonstration projects
to test the technology for coupling with industrial processes.”
94
W dniu 28 czerwca 2006 odbyło się specjalne posiedzenie Rady do Spraw Atomistyki, po którym zostały podpisane
listy intencyjne w celu powołania Konsorcjum przez: AGH w Krakowie, Główny Instytut Górnictwa w Katowicach,
Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu, Instytut Chemii i Techniki Jądrowej, Warszawa, Instytut Energii
Atomowej, Świerk, Instytut Fizyki Jądrowej PAN w Krakowie, Instytut Inżynierii Chemicznej PAN w Gliwicach,
Instytut Problemów Jądrowych, Świerk, Politechnikę Częstochowską, Politechnikę Śląską w Gliwicach, Politechnikę
Warszawskąa, Politechnikę Wrocławską, Uniwersytet Śląski, Uniwersytet Warszawski
95
Stenogram z posiedzenia Senackiej Komisji Gospodarki Narodowej: „Europejski program wykorzystania ciepła z
reaktorów
jądrowych
w
procesach
technologicznych.
Droga
do
synergii
węglowo-jądrowej‖,
http://www.senat.gov.pl/k7/kom/kgn/2009/115gn.pdf
Stanowisko Senackiej Komisji Gospodarki Narodowej w sprawie projektu europejskiego programu wykorzystania
ciepła z reaktorów jądrowych w procesach technologicznych.
http://www.senat.gov.pl/k7/kom/kgn/2009/150409.pdf
96
Opinia Komitetu Polityki Naukowej i Naukowo-Technicznej Rady Nauki z dnia 5 marca 2009 r. w sprawie projektu
"Synergia węglowo-jądrowa",
http://www.nauka.gov.pl/fileadmin/user_upload/49/62/49625/25032009_Synergia_weglowo-jadrowa_05.03.2009.pdf
97
Polityka energetyczna Polski do 2030 r.,
http://www.mg.gov.pl/Gospodarka/Energetyka/Polityka+energetyczna+Polski+do+2030+r.htm
205
Zielona Księga
Program przemysłowy (rys. nr 13)
Realizowane na świecie industrialne programy budowy i wykorzystania reaktorów HTR
zakładają produkcję ciepła w postaci gorącego gazu o temperaturze dochodzącej do 750oC
i wytworzeniu dla użytkowników pary wodnej o temperaturze przekraczającej 500oC.
Z inicjatywy HTR-TN we wrześniu 2009 r. uruchomiony został europejski program
EUROPAIRS98, którego celem jest pokazanie ram wykorzystania reaktorów HTR szczególnie w
Europie, w perspektywie początku dekady 2020. Uczestnikami EUROPAIRS są wiodące
europejskie instytucje z obszaru technologii nuklearnych, operatorzy elektrowni jądrowych oraz
użytkownicy ciepła procesowego. Program dodatkowo jest wzmocniony przez udział partnerów z
USA i RPA. W projekcie EUROPAIRS uczestniczą dwa polskie przedsiębiorstwa: PROCHEM
S.A. i fabryka nawozów sztucznych ZAK.
Możliwość stworzenia dużego rynku nabywców reaktorów HTR zależy nie tylko od sukcesu
pierwszych instalacji komercyjnych, ale również od rozwiązania szeregu otwartych zagadnień
badawczych związanych z transportem gorących gazów i konstrukcją wymienników ciepła.
Perspektywa wdrożenia bezemisyjnego źródła ciepła otwiera zasadność prowadzenia badań
nad zasilaniem przez gorące gazy takich procesów jak produkcja wodoru z paliw
węglowodorowych, co ograniczy zużycie gazu i/lub ropy, a także zmniejszy emisję CO2.
Szczególnie dla polskiej gospodarki ważne są badania nad procesami chemii węgla. Wyzwaniem
badawczym w znacznie dłuższej perspektywie czasu są wysokowydajne, wysokotemperaturowe
procesy rozkładu wody na wodór i tlen, w których produkowany jest tlen w ilościach istotnych dla
98
Internetowa strona projektu EUROPAIRS (7PR, EURATOM) w trakcie budowy, http://europairs.eu,
http://guest.europairs.eu
206
Zielona Księga
energetyki węglowej. Posiadanie bezemisyjnego źródła ciepła otwiera też szerokie możliwości
badawcze nad procesami recyclingu CO2 w paliwa węglowodorowe.
Prowadzenie zarysowanych powyżej prac wymaga budowy infrastruktur badawczych
wyposażonych w klasyczne źródła ciepła zarówno małej, jak i odpowiednio dużej mocy,
aby uzyskane wyniki mogły zostać wykorzystane do konstrukcji instalacji przemysłowych.
Właściwie zaprojektowane infrastruktury umożliwią wykorzystanie ich przez przemysł do testów
i licencjonowania technologii dla energetyki klasycznej i dzisiejszego przemysłu. Ważne jest
również, aby budowane infrastruktury mogły wyzwolić europejskie środki badawcze,
co przyciągnie do Polski najlepsze grupy badawcze z Europy i świata. Wymaga to wsparcia prac
przygotowawczych przez Europejską siecią technologiczną HTR-TN, ścisłych relacji w programem
EUROPAIRS, nawiązania dobrej partnerskiej współpracy z amerykańskim programem NGNP
i dobrych kontaktów z programami HTR w RPA i Chinach.
Prowadzenie badań w obszarze technologii reaktorów HTR jest ważne dla tworzenia
kompetencji w szeroko rozumianej energetyki jądrowej. Jest to jednocześnie zadanie znacznie
trudniejsze niż prowadzenie prac nad wykorzystaniem ciepła procesowego gdzie Polska dysponuje
szeroką bazą zarówno badawczą, jak i przemysłową. Wydaje się, że ważne jest rozpoczęcie
w Polsce badań nad paliwem reaktorowym, nad procesami związanymi z cyklem paliwowym,
fizyką reaktorów jądrowych. Jest to obszar bliski zagadnieniom badawczym fizyki jądrowej,
w którym Polskie uczelnie i instytuty naukowe dysponują strukturami i infrastrukturami
badawczymi skromnych rozmiarów, ale z potencjałem ich rozwoju w kierunku energetyki jądrowej.
Dalekosiężny program R&D (rys. nr 14)
207
Zielona Księga
Trwające od kilku lat prace przygotowawcze koordynowane przez Akademię Górniczo–
Hutniczą umożliwiły już wstępne rozpoznanie potrzeb i możliwości, jak i przyniosły pewną
integrację środowisk:
utworzono nieformalne konsorcjum jednostek badawczych i uniwersyteckich zainteresowanych
programem wdrożenia technologii HTR,
nawiązano współpracę z europejską siecią technologiczną HTR-TN i z polskim przemysłem,
który jest reprezentowany w europejskim projekcie EUROPAIRS.
Obecnie program wymaga opracowania strategii działań zlokalizowania europejskiego
programu w Polsce, w tym programu badawczego i budowy odpowiednich infrastruktur
badawczych.
Realizacja programu przygotowawczego wymaga w szczególności:
utworzenia formalnej grupy jednostek badawczych wraz z partnerami przemysłowymi
(odbiorcami ciepła procesowego) celem wykorzystania w polskim przemyśle reaktorów HTR,
nawiązania przy współdziałaniu z EURATOM współpracy z amerykańskim programem NGNP
(przygotowanie do nawiązania współpracy na poziomie rządowym, europejskim, rozważenie
przystąpienia do GIF). Nawiązanie kontaktów z programami HTR w Chinach i RPA,
opracowania przy współpracy z europejską siecią HTR-TN jak i z programem NGNP programu
naukowego, w tym planu budowy odpowiednich infrastruktur badawczych, które w
najefektywniejszy sposób będą zmierzać do wdrożeń przemysłowych reaktorów HTR,
przygotowania programu szkoleń ze szczególnym uwzględnieniem potrzeb programu budowy
elektrowni jądrowych,
stworzenia systemu wsparcia dla polskich firm uczestniczących w europejskich programach
badawczych EURATOM, w tym w szczególności dla uczestników programu EUROPAIRS.
208
Zielona Księga
3.6.
Organizacja rynku efektywności energetycznej
Rynek urządzeń, materiałów i usług efektywności energetycznej w Polsce jest
dostatecznie rozwinięty, aby wykorzystać istniejący techniczny potencjał zmniejszenia o 50%
zużycia ciepła w budynkach i 30% zmniejszenia zużycia energii elektrycznej w całym kraju
w stosunku do obecnego zużycia energii. Inne bariery: świadomościowe, regulacyjne, finansowe,
organizacyjne i priorytetu działań nie pozwalają na wykorzystanie możliwości jakie istnieją na
rynku urządzeń i usług.
Bariera zdolności do podejmowania racjonalnych decyzji inwestycyjnych przez dużą część
inwestorów (sektor publiczny, związki mieszkaniowe, małe i średnie przedsiębiorstwa produkcyjne
i usługowe) oraz pełnego wykorzystania efektów inwestycji wymaga rozwinięcia rynku formuły
inwestycji „trzeciej strony‖, czyli usług energetycznych budowy i eksploatacji energooszczędnych
przedsięwzięć przez firmy typu ESCO. Rynek usług inwestycji trzeciej strony jest słabo rozwinięty.
Ciągle występują bariery mentalne i obawa właścicieli obiektów/odbiorców energii przed złym
określeniem swojego interesu i brak promocji tego typu usług (doradztwo, standaryzowane
podejście, obiektywność weryfikacji efektów, rozpowszechnianie dobrych wzorów). Potrzebny jest
przegląd uregulowań prawnych i propozycja usunięcia barier. Usunięcie barier dla usług typu
ESCO może być również warunkiem powodzenia mechanizmu „białych certyfikatów‖.
W
proponowanym
przeglądzie
i
ocenie
efektywności
funkcjonowania
funduszy
pomocowych należy zwrócić uwagę czy możliwa jest realizacja projektów w formule ESCO z
wykorzystaniem instrumentów finansowych tych funduszy. Konieczne jest stworzenie platformy
dyskusyjnej dla zidentyfikowania wszystkich przeszkód i określenia warunków wyważonego
interesu biorcy i dawcy usług typu ESCO.
209
Zielona Księga
Kwestię związaną ze zwiększonym popytem na najbardziej efektywne energetycznie
urządzenia i materiały powinny przynieść rozwiązania przedstawione w rozdziałach 1 i 2, a przede
wszystkim standaryzacja i minimum efektywności energetycznej urządzeń, wzrostu
świadomości inwestorów o podejmowaniu decyzji w oparciu o najniższe koszty w całym cyklu
żywotności urządzeń, a nie tylko o najniższe koszty zakupu, wyższe dofinansowanie do
urządzeń
o
najwyższej
efektywności
energetycznej,
system
rabatowy
do
sprzętu
powszechnego użytku o najwyższej klasie efektywności energetycznej itp.
Dodatkowo należy przedyskutować kwestię przejścia z dobrowolnego stosowania
„zielonych zamówień‖ – w tym kryteriów efektywności energetycznej – na system obligatoryjny.
Działania te należy w szczególności podjąć tam, gdzie istnieje dofinansowanie projektów z
publicznych funduszy pomocowych. System „zielonych zamówień‖ powinien być również
stosowany w procedurze wynajmowania i budowy budynków przez instytucje publiczne. Obecnie
w dalszym ciągu sektor publiczny nie spełnia wzorcowej roli w podejmowaniu pro-efektywnych
działań i pilotażu wdrażanych technologii.
3.7.
Organizacja rynku biomasy
Niezbędne są szczegółowe analizy, czy w ogóle realne jest zapewnienie produkcji 15%
energii na bazie krajowych zasobów źródeł odnawialnych (wody, wiatru i biomasy). Wszystkie
dotychczasowe opracowania w tym temacie nie ujmują sprawy całościowo i operują bardzo
różnymi danymi.
Koniecznym wydaje się jak najszybsze wykonanie analizy dotyczącej całego potencjału,
zarówno jeśli chodzi o „paliwo pierwotne‖, jak i możliwości wyprowadzenia mocy i zapewnienia
stabilności pracy systemu, a także skutków ekonomicznych i niezbędnych dla elektrowni
wiatrowych rezerw mocy w źródłach konwencjonalnych oraz wpływu wzrostu areałów rolnych na
potrzeby roślin energetycznych i ceny żywności. Bardzo ważne jest również zweryfikowanie
wysokości opłat zastępczych, zagwarantowanie niezmienności zasad ich stanowienia do ściśle
określonego terminu (np. przez 15 lat) oraz „upublicznienie" zasad rozdziału środków
pozyskiwanych z opłat zastępczych.
210
Zielona Księga
Kolejną barierą dotyczącą energetyki biomasowej i biogazowej jest problem strukturalny
Polski w postaci wielkiej nadprodukcji i wielkich niewykorzystanych zasobów w rolnictwie.
Nadprodukcja czterech podstawowych zbóż w 2009 roku wyniosła w Polsce 4 do 6 mln ton
(trudność ustalenia tej nadprodukcji w miarę precyzyjnie jest bardzo symptomatyczna). W związku
z nadprodukcją rząd podjął nadzwyczajne działania prawne mające na celu zaliczenie zboża do
biomasy, która może być wykorzystana w procesach współspalania. Przy takim wykorzystaniu
nadpodaży zbóż uzysk energii odnawialnej końcowej wyniesie około 4–6 TWh. Jest to
niedopuszczalne marnotrawstwo (najprzód nadprodukcja zbóż, a potem współspalnie). Zasoby
ziemi uprawnej wykorzystane do nadprodukcji wyniosły około 1,1–1,7 mln ha. Możliwa do
uzyskania z tych zasobów ziemi energia odnawialna końcowa (energia elektryczna i ciepło
wyprodukowane w źródłach poligeneracyjnych) w przypadku zastosowania technologii
biogazowych wynosi około 75–116 TWh, czyli prawie 20 razy więcej.
Do zasobów ziemi zmarnowanej na nadprodukcję zboża trzeba jeszcze doliczyć odłogi,
w tym ziemię wyłączoną z upraw (na mocy rozwiązań tworzących Wspólną Politykę Rolną w UE).
Łącznie jest to około 2 mln ha ziemi (średnio-urodzajnej). Ziemia ta stanowi potencjał produkcyjny
na rynku energii końcowej wynoszący około 80 TWh.
Według niektórych ekspertów suma areału zmarnowanego na nadprodukcję i ziemi
wyłączonej z upraw stanowi potencjał na rynku energii końcowej wynoszący od 155 do 196 TWh99
(jest to potencjał porównywalny z ilością energii na rynkach końcowych, która wynika z
dodatkowej podaży gazu ziemnego, energetyki atomowej i energetyki wiatrowej). Przy tym jest to
potencjał, którego wykorzystanie w najmniejszym stopniu nie narusza bezpieczeństwa
żywnościowego Polski. Jego wykorzystanie jest natomiast polską racją stanu, ponieważ rozwiązuje
problemy w rolnictwie (i na wsi), a ponadto w bardzo wielkim stopniu uniezależnia Polskę od
dostaw gazu z Rosji. Podkreśla się przy tym, że taka sytuacja jest w UE charakterystyczna jedynie
dla Polski (żaden inny kraj nie ma tak wielkich zasobów w rolnictwie energetycznym, w stosunku
do wielkości całego rynku energetycznego). Gdyby nastąpiło wejście Polski na ścieżkę rozwoju
rolnictwa energetycznego, to konsekwencje (pozytywne) byłyby bardzo duże. W szczególności w
zupełnie nowym świetle dostrzeglibyśmy możliwości zarządzania ryzykiem w dwóch
newralgicznych obszarach: bezpieczeństwa żywnościowego i bezpieczeństwa energetycznego.
99
Część ekspertów uważa, że są to znacznie zawyżone wartości.
211
Zielona Księga
Przede wszystkim możliwe byłoby zredukowanie nadmiernego (destrukcyjnego) ryzyka produkcji
rolnej (sprawa mechanizmu cenotwórczego przedstawionego poniżej). Wynikający stąd wzrost
ryzyka cen paliw dla elektroenergetyki także byłby korzystny, ponieważ polska elektroenergetyka
(węglowa) praktycznie odzwyczaiła się od ryzyka, a to nie sprzyja efektywności.
W kwestii znaczenia biogazu w działaniach na rzecz realizacji celów „Pakietu 3x20‖ należy
stwierdzić, że podstawowe ryzyko dotyczące tej technologii jest związane z brakiem
skoordynowania systemów regulacyjnych dla OZE i dla redukcji emisji. Główną przyczyną jest
fakt, że w jednym i drugim obszarze regulacja jest na razie wynikiem lobbingu wąskich grup
interesów, a nie podstaw fundamentalnych. Z tego powodu regulacje unijne są w wielu jeszcze
przypadkach niejednoznaczne (są sprawą otwartą). Bardzo charakterystycznymi przykładami są pod
tym względem regulacje dla ciepła i dla samochodu elektrycznego. Mianowicie ciepło 100
wytwarzane w rozproszonych źródłach odnawialnych – to, które nie wchodzi do bilansu emisji CO2
w unijnym systemie ETS – nie ma jeszcze odrębnych rozwiązań (właściwych dla systemu
nonETS). Nie ma też systemów wsparcia „zielonego‖ ciepła takich, jakie istnieją dla energii
elektrycznej.
Z drugiej strony pojawiają się głosy, że w ciągu najbliższych lat prawdopodobnie
doczekamy się w Polsce znacznego wzrostu liczby elektrowni wiatrowych, które być może
z zewnątrz pokażą ekologiczną stronę elektroenergetyki, ale które również w żaden sposób nie
rozwiążą problemu poprawy bezpieczeństwa energetycznego, a mogą wręcz stanowić utrudnienie
dla polskiego systemu przesyłowego i dystrybucyjnego wysokiego napięcia (WN).
100
Dotyczy to również energii elektrycznej.
212
Zielona Księga
3.8.
Certyfikacja energii „kolorowej”
OZE posiadają w tej chwili dobry system wsparcia. Podstawowym problemem rozwoju
OZE jest obecnie duże rozrzucenie postanowień systemu wsparcia po wielu aktach prawnych.
Przydałoby się uporządkowanie i usystematyzowanie postanowień dotyczących OZE w jednym
akcie rangi ustawy. Wśród szczegółowych zagadnień ważne jest wyeliminowanie opłaty zastępczej
z instrumentu gwarancji pochodzenia i pozostawienie wyłącznie kary, która nie zwalnia z
obowiązku. Opłata zastępcza jest rozwianiem przejściowym. Jej stosowanie w dłuższej
perspektywie czasu będzie skutkowało brakiem realizacji celu. Kolejną kwestią jest usprawnienie
koncesjonowania. Koncesja energetyczna dla małych i średnich OZE powinna być przeniesiona na
szczebel gminy albo powiatu, ze względu na zasadę subsydiarności.
Z drugiej jednak strony dotychczas nie wprowadzono mechanizmów wsparcia dla
gospodarstw domowych o niskich dochodach i dla energochłonnych firm. Tylko dzięki
istnieniu odpowiedniego systemu wsparcia, umożliwiającego efektywną alokację środków
wspierających rozwój nowych technologii odnawialnych źródeł, możliwe jest stworzenie rynku
istotnej wielkości. Niestety systemem takim nie jest ww. system tzw. „zielonych certyfikatów‖.
Nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu odnawialnych źródeł energii przy
utrzymaniu obecnego systemu ze względu na jego poziom komplikacji i kosztów, który w praktyce
wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich systemów wytwórczych np. w domach
jednorodzinnych. Ze względu na konieczność szybkiego tempa zmiany struktury zaopatrzenia w
energię konieczne jest sięgnięcie po szerszy wachlarz mechanizmów wsparcia.
Jeżeli chodzi o system wsparcia dla produkcji energii z odpadów powinien on być odrębnym
systemem wsparcia od systemu wsparcia OZE. Łączenie systemów wydaje się korzystne na
początku ze względu na potrzebę większego wsparcia odzysku energii. Jednak w dłuższej
pespektywie nie uda się utrzymać stanowiska, iż produkcja energii z odpadów jest zaliczana w
całości do energetyki odnawialnej. Z drugiej jednak strony opisany oddzielny system należałoby
zweryfikować z unijnymi regulacjami dotyczącymi zaliczania energii ze śmieci do energii z OZE.
Wydaje się, że Polska nie powinna tworzyć swoich własnych regulacji w oderwaniu od regulacji
unijnych.
213
Zielona Księga
3.9.
Finansowanie inwestycji energoefektywnych i zeroemisyjnych
Wykorzystanie potencjału efektywności energetycznej dla osiągnięcia celów polityki
energetycznej państwa wymagać będzie poniesienia wydatków rzędu 100–150 mld euro do 2030
roku, średnio 5–7,5 mld euro rocznie (ok. 20–30 mld zł/rok). Większość tych nakładów poniosą
sami inwestorzy. Obecny brak statystyk i analiz oraz brak monitorowania wszystkich wydatków
funduszy pomocowych na efektywność energetyczną nie pozwala na ocenę, jakie nakłady ponoszą
sami inwestorzy, a jaki jest udział funduszy pomocowych.
Jak napisano wcześniej należy przedyskutować następujące kwestie:
jakie projekty powinny być dofinansowane ze środków publicznych i którzy inwestorzy
powinni być beneficjentami tych funduszy,
jaka powinna być wielkość dźwigni finansowej,
jakie powinny być kryteria oceny projektów i wyboru oraz sposób monitorowania.
W ramach NPREGC, w tym Programu Efektywności Energetycznej, powinno się określić
inżynierię finansowania tej części potencjału, który potrzebny jest do osiągnięcia celów
klimatycznych i energetycznych. Fundusze pomocowe powinny być stabilne, np. coroczny dopływ
środków finansowych na Fundusz Termomodernizacji w Banku Gospodarstwa Krajowego na
poziomie nie niższym niż 250 mln zł.
214
Zielona Księga
3.10. Reorganizacja transportu pasażerskiego i towarowego
Kontrolowanie wzrostu transportochłonności życia i gospodarki oraz promocja form
transportu efektywnych z punktu widzenia zużycia energii i emisji gazów cieplarnianych są
absolutnie niezbędne Jednym z najbardziej efektywnych sposobów zmniejszenia zapotrzebowania
na energię i emisję gazów cieplarnianych jest wymieniana w poprzednich punktach zmiana
zachowań komunikacyjnych. Jest to jednak zadanie szczególnie trudne, wymagające zrozumienia i
akceptacji społecznej. Temat ten powinien należeć do priorytetów programów edukacji,
komunikacji społecznej i promocji niepopularnych rozwiązań takich jak restrykcyjna organizacja
ruchu (zakazy lub ograniczenia użytkowania samochodu w pewnych obszarach) i opłaty. Nie
wyklucza to popularyzowania/promowania efektywnych energetycznie pojazdów, korzystania ze
środków transportu zbiorowego itp.
3.11. Zarządzanie i centralizacja odpowiedzialności
W kwestii podmiotów odpowiedzialnych za redukcję emisji należy zauważyć konieczność
podjęcia działań zmierzających do koordynacji prac prowadzonych przez organy administracji
związanych z redukcją emisji. Opisywana koordynacja spowodowana jest faktem, iż na dzień
dzisiejszy w ramach funkcjonujących jednostek administracji nie ma bezpośrednio i jednoznacznie
wyznaczonego podmiotu odpowiedzialnego za zmiany klimatu oraz adaptację do nich, ani za
redukcję emisji gazów cieplarnianych. Obecnie różne ośrodki decydenckie w mniejszym lub
większym zakresie podejmują działania w tym obszarze (Minister Gospodarki, Minister
Środowiska oraz podległe im agendy rządowe), co w pewnym sensie może przekładać się na
ostateczny rezultat. De facto stanowi to jednak barierę instytucjonalno-organizacyjną realizacji
NPREGC w Polsce.
Problemem jest również fakt, iż wymienione organy administracji nie posiadają
wyspecjalizowanego zaplecza eksperckiego, które mogłoby stanowić gwarancję jakości
podejmowanych działań tak w kwestii samego NPREGC, jak i jego poszczególnych składowych
odnoszących się do konkretnych zagadnień (np. OZE, efektywności energetycznej, smart grind,
mikrokogeneracji itd.). Powierzanie poszczególnych partii materiałów, czy partykularnych
opracowań odnoszących się do NPREGC podmiotom zewnętrznym w dłuższej perspektywie czasu
215
Zielona Księga
nie jest rozwiązaniem opłacalnym ani pod kątem finansowym (wysoki koszt pracy
wykwalifikowanego zespołu), ani kadrowym (nierozwijanie własnych struktur personalnych
administracji).
Na świecie, a przede wszystkim w Europie do kwestii redukcji emisji podchodzi się bardzo
kompleksowo i strukturalnie. Wiodącą rolę odgrywa tu państwo, które poprzez przygotowanie
odpowiedniej płaszczyzny dla przyszłych
działań organów
administracji, ale
również
przedsiębiorców i całego społeczeństwa, nadaje właściwe impulsy do pro-redukcyjnych działań.
Jako przykład należy tu wskazać liczne europejskie polityki adaptacyjne i redukcyjne.
Dodatkowo należy wyróżnić państwa członkowskie UE-15, w których funkcjonują
instytucje odpowiedzialne i kompetentne, charakteryzujące się strategicznym i eksperckim
podejściem do problematyki redukcji emisji oraz gospodarki niskowęglowej. Wskazać tu można
ciała o znaczeniu strategicznym (Wielka Brytania – Committee on Climate Change, Holandia –
Energy Transition Board), jak i agencje operacyjne: (Francja – French Environment and Energy
Management Agency ADEME, Holandia – NL Agency, czy też Włochy – Italian National Agency
for New Technologies, Energy and Sustainable Economic Development ENEA).
Dla porównania istniejące w Polsce podmioty, które mogłyby włączyć się w proces działań
związanych z realizacją NPREGC i wesprzeć podejmowane przez administrację rządową
kierunkowe, jak i systemowe starania odnoszące się do redukcji emisji gazów cieplarnianych
i adaptację do zmian klimatu, są znacznie słabiej rozwinięte pod względem struktur personalnych,
jak i posiadanych środków finansowych. Chodzi tu przede wszystkim o Krajową Agencję
Poszanowania Energii, Agencję Rynku Energii oraz Instytut Paliw i Energii Odnawialnej.
Rozwiązaniem wartym rozważenia jest odpowiednie przebudowanie istniejących struktur
administracji np. poprzez odpowiednie porozumienie w przedmiocie koordynacji określonych
działań strategicznych zawarte pomiędzy właściwymi organami administracji, wzmocnienie
wymienionych
polskich
instytucji
eksperckich,
czy
też
powołanie
nowego
podmiotu
kompetentnego i odpowiedzialnego za redukcję emisji gazów cieplarnianych w Polsce. Podmiot ten
mógłby powstać jako suma wcześniej wspomnianych instytucji, a mianowicie KAPE+ARE+IPiEO.
Sposób przeprowadzenie tej konsolidacji ma tu drugorzędne znaczenie. Najprostszym
rozwiązaniem byłoby zakupienie przez IPiEO obu agencji, a następnie ich połączenie (merge).
216
Zielona Księga
4. Podsumowanie
Niniejszy rozdział ma na celu podsumowanie oraz zwrócenie szczególnej uwagi na
zagadnienia poruszone w Zielonej Księdze Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów
Cieplarnianych. Celem Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji - organu
przygotowującego ww. opracowanie było zdefiniowanie oraz szczegółowe omówienie zestawu–
katalogu barier i problemów, z którymi mierzy się polska gospodarka w aspekcie redukcji emisji
gazów cieplarnianych. Sytuacja polskiego sektora energetycznego oraz całej gospodarki została
przeanalizowana w niniejszym dokumencie pod kątem spełnienia założeń Europejskiego Programu
3x20 zdefiniowanego przez Parlament Europejski oraz Radę w dyrektywie 2009/29/WE z dnia 23
kwietnia 2009 roku.
Trzeba przede wszystkim zaznaczyć, iż analizując sytuacje energetyczną Polski należy
rozpatrywać wszelkie procesy związane z planowaniem, wytwarzaniem, dystrybucją,
konsumpcją, zarządzaniem i monitoringiem energii we wszystkich jej postaciach. Aby
osiągnąć pełen sukces poprzez wdrożenie Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów
Cieplarnianych powinno się rozpatrywać polską gospodarkę jako całość działań i priorytetów
nierozerwalnie powiązanych ze sobą. Największy efekt można osiągnąć podejmując działania
we wszystkich procesach (zdefiniowanych powyżej) jednocześnie. Przedstawione w niniejszym
opracowaniu trudności zostały rozpatrzone w ramach energetyki, transportu, budownictwa,
zarządzania, jak również edukacji. Tylko podejście kompleksowe i rozwiązanie wszelkich
barier zdefiniowanych w Zielonej Księdze może przyczynić się do spełnienia przyjętych przez
polski rząd celów.
Należy zaznaczyć, iż Zielona Księga nie daje odpowiedzi jak rozwiązać poszczególnie
zdefiniowane problemy. Zagadnienia związane z propozycjami działań mających na celu
rozwiązywanie poszczególnych wyzwań stojących przed polską energetyką zostaną przedstawione
w „Białej Księdze‖ identyfikującej kierunki oraz nowe koncepcje rozwoju.
217
Zielona Księga
Społeczna Rada Narodowego Programu Redukcji Emisji zdefiniowała kluczowe bariery dla
poszczególnych sektorów energetyki oraz głównych odbiorców wszystkich rodzajów energii.
Opracowanie wskazuje w ramach których działań możliwe jest uzyskanie najlepszych efektów.
Jednak przede wszystkim definiuje problemy, które należy rozwiązać, aby zwiększyć efektywność
(zarówno energetyczną, jak i ekonomiczną) podejmowanych w przyszłości działań.
Bariery zdefiniowane przez członków Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji
Emisji można podzielić na cztery zasadnicze kategorie: bariery ekonomiczne, bariery prawne,
bariery technologiczne oraz bariery społeczno–kulturowe. W zależności od sektorów gospodarki
każda z nich mierzy się ze specyficznymi wyzwaniami, które zostały w sposób szczegółowy
przedstawione w poszczególnych rozdziałach Zielonej Księgi. Wynika to przede wszystkim ze
specyfiki
poszczególnych
gałęzi
gospodarki,
oddzielnych
uwarunkowań
prawnych
i
ekonomicznych, ale również i najpilniejszych potrzeb wynikających ze stanu infrastruktury. Bez
względu na tę specyfikę przedstawione poniżej zagadnienie dotyczą wszystkich sektorów
gospodarki związanych z energetyką.
Bariery ekonomiczne
Niezmiernie ważne jest poruszenie aspektów związanych ze wsparciem wszelkich działań
mających na celu osiągniecie zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. Istnieje uzasadniona
potrzeba, aby wszelkie mechanizmy pomocowe (m.in. dotacje, ulgi podatkowe, preferencyjne
kredytowanie i subsydia) były przygotowane w sposób dogłębnie przemyślany oraz zorientowany
na
osiągniecie
najlepszych
wskaźników
przede
wszystkim
ekonomicznych,
ale
także
środowiskowych.
Bariery ekonomiczne dotyczą zarówno części kosztowej modeli finansowych, jak również części
przychodowej. Problemem są wysokie koszty związane z wdrażaniem nowych technologii oraz
stosunkowo niski zwrot z inwestycji. Wykorzystanie obecnie istniejącego potencjału
efektywności energetycznej wiązać się będzie z wydatkami na poziomie 100–150 mld euro w
perspektywie do roku 2030. Ponieważ znaczną większość tych wydatków musi zostać poniesiona
przez prywatnych inwestorów należy podjąć działania zmierzające do zwiększenia ich
zainteresowania inwestycjami w działania efektywne energetycznie. Wyzwania jakie znajdują się
przed decydentami dotyczą przede wszystkim zagadnień związanych z subsydiami, podatkami,
akcyzą, czy prawem celnym.
218
Zielona Księga
Nieodłącznym elementem kwestii finansowych związanych z redukcją emisji jest
wprowadzenie narzędzi w postaci kompleksowych systemów certyfikacji. Zwraca się szczególną
uwagę na tworzenie takich narzędzi, które będą wykorzystywać i uwzględniać najlepsze cechy i
aspekty różnych obecnie działających systemów.
Bariery prawne
Trudnym aspektem wdrażania działań w ramach Narodowego Programu Redukcji Emisji są
uwarunkowania prawne, w związku z którymi zdefiniowano szeroki katalog barier, które należy
przełamywać. Regulacje prawne blokują, a w niektórych przypadkach wręcz uniemożliwiają
działania inwestycyjne. Jako główne trudności prawne zdefiniowane na etapie przygotowania
Zielonej Księgi należy wymienić: brak prawa lokalizacji, brak prawa drogi, brak podstaw do
rozwiniętego partnerstwa publicznego-prywatnego.
Sytuację dodatkowo utrudnia brak jednoznacznie określonych podmiotów administracji
publicznej odpowiedzialnych za koordynację sektorowych polityk rządowych. W związku z
wielowątkowością procesów i działań pojawiają się sytuacje wzajemnie wykluczających się
regulacji prawnych. Ograniczeniem są instrumenty prawne niejasno określające funkcjonowanie
infrastruktury technicznej. Istotnym założeniem Zielonej Księgi jest zwrócenie uwagi na brak
integracji ustawodawstwa w zakresie ochrony klimatu i innych sektorów gospodarki. Społeczna
Rada Narodowego Programu Redukcji Emisji zdefiniowała szereg nieprawidłowości i luk
prawnych w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne. Rada zwraca szczególną
uwagę na konieczność opracowania strategii i polityk energetycznych na poziomie polityki lokalnej
(gminnej). Opracowywane strategie i plany powinny definiować nie tylko nośniki energii, bilanse
energetyczne i paliwowe, ale również powinny w sposób jasny rozróżniać obowiązki gmin.
Dużym utrudnieniem w zmniejszeniu emisji gazów cieplarnianych jest dodatkowo brak
uregulowań prawnych dotyczących wycofywania z użytku urządzeń nieefektywnych energetycznie
zarówno na etapie wytwarzania, jak i konsumpcji energii.
219
Zielona Księga
Dla realizacji założeń Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych dużym
utrudnieniem jest brak wieloletnich rządowych planów inwestycyjnych i długoterminowych
polityk sektorowych. Brak dysponowania dokładnymi projekcjami dotyczącymi energetyki,
transportu, procesów przemysłowych, rolnictwa i leśnictwa oraz innych powiązanych z szeroko
pojęta energetyką nie pozwala na budowanie kompleksowej strategii osiągania celów w postaci
redukcji emisji. Planowanie działań bez pewności długoletnich strategii i narzędzi uniemożliwia
podejmowanie kluczowych decyzji przez inwestorów.
Nie bez znaczenia są również opóźnienia w implementacji przepisów prawa unijnego do
prawa krajowego. Jako główne definiuje się opóźnienie we wdrożeniu dyrektywy 2006/32/WE w
sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych w postaci ustawy o
efektywności energetycznej. „Zielona Księga‖ wskazuje na potrzebę określenia kompetencji
poszczególnych organów administracji odpowiedzialnych za nadzór nad sektorem energetycznym.
Wymienia się np. potrzebę zwiększenia kompetencji Prezesa URE. Pewne niejasności wynikają
również z obecnego Prawa budowlanego (m.in. dualizm zapisów), Prawa ochrony środowiska oraz
Prawa atomowego. Dużą uwagę należy zwrócić na zagadnienia związane z taryfowaniem, które w
swojej obecnej postaci nie przyczyniają się do poprawy efektywności energetycznej.
Bariery techniczne
Istotnym problem na drodze wdrażania założeń pakietu 3x20 stanowią i stanowić będą
bariery technologiczne. Bariery te w sposób bezpośredni związane są z aspektami ekonomicznymi.
Problemy
dotyczą
szerokiego
spektrum
zagadnień
technicznych
zdefiniowanych
dla
poszczególnych gałęzi energetyki.
Obecnie sektor energetyczny to infrastruktura charakteryzująca się wysokim stopniem zużycia
technologicznego
oraz
wysoką
emisyjnością
właściwą.
Generalnie
problemem
jest
niedofinansowanie procesu pilotażowego wdrożenia najnowszych, a zarazem najlepszych
rozwiązań technologicznych używanych obecnie w krajach najlepiej rozwiniętych.
220
Zielona Księga
Do najważniejszych barier należy również zaliczyć brak wykształconej kadry inżynierskiej,
która mogłaby wdrażać, jak również opracowywać nowoczesne rozwiązania. Niestety wdrażanie
niektórych technologii jest procesem długotrwałym i bez podjęcia natychmiastowych działań nie
będzie możliwości wdrożenia w Polsce niektórych technologii do roku 2020 (np. energetyki
jądrowej).
Bariery społeczno-kulturowe
W polskich realiach niemałym problemem są zagadnienia związane z aspektami społecznokulturowymi. Wdrażanie większości nowych technologii proekologicznych wiąże się z silnym
sprzeciwem ze strony społeczeństwa. Niezwykle istotne jest podjecie działań edukacyjnych
i uświadamiających społeczeństwo zarówno w aspekcie nowych technologii, jak również w
podejmowaniu działań niskonakładowych.
Niezmiernie ważne, a wręcz priorytetowe jest podjęcie przez odpowiednie organy
zdecydowanych i zorientowanych na sukces działań, prowadzących do skutecznego rozwiązania
zdefiniowanych powyżej barier ogólnych, które dotyczą wszystkich aspektów gospodarki
energetycznej w Polsce. Bez tych zmian i rozwiązania problemów osiągnięcie celów w zakresie
zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych oraz zmniejszenia zużycia energii nie będzie
możliwe.
Problemy OZE
Znaczące problemy związane są z monokulturą paliwową polskiego sektora wytwarzania
energii. Duże obniżenie wolumenu emisji gazów cieplarnianych do atmosfery umożliwia
rozwój Odnawialnych Żródeł Energii. Rozwój OZE jest nie tylko możliwością, ale i
obowiązkiem wynikającym z dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia
23 kwietnia 2009 roku w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. Dla
Polski jest to obligacja do osiągnięcia 15% udziału OZE w konsumpcji energii końcowej przy
jednoczesnym 10% udziale biopaliw w transporcie drogowym już w roku 2020.
221
Zielona Księga
Największym obecnie problemem związanym ze zwiększaniem udziału OZE w strukturze
energetycznej jest zbyt mała liczba obiektów wytwarzania energii przy jednoczesnych niewielkich
możliwościach wytworzenia energii z pojedynczego źródła. Problemem na który zwraca się uwagę
jest stosunkowo mała możliwość kontrolowania i prognozowania ilości energii powstałej w OZE
(szczególnie w energetyce wiatrowej i słonecznej). Powoduje to potrzebę posiadania rezerw mocy
na wysokim poziomie.
W zakresie odnawialnych źródeł energii zdefiniowano następujące bariery:
brak infrastruktury przyłączeniowej pozwalającej na dynamiczny rozwój generacji
rozproszonej,
najsłabsza elektryczna infrastruktura sieciowa w rejonach o największym potencjale
OZE (północna Polska),
konstrukcja systemu wsparcia elektrycznej energetyki odnawialnej niezapewniająca
pełnej efektywności,
system świadectw pochodzenia generuje znaczącą pulę środków z tytułu opłaty
zastępczej i kar, które nie są efektywnie wykorzystane dla wsparcia nowych inwestorów,
brak systemu wsparcia dla zielonego ciepła,
niezwykle długie procedury administracyjne przygotowania projektów inwestycyjnych,
niski poziom wiedzy o OZE, w tym o specyfice inwestycyjnej i oddziaływaniach na
środowisko,
brak koordynacji zmian ustawowych.
Ze względu na specyfikę zarówno technologiczną, jak i zapotrzebowań paliwowych
poszczególnych technologii wytwarzania energii z OZE dla każdego źródła zdefiniowano
dodatkowo bariery, które należy usunąć.
Duży potencjał rozwojowy wiąże się z energetyką biomasową i biogazową, powiązaną w
sposób bezpośredni z przemysłem spożywczym i rolnictwem. Głównymi problemami są właśnie
ograniczenia ze względu na politykę rolno–spożywczą oraz niesprzyjającą politykę agrarną. W
chwili obecnej ze względu na mały areał upraw energetycznych, jak również na duże odległości
pomiędzy uprawą, a obiektem energetycznym panuje na rynku duża konkurencja pomiędzy
różnymi rodzajami energetyki. Problemem na chwilę obecną jest liczba obiektów, które muszą
powstać przy założeniu, że średnia biogazownia ma moc 0,5 MWe.
222
Zielona Księga
W ostatnich latach zauważa się – głównie ze względu na wysoką efektywność ekonomiczną
– zwiększenie produkcji przy wykorzystaniu energii wiatrowej. Rozwój energetyki wiatrowej przy
wykorzystaniu instalacji zlokalizowanych na lądzie i na obszarach morskich związany jest z
pokonaniem dużych barier w postaci utrudnień w przyłączeniu źródeł energii do sieci. Jest to
związane z faktem, iż najlepsze warunki wiatrowe są na północy kraju (w przypadku elektrowni
wiatrowych zlokalizowanych na obszarach morskich praktycznie nie ma możliwości przyłączenia).
Kolejnym problemem są konflikty i uwarunkowania środowiskowe związane z
restrykcyjnymi zasadami oceny oddziaływania na środowisko, długotrwałymi badaniami
środowiskowymi oraz wynikający z tego długi proces przygotowawczy i inwestycyjny. W trakcie
realizacji procesu inwestycyjnego należy uwzględnić również trudności logistyczne - zapewnienie
wszystkich elementów siłowni wiatrowych, jak również problemy związane z konfliktami
społecznymi. Dodatkowo dla farm wiatrowych zlokalizowanych na obszarach morskich jako
problem należy wymienić fakt, iż ustawa o obszarach morskich RP i administracji morskiej nie
uwzględnia realiów procesu inwestycyjnego. Taka lokalizacja wiąże się również z dużymi
kosztami.
Mimo dużych możliwości i zasobów energii wiatru nie przewiduje się w ciągu najbliższych
10 lat wzrostu większego niż 7500 MW (na lądzie) oraz około 3000 MW (na morzu) ze względu na
skomplikowany proces inwestycyjny.
Należy również zwrócić uwagę na bariery, które można zidentyfikować w odniesieniu do
energetyki wodnej. Problemem w tym zakresie są restrykcyjne regulacje, niejasna sytuacja
własnościowa obiektów wodnych, stosunkowo małe zasoby wodne związane z małymi spadkami
oraz brak chęci ze strony polityków do budowy dużych obiektów wodnych.
Jeżeli chodzi o wytwarzanie energii ze źródeł słonecznych, to problemem jest fakt
niedostatecznego wykorzystania ich potencjału w strukturze energetycznej w budownictwie
indywidualnym Problemem jest także brak wsparcia dla produkcji krajowych urządzeń tego typu,
co spowodowałoby obniżenie kosztów.
223
Zielona Księga
W odniesieniu do udziału energetyki geotermalnej w ogólnym bilansie energetycznym
zauważono obiektywne bariery jej rozwoju, jakimi są uwarunkowania termiczne (niskie
temperatury), uwarunkowania geologiczne (duże zasolenie wód głębinowych) oraz finansowe
(wysokie koszty wydobycia wód na powierzchnię).
Wśród barier dla cieplnej energetyki biomasowej wymieniono brak systemu wsparcia, brak
rynku paliw biomasowych oraz dużą konkurencję o zasoby ziemi pod uprawę odpowiednich roślin.
Monokultura paliwowa i Czyste Technologie Węglowe
W związku ze wspomnianą wcześniej monokulturą paliwową sektora wytwarzania energii dużą
uwagę w swoich pracach Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji
poświęciła Czystym Technologiom Węglowym. Rozwijanie tych technologii jest w Unii
Europejskiej niezbędne dla utrzymania struktury paliwowej, ze względu na podejmowane w UE
kroki prawne mające na celu praktycznie całkowite wyeliminowanie tradycyjnych elektrowni
węglowych.
W kontekście tych działań prawnych należy podkreślić specyfikę polskiego sektora
energetycznego. Pomimo faktu, iż ponad 90% energii w bilansie finalnym wytwarzanych jest ze
źródeł węglowych – co w kontekście działań redukcyjnych stanowić może trudną sytuację
wyjściową – to w odniesieniu do kwestii bezpieczeństwa energetycznego oraz samowystarczalności
energetycznej kraju w porównaniu do innych państw Unii Europejskiej sytuację tę należy ocenić
pozytywnie. Dlatego też niepokojące jest niepełne zrozumienie sytuacji polskiej energetyki przez
przedstawicieli organów Unii Europejskiej. Opisana sytuacja jest nie może być sprowadzana do
nadmiernych uproszczeń, ale wymaga kompleksowego podejścia decyzyjno-analitycznego.
Niezależnie od powyższego należy przyznać, iż w chwili obecnej brakuje nowoczesnych
technologii, w tym w energetyce. Niezmiernie istotne jest finansowanie prac rozwojowych oraz
demonstracyjnych rozwiązań w kontekście poszukiwania nowych rozwiązań. Problemem w
uruchomieniu i pozyskaniu znaczących środków finansowych jest brak jasności co do końcowej
postaci mechanizmu wsparcia.
224
Zielona Księga
Bariery występują również odnośnie wsparcia instalacji CCS, co uniemożliwia
przeprowadzenie kompleksowych analiz finansowych. Nie istnieją także wymagania formalnoprawne związane z usuwaniem, transportem i składowaniem CO2. W celu rozwijania technologii
należy w większym stopniu zaangażować w tym obszarze polskie jednostki badawcze.
Zdefiniowanym utrudnieniem, które odbiło się szerokim echem na arenie międzynarodowej jest
brak akceptacji społecznej dla technologii CCS – brak porozumienia na Szczycie Klimatycznym w
Kopenhadze. Znaczącą barierą w zakresie Czystych Technologii Węglowych jest również brak
zintegrowanego planu modernizacyjnego i inwestycyjnego w energetyce, który zakładałby w
swoich założeniach wprowadzenie wymogu budowy obiektów energetycznych przygotowanych do
rozszerzenia o układ CCS.
Źródła energii
Dużym problemem związanym ze strukturą sektora energetycznego w Polsce są źródła energii
i ich stan techniczny. Jako główne wady i zagadnienia, nad którymi należy pilnie się
zastanowić wskazano: przestarzałą technologię wytwarzania energii (zarówno elektrycznej jak
i cieplnej), niedopasowanie geograficzne do potrzeb gospodarki, niską sprawność wytwarzania,
małą elastyczność i wysoką monokulturę. Należy pilnie zastanowić się nad zagadnieniem
realnego bilansu mocy w okresach szczytowych. Kolejne bilanse energetyczne uwzględniać
muszą potencjał wszelkich źródeł energii. Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji
Emisji jako problem wskazuje także postrzeganie polskiego sektora energetycznego przez
pryzmat dużych bloków energetycznych.
Co więcej, ze względu na specyficzną sytuację Polski oraz powszechnie obowiązujące
europejskie cele redukcyjne należy podjąć wszelkie możliwe działania, aby Polska nie ponosiła
wszystkich kosztów związanych z utrzymaniem infrastruktury węglowej. W związku z
prognozowaną rosnącą ceną oraz ze względu na coraz wyższe koszty wydobycia surowca należy
podejmować wszelkie działania mające na celu rozwój nowych technologii.
Problemem jest także niewykorzystywanie innych możliwości energetycznych, tj.
niewykorzystanie potencjału kogeneracji, zasobów rolnictwa oraz odpadów. W aspekcie źródeł
energii należy pamiętać o zwiększeniu ilości OZE w Polsce, w szczególności małych instalacji
obsługujących
tylko
indywidualnego
odbiorcę
końcowego.
225
Zielona Księga
Energetyka jądrowa
Niezmiernie istotnym zagadnieniem w polskiej energetyce ze względu na zmniejszenie
oddziaływania na środowisko, w tym przede wszystkim zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych,
ale również ze względu na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego jest rozpoczęcie wdrażania
założeń „Ramowego programu działań dla energetyki jądrowej‖ z 11 sierpnia 2009 roku.
Zagrożeniem nad jakim należy się zastanowić w kontekście energetyki jądrowej jest brak
precyzyjnych ocen opłacalności polskiej energetyki jądrowej w zestawieniu z innymi
technologiami przy uwzględnieniu wszystkich kosztów towarzyszących (wraz z kosztami
transportu paliwa, rozbiórki obiektu wytwarzania, unieszkodliwianiem paliwa). Dodatkowo na
chwilę obecną ciężko jest określić możliwości rozbudowy krajowego systemu przesyłowego.
Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji stoi na stanowisku, iż należy
poświęcić więcej uwagi opracowaniu wszelkich założeń związanych z realizacją budowy obiektów
energetyki jądrowej, w tym m.in. sprecyzowania PPEJ. Należy opracować w sposób precyzyjny
i kompatybilny program wdrożeniowy uwzględniający aspekty operacyjne i biznesowe.
Sieci przesyłowe
Powyżej przedstawiono zagadnienia i problemy zdefiniowane w sektorze energetycznym na
etapie wytwarzania energii w różnych jej postaciach. Społeczna Rada Narodowego Programu
Redukcji Emisji zauważa również potrzebę zmian w pozostałych aspektach związanych z
energetyką, między innymi w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej. Przestarzała infrastruktura
przesyłowa wpływa znacząco na zmniejszenie możliwości redukcji emisji gazów cieplarnianych
w związku z utrudnionym kontrolowaniem zapotrzebowania i zużycia energii elektrycznej oraz
brakiem możliwości podłączania nowych źródeł energii, w tym źródeł nieemisyjnych. Duże ubytki
mocy kształtujące się na poziomie nawet 15% powodują większe zapotrzebowania na energię, a to
z kolei wpływa na zwiększenie emisji.
226
Zielona Księga
Rada jako główny problem definiuje niedorozwój systemu przesyłowego, przede wszystkim w
zakresie zamknięcia pierścieni wokół głównych polskich aglomeracji oraz rozbudowę sieci na
obszarze województw wschodnich i północnych. Większą uwagę należy również zwrócić na
możliwości transgranicznego przesyłu energii – w ciągu najbliższych 5 lat należałoby je
podwoić.
Istotne jest również przygotowanie regulacji dla wprowadzenia inteligentnych sieci i
liczników (smart grids i smart metering), co wynika z postanowień dyrektywy 2009/72/WE
dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Dodatkowo należy zwrócić
uwagę na brak profesjonalnych systemów monitorowania sieci i ich parametrów, które pozwoliłyby
przeciwdziałać coraz częściej występującym awariom (np. w skutek oblodzenia) oraz możliwym
black out-om.
W rozwoju sieci energetycznych nie wolno zapominać o nowoczesnych technologiach, na
które system przesyłowy musi być przygotowany, m.in.: podłączanie energetyki rozproszonej OZE,
zdalny odczyt, samochody elektryczne. Barierą dla rozwoju jest brak strategii w zakresie: połączeń
transgranicznych, wewnętrznych linii południkowych i równoleżnikowych, zamknięcia pętli N-E
i S-W, pętli wokół metropolii, przesyłania nowych mocy systemowych, przyłączenia elektrowni
jądrowych, przyłączenia dużych farm wiatrowych. W Zielonej Księdze zwrócono również uwagę
na problemy w zakresie korzystania z sieci rozdzielczych 110 kV m.in. w zakresie dotyczącym
wprowadzenia nowych mocy z nowych elektrowni biogazowych i biomasowych.
Pojawiają się również trudności z zasilaniem terenów inwestycyjnych, reelektryfikacją wsi
i małych miast oraz przyłączaniem źródeł rozproszonych w zakresie średnich i niskich napięć.
Brakuje mechanizmów wsparcia finansowego dla nowych inwestycji liniowych, ale również
prawnych pozwalających na przyspieszenie procesu modernizacji polskiego systemu przesyłu
i rozdziału. Błędnie skonstruowany mechanizm taryfowy nie stymuluje efektywności
i inwestycji.
227
Zielona Księga
Aspekty techniczne związane przede wszystkim z dopracowywaniem i rozwijaniem
technologii opartych na nowych materiałach, a jednocześnie niekorzystna obecnie struktura
wiekowa to główne wyzwania dotyczące sieci gazowych. W zakresie utrudnień technologicznych
wymienić trzeba konieczność wprowadzenia inteligentnych sieci w gazownictwie (synergia z
elektroenergetyką), zapewnienie bezpieczeństwa i monitoring sieci. Zwrócono uwagę na
konieczność udostępniania przez operatorów systemu przesyłowego dla dwukierunkowego
przepływu gazu oraz przygotowanie sieci do transportu innych rodzajów paliw gazowych w tym
biogazu i dwutlenku węgla. W zakresie uwarunkowań prawnych, podobnie jak we wszystkich
inwestycjach liniowych należy usprawnić przepisy związane z zagadnieniami środowiskowymi
i wywłaszczeniowymi. W zmianach prawnych należy uwzględnić potrzebę integracji przesyłu gazu
z działaniami innych operatorów systemów przesyłowych w Europie, szczególnie w aspekcie
protokołów wymiany informacji.
Stan techniczny oraz wysoka dekapitalizacja środków trwałych dotyczy również sieci
ciepłowniczych, które to mają największy potencjał działań zmierzających do wzrostu sprawności
energetycznej systemu. Możliwe jest zmniejszenie strat energii z obecnych 12% do 9%. Rada
rekomenduje opracowanie Polskiego Planu Rozwoju Ciepłownictwa, który powinien zostać
przygotowany z uwzględnieniem następujących założeń:
zwiększenie globalnego stopnia skojarzenia poprzez zmianę kotłów ciepłowniczych na
jednostki kogeneracyjne,
zwiększenie pozasezonowego wykorzystania ciepła sieciowego na potrzeby ciepłej
wody, ciepła technologicznego oraz chłodnictwa,
zwiększenia udziału rur preizolowanych w sieciach ciepłowniczych,
upowszechnienia akumulatorów ciepła i źródeł szczytowych.
228
Zielona Księga
Efektywność energetyczna
Poza działaniami wysokonakładowymi, jakimi bez wątpienia są działania związane z
nowymi mocami wytwórczymi, inwestycjami w modernizację sieci przesyłowych i rozwojem OZE
uwagę należy zwrócić na starania porównywalnie „niskonakładowe‖, jakimi są poczynania
odnoszące się do efektywności energetycznej i zmniejszenia zużycia energii przez odbiorcę
końcowego.
Mimo faktu, iż pojęcie efektywności energetycznej, jak również jej podstawowe założenia
zapisane są w ustawie Prawo energetyczne, większość zapisów nie jest egzekwowanych lub
egzekwowana jest w niewielkim stopniu. Rada w Zielonej Księdze zdefiniowała zapisy, które nie są
stosowane. Wśród nieegzekwowanych i martwych są te dotyczące racjonalizacji zużycia paliwa
i energii przez przedsiębiorstwa przesyłu i dystrybucji energii, a także zasad kształtowania i
kalkulacji taryf na ciepło, energię elektryczną oraz paliwa gazowe. Pozostałe uwagi dotyczą zakresu
działania Prezesa URE oraz zadań własnych gmin w zakresie planowania i zaopatrywania w
nośniki energii.
Znaczący jest fakt, że to właśnie działania związane z efektywnością energetyczną mają duży
potencjał w zakresie zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. Działania zmierzające do
poprawy efektywności energetycznej muszą być prowadzone na wszystkich etapach rynku
energii w ramach gmin, podmiotów prywatnych, przedsiębiorców i przedsiębiorstw
wytwórczych.
Problem
jest
także
słabe
wykorzystanie
zaawansowanych
narzędzi
służących
monitorowaniu zużycia energii, analizowaniu i transmisji danych. Niewielkie jest również
rozprzestrzenienie
zagadnień
związanych
z
zarządzaniem
energią,
w
tym
technologii
wspomagających.
229
Zielona Księga
Wyzwaniem jest zwiększenie tempa w zakresie energooszczędnych środków transportu
drogowego. Należy promować i wspierać działania związane z napędami hybrydowymi
i elektrycznymi. Udział transportu w zużyciu energii sięga 22% w krajach UE-27. W sektorze
transportu należy rozwijać również technologie zarządzania procesem transportowym oraz
technologie transportu niskoemisyjnego.
W kontekście efektywności energetycznej wskazuje się, iż duże możliwości zmniejszenia
zapotrzebowania na energię znajdują się w sektorze budownictwa. Jest to uwarunkowane faktem
wysokiej energochłonności procesu (zarówno samej budowy, jak i wytwarzania materiałów
budowlanych), ale również ze względu na długotrwały proces późniejszej eksploatacji powstałego
obiektu budowlanego. Długi „cykl życia‖ obiektu budowlanego skłania do poszukiwania
rozwiązań, które wpłyną na fakt, że obiekt będzie zaprojektowany, wykonany i użytkowany przy
jak najmniejszym zapotrzebowaniu na energię. Należy podążać tą ścieżką zgodną z wymaganiami
zrównoważonego rozwoju. Niestety w chwili obecnej „zrównoważone budownictwo‖ napotyka na
bariery prawne: brak strategii i odpowiedniej polityki, bariery formalne: brak długoterminowych
analiz opartych na rzeczywistym monitoringu oraz brak norm dla zrównoważonego budownictwa.
Należy opracować szczegółowe procedury i normy projektowania obiektów energooszczędnych.
Koszty ekonomiczne powiązane są z barierami społecznymi. Technologie energooszczędne są z
założenia na etapie budowy obiektów droższe niż tradycyjne. To budzi społeczny sprzeciw,
który wynika to przede wszystkim z braku edukacji, jak również braku promocji nowoczesnych
technologii. Należy znaleźć narzędzia mogące zmniejszyć koszty finansowe budownictwa
zrównoważonego.
Niezmiernie istotne są zagadnienia związane z monitoringiem, a zatem i teleinformatyką.
Problemy jakie dostrzega się zakresie teleinformatyki i cyfryzacji wynikają przede wszystkim
z aspektów ekonomicznych wdrażanych rozwiązań. Problemem jest również społeczna świadomość
zalet wysoko specjalistycznych rozwiązań z zakresu cyfryzacji.
230
Zielona Księga
Innowacyjne technologie
Ważnym kierunkiem w zakresie zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych we wszystkich
aspektach o których mowa jest w Zielonej Księdze Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów
Cieplarnianych jest rozwój innowacyjnych technologii. Problemy jakie pojawiają się w tym
kontekście należy zdefiniować przede wszystkim jako aspekty prawne i ekonomiczne.
Społeczna Rada Narodowego Programu Emisji przedstawiła w Zielonej Księdze fakt,
iż niezbędna dla powodzenia Programu jest stała ocena ilościowej zmiany emisji dla każdego
działania przewidzianego w politykach sektorowych i krajowych. Należy rozpatrywać wszystkie
aspekty działań zdefiniowanych w niniejszym dokumencie jako działania o charakterze
legislacyjnym, finansowym, administracyjnym, technicznym i edukacyjnym.
Inne problemy
Ważnym ze względu na powodzenie wdrażania założeń jest udział przedsiębiorców w
procesie redukcji emisji gazów cieplarnianych. W celu wsparcia tego udziału należy wykorzystać
mechanizmy finansowe i legislacyjne, które mogą zachęcić przedsiębiorców do podejmowania
działań mających na celu zmniejszenie zużycia energii w trakcie procesów produkcyjnych.
Dodatkowo Polska powinna jak najszybciej spieniężyć przez system GIS nadwyżkę
zredukowanej emisji „kiotowskiej‖. Dużym problemem będzie stworzenie mechanizmu
promującego odchodzenie od transportu drogowego na korzyść bardziej efektywnych ekologicznie
środków transportu. Niezmiernie istotne jest powołanie ściśle określonego mechanizmu kontroli w
zakresie redukcji emisji. Służby monitorujące powinny mieć możliwość kontrolowania wszystkich
instalacji, a nie tylko tych objętych systemem ETS. Wymaga to wzmocnienia odpowiednich
instytucji.
231
Zielona Księga
Odbiorca końcowy – aspekty społeczne
Zagadnienia związane z redukcją emisji związane są nierozerwalnie ze zmniejszeniem
zużycia energii. W związku z tym istotnym ogniwem w procesie redukcji jest odbiorca końcowy.
Należy tu zaznaczyć niezmiernie istotną świadomość społeczną, którą w wielu obszarach należy
zbudować od podstaw. Rozwiązaniem tego problemu jest nałożenie na poszczególne organy
administracji publicznej, przede wszystkim rządowej, obowiązku prowadzenia kampanii
społecznych mających na celu edukację i zwiększanie świadomości społeczeństwa. Fundamentem
takiej kampanii powinien być przykład sektora finansów publicznych.
Poza świadomością społeczną bardzo ważnym aspektem od którego należy uzależnić
powodzenie Programu jest edukacja na wszystkich poziomach kształcenia. Niezmiernie ważna jest
edukacja szeroko pojętych decydentów – właścicieli i dyrektorów. To od ich decyzji zależeć będzie
czy ich instytucja w możliwie szerokim zakresie dołączy się do osiągnięcia celu jakim jest
zmniejszenie
emisji
gazów
cieplarnianych.
Wszelkie
działania
wiązać
się
muszą
z
opracowywaniem odpowiednich strategii, planów, koncepcji.
Poza wyżej wymienionymi dwoma zagadnieniami uwagę należy zwrócić na sposób
informowania społeczeństwa zarówno o podejmowanych działaniach jak i o efektach. Należy
wprowadzić jasne standardy informacji na etykietach o efektywności energetycznej oraz stale
kontrolować urządzenia w tym zakresie. Kampanie informacyjne wpłynąć mogą pozytywnie na
zaakceptowanie przez społeczeństwo nowoczesnych i innowacyjnych technologii do których w
chwili obecnej pojawiają się liczne obawy.
Ważnym zagadnieniem ze względów społecznych jest promocja działań, dialog społeczny i
współpraca. Społeczeństwo chce i ma potrzebę posiadania głosu w sprawach ważnych. Konieczne
są więc konsultacje społeczne z wykorzystaniem różnych technik. Współpraca w najważniejszych
aspektach powinna odbywać się zarówno na obszarze wewnątrzkrajowym, jak i szerszym
ogólnoeuropejskim. Tylko współpracując i uczestnicząc w licznych forach i gremiach można
osiągnąć sukces.
232
Zielona Księga
Bezpieczeństwo energetyczne – dywersyfikacja, gazyfikacja
Niezmiernie ważnym aspektem ze względu na powodzenia Narodowego Programu Redukcji
Emisji Gazów Cieplarnianych jest zapewnienie bezpieczeństwa poprzez dywersyfikację dostaw,
integrację rynków oraz niezawodność dostaw.
Idealna dywersyfikacja zakłada wg. zaleceń Unii Europejskiej dostawy z co najmniej
czterech niezależnych od siebie źródeł, z czego każde dostarcza nie więcej niż 1/3 surowców.
Dywersyfikacja dostaw w obecnej sytuacji gospodarczo-politycznej niesie za sobą wiele
problemów szczegółowo zdefiniowanych poniżej:
brak odpowiedniej infrastruktury transgranicznej umożliwiającej dostawy gazu do
Polski,
niedostosowanie systemu przesyłowego i dystrybucyjnego do potrzeb,
brak możliwości zwiększenia przesyłu,
konieczność rozbudowy systemu gazowniczego dla wykorzystania terminala LNG,
spadek zdolności wydobywczych,
niedostateczna pojemność magazynowania,
zawarcie długoterminowych umów międzynarodowych,
zależność od realizacji gazowych projektów inwestycyjnych,
rozbieżność miedzy interesami politycznymi i biznesowymi,
problemy taryfowe,
wysokie ryzyka finansowe,
duże upolitycznienie i inne.
Poważnym problemem zidentyfikowanym przez Radę jest dywersyfikacja w zakresie
sektora elektroenergetycznego, gdzie sieci transgraniczne nie są wystarczające. Brak jest
strategicznych połączeń z Niemcami, Czechami i Słowacją oraz krajami bałtyckimi. Nie istnieje
również współpraca na linii Polska – Wschód (Rosja, Białoruś, Ukraina).
233
Zielona Księga
W nawiązaniu do powyższego należy zaznaczyć, iż sama integracja rynków na terenie UE
jest tematem zróżnicowanym. Zintegrowanym w pełni jest rynek emisji. Rynki energii elektrycznej
i gazu ziemnego zintegrowane są teoretycznie (w praktyce brak jest połączeń transgranicznych).
Integracja rynku efektywności nie istnieje i uzależnia się ją od wprowadzenia europejskiego
systemu białych certyfikatów. To samo dotyczy rynku OZE.
Według Rady w celu osiągnięcia najlepszych efektów wdrażania Narodowego Programu
Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych należy rozpocząć szereg działań zmierzających do
wykorzystania potencjału w poszczególnych sektorach polskiej energetyki.
Konieczne jest podjęcie działań zmierzających do modernizacji i rozbudowy infrastruktury
energetycznej. Należy prowadzić działania zmierzające do poprawy współpracy pomiędzy
przedsiębiorstwami działającymi w ramach jednego systemu sprzedaży, dystrybucji i przesyłu
energii elektrycznej. Należy przedefiniować i określić w sposób szczegółowy rolę rolnictwa
w procesie wytwarzania energii (dążenie do łączenia funkcji produkcyjnej z funkcją
środowiskową).
W ramach gazyfikacji przewiduje się podjęcie dwóch działań: zwiększenia dostępności
paliwa gazowego dla odbiorców oraz wzrost udziału gazu w bilansie energii pierwotnej.
Działaniem rekomendowanym
w zakresie
zmniejszenia emisji jest
szczegółowe
opomiarowanie sieci, co pozwoli na stały monitoring i kontrolę oraz aktywną optymalizację zużycia
energii. Optymalizacja zużycia wpłynie nie tylko na aspekty środowiskowe, ale również na aspekty
ekonomiczne (w tym kontekście problem jest fakt, iż w Polsce nie są stosowane zapisy SLA –
niezawodność dostaw w zakresie energetyki).
234
Zielona Księga
Wyzwaniami do realizacji jest ustalenie standardów i wspólnej terminologii (różnice w
podstawowych definicjach w ustawodawstwie unijnym i krajowym), zapewnienie wysokiego
stopnia
infrastruktury
telekomunikacyjnej
u
wszystkich
odbiorców
oraz
konieczność
współdziałania różnych technologii pomiarowych wynikających z różnej specyfiki mediów. W
zakresie prawnym i organizacyjnym należy sprecyzować zagadnienia związane ze strukturą rynku
opomiarowania i zasad zarządzania danymi, określenie własności urządzeń pomiarowych, zasad
finansowania, ustalenia zasad dostępu do danych pomiarowych, a także zagadnienia związane z
zapewnieniem prywatności odbiorcom. Problem są również specyficzne, inne dla każdej z branż
oczekiwania co do podstawowych i zaawansowanych funkcjonalności poszczególnych systemów.
Zagrożenie, a zarazem duże wyzwanie stanowi skala wdrożenia rozwiązania ze względu na bardzo
dużą liczbę odbiorców prądu i gazu, jak również ekonomia wdrożenia i sposobów finansowania
całego procesu.
Należy opracować taką metodykę zbierania danych, opracowywania i udostępniania ich, aby
zmaksymalizować efektywność zarządzania siecią.
Rozwiązaniem problemów związanych z monokulturą węglową polskiej energetyki jest, poza
wdrażaniem rozwiązań opartych na odnawialnych źródłach energii, skojarzone wytwarzanie
ciepła i energii elektrycznej. Szansą dla polskiej energetyki jest utrzymanie wysokiego udziału
kogeneracji w dużych systemach ciepłowniczych, przy jednoczesnym uzyskaniu jej odpowiedniej
opłacalności w mniejszych systemach oraz w przemyśle. Proponuje się by nisze na tych dwóch
obszarach wypełniły firmy ESCO.
Jednocześnie niezbędne jest odtwarzanie starzejących się mocy wytwórczych przy
zachowaniu kryterium TCO i racjonalnych cen dla odbiorców. Problemem będą przydziały
nieodpłatnych uprawnień do emisji CO2 dla sektora energetycznego oraz niejednoznaczność
zapisów europejskich dotyczących obowiązków dobudowywania systemów CCS do istniejących
bloków. Należy mieć na uwadze konieczność zapewnienia miejsca na składowanie dwutlenku
węgla jako warunek uzyskania pozwolenia na eksploatację lub budowę nowej elektrowni.
235
Zielona Księga
Równolegle należy podejmować wszelkie działania mające na celu dywersyfikację dostaw
surowców i paliw nie tylko w rozumieniu kierunku dostaw, ale i wprowadzania nowych technologii
produkcji. Wspierać należy technologie pozwalające produkować paliwa płynne i gazowe z
surowców krajowych. Nie można zaprzestawać prowadzenia prac związanych z tworzeniem
energetyki jądrowej w Polsce oraz usuwania barier rozwoju energetyki odnawialnej.
Ogromną szansę Rada widzi w nowych technologiach. Chodzi tu przede wszystkim o gaz
niekonwencjonalny, suchą geotermię, odmetanizowanie i gazyfikację węgla w złożu. Wymagają
one wsparcia na etapie wdrożeń pilotażowych.
Budownictwo energooszczędne
W zakresie budownictwa niezbędne jest opracowanie Programu Rozwoju Budownictwa
Niskoenergetycznego. Zdefiniowane działania powinny dotyczyć:
definiowania wyrobów budowlanych w kategoriach użyteczności,
proekologicznego
projektowania
obiektów
budowlanych
i
inżynierskich
z
uwzględnieniem minimalizacji emisji w trakcie budowy i użytkowania,
proekologicznych systemów eksploatacji obiektów budowlanych i inżynierskich,
utylizacji lub ponownego stosowania wyrobów budowlanych pochodzących z rozbiórki.
Szczególną uwagę w zakresie budownictwa należy poświęcić działaniom związanym
z termomodernizacją i certyfikacją budynków. Należy dopracować i usunąć wszelkie błędy w
obecnie obowiązującej metodyce określenia charakterystyki energetycznej budynku określonej w
rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z dnia 6 listopada 2008 roku w sprawie metodologii
obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku
stanowiącej samodzielną całość techniczno–użytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów
świadectw ich charakterystyki energetycznej.
Przygotowana metodyka pozwala na osiąganie dla tych samych budynków innych wyników
w zależności od oceny wielu parametrów w sposób subiektywny. Niedopuszczalne jest by
certyfikat energetyczny nie niósł za sobą wartości dodanej.
236
Zielona Księga
Zagadnieniem dotyczącym budownictwa na które warto zwrócić uwagę w aspekcie
zmniejszenia zużycia energii, a w następstwie zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych jest
również pasywacja budynków polegająca na tworzeniu obiektów o małym sezonowym
zapotrzebowaniu na energię użytkową. Duże zalety budynków pasywnych wiążą się niestety
równocześnie z wysokimi kosztami inwestycyjnym, brakiem możliwości uzyskania krajowego
wsparcia finansowego oraz brakiem oficjalnie zdefiniowanych standardów. Problem jest również
niekorzystny system certyfikacji energetycznej oraz brak fachowej wiedzy w zakresie budownictwa
pasywnego.
Transport niskoemisyjny
Procesem, który może przyczynić się do zmniejszenia emisji jest dekarbonizacja transportu
polegająca na zwiększeniu udziału w transporcie samochodowym pojazdów wyposażonych w
niskoemisyjne silniki, w silniki o zapłonie samoczynnym oraz w silniki zasilane LPG. Należy
również promować wszelkie działania mające na celu rozwój silników hybrydowych
i elektrycznych wykorzystywanych w transporcie.
W zakresie transportu koniecznym jest również przegląd polityki transportowej kraju,
jak również innych dokumentów strategicznych. Należy podjąć działania mające na celu
przeprowadzenie reorganizacji transportu poprzez:
sformułowanie precyzyjnych, opartych na aktualnych trendach i analizach scenariuszy
wzrostu udziału transportu kolejowego w prognozach długoterminowych,
opracowanie planu zapotrzebowania kolei na energię z uwzględnieniem planowanych
modernizacji i budowy kolei dużych prędkości,
opracowanie planów modernizacyjnych mających na celu zwiększenie zainteresowania
społeczeństwa transportem kolejowym.
Największy potencjał z zakresie działań proekologicznych zdefiniowany jest właśnie w
transporcie kolejowym, zarówno jeśli chodzi o transport pasażerski, jak i transport towarowy.
Dodatkowo w sposób zdecydowany muszą zostać podjęte działania związane ze
zwiększeniem roli transportu masowego w transporcie publicznym w miastach przez co
zmniejszeniu ulegnie emisja pochodząca z pojazdów osobowych.
237
Zielona Księga
Czyste Technologie Węglowe
Niezmiernie istotnym zagadnieniem są działania związane z wdrażaniem Czystych
Technologii Węglowych. Należy zdefiniować i podjąć się realizacji zadań mających na celu
uruchomienie Polskiego Programu Flagowego Czystych Technologii Węglowych. Wdrożenie
technologii w elektroenergetyce, przemyśle węglowym, wydobyciu ropy i gazu oraz chemii jest
według specjalistów największym wyzwaniem ekonomicznym, organizacyjnym i technologicznym
najbliższych lat. Zaaranżowane muszą być działania mające na celu przede wszystkim podjęcie
silnej politycznie decyzji dotyczącej tworzenia nowoczesnego, niskoemisyjnego polskiego
przemysłu energetycznego opartego o wykorzystanie węgla, zdolnego do konkurencji w UE.
Stymulowane muszą być działania mające na celu budowę układów demonstracyjnych oraz
prowadzenia prac rozwojowych. Niezbędne jest opracowanie krajowego systemu geologicznego
składowania CO2 wraz z uzupełnieniem warunków prawnych i organizacyjnych. Niezmiernie
istotne są zagadnienia związane z rozwinięciem technologii podziemnego zgazowywania.
Jednocześnie z rozwojem technologii należy wykonać kompleksowe analizy związane z skutkami
ekonomicznymi wprowadzenia CCS oraz analizy możliwości rozwoju we wszelkich aspektach.
Podstawowymi działaniami, możliwymi do podjęcia w stosunkowo krótkim czasie są:
współpraca narodowa i kształtowanie polityki w zakresie CCS,
rozpoznawanie składowisk CO2 na potrzeby Programu Demonstracyjnego CCS,
uczestnictwo w CCS Demonstration Programme,
testowanie nowych technologii.
Jednym z problemów jest transport CO2. W Europie musi powstać nowa infrastruktura
służąca ułatwieniu przejścia na niskoemisyjny system energetyczny. Stanowią ją elementy
infrastruktury transportowej oraz infrastruktura podziemnych składowisk CO2. W Polsce został już
rozpoczęty Krajowy Program Rozpoznawania formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego
składowani CO2 wraz z programem ich monitorowania. Należy go jednak uzupełnić o kwestie
związane z niezbędnymi wierceniami.
238
Zielona Księga
Dzięki sytuacji gospodarczej Polski, jak również potrzebie poszukiwania rozwiązań w
aspekcie niskoemisyjnych technologii nasz kraj przy odpowiednim ustawieniu priorytetów oraz
prac rozwojowych i badawczych może stać się liderem w opracowywaniu i wprowadzeniu tych
technologii. Dlatego też niezmiernie istotnym zagadnieniem jest stworzenie regulacji prawnych
pozwalających na podziemne składowanie CO2.
Opracowana ustawa powinna określać zasady i warunki związane przede wszystkim z:
wydawaniem pozwoleń na poszukiwanie składowisk,
wydawaniem pozwoleń na składowanie,
zasady budowy infrastruktury do przesyłania CO2,
wydawania pozwoleń na transport CO2,
odpowiedzialności prawnej i finansowej.
Ważnym zagadnieniem w zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego jest również
Dywersyfikacja Wewnętrzna Źródeł Energii. W ramach tak określonego programu i zakresu zaleca
się podjęcie działań mających na celu rozwój następujących aspektów:
budowa potencjału wytwórczego gazu syntezowego,
budowa potencjału produkcji paliw płynnych i gazowych CTL i CTG,
zwiększenie wydobycia ropy naftowej przy pomocy technologii EOR,
zwiększenie wydobycia gazu ziemnego przy pomocy technologii EGR,
budowa potencjału produkcji wodoru CTH,
rozwój podziemnego zgazowania węgla UCG,
rozwój podziemnej biokonwersji węgla,
wydobycie metanu ze złóż węgla ECBM.
Uwzględniając prace związane z rozwojem Czystych Technologii Węglowych należy za
priorytetowe uznać również precyzyjne określenie kierunków rozwoju OZE.
239
Zielona Księga
Zalecenia końcowe
Zapotrzebowanie na środki inwestycyjne w infrastrukturze, które wynosi ok. 160 mld Euro do
2020 r. (w tym 50 mld Euro potrzeb elektroenergetyki), porównać trzeba z aktualnym
zaangażowaniem kredytowym wszystkich banków w Polsce. Zaangażowanie to wynosi 30 mld
Euro w kredytach inwestycyjnych i 100 mld Euro w kredytach konsumpcyjnych.
Proporcja inwestycji do konsumpcji jest znamienna i w dużym stopniu wyjaśnia
dramatyczny stan polskiej infrastruktury. Niestety jest ona systematycznie i stopniowo
roztrwaniana.
Spełnienie zobowiązań programu 3x20 wiąże się z wybudowaniem około 10-12 GW
nowych mocy w odnawialnej energetyce elektrycznej oraz około 30 GW w odnawialnej energetyce
cieplnej w ciągu najbliższych 10 lat. Koszty jakie należy zarezerwować na realizację powyżej
opisanych inwestycji wyniosą odpowiednio 15-20 mld Euro w odnawialnej energetyce elektrycznej
i ok. 11 mld Euro do 2020 r. (bez kosztu sieci) w odnawialnej energetyce cieplnej.
Osiągnięcie celów związane jest z uzyskaniem przeznaczenia na cele energetyczne (biomasa
i biopaliwa) co najmniej 10% areału krajowych gruntów ornych (1,7 mln ha). Wprowadzenie dużej
ilości odnawialnych źródeł energii do bilansu energetycznego wiąże się również z wybudowaniem
ponad 2,5 tys. km linii przesyłowych i dystrybucyjnych, co determinuje koszt w wysokości co
najmniej 6,5 mld Euro. Należy w sposób precyzyjny określić możliwości przyłączenia do sieci
elektroenergetycznej źródeł wykorzystujących OZE z zachowaniem uwarunkowań wynikających z
zasad bezpieczeństwa pracy sieci i bezpieczeństwa dostaw energii.
Co więcej, problemem obecnie nie rozwiązanym w polskim prawodawstwie jest zagadnienie
współpracy OZE z energetyką klasyczną. Brak jest jasnych i przejrzystych zasad dotyczących
wzajemnego funkcjonowania tych podmiotów na rynku energii, określonych tak na poziomie
ustawowym, jak i wykonawczym. Zasady te powinny opierać się na obustronnym poszanowaniu
interesów i uwzględniać priorytet OZE.
240
Zielona Księga
Barierą w rozwoju OZE jest fakt, iż wskazany w postanowieniach „pakietu klimatycznoenergetycznego‖ obowiązek osiągnięcia 15% energii w bilansie końcowym ze źródeł odnawialnych
jest obowiązkiem państwowym. W związku z tym pozostali uczestnicy rynku energii nie są
zainteresowani podejmowaniem działań. Należy dążyć do zaktywizowania pozostałych podmiotów
funkcjonujących na rynku (OSD i OSP) w przedmiocie wypełnienia tego obowiązku.
Rozwiązaniem może być wprowadzenie w ramach ustawy Prawo energetyczne obowiązkowego
wolumenu przyłączeń OZE rozdzielonego na OSP i OPD.
Sprzyjającą zmniejszeniu emisji gazów cieplarnianych w Polsce jest sytuacja na rynku
urządzeń, materiałów i usług efektywności energetycznej w Polsce. Rynek ten jest dostatecznie
rozwinięty, aby wykorzystać istniejący techniczny potencjał zmniejszenia o 50% zużycia ciepła w
budynkach i o 30% zużycia energii elektrycznej w całym kraju w stosunku do obecnego zużycia
energii.
Barierami są aspekty świadomościowe, regulacyjne, finansowe i organizacyjne, które nie
pozwalają na wykorzystanie możliwości, jakie istnieją na rynku urządzeń i usług.
Społeczna Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji zwraca szczególną uwagę na
fakt, iż istotnym sposobem ograniczenia emisji gazów cieplarnianych jest właściwe planowanie na
wszystkich etapach gospodarki przez wszystkie podmioty uczestniczące w rynku energii - od
wytwórcy po końcowego odbiorcę. Dodatkowo należy przeanalizować możliwości zwiększenia
efektywności energetycznej we wszystkich procesach przemysłowych, co wygenerować może
znaczące zmniejszenie zapotrzebowania na energię. Podjęte muszą być działania mające na celu
przede wszystkim podjęcie silnej politycznie decyzji tworzenia nowoczesnego, niskoemisyjnego
polskiego przemysłu energetycznego.
Wszelkie analizy i strategie muszą obejmować jak najszersze rozumienie tematu redukcji emisji
gazów cieplarnianych, a w procesy wdrażania poszczególnych działań muszą być zaangażowani
wszyscy biorący udział w rynku energii, a zatem wytwórcy, dystrybutorzy, odbiorcy komercyjni
oraz indywidualni, a także decydenci na wszystkich szczeblach.
241
Zielona Księga
Zdefiniowanym i głównym problemem dotyczącym wszystkich wdrażanych technologii jest
bariera zdolności do podejmowania racjonalnych decyzji inwestycyjnych przez dużą część
podmiotów ustawodawczych.
Jako barierę zdefiniowaną na etapie opracowywania strategii wskazano również kwestie
ekonomiczne.
Należy
w
sposób
zdecydowany
poszukiwać
możliwości
finansowania
poszczególnych priorytetów Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych.
Trzeba rozpatrzyć wszelkie narzędzia finansowe, w tym również wykorzystanie mechanizmów
firm ESCO.
Pod względem policzalnych efektów i rezultatów (określonych jako poziom redukcji gazów
cieplarnianych) wydaje się uzasadnione podejmowanie działań wysokonakładowych (modernizacja
i rozbudowa instalacji wytwarzania energii, poprawa i modernizacja sieci przesyłowych, rozwój
technologii niskoemisyjnych, rozwój OZE i nowych technologii w transporcie i budownictwie).
Nie można jednak umniejszać wagi działań nisko- i nienakładowych, jakimi są promocja
i poprawa świadomości społecznej oraz działania związane z efektywnością energetyczną
u odbiorców końcowych.
Odpowiedzią na zdefiniowane w Zielonej Księdze bariery i trudności związane z
wdrażaniem Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych będzie identyfikacja
kierunków rozwoju i nowych koncepcji opracowanych w ramach Białej Księgi,, będącej kolejnym
opracowaniem Społecznej Rady Narodowego Programu Emisji.
242

Zielona Księga Narodowego Programu

Transkrypt

Podobne dokumenty