gospodarowanie energią na poziomie lokalnym

Transkrypt

GOSPODAROWANIE ENERGIĄ
NA POZIOMIE LOKALNYM
PODRĘCZNIK DLA GMIN
POD REDAKCJĄ
BAZYLEGO POSKROBKI
Praca została wykonana w ramach projektu rozwojowego UWARUNKOWANIA
I MECHNIZMY RACJONALIZACJI GOSPODAROWANIA ENERGIĄ W GMINACH I POWIATACH finansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju i realizowanego
w Wyższej Szkole Ekonomicznej w Białymstoku
W podrozdziale 1.3 wykorzystano materiały opracowane przez koordynatorów
badań w gminach: Joannę Godlewską – województwo podlaskie; Alicja M. Graczyk – województwo dolnośląskie; Alinę Kowalczyk-Juśko, Magdalenę Ligus –
województwo lubelskie
RADA PROGRAMOWA WYDAWNICTWA WSE
Aleksander Busłowski, Robert Ciborowski, Wojciech Florkowski, Kazimierz Górka,
Ryszard Cz. Horodeński (przewodniczący), Grażyna Klamecka-Roszkowska,
Tchon Li, Tadeusz Markowski, Edward Ozorowski, Włodzimierz Pawluczuk,
Bazyli Poskrobko, Andrzej Sadowski, Ryszard Skarzyński,
Zbigniew Strzelecki, Henryk Wnorowski, Jan Zarzecki
WYŻSZA SZKOŁA EKONOMICZNA W BIAŁYMSTOKU
GOSPODAROWANIE ENERGIĄ
NA POZIOMIE LOKALNYM
PODRĘCZNIK DLA GMIN
POD REDAKCJĄ
BAZYLEGO POSKROBKI
Białystok 2011
recenzent | p r o f . d r h a b . R y s z a r d J a n i k o w s k i
copyright © by | Wyższa Szkoła Ekonomiczna w Białymstoku
Białystok 2011
redaktor wydawnictwa | J a n i n a D e m i a n o w i c z
korektor | J a n i n a D e m i a n o w i c z
projekt okładki | K r y s t y n a K r a k ó w k a
wykorzystano grafikę 123rf | Tudor Antonel Adrian
kompozycja i skład | A g e n c j a W y d a w n i c z a E k o P r e s s
tel. 601 311 838 | www.ekopress.pl
druk | D r u k a r n i a A R E S
tel. 506 177 893 | 506 043 460
wydawca | W y ż s z a S z k o ł a E k o n o m i c z n a w B i a ł y m s t o k u
ISBN | 978-83-61247-47-0
Autorzy
Bukowska Joanna – dr, Uniwersytet Kardynała Stefana Wyszyńskiego w Warszawie
(podrozdziały 2.1-2.4; 2.6)
Godlewska Joanna – dr inż., Politechnika Białostocka
(podrozdziały 2.1-2.4; 3.4)
Graczyk Alicja M. – dr inż., Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu
(rozdział 7)
Graczyk Andrzej – dr hab. prof. UE, Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu
(rozdział 7; podrozdział 3.3)
Kościk Bogdan – prof. dr hab. inż., Uniwersytet Przyrodniczy w Lublinie
(rozdział 4)
Kowalczyk-Juśko Alina – dr inż., Uniwersytet Przyrodniczy w Lublinie
(rozdział 4)
Ligus Magdalena – dr Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu
(rozdział 8)
Poskrobko Bazyli – prof. dr hab., Wyższa Szkoła Ekonomiczna w Białymstoku
(podrozdziały 1.1; 1.2; 3.1; 3.2)
Poskrobko Tomasz – dr, Uniwersytet w Białymstoku
(rozdział 6)
Rusak Helena – dr inż., Politechnika Białostocka
(podrozdział 3.3, rozdział 5)
Sidorczuk-Pietraszko Edyta – dr, Wyższa Szkoła Ekonomiczna w Białymstoku
(podrozdziały 1.3; 2.5)
Tadejko Paweł – dr inż., Politechnika Białostocka
(program komputerowy)
Spis treści
WSTĘP ............................................................................................................................................................. .. 9
Wstęp
1.
Geneza problemu gospodarowania energią na poziomie lokalnym .............. 13
1.1. Uwarunkowania ponadnarodowe ........................................................................................... 13
1.2. Sytuacja energetyczna Polski ..................................................................................................... 23
1.3. Zaniedbania w gospodarowaniu energią w gminach ...................................................... 30
2.
Polityczno-prawne podstawy gospodarowania energią w gminie ................. 43
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
Planowanie energetyczne w gminie – aspekty prawne ................................................. 43
Prawne uwarunkowania rozwoju energetyki odnawialnej ......................................... 49
Poprawa efektywności energetycznej – aspekty prawne ............................................. 60
Działania na rzecz ochrony klimatu ........................................................................................ 71
Partnerstwo publiczno-prywatne jako narzędzie realizacji projektów
z zakresu poprawy gospodarki energetycznej w gminach ........................................... 75
2.6. Rekomendacje usprawnienia polityczno-prawnych podstaw
gospodarowania energią w gminach ...................................................................................... 92
3.
Systemy zarządzania energią w gminie ....................................................................... 107
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
Znormalizowany system zarządzania energią ................................................................
Ekspercki system zarządzania energią w gminie ..........................................................
Analiza danych dokumentacyjnych ......................................................................................
Zakres polityki energetycznej gminy ..................................................................................
4.
Instrukcje inwentaryzacji odnawialnych zasobów energii .............................. 141
108
113
128
137
4.1. Instrukcja inwentaryzacji zasobów biomasy ................................................................... 141
4.2. Instrukcja obliczania abiotycznych zasobów odnawialnych źródeł energii ...... 165
4.3. Instrukcja identyfikacji gleb marginalnych ...................................................................... 175
5.
Planowanie energetyczne na szczeblu lokalnym. Instrukcja dla gmin ..... 181
5.1. Struktura energetyki lokalnej ................................................................................................. 181
5.2. Wymagania prawne w zakresie planowania energetycznego w gminie ............. 184
5.3. Po co gminie plan energetyczny? .......................................................................................... 189
–7–
5.4.
5.5.
5.6.
5.7.
5.8.
Zakres danych niezbędnych do przygotowania planu energetycznego ..............
Zadania administracji gminy w procesie planowania energetycznego ...............
Elementy składowe gminnego planu energetycznego ................................................
Rola rachunku ekonomicznego jako składnika planu energetycznego ...............
Zagrożenia jakości dokumentu ..............................................................................................
6.
Zarządzanie bezpieczeństwem energetycznym na poziomie
gmin i powiatów ......................................................................................................................... 205
6.1.
6.2.
6.3.
6.4.
Bezpieczeństwo energetyczne ...............................................................................................
Lokalny kryzys energetyczny .................................................................................................
System zarządzania lokalnym kryzysem energetycznym ..........................................
Proces zarządzania lokalnym kryzysem energetycznym ...........................................
7.
Zasady i algorytm przeprowadzania analizy technicznoenergetyczno-finansowej dla wybranych przedsięwzięć
z zakresu odnawialnych źródeł energii ....................................................................... 231
7.1. Cele analiz ........................................................................................................................................
7.2. Zasady prowadzenia analizy techniczno-energetyczno-finansowej
– elementy wspólne .....................................................................................................................
7.3. Algorytm podstawowy analizy techniczno-energetyczno-finansowej
dla budowy lokalnej elektrowni biogazowej ...................................................................
7.4. Modyfikacja algorytmu analizy techniczno-energetyczno-finansowej
dla zakładu produkcji paliw stałych z biomasy ..............................................................
dla zakładu produkcji biodiesla .............................................................................................
dla instalacji kolektorów słonecznych ................................................................................
dla instalacji ogniw fotowoltaicznych .................................................................................
191
195
197
200
203
205
209
212
217
232
232
236
253
255
255
257
8.
Instrukcja przeprowadzania analizy finansowej oraz ekonomicznej
usprawnienia gospodarki energetycznej w jednostkach samorządu
terytorialnego i gospodarstwach domowych ........................................................... 259
8.1.
8.2.
8.3.
8.4.
8.5.
8.6.
8.7.
Ogólna definicja i cele projektu ..............................................................................................
Analiza rozwiązań alternatywnych ......................................................................................
Analiza wykonalności .................................................................................................................
Wybór rozwiązania .....................................................................................................................
Analiza finansowa ........................................................................................................................
Analiza ekonomiczna ..................................................................................................................
Analiza wrażliwości i ryzyka ...................................................................................................
261
261
264
265
268
300
315
Bibliografia ................................................................................................................................................. 321
Spis tabel ..................................................................................................................................................... 328
Spis rysunków ........................................................................................................................................... 330
–8–
WSTĘP
S
amorządy lokalne przeszły długą drogę, od pozornego, w okresie Polski
Ludowej, do rzeczywistego decydenta gminy, a wójtowie i burmistrzowie
od administratora do odpowiedzialnego jej gospodarza. Obecnie gminy/miasta poszerzają problemowy zakres gospodarowania. Jednym z nowych
problemów, który gminy/miasta obejmują swoim władztwem jest gospodarowanie energią.
Energia jest jednym z podstawowych czynników warunkujących rozwój
cywilizacyjny. Zapewnienie nieprzerwanej podaży energii jest podstawą rozwoju
współczesnej gospodarki oraz jakości życia mieszkańców. Jeszcze nigdy życie
społeczne ludzi i organizacja życia w gospodarstwie domowym nie zależała tak
bardzo od energii elektrycznej jak obecnie. Już tylko nieliczni pamiętają czasy
elektryfikacji polskiej wsi w latach pięćdziesiątych XX wieku i wcześniejsze życie
przy lampie naftowej, bez radia, telefonu i telewizji. Młodym ludziom energia
elektryczna jest ”oczywistą oczywistością”. Jednak trwanie oczywistych rzeczy
czy zjawisk nie jest wieczne. Jest ono zależne od wielu czynników, które człowiek
musi dostrzegać, przewidywać i się zabezpieczać. Wiele jest mądrości w ludowym przysłowiu „strzeżonego Pan Bóg strzeże”. Z rachunku prawdopodobieństwa wynika, że raz na 10 tys. lat może zdarzyć się katastrofa przyrodnicza, która
pozbawi ludzi energii elektrycznej w wymiarze ponadregionalnym. Wydarzenie
takie może mieć miejsce, na przykład za dziewięć tysięcy lat lub za rok. Może
to być katastrofa, której skutki można usunąć za kilka dni, albo za kilkanaście
miesięcy. Wyobraźmy sobie taką sytuację i spróbujmy odpowiedzieć na proste
pytania: Jak w takich warunkach będzie funkcjonowała gospodarka i społeczeństwo gminy/miasta? Jak będzie funkcjonowała coraz bardziej zinformatyzowana
administracja, banki, sądy? Czy gospodarz gminy/miasta i mieszkańcy powinni
być przygotowani na taką ewentualność?
Świadomość pojawienia się wielkiej katastrofy nie zawsze jest motorem
napędowym działań. Znacznie łatwiej jest wyobrazić przerwy w dostawie prądu.
Ludzie średniego pokolenia jeszcze pamiętają ogłaszane w latach osiemdziesiątych XX wieku złowrogie komunikaty radiowe o dziewiętnastym lub dwudziestym stopniu zasilania w energię elektryczną. Po takim komunikacie wstrzymywano pracę w wielu zakładach, a ludzie spędzali wieczory przy świecach.
–9–
Obecnie żyjemy na innym poziomie rozwoju cywilizacyjnego. Jesteśmy bardziej uzależnieni od energii elektrycznej, ale wciąż korzystamy głównie z infrastruktury energetycznej, wybudowanej w czasach Polski Ludowej. Jednocześnie
zmienia się klimat. Już doświadczamy lokalnych minikatastrof energetycznych.
Całkiem niedawno na obszarze kilku gmin, w środku zimy, miała miejsce awaria
linii przesyłowych, która spowodowała ponadtygodniową przerwę w dostawie
energii elektrycznej w tysiącach domów.
Istnieje sprzężenie zwrotne – zużywamy więcej energii, której wytwarzanie
powoduje emisję gazów cieplarnianych. Gazy cieplarniane wywołują anomalie
klimatyczne, które są przyczyną mniejszych lub większych katastrof energetycznych. Jednym ze sposobów przerwania „takiego zaklętego kręgu” jest nowe podejście do gospodarowania energią w gminach.
Przed okresem scentralizowanych dostaw energii elektrycznej każde miasta
miało swój system zasilania. Obecnie warto wrócić do tej praktyki, nie po to, żeby
się całkowicie uniezależniać od centralnych systemów elektroenergetycznych,
ale mieć alternatywę na wypadek zakłóceń w tych systemach. Umożliwi to uzyskanie efektu mnożnikowego: zostaną wykorzystane lokalne zasoby odnawialnych źródeł energii, zmniejszy się emisja gazów cieplarnianych, powstaną nowe
miejsca pracy w gminie/mieście. Energia z lokalnych gminnych/miejskich elektrowni w niedalekiej przyszłości zapewne będzie tańsza niż z sieci ogólnokrajowej.
Rolę samorządów gminnych/miejskich w gospodarowaniu energią dostrzeżono już w wielu krajach. Największe sukcesy w tym zakresie odnieśli Duńczycy.
W Danii każda gmina wytwarza lub ma możliwość wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł. Uporządkowaną gospodarkę energetyczną prowadzi wiele gmin, także w innych krajach Unii Europejskiej, na przykład w Niemczech, Holandii, Szwecji. Sukcesy w tym zakresie osiąga również wiele miast
w Polsce, zrzeszonych w Polskiej Sieci „Energia Cites”. Doświadczenia tych gmin
są na tyle interesujące, że zostały wykorzystane w tworzeniu systemowych rozwiązań prawnych w Unii Europejskiej i Polsce.
Upowszechnienie lokalnych systemów zarządzania energią napotyka
na kilka barier, spośród których najważniejsze to poznanie problemu przez decydentów i pracowników gmin/miast oraz zdolność organizatorska samorządów.
Podstawową rzeczą w przezwyciężaniu tego typu barier jest wiedza. Stąd z myślą
o przygotowaniu odpowiednich materiałów informacyjnych dla gmin w latach
2009-2011 był realizowany projekt rozwojowy „Uwarunkowania i mechanizmy
racjonalizacji gospodarowania energią w gminach i powiatach”, finansowany
przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju. W jego ramach opracowano model
systemu zarządzania energią w jednostkach samorządu lokalnego, którego po-
– 10 –
prawność i praktyczną przydatność sprawdzono w dziewięciu gminach (po trzy
w województwach dolnośląskim, lubelskim i podlaskim). Niniejszy podręcznik
jest jednym z opracowań, które powstały w trakcie realizacji tego projektu. Został
on napisany w celu dostarczenie informacji pomocnych decydentom i pracownikom urzędów gmin/miast w gospodarowaniu energią na ich terenie.
Podręcznik Gospodarowanie energią na poziomie lokalnym składa się
z ośmiu rozdziałów problemowych. W pierwszym zamieszczono informacje
ogólne ukazujące przyczyny pojawienia się problemu gospodarowania energią
gminach/miastach. Omówiono ponadnarodowe uwarunkowania zewnętrzne,
wybrane elementy sytuacji energetycznej Polski oraz zaniedbania w gospodarowania energią na poziomie lokalnym. W rozdziale drugim przedstawiono polityczno-prawne podstawy gospodarowania energia w gminie, w tym podstawy
planowania energetycznego, prawne uwarunkowania rozwoju energetyki odnawialnej, wymogi w zakresie poprawy efektywności energetycznej, działania na
rzecz ochrony klimatu. Wskazano także zakres i sposób usprawnienia regulacji
prawnych. W rozdziale tym zamieszczono informację o partnerstwie publicznoprywatnym w realizacji projektów z zakresu gospodarki energetycznej w gminie.
W rozdziale trzecim zawarto ogólną charakterystykę normy EN-PN 16001 System zarządzania energią oraz szczegółowy opis eksperckiego systemu zarządzania energią w gminie, opracowanego w ramach projektu. Zamieszczono również
wykaz danych niezbędnych do tworzenia systemu oraz zakres treści polityki
energetycznej gminy. Rozdział czwarty zawiera instrukcję inwentaryzacji biotycznych i abiotycznych odnawialnych zasobów energii oraz instrukcję identyfikacji gleb marginalnych przydatnych pod uprawy energetyczne, a rozdział piąty –
instrukcję planowania energetycznego, czyli sporządzania założeń do planu lub
planu energetycznego gminy. Rozdział szósty dotyczy zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego gminy, zarządzania w sytuacji zagrożenia lokalnym kryzysem energetycznym oraz włączenia bezpieczeństwa energetycznego do procesu
zarządzania kryzysowego. Rozdział siódmy zawiera zasady i algorytm przeprowadzania analizy techniczno-energetyczno-finansowej dla wybranych przedsięwzięć z zakresu odnawialnych źródeł energii, w tym biogazowni, zakładów produkcji paliw stałych z biomasy, instalacji kolektorów słonecznych i ogniw
fotowoltaicznych. W rozdziale ósmym umieszczono instrukcję sporządzania analizy finansowej oraz ekonomicznej przedsięwzięć służących usprawnieniu gospodarki energetycznej w gminie i gospodarstwie domowym.
Do podręcznika został załączony program komputerowy, który ułatwia
wykonanie wielu obliczeń, niezbędnych przy sporządzaniu dokumentów systemu
zarządzania energią w gminie i policzenie opłacalności przedsięwzięć służących
– 11 –
energooszczędności w gospodarstwie domowym, gospodarstwie rolnym i mikroprzedsiębiorstwie.
Książka jest adresowana głównie do decydentów i pracowników gmin,
ale także może służyć jako podręcznik dla studentów na kierunkach Energetyka
i Zarządzanie. Powinni skorzystać z niej także słuchacze odnośnych studiów podyplomowych.
Materiały zostały przesłane do wszystkich gmin miejskich nieposiadających
praw powiatu, gmin miejsko-wiejskich i wiejskich w ramach środków programu
rozwojowego.
Białystok, listopad 2011 rok
Bazyli Poskrobko
– 12 –
Rozdział 1
GENEZA PROBLEMU GOSPODAROWANIA
ENERGIĄ NA POZIOMIE LOKALNYM
1.1
Uwarunkowania ponadnarodowe
N
a świecie od kilkudziesięciu lat obserwuje się symptomy zmian cywilizacyjnych. Przez długi okres ludzie byli przekonywani, że w wyniku ich
pracy wszystkiego będzie więcej i wszystkim będzie lepiej. Takie też
były oczekiwania być może większości polskiego społeczeństwa. Tymczasem
w ostatniej dekadzie XX wieku do Polski dotarła postindustrialna fala cywilizacyjna. Zmianom ilościowym od dwudziestu lat towarzyszą niespodziewane, daleko idące zmiany jakościowe. Zachodzące zmiany cywilizacyjne spowodowały,
że wszystko to, co zbudowały poprzednie pokolenia staje się przestarzałe, nieefektywne ekonomicznie, mało przydatne w nowych warunkach technicznotechnologicznych i społecznych. Dotyczy to nie tylko budowli, urządzeń, sprzętu,
ale także wartości, które przez długie lata kierowały ludzkim zachowaniem,
kształtowały społeczność.
W XX wieku budowano państwa narodowe. Każdy naród wykorzystywał
wewnętrzne możliwości rozwoju. Równolegle rozwijała się globalizacja. Szybko
okazało się, że autarkia powoduje opóźnienie w rozwoju. Bez włączenia się
w globalne procesy nie miały szans sprostania wyzwaniom cywilizacyjnym nawet
takie giganty, jak były Związek Radziecki czy Chiny. Globalizacja, chociaż obejmuje tylko główne aspekty rozwoju ludzkości, to określa ton, kierunek i zakres rozwoju współczesnych państw i społeczności lokalnych. Nigdy w historii nie było
takiego okresu, żeby za życia jednego pokolenia dokonały się tak wielkie zmiany
cywilizacyjne. Wiele narodów i społeczności, w tym naród polski, w ciągu dwudziestu lat przeszło na wyższy poziom rozwoju. Na Ziemi jednak wciąż są narody
i społeczności, do których jeszcze nie dotarły z pełną siłą nowe, cywilizacyjne
– 13 –
procesy rozwojowe. Społeczności „odporne” na cywilizacyjne zmiany znajdują się
także wewnątrz państw, które weszły w erę postindustrialną. W Polsce jest to
szczególnie widoczne w zróżnicowaniu poziomu rozwoju i unowocześniania
gmin. Jest wiele przyczyn takiego stanu, ale jedną z głównych jest niedostateczne
postrzeganie trendów rozwojowych i „wyprzedzanie czasu” przez organy decyzyjne. Dobrym przykładem jest problem gospodarowania energią w gminach.
Dotychczas tylko kilkadziesiąt gmin podjęło ten problem i już uzyskało wymierne
efekty, ale kilkaset, nie dostrzega potrzeby wprowadzania jakichkolwiek zmian.
W drugim dziesięcioleciu XXI wieku gospodarowanie energią w krajach
wysokorozwiniętych znajduje się pod istotnym wpływem dwóch wiodących
trendów: ochrony klimatu i „internetyzacji” energii. Ochrona klimatu to przejście
na nowe, zasobooszczędne i niskoemisyjne technologie, a „internetyzacja” energii
to tworzenie lokalnych sieci małych producentów energii i ich łączenie celem
zapewnienia ciągłości dostaw na wzór wymiany informacji w Internecie.
Warto zwrócić uwagę na wypowiedź J. Rifkina1, który dowodzi, że w Europie
dokonała się trzecia rewolucja technologiczno-społeczna. Internet dotarł do
większości mieszkańców kontynentu, tworząc nową potęgę opartą na zintegrowanych możliwościach milionów ludzi. W zakresie wytwarzania energii zaś niewiele się zmieniło. Wciąż jest wytwarzana w wielkich elektrowniach, pracujących
na paliwach kopalnych, których ceny są łatwo manipulowane na rynkach finansowych, skutecznie wstrzymując rozwój gospodarki. Jak tylko gospodarka zaczyna wzrastać, od razu następuje szybki wzrost ceny kopalnych źródeł energii,
w efekcie gospodarka ponownie hamuje swój rozwój. Ważniejszy jest jednak fakt,
że zapewnienie porównywalnego zużycia energii wytwarzanej ze źródeł kopalnych przez wszystkich mieszkańców świata szybko doprowadziłoby do globalnej
katastrofy ekologicznej – może szybciej aniżeli pomyśleliby o tym politycy. Społeczność świata znalazłaby się na krawędzi niewyobrażalnej hekatomby. Można
ją teoretycznie wyobrazić posługując się krzywą gradacji innych gatunków. Szybki wzrost populacji każdego z nich zawsze prowadzi do załamania i powrotu do
poziomu uznanego za normalny dla danego ekosystemu. Gradacyjne tempo
wzrostu populacji ludzkiej nastąpiło, gdy liczba mieszkańców Ziemi przekroczyła
dwa miliardy. Przez analogię do innych gatunków można stwierdzić, że katastrofa ekologiczna może ograniczyć naszą populację ponownie do dwóch miliardów.
Jeszcze nie wiadomo kiedy, w jaki sposób i czym może się skończyć naruszenie
globalnych procesów obiegu materii i energii na kuli ziemskiej, pomimo to nie
można naruszać konstrukcji globalnego ekosystemu – biosfery. Nawet hipotetycznie nie można przyczyniać się do śmierci pięciu milionów ludzi. Redukcja
1
Tu trzeba nowej energii, „Polityka” 2011 nr 51, s.18-20.
– 14 –
populacji, w świetle dzisiejszej wiedzy jest jednym spośród niesterowalnych
procesów naturalnych. Nie wiadomo, gdzie i kogo dotknie, a więc dotyczy każdego z nas. Czy musimy iść tą drogą?
Wiele krajów w Europie, a szczególnie Dania i Niemcy, rozwijają program
budowy małych źródeł energii, wykorzystując surowce biotyczne i abiotyczne:
energię wiatru, słońca, geotermii, pomp ciepła, biomasy. Niemcy już wytwarzają
20% energii ze źródeł odnawialnych. W 2020 roku zamierzają wytwarzać już
35%. Policzono, że porównywalną ilość energii (moc) można uzyskać przy jednakowej wielkości nakładów inwestycyjnych, wydatkowanych albo na budowę
dużych elektrowni węglowych lub atomowych, albo małych elektrowni ze źródeł
odnawialnych. Nie można jednak ignorować faktu, że inwestowanie w produkcję
energii z odnawialnych źródeł pozwala stworzyć co najmniej pięciokrotnie więcej
nowych miejsc pracy, aniżeli budowa tradycyjnych elektrowni. Budowa lokalnych
urządzeń do wytwarzania energii jest korzystna także ze względu na fakt,
że pozwala uniknąć strat energii przy jej przesyłaniu na duże odległości.
Trendy ochrony klimatu oraz internetyzacji energii są obecne w działaniach
takich organizacji międzynarodowych, jak Organizacja Narodów Zjednoczonych,
Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju oraz Unia Europejska. Organizacje te opracowały dwie uzupełniające się koncepcje:
•
rozwój gospodarki niskoemisyjnej i zasobooszczędnej;
•
rozwój zielonej gospodarki.
Koncepcja gospodarki niskoemisyjnej i zasobooszczędnej powstała na bazie
wskazań Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu2, polityki energetycznej Unii Europejskiej oraz strategii i budowy konkurencyjnej gospodarki opartej na wiedzy. Wyznaczają one strategiczne cele rozwojowe do 2030 roku, w tym na okres planistyczny 2014-2020. Koncepcja niskoemisyjnej gospodarki została ujęta w następujących dokumentach o charakterze
wdrożeniowym:
•
Europa 2020. Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju
sprzyjającego włączeniu społecznemu3;
•
Europa efektywnie korzystająca z zasobów – inicjatywa przewodnia strategii Europa 20204;
2 Ramowa konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzona dnia
9 maja 1992 roku w Nowym Yorku, Dz.U.1996, nr 53, poz.238.
3 Komunikat Komisji, Europa 2020, Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu społecznemu, KOM(2010) 220.
4 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Europa efektywnie korzystająca z zasobów – inicjatywa
przewodnia strategii „Europa 2020”, KOM (2011)21.
– 15 –
•
Plan działań (mapa drogowa) na rzecz przejścia do konkurencyjnej gospodarki niskoemisyjnej do 2050 roku5;
•
Plan działań na rzecz efektywności energetycznej z 2011 roku6.
Dokument Strategia Europa 2020... wskazuje cele i zadania rozwoju w warunkach, które spowodował kryzys finansowy ostatnich lat. Celem utylitarnym
zaproponowanych działań jest odbudowa potencjału gospodarczego Europy,
utraconego na rzecz Chin i innych rozwijających się krajów (Brazylia, Indie). Strategia zakłada trzy wzajemnie powiązane ze sobą priorytety:
•
rozwój inteligentny, rozumiany jako rozwój gospodarki opartej na wiedzy
i innowacjach;
•
rozwój zrównoważony, wyrażający się we wspieraniu gospodarki efektywnie korzystającej z zasobów, przyjaznej środowisku i konkurencyjnej;
•
rozwój sprzyjający włączeniu społecznemu, polegający na wspieraniu gospodarki o wysokim poziomie zatrudnienia, zapewniającej spójność społeczną i terytorialną.
Plan działań na rzecz przejścia do konkurencyjnej gospodarki niskoemisyjnej do 2050 roku jest konsekwencją realizacji polityki energetycznej Unii Europejskiej.
W 2007 roku Komisja Europejska przedstawiła Radzie i Parlamentowi
Europejskiemu pakiet działań mogących stanowić podwaliny wspólnej polityki
energetycznej. Komisja wskazała trzy główne wyzwania stojące przed krajami
Unii – zmiany klimatu, rosnąca zależność od importu surowców energetycznych,
wzrastające ceny energii oraz wzajemna zależność państw członkowskich pod
względem energetycznym. Komisja zaproponowała Plan działań, którego główne
postulaty to:
•
stworzenie wewnętrznego rynku energii;
•
zwiększenie efektywności wykorzystania energii;
•
zwiększenie znaczenia energii odnawialnej;
•
swobodne decydowanie państw o rozwoju energetyki jądrowej;
•
wspólne stanowisko państw Unii w międzynarodowej polityce energetycznej.
5 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Plan działań na rzecz przejścia do konkurencyjnej
gospodarki niskoemisyjnej do 2050 roku, KOM(2011)112.
6 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Plan działań na rzecz efektywności energetycznej z 2011
roku, KOM(2011)109.
– 16 –
Powyższe główne cele pozostają niezmienne na kolejny okres planowania
finansowego w Unii Europejskiej (2014-2020). Zostały one uszczegółowione
poprzez wyznaczenie następujących zadań:
•
ograniczenie wzrostu popytu na energię poprzez oszczędzanie energii
i poprawę efektywności energetycznej maszyn i urządzeń;
•
wykorzystanie odnawialnych źródeł energii w układzie lokalnym;
•
lepsze przygotowanie się do reagowania, w przypadku zakłóceń i kryzysu
w dostawach energii;
•
wykorzystanie w transporcie alternatywnych paliw.
Unia Europejska, po podpisaniu i ratyfikowaniu konwencji klimatycznej
i Protokołu z Kioto wprowadziła szereg regulacji prawnych dotyczących ochrony
klimatu, między innymi:
•
przyjęła ramy systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (dyrektywa 2003/87/WE)7;
•
wprowadziła system monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji
gazów cieplarnianych (decyzja Komisji 2007/589/EC)8;
•
przyjęła dziesięć dyrektyw szczegółowych regulacji w sektorze energetycznym i w transporcie.
Cele wspólnej polityki energetycznej zostały zidentyfikowane i przekazane
do obligatoryjnej realizacji przez państwa członkowskie. Skonkretyzowano następujące problemy: wsparcie dla odnawialnych źródeł energii (dyrektywa 2001/
77/WE)9, wsparcie dla produkcji biopaliw (2003/30/WE)10, wsparcie kogeneracji (2004/8/WE)11, wspólne zasady rynku wewnętrznego energii elektrycznej
Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r.
ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie, Dz. Urz.
WE, 2003, L 275/32.
8 Decyzja Komisji 2007/589/UE z dnia 18 lipca 2007 r. ustanawiająca wytyczne dotyczące
monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE, Dz. Urz. UE, 2007, L 229/1.
9 Dyrektywa 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 r.
w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze
źródeł odnawialnych, Dz. Urz. WE, 2001, L 283/33.
10 Dyrektywa 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie
wspierania użycia w transporcie biopaliw i innych paliw odnawialnych, Dz. Urz. UE, 2003,
L 123/42.
11 Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2001 r. w sprawie
wspierania Kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii, Dz. Urz. WE 2003, L 283/33.
7
– 17 –
(2003/54/WE)12, obniżenie emisji energochłonności w transporcie (1999/94/
WE)13, poprawa efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych (2006/32/WE)14, określenie wymagań efektywności dla nowych kotłów
ogrzewających wodę opalanych paliwami płynnymi lub gazowymi, wprowadzenie etykietowania oraz umieszczania na produkcie standardowych informacji
o zużyciu energii, wody i innych zasobów, szczególnie na urządzeniach gospodarstwa domowego (92/75/EWG)15, ustanowienie ogólnych wymogów ekoprojektowania dla produktów wykorzystujących energię (2005/32/WE)16.
Przyjęto pakiet klimatyczno-energetyczny do realizacji do 2020 roku, który
w skrócie można scharakteryzować 3 × 20, czyli:
•
wzrost o 20% efektywności wykorzystanie energii;
•
obniżenie o 20% emisji gazów cieplarnianych w porównaniu ze stanem
z 1990 roku, z możliwością powiększenia redukcji nawet do 30%, w przypadku, gdy inne państwa świata podejmą również takie wyzwania;
•
osiągnięcie przynajmniej 20% udziału odnawialnych źródeł energii pierwotnej Unii Europejskiej.
Pośrednim celem polityki klimatyczne i energetycznej Unii jest inspirowanie
i wymuszanie działań rozwojowych, unowocześniających gospodarkę przyjazną
środowisku i bardziej konkurencyjną na światowym rynku, wspieranie efektywnego korzystania z zasobów i zwiększanie zatrudnienia.
W dłuższej perspektywie zakłada się redukcję, w porównaniu z 1990 rokiem, krajowych emisji dwutlenku węgla o 40% do roku 2030, o 60% do 2040
i aż o 80-95% do 2050 roku. Przyjęta ścieżka zakłada, że do 2020 roku będzie
następowała 1% redukcja emisji rocznie, w latach 2020-2030 już 1,5% rocznie,
a w latach 2030-2050 co najmniej 2% rocznie (rysunek 1.1). Do zrealizowania
tego scenariusza potrzebne są dodatkowe nakłady inwestycyjne w wysokości
Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczące wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej uchylająca dyrektywę
96/92/WE, Dz. Urz. UE, 2003, L 176/37.
13 Dyrektywa 1999/94/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 grudnia 1999 r. odnosząca się do dostępności dla konsumentów informacji o zużyciu paliw i emisji CO2
w odniesieniu do obrotu nowymi samochodami osobowymi, Dz. Urz. WE, 2000, L 12/16.
14 Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r.
w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, Dz. Urz. UE,
2006, L 114/64.
15 Dyrektywa 1992/75/EWG z dnia 22 września 1992 r. w sprawie wskazanie poprzez ekoetykietowanie oraz standardowe informacje o produkcie, zużycia energii orz innych zasobów
przez urządzenia gospodarstwa domowego, Dz. Urz. EWG, 1992, L 297/16.
16 Dyrektywa 2005/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16 lipca 2005 r. ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla produktów wykorzystujących energię, Dz. Urz. UE, 2005, L 191/29.
12
– 18 –
1,5% unijnego PKB (270 mld EUR rocznie), poza bieżącymi inwestycjami, wynoszącymi 19% PKB17. Komisja Europejska zaproponowała również wprowadzenie
podatku węglowego, który spowoduje wzrost cen energii pozyskiwanej z węgla
kamiennego i brunatnego, a przez to względne tańszą energię pozyskiwaną ze
źródeł odnawialnych, a tym samym poprawę ekonomicznej efektywności przedsięwzięć podejmowanych w tym obszarze działania.
Rysunek 1.1.
Ścieżka redukcji wewnętrznej emisji gazów cieplarniach
w Unii Europejskiej do 2050 roku [%]
100
80
Energetyka
Bieżąca polityka
60
Mieszkalnictwo
i usługi
Przemysł
40
Transport
20
Rolnictwo poza CO2
Inne sektory poza CO2
1990
2000
2010
2020
2030
2040
2050
Źródło: Plan działań prowadzący do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 roku, KOM (2011) 112.
W Planie działań na rzecz efektywności energetycznej za podstawowe obszary oszczędności energii uznano budownictwo, transport, przemysł oraz gospodarstwa domowe. W obszarze budownictwa oszczędności energii powinny
być osiągnięte poprzez wspieranie renowacji budynków publicznych i prywatnych oraz poprawę energooszczędności używanych w nich urządzeń grzewczych,
wodnych i klimatyzacyjnych. W procesie energomodernizacji szczególną rolę
powinien pełnić sektor publiczny, który poza realnymi działaniami na rzecz
ograniczania zużycia energii, powinien dawać przykład i motywować do działań
17
D. Ciepła, Rynek, energia, klimat, „Nowy Przemysł” 2011 nr 5, s. 56.
– 19 –
sektor prywatny. Unia Europejska proponuje następujące działania i instrumenty
służące oszczędności energii w budynkach publicznych:
•
wprowadzenie kryterium efektywności energetycznej wydatków publicznych, co uniemożliwi budowę budynków publicznych niespełniających najnowszych standardów energetycznych;
•
wprowadzenie obowiązku poddawanie renowacji 3% budynków publicznych rocznie (według powierzchni); budynek publiczny poddany renowacji
powinien zaliczać się do najlepszych 10% najbardziej energooszczędnych
krajowych zasobów budowlanych; zaś budynek nowo nabywany na cele publiczne musi należeć do najlepszej dostępnej klasy energetycznej;
•
uruchomienie nowych instrumentów finansowania energomodernizacji,
głównie umów o poprawę efektywności energetycznej, umów finansowania
przez stronę trzecią oraz funduszy wspierających poprawę efektywności
energetycznej.
Ważnym działaniem na rzecz energooszczędności jest realizacja dokumentu
pod tytułem Plan utworzenia jednolitego europejskiego obszaru transportu18,
który zakłada rozwój konkurencyjnego i zasobooszczędnego transportu.
Dyrektywa w sprawie efektywności końcowego wykorzystanie energii
i usług energetycznych umożliwia państwom członkowskim tworzenia funduszy
w celu subsydiowania programu poprawy efektywności energetycznej. Środki te
mogłyby być wykorzystane na przeprowadzenie audytu energetycznego, dopłaty
w ramach umów o poprawę efektywności energetycznej, polepszenie pomiarów
zużycia energii. Fundusze te są ukierunkowane na użytkowników końcowych.
Mogą one być dostępne jako dotacje, pożyczki, gwarancje finansowe lub w formie
innego rodzaju finansowania energooszczędności.19 Zwiększeniu efektywności
energetycznej budynków publicznych mają także służyć dobrowolne porozumienia jednostek sektora publicznego, szkolenia oraz zaangażowanie przedsiębiorstw energetycznych.
Obecnie Unia Europejska przyjmuje jako standard emisji w energetyce ilość
zanieczyszczeń wydalanych przy spalaniu gazu ziemnego. Oznacza to, że spalanie
kopalin wytwarzających więcej gazów cieplarnianych, głównie węgla kamiennego i brunatnego oraz ropy naftowej będzie obciążone dodatkowymi opłatami.
Kredyt na tego typu inwestycje, jako nieperspektywiczne, będzie droższy. Zostanie również ograniczony dostęp do środków pomocowych Unii Europejskiej.
Biała Księga. Plan utworzenia jednolitego europejskiego obszaru transportu – dążenie do
osiągnięcia konkurencyjnego i zasobooszczednego transportu, KOM(2011)144.
19 Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r.
w sprawie efektywności i końcowego wykorzystani energii u usług energetycznych, Dz.Urz. UE
2006, L114/64.
18
– 20 –
Ważnym aspektem gospodarowania energią jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego rozumianego jako stan systemu elektroenergetycznego lub
jego części, umożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na
tę energię.20 Oznacza to nie tylko konieczność rozbudowy sieci energetycznej, ale
także należytą konserwację sieci już istniejących.
Komisja Europejska będzie wspierać najlepsze praktyki w dziedzinie efektywności energetycznej oraz przedsięwzięcia mające na celu budowanie zdolności w zakresie zarządzania energią w gminach, gospodarstwach domowych mikroprzedsiębiorstwach i małych przedsiębiorstwach.21 Wdrożenie systemu
zarządzania energią w gminie ułatwi dostęp do tych środków w nowej perspektywie finansowej (2014-2020).
Koncepcja zielonej gospodarki również posiada już kilkuletnią historię. Jest
to jeden z pomysłów praktycznej realizacji idei zrównoważonego rozwoju. Główne ramy tego pomysłu zostały określone w Agendzie 2122. W dokumencie tym
wskazano następujące rekomendacje:
•
konieczność zmiany modelu konsumpcji, która powinna charakteryzować
się wzrostem zapotrzebowania na produkty trwałe, wytworzone przy niskim zużyciu energii i zużywające mało energii w trakcie ich użytkowania.
Powinny to być dobra produkowane bez odpadów przy wykorzystaniu surowców biodegradowalnych;
•
konieczność zapewnienia takiego zagospodarowanie odpadów, aby wykorzystać wszelkie surowce wtórne i bezpieczną utylizację ewentualnych pozostałości;
•
konieczność systematycznego prowadzenia szeroko pojętej edukacji ekologicznej całego społeczeństwa i tworzenie odpowiedniego systemu zachęt
materialnych oraz sankcji za nie przestrzeganie odpowiednich norm postępowania.
W 2008 roku Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (Organization for Economic Co-operation and Development – OECD) oraz Program Ochrony
Środowiska Narodów Zjednoczonych (United Nations Environment Programme –
UNEP) ogłosiły koncepcję „Nowego zielonego ładu”. Jest to swego rodzaju proUstawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, Dz.U. 2006, nr 89, poz. 625, z późn. zm.
Fundusze strukturalne jako instrument wsparcia rozwoju gospodarki niskoemisyjnej i zasobooszczędnej, red. W. Piontek, Wyd. Wyższej Szkoły Ekonomicznej, Białystok 2011.
22 Agenda 21 – Program wdrażania zrównoważonego rozwoju świata, przyjęty na Konferencji
Narodów Zjednoczonych „Środowisko i Rozwój” w Rio de Janeiro, w: Dokumenty końcowe
konferencji Narodów Zjednoczonych „Środowisko i Rozwój”, Wyd. Instytutu Ochrony Środowiska, Warszawa 1998.
20
21
– 21 –
gram działań mający na celu przyspieszenie procesów transformacji gospodarki
światowej. Koncepcję tę poparli znani ekonomiści świata, dostrzegając w niej
możliwości i szanse na wyjście z obecnego kryzysu, poprzez rozwój sektorów
zielonej gospodarki. Największy potencjał w tym zakresie upatruje się w rozwoju:
•
czystej energii,
•
nowoczesnych niskoodpadowych technologii i recyklingu;
•
wytwarzania energii na obszarach wiejskich, w tym poprzez zrównoważone
pozyskiwanie biomasy;
•
zrównoważonego rolnictwa;
•
miast, między innymi poprzez nowe, zrównoważone zasady planowania
przestrzennego i ekologizację transportu miejskiego,
•
energooszczędnego budownictwa.
Ideą tego programu jest przyspieszenie procesów transformacji gospodarki
światowej. Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju opracowała Strategię zielonego wzrostu, dokument inspirujący zmiany w krajowych strategiach
rozwoju na lata 2014-2020. Zawiera on szczegółowe opisy narzędzi i zaleceń
pomocnych w efektywnej realizacji zielonego wzrostu.
W 2011 roku UNEP opublikował raport zatytułowany W stronę zielonej
gospodarki, który na podstawie diagnozy obecnego i przewidywanego w 2030
roku stanu gospodarki świata, mocno akcentuje konieczność wzmożenia działań
na rzecz zielonego rozwoju. W Raporcie zamieszczono rekomendacji dla rządów.
Rozwój zielonej gospodarki opiera się przede wszystkim na dziesięciu kluczowych sektorach. Są to: rolnictwo, rybołówstwo, leśnictwo, turystyka, energetyka,
transport, budownictwo, gospodarka odpadami, gospodarka zasobami wodnymi
i usługi.
Paradygmat zielonej gospodarki dotyczy nie tylko sposobu produkcji zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju, ale także ich przestrzeganie przy
korzystaniu z zasobów naturalnych i środowiska przyrodniczego. Kluczowym
elementem jest zaistnienie efektywnej, pełnej i wielostronnej współpracy obejmującej edukację, naukę i przedsiębiorczość oraz ich wspólne działanie na rzecz
innowacyjności.
Rozwój energetyki odnawialnej zapewnia równoczesną realizację celów
polityki ekologicznej, energetycznej i społecznej, a także służy rozwojowi przemysłu i rolnictwa. Energetyka lokalna z odnawialnych źródeł przyczynia się do:
•
powstania nowych miejsc pracy, głównie dla mieszkańców małych miast
i wsi;
•
rozwoju terenów wiejskich, gdzie lokalizowane są zakłady produkujące
paliwa i zieloną energię;
– 22 –
•
poprawy opłacalności rolnictwa, poprzez wykorzystanie słabszych jakościowo gleb do produkcji odnawialnego paliwa energetycznego;
•
wzrostu produkcji drewna poprzez zalesianie i prowadzenie leśnych upraw
szybko rosnących roślin energetycznych;
•
lepszego wykorzystania odpadów komunalnych poprzez odzysk ciepła
w spalarniach odpadów i produkcji biogazu z odpadów biodegradowalnych;
•
wzrostu produkcji przemysłowej poprzez wytwarzanie maszyn i urządzeń
służących do produkcji zielonej energii;
•
tworzenia nowego frontu prac dla lokalnych firm budowlanych.
Proponowany gminom w niniejszym podręczniku system racjonalizacji
gospodarki energetycznej, obejmujący wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, bardzo dobrze wpisuje się w koncepcję gospodarki niskoemisyjnej i zasobooszczędnej oraz koncepcję zielonej gospodarki.
1.2
Sytuacja energetyczna Polski
Zaopatrzenie gospodarki i gospodarstw domowych w energię obecnie wymaga nowej strategii funkcjonowania sektora energetycznego. Dotychczas monopol na zaopatrzenie w energię miały wielkie przedsiębiorstwa energetyczne.
Przez okres dwudziestu lat transformacji ustrojowo-cywilizacyjnej niewiele zrobiono na rzecz unowocześnienia tego sektora. Głównymi problemami polskiej
energetyki wciąż pozostają:
1.
Niska produktywność wytwórców energii i niska efektywność jej wykorzystania. W 2009 roku relacje polskiej energetyki w porównaniu z wysoko
rozwiniętymi krajami Unii Europejskiej (UE-15) przedstawiały się następująco:
− sprawność elektrowni wynosiła w Polsce 36,5% przy 46,5% w UE-15;
− energochłonność polskiej gospodarki była wyższa 2,7 razy, głównie
z powodu dużego udziału energochłonnych sektorów gospodarki w tworzeniu wartości dodanej, który wynosił odpowiednio 36,8% w Polsce
i 27,6% w UE-15;
− izolacyjność mieszkań 3,8 razy gorsza niż w UE-15;
− udział energii odnawialnej w użytkowaniu energii pierwotnej wynosił
około 5%, podczas gdy UE-15 około 18%.
2.
Wielkie wyzwania związane z realizacją zadań związanych z ochroną klimatu:
– 23 –
− redukcję emisji dwutlenku węgla do 2020 roku o 15% w porównaniu do
roku 1990 (o 5% mniej niż średnio w krajach Unii Europejskiej);
− zapewnienie 14% udziału odnawialnych źródeł w produkcji energii
w 2020 roku (o 6% mniej);
− zapewnienie 7% udziału biopaliw w ogólnej ilości płynnych paliw w 2020
roku (średnio w krajach UE wskaźnik ten wynosi 10%).
3.
Zapewnienie podaży jakościowo dobrej energii przy szacowanym na lata
2010-2030 wzroście o 30% popytu na energię finalną przy konieczności wyłączenia po 2015 roku – zgodnie z Traktatem Akcesyjnym – nieefektywnych,
„brudnych ekologicznie” bloków energetycznych, co spowoduje w 2020 roku zmniejszenie o około 30% energii wytwarzanej w dotychczasowych
urządzeniach.
Polska gospodarka stoi przed trudnym wyborem sposobu zapobieżenia
istotnemu kryzysowi energetycznemu, tym bardziej, że możliwości zakupu energii za granicą są ograniczone. Za parę lat największe nadwyżki energii elektrycznej będzie miała tylko Rosja w obwodzie kaliningradzkim. Potrzebne jest działanie na wielu frontach – rozbudowa i przebudowa starych i budowa nowych,
dużych zakładów energetycznych, intensywny rozwój sieci drobnych zakładów
wykorzystujących odnawialne źródła energii oraz wprowadzenie powszechnego
oszczędzania energii i poprawy efektywności energetycznej.
Problem przebudowy dotychczasowego systemu gospodarowania energią
w Polsce jest dostrzegany i inspirowany zapisami w wielu dokumentach. Są to:
1.
23
Polityka energetyczna Polski do 2030 roku23, która za wiodący problem
uznaje poprawę efektywności energetycznej. Główne celem polityki energetycznej w tym obszarze to:
− dążenie do utrzymania zero-energetycznego wzrostu gospodarczego bez
wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną;
− konsekwentne zmniejszanie energochłonności polskiej gospodarki do poziomu UE-15;
− zmiana struktury wytwarzania energii w kierunku technologii niskoemisyjnych;
− ograniczenie emisji CO2 do 2020 roku do poziomu ustalonego Polsce
przez Unię Europejską, przy zachowaniu wysokiego bezpieczeństwa
energetycznego;
Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów RP z dnia 10 listopada 2010 roku.
– 24 –
− ograniczenie emisji SO2 i NOx oraz drobnoziarnistych pyłów do poziomu
obowiązujących i projektowanych regulacji unijnych;
− stworzenie systemu zarządzania krajowymi pułapami emisji gazów cieplarnianych i innych substancji;
− zwiększenie wykorzystania ubocznych produktów spalania;
− wyeliminowanie produkcji w sektorze energetycznym trwałych zanieczyszczeń organicznych (dioksan i furanów);
− stymulowanie inwestycji w nowoczesne, energooszczędne technologie
oraz produkty.
W polityce energetycznej Polski do 2030 roku założono rozwój biogazowi
rolniczych. W dokumencie Kierunki rozwoju biogazowi rolniczych w latach 2010-2020 zakłada się, że średnio w każdej gminie powinna powstać jedna biogazownia wykorzystująca biomasę pochodzenia rolniczego. Pomocna w rozwoju biogazowi jest zmiana ustawy o utrzymaniu czystości i porządku w gminach24.
2.
Raport Polska 2030 Prezesa Rady Ministrów RP z dnia 17 czerwca 2009 roku,
w którym stwierdzono, że obniżenie energochłonności gospodarki nie może
być tylko samoczynnym procesem zachodzącym w wyniku modernizacji
i przemian technologicznych. Powinno być jasno stawianym celem ekonomicznym, gdyż przenosi się na ceny wielu usług i produktów, co jest ważne
dla klientów i użytkowników. Kluczowe staje się więc uruchomienie rezerw
oszczędnościowych w przedsiębiorstwach, w sieciach, gospodarstwach domowych i jednostkach administracji publicznych.
3.
Krajowy system wsparcia odnawialnych źródeł energii. Jest to szereg przedsięwzięć typu nakazów lub ułatwień, które sprzyjają rozwojowi energetyki
lokalnej. W systemie tym już wprowadzono następujące instrumenty:
− obowiązek dystrybutora do zakupu energii elektrycznej pochodzącej ze
źródeł odnawialnych;
− obowiązek operatora systemu elektromagnetycznego pierwszeństwa
świadczenia usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł odnawialnych;
− ograniczenie wysokości opłat za przyłączenie źródeł do sieci;
− zwolnienie odnawialnych źródeł o mocy do 5 MW, z opłaty za wpis do rejestru świadectw pochodzenia, opłaty skarbowej za wydanie świadectwa
pochodzenia i za wydanie koncesji oraz zwolnienie z rocznej opłaty koncesyjnej;
24 Ustawa z dnia 1 lipca 2011 r. o zmianie ustawy o utrzymaniu czystości i porządku w gminach
oraz niektórych innych ustaw, Dz. U. 2011, nr 152, poz. 897.
– 25 –
− dotacja z Narodowego Funduszu Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz
z innych środków pomocowych.
Istnieje duże prawdopodobieństwo, że w najbliższych latach cena energii ze
scentralizowanych źródeł wzrośnie nawet o 50%, w związku z koniecznością
zakupu pozwoleń na emisję dwutlenku węgla w elektrowniach opalanych węglem. Spowoduje to, z jednej strony zwiększenie opłacalności budowy funkcjonowania instalacji do wykorzystania odnawialnych źródeł energii, z drugiej zaś
wzrost zainteresowania gospodarstw domowych oszczędzaniem energii. Udział
kosztów energii elektrycznej w wydatkach ogółem polskich gospodarstwach
domowych w 2008 roku kształtował się średnio na poziomie 2,6%. Był jednak
wyższy w gospodarstwach biedniejszych grup społecznych, na przykład w gospodarstwa emeryckich i rolniczych wynosił 3-5% 25. Wzrost o 50% cen energii
w tej grupie gospodarstw istotnie wpłynie na budżet domowy. Gminy mają możliwości organizatorskie i wiele instrumentów udzielenia pomocy w ograniczeniu
zużycia energii w najbiedniejszych gospodarstwach, bez obniżenia komfortu ich
życia.
W gospodarce energetycznej w istotny sposób oddziałują dwa trendy:
•
wzrost cen energii ze scentralizowanych (korporacyjnych) źródeł, od kilku
lat hamowany przez Urząd Regulacji Energetyki (URE), ale nieuchronny po
wprowadzeniu wolnego handlu pozwoleniami na emisję CO2;
•
intensywny rozwój technologii wykorzystania odnawialnych źródeł energii
(OZE) oraz urządzeń rozproszonej energetyki, takich jak kolektory słoneczne, pompy ciepła, mikrowiatraki, ogniwa fotowoltaiczne, akumulatory26.
Wzrost cen energii ze scentralizowanych źródeł w innym świetle stawia
opłacalność przedsięwzięć lokalnej gospodarki energetycznej. Zapewne w najbliższym pięcioleciu relacje cen energii korporacyjnej i rozproszonej radykalnie
się zmieni, szczególnie jeżeli zostaną uwzględnione efekty redukcji gazów cieplarnianych. Jan Popczyk podaje przykład, że w średniotowarowym gospodarstwie rolnym można zapewnić samowystarczalność energetyczną i znacznie
ograniczyć emisję CO2 wdrażając następujący łańcuch technologiczny: uprawa
jednorocznych kiszonkowych roślin energetycznych – produkcja biogazu – produkcja skojarzona energii elektrycznej i ciepła w mikrobiogazowni – wykorzy25 Pakiet klimatyczno-energetyczny, Urząd Komitetu Integracji Europejskiej, Warszawa 2008,
s. 133.
26 W Polsce powoli są adoptowane osiągnięcia światowego przemysłu OZE i URE; amerykańskie technologie biopaliw drugiej generacji, niemieckich technologii biogazowych, chińskich
akumulatorów nowej generacji i technologii zasobnikowych, indyjskich technologii produkcji
ogniw fotowoltaicznych.
– 26 –
stanie energii elektrycznej z mikrobiogazowni do napędu pompy ciepła.27
Na rynku już są dostępne takie urządzenia, jak: kolektor słoneczny, mikrowiatrak, pompa ciepła, mikrobiogazownia, mini rafineria lignocelulozowa, ogniwo
fotowoltaiczne. W najbliższych latach pojawią się na rynku minielektrownie jądrowe, zapewniające bezpieczną, w zasadzie bezobsługową dostawę energii elektrycznej i ciepła na potrzeby małego miasteczka lub wsi. Upowszechnią się samochody elektryczne, których akumulatory będą ładowane z mikrowiatraków lub
mini elektrowni gazowych.
W układach lokalnych wciąż istnieją ogromne zasoby niezagospodarowanych źródeł energii. Największe zasoby energetyczne w kraju występują w postaci energii słonecznej biomasy oraz energii wiatru. Instytut Energetyki Odnawialnej szacuje, że w energetyce lokalnej można pozyskać 83 PJ z energii słonecznej,
600 PJ z biomasy oraz 444 PJ z wiatru28. Poważne rezerwy lokalnej gospodarki
energetycznej tkwią także w eliminowaniu zbędnego zużycia energii oraz poprawie efektywności energetycznej.
Najłatwiejsze do zagospodarowania są zasoby biomasy, już istniejącej i możliwej do pozyskania na specjalnych uprawach energetycznych. Rozwój tego sposobu pozyskania energii zadekretowano w dokumentach unijnych i rządowych.
W ostatnich latach jest obserwowany dynamiczny wzrost wykorzystania
energii słonecznej. W Unii Europejskiej zdecydowanymi liderami w produkcji
i montażu kolektorów słonecznych są Niemcy, Austria, Holandia i Czechy. W Polsce w 2010 roku powierzchnia kolektorów słonecznych wynosiła 656 000 m2
i w ostatnich kilku latach wzrastała, ponad 40% rocznie.
Rozwija się również wykorzystanie energii słonecznej poprzez panele fotowoltaiczne. W Niemczech w 2010 roku moc zainstalowanych paneli przekroczyła
17 000 MW, w małych Czechach 2 000 MW, a w Polsce zaledwie 1,7 MW. Rząd
niemiecki przewiduje, że w 2020 roku systemy fotowoltaiczne będą w stanie
pokryć 7% zapotrzebowania krajowego na energię elektryczną w skali roku.
Odpowiada to około 30% obecnego zużycia energii elektrycznej w Polsce.
W instalacjach fotowoltaicznych nie ma żadnych części mechanicznych, a całość
pracuje automatycznie, bez nadzoru. Dzięki temu koszty eksploatacyjne tych
systemów są najniższe ze wszystkich urządzeń wytwarzających energię. W Polsce
panele fotowoltaiczne są montowane głównie przy szosach do zasilania energią
elektryczną znaków drogowych. Systemy fotowoltaiczne mogą zaspokajać potrzeby energetyczne gospodarstw domowych, szczególnie, gdy są skojarzone
J. Popczyk, Energetyka rozproszona, Wyd. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2010.
Możliwości wykorzystania energii odnawialnej w Polsce do rok 2020, Instytut Energetyki
Odnawialnej, Warszawa 2007.
27
28
– 27 –
z mikrowiatrakiem, zestawem akumulatorów, w tym do napędu samochodów
i pompą wodną. Panele fotowoltaiczne wykazują szczególną przydatność w budynkach urzędów, szkołach, szpitalach. Zainstalowanie paneli o mocy 20 kW to
wydatek około 220-250 tys. PLN według cen z 2011 roku. System taki może dostarczać bezpłatnie energię elektryczną na oświetlenie szkoły przez 30 lat.29
Ważnym elementem systemu gospodarowania energią w gminie jest kształtowanie świadomości energetyczno-ekologicznej mieszkańców. Od jej poziomu
zależy tempo przechodzenia na samowystarczalność energetyczną gospodarstw
domowych, gospodarstw rolnych, gospodarki komunalnej, a także całych gmin
i miasteczek. Podstawowa wiedza o współczesnej energetyce pozwala na zakup
nośników energii, produktów lub urządzeń zużywających najmniej energii, na
podejmowanie wielu przedsięwzięć służących energooszczędności. Energooszczędność przynosi podwójną korzyść – oszczędność w wydatkach na zapewnienie ciepła i/lub chłodu i na energię elektryczną, co stanowi korzyść materialną
dla gospodarstwa domowego lub jednostki gospodarczej, a jednocześnie przyczynia się do ochrony klimatu i powietrza. Budowanie świadomości ekologicznoenergetycznej powinno posiadać zintegrowany charakter i odbywać się
na wszystkich poziomach kształcenia formalnego – od przedszkola do studiów
uniwersyteckich, w domu, na osiedlu, dzielnicy, wsi lub mieście. Obowiązkiem
administracji publicznej jest zainicjowanie opracowania i wdrożenie odpowiednich programów edukacyjnych społeczności lokalnej.
W gminie można stworzyć cały system zachęt materialnych i niematerialnych do kupowania urządzeń energooszczędnych. Motorem napędowym powinno być dostarczenie klientowi satysfakcji. Trzeba mówić o satysfakcji używania
energooszczędnej żarówki, czy lodówki, pieca zapewniającego komfort cieplny,
czy energooszczędnego, nowoczesnego urządzenia. Administracja publiczna
powinna być liderem podnoszenia efektywności energetycznej, dawać przykład
i tworzyć klimat do tego typu działań w gospodarstwach domowych i jednostkach gospodarczych.
Wdrażaniu energooszczędności oraz zwiększeniu wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii służą następujące programy wsparcia finansowego ze środków:
1) Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej:
− Projekt Systemu Zielonych Inwestycji „Zarządzanie energią w budynkach
użyteczności publicznej” na lata 2010-2012 przewiduje wsparcie modernizacji 3 tys. budynków kwotą 3,165 mln PLN;
29
M. Nowicki, Czy energetyka słoneczna ma w Polsce przyszłość? „Aura” 2011 nr 11.
– 28 –
− Projekt programu priorytetowego „Efektywne wykorzystanie energii
w przedsiębiorstwach” zakłada wsparcie finansowe audytu energetycznego 100 jednostek i działań proefektywnościowych 150 instalacji;
2)
z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko:
− wsparcie dla przedsiębiorstw w zakresie wdrażania najlepszych dostępnych technik (budżet 63,5 mln EUR);
− efektywna dystrybucja energii (budżet 163,6 mln EUR);
− termomodernizacja obiektów użyteczności publicznej (budżet 110,5 mln
EUR).
Wiadomo już, że dokumenty programowe Unii Europejskiej, stanowiące
podstawę polityki spójności na okres finansowy 2014-2020, są budowane zgodnie ze strategią gospodarki niskoemisyjnej i zasobooszczędnej. Również w Polsce
postulowane jest opracowanie „Narodowej strategii budowy gospodarki niskoemisyjnej i zasobooszczędnej do 2050 roku”. Powinien to być dokument o wysokiej randze, którego wskazania byłyby wiążące zarówno dla władz rządowych
i samorządowych, jak i dla przedsiębiorstw.
Priorytetem w dystrybucji środków pomocowych Unii Europejskiej w latach
2014-2020 będzie efektywność energetyczna i energetyka odnawialna. W ramach
priorytetu wsparcie powinno być udzielane na takie działania, jak:
− termomodernizacja budynków publicznych i prywatnych;
− przebudowa i unowocześnienie sieci przesyłowych, w tym budowa lokalnych sieci energetycznych, niezależnych od wielkich dystrybutorów energii; już obecnie wiele gmin buduje swoje własne sieci oświetleniowe; jest
to inwestycja przyszłościowa, umożliwiająca przesyłanie energii w układzie lokalnym bez opłat za jej dystrybucję wielkim koncernom zajmującym się przesyłem energii;
− budowa instalacji do wykorzystania odnawialnych źródeł energii i urządzeń rozproszonej energetyki.30
Przebudowa polskiej energetyki nie będzie możliwa bez zaangażowania
gmin/miast. Tylko zintegrowane działanie samorządów terytorialnych na rzecz
chociażby częściowego uniezależnienia się od wielkich koncernów energetycznych doprowadzi do konkurencji i zmniejszenia kosztów energii dla jej odbiorców.
30
Fundusze strukturalne..., op. cit.
– 29 –
1.3
Zaniedbania w gospodarowaniu
energią w gminach
W rozwoju polskiej samorządności lokalnej obserwuje się przejście od zaopatrzenia w energię do gospodarowania energią. Gmina nie może być już wyłącznie użytkownikiem i wytwórcą energii na potrzeby komunalne, ale powinna być
podmiotem aktywnie realizującym własną politykę energetyczną na terenie gminy. Zestawienie tych dwu podejść – tradycyjnie rozumianego zaopatrzenia
w energię oraz nowej polityki energetycznej i gospodarowania energią pozwala
zidentyfikować obszary problemowe, które samorząd gminny musi uwzględniać
w ramach polityki energetycznej.
Zaopatrzenie w energię elektryczną, cieplną oraz paliwa gazowe należy do
zadań własnych gmin, ale do niedawna aktywność gmin w tym obszarze dotyczyła głównie spraw związanych z zaopatrzeniem w energię i paliwa jednostek komunalnych oraz funkcjonowania komunalnych przedsiębiorstw energetycznych
(głównie ciepłowni komunalnych). Sprawy zaopatrzenia w energię odbiorców na
terenie gmin podejmowano w związku z procedurami planowania i zagospodarowania przestrzennego.
Samorządy lokalne jeszcze wciąż nie czują się odpowiedzialne za jakość
energii dostarczanej odbiorcom końcowym ani zobowiązane do podejmowania
działań na rzecz ograniczania zużycia energii i wzrostu efektywności energetycznej u odbiorców na swoim terenie. Wciąż niski jest odsetek gmin, które przyjęły
Założenia do planu zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe,
a jeszcze mniejszy tych, które ten dokument wykorzystują w praktyce zarządzania.
Do głównych problemów lokalnej gospodarki energetycznej należą:
•
sfera zarządzania;
•
nadmierne zużycie energii na potrzeby ogrzewania;
•
oddziaływanie na środowisko indywidualnych urządzeń grzewczych;
•
poziom świadomości energetycznej mieszkańców.
Problemy w sferze zarządzania wiążą się, po pierwsze, ze sposobem realizacji tradycyjnych zadań gminy w sferze zaopatrzenia w energię, a po drugie,
z podejściem do nowych zadań nałożonych ustawą – Prawo energetyczne31
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, tekst jednolity Dz.U. 2006, nr 89,
poz. 625.
31
– 30 –
i ustawą o efektywności energetycznej32. O ile w pierwszym przypadku można
mówić raczej o niewystarczająco profesjonalnej realizacji tych zadań, to w drugim – w dużej części samorządów lokalnych zadania te nie są jeszcze w ogóle
podejmowane. Wciąż niezadowalający odsetek gmin realizuje nałożony ustawą –
Prawo energetyczne obowiązek sporządzania dokumentów planistycznych
z zakresu gospodarowania energią oraz, wynikający z ustawy o efektywności
energetycznej, obowiązek podejmowania określonych działań na rzecz poprawy
efektywności energetycznej.
Zbyt wysokie zużycie energii na potrzeby grzewcze wiąże się przede
wszystkim ze złym standardem energetycznym budynków (izolacyjność ścian,
stolarki, dachów, stropów), przede wszystkim mieszkalnych, ale także użyteczności publicznej. Jest to problem szczególnie dotkliwy na obszarach wiejskich, gdzie
większość budynków mieszkalnych stanowią prywatne budynki jednorodzinne,
w związku z czym podejmowanie inwestycji termomodernizacyjnych leży w gestii inwestorów prywatnych i zależy od ich możliwości finansowych. Trudniejsze
organizacyjnie i prawnie jest też wsparcie finansowe takich przedsięwzięć, niż na
przykład w przypadku budynków komunalnych.
Zbyt wysokiemu zużyciu energii na potrzeby ogrzewania towarzyszy niekorzystny z punktu widzenia środowiskowego sposób wytwarzania tej energii –
z dużym udziałem źródeł indywidualnych opalanych paliwami stałymi, głównie
węglem i drewnem. W większości wsi jest to dominujący sposób ogrzewania,
efektem czego jest problem niskiej emisji do powietrza. Urządzenia grzewcze są
ponadto w większości przestarzałe technologicznie i mało wydajne, co potęguje
zarówno problem emisji, jak i nadmiernej eksploatacji zasobów.
Zaniedbania w sferze zarządzania
Realizacja zarówno tradycyjnych, jak i nowych obowiązków gminy w zakresie gospodarowania energią wymaga dysponowania fachową wiedzą, głównie
techniczną z zakresu energetyki, ale także prawniczą czy ekonomiczną. Możliwe
i potrzebne jest wykorzystanie ekspertów zewnętrznych w trakcie tworzenia
strategii, dokumentów planistycznych, studiów wykonalności inwestycji czy projektów technicznych. Właściwa koordynacja polityki i realizacja projektów wymaga jednak ciągłego nadzoru kompetentnego urzędnika gminnego, którego w
większości gmin nie ma. Tymczasem właściwa realizacja nałożonych na samorządy obowiązków wymaga istnienia odpowiedniej funkcji w strukturze organizacyjnej gminy.
32
Ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej, Dz.U. 2011, nr 94, poz. 551.
– 31 –
Osoby o odpowiednim wykształceniu kierunkowym (energetyka lub pokrewne kierunki) są zatrudniane w jednostkach gminnych głównie w przypadku
realizacji przez gminę zadań w zakresie wytwarzania energii na potrzeby zbiorowe (ciepłownie/elektrociepłownie komunalne). W odniesieniu do strony popytowej – zarządzania zużyciem energii w jednostkach gminnych i podlegających
gminie, jak też funkcji koordynacyjno-planistycznej, czyli tworzenia i realizacji
polityki energetycznej na terenie gminy, z reguły tak się już nie dzieje. Zadania te
są przydzielane (o ile są w ogóle realizowane) często osobom niemającym odpowiedniego wykształcenia ani doświadczenia, najczęściej dodatkowo w stosunku
do innych obowiązków (na przykład w ramach stanowiska do spraw gospodarki
komunalnej, inwestycji). Chodzi tutaj o tak ważne zadania, jak:
•
lokalne planowanie energetyczne;
•
koordynacja działań planistycznych i inwestycyjnych gminy oraz działań
przedsiębiorstw energetycznych;
•
racjonalizacja użytkowania energii, w tym w szczególności w obiektach
użyteczności publicznej;
•
zakup energii na potrzeby gminy.
Nawet w przypadku, kiedy odpowiedni dokument planistyczny (Założenia
do planu zaopatrzenia… lub Plan zaopatrzenia…) zostanie opracowany, to przy
braku odpowiedniej koordynacji na poziomie gminy, zdefiniowane w dokumencie zadania są realizowane (o ile w ogóle są realizowane) przez przedsiębiorstwa
energetyczne, stosownie do ich uwarunkowań i możliwości, a nie adekwatnie do
potrzeb gminy i jej mieszkańców. Zatraca się w takim przypadku sens planowania energetycznego w gminie i przygotowywania dokumentów planistycznych,
bo w takiej sytuacji jest to tylko wypełnienie ustawowego obowiązku. Taka sytuacja istnieje w większości gmin – przyjęte założenia do planu wykonuje mniej niż
co trzecia gmina33.
Powstaje swego rodzaju błędne koło – brak specjalisty odpowiedzialnego za
wdrożenie dokumentów ze sfery planowania energetycznego powoduje ich niską
ocenę przez samorządowców, a niska ocena sprawia, że władze gminy nie widzą
potrzeby angażowania odpowiedniego personelu do wykonywania zadań z zakresu energetyki lokalnej i uznają planowanie energetyczne za ciężar, a nie użyteczne narzędzie kreowania rozwoju gminy.
W rezultacie braku koordynacji ze strony gminy w obszarze zaopatrzenia
w energię powstają typowe problemy:
33
A. Jankowski, Po co gminie energetyk, „Przegląd Komunalny” 2008 nr 9.
– 32 –
•
•
•
•
brak weryfikacji umów na dostawę energii po przeprowadzeniu termomodernizacji w budynkach komunalnych;
realizacja inwestycji drogowych bez zapewnienia miejsca na infrastrukturę
energetyczną;
budowa kotłowni indywidualnych w bezpośrednim sąsiedztwie sieci ciepłowniczej;
zaniedbywanie realizacji inwestycji modernizacyjnych i odtworzeniowych
przez przedsiębiorstwa energetyczne.
Często także powstające na terenie gminy zakłady przemysłowe nie wykorzystują dostępnych możliwości w zakresie zaopatrzenia w tańsze lokalne źródła
energii, w rezultacie niedoinformowania przez gminę. Brak w gminie odpowiedniego fachowca powoduje też często, że tracona jest możliwość uatrakcyjnienia
oferty inwestycyjnej gminy poprzez rozpoznanie warunków dostaw energii
i asystę w kontaktach z przedsiębiorstwami energetycznymi.
Istotnym problemem związanym z zarządzaniem energią w gminie jest odpowiednie zaplecze informacyjne. Realizacja tej funkcji wymaga bieżącego monitorowania danych między innymi na temat:
•
zużycia energii i jej nośników w budynkach komunalnych i u odbiorców na
terenie gminy;
•
cen energii i jej nośników, w celu optymalizacji zaopatrzenia w energię jednostek komunalnych;
•
stanu infrastruktury energetycznej i potrzeb w zakresie jej rozwoju;
•
standardu cieplnego i stanu urządzeń wytwórczych w budynkach komunalnych i potrzeb inwestycyjnych w tym zakresie;
•
planów rozwojowych przedsiębiorstw energetycznych;
•
kierunków rozwoju działalności gospodarczej, w celu zapewnienia odpowiedniej dostępności infrastruktury energetycznej.
Taka baza danych powinna stanowić gminny bank informacji energetycznej.
Brak odpowiedniego zaangażowania samorządu lokalnego w realizację lokalnej polityki energetycznej może skutkować powstaniem problemów, które
wywołają niezadowolenie mieszkańców lub nawet zagrożenie ich bezpieczeństwa, oraz które zahamują rozwój społeczno-gospodarczy gminy. Władze gminy
muszą mieć świadomość, że ład energetyczny osiągany dzięki skutecznemu planowaniu energetycznemu jest elementem sprzyjającym jej harmonijnemu rozwojowi.
– 33 –
Nadmierne zużycie energii na cele grzewcze
Zużycie energii do celów grzewczych jest głównym kierunkiem zużycia
energii w budynkach mieszkalnych. Szacuje się, że stanowi ono około 70% zużycia, podgrzanie wody – 15%, przygotowanie posiłków – 7%, zasilanie urządzeń
elektrycznych – 5%, oświetlenie – 2%.34 Ograniczenie zużycia energii cieplnej jest
więc kluczowym obszarem działań na rzecz poprawy efektywności energetycznej, a dystans, jaki dzieli Polskę od innych krajów o podobnych warunkach klimatycznych, jest ogromny.
W krajach takich, jak Dania, Niemcy, czy Austria nie jest możliwa budowa
budynków mieszkalnych o zapotrzebowaniu na ciepło do celów grzewczych
większym niż 40-50 kWh/m2/rok, a od 2011 roku wymagania zostały jeszcze
bardziej zaostrzone, nawet do poziomu 30-40 kWh/m2/rok. Zapotrzebowanie na
ciepło do ogrzewania budynków mieszkalnych wynosi w Polsce od 90 do 120
kWh/m2/rok dla budynków nowych do ponad 240 kWh/m2/rok dla budynków
powstałych przed 1985 rokiem. Średnie zużycie wynosiło około 170 kwh/m2/
rok. Przeciętne zapotrzebowanie dla budynków w Danii wynosi natomiast 130
kWh/m2/rok, a w obecnie budowanych tam domach zapotrzebowanie często
kształtuje się na poziomie 25-55 kWh/m2/rok.35
Aktualnie wymagania dotyczące ochrony cieplnej budynków definiuje
w Polsce rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 roku
w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich
usytuowanie36. Określa ono graniczne wartości współczynników przenikania
ciepła dla ścian, co w zależności od współczynnika kształtu budynku, przekłada
się na zapotrzebowanie energetyczne budynku na poziomie 120-200
kWh/m2/rok. Wymagania te są jednymi z najniższych wśród krajów Unii Europejskiej i nie odzwierciedlają obecnego poziomu techniki, ani tempa postępu
technicznego w tym obszarze.37
Według danych GUS-u, łączne zużycie energii w gospodarstwach domowych,
w przeliczeniu na 1 m2 powierzchni, jest niemal dwukrotnie wyższe niż norma
budowlana dla nowych budynków. Taka rozbieżność utrzymuje się trwale
w ciągu ostatnich dwudziestu lat. W całym tym okresie ani nowe inwestycje
Efektywność wykorzystania energii w latach 1999-2009, GUS, Warszawa 2010, s. 28.
o oszczędzaniu energii, Rockwool Polska, TNS OBOP 2007, s.6.: http://www.rockwool.
pl/files/RW-PL/6%20fuel/Files% 20for%20download/ Polacy_o_oszczedzaniu_energii.pdf
[Dostęp: 11-06-2011].
36 Dz. U. nr 75, poz. 690 z późn.zm.
37 D. Koc, Stan i jakość wdrożenia dyrektywy 2002/91/WE z 16 grudnia 2002 roku o jakości
energetycznej budynków, Krajowa Agencja Poszanowania Energii, Warszawa 2010, s.2:
http://www.kape.gov.pl/zb/docs/Dyrektywa_i_Recast.pdf [Dostęp: 11-06-2011].
34
35Polacy
– 34 –
w budownictwie mieszkaniowym, ani procesy termomodernizacyjne nie zmieniły
sytuacji w sposób radykalny.
Standard cieplny budynku zależy przede wszystkim od jego wieku i związanej z nim izolacyjności ścian oraz stolarki okiennej i drzwiowej. W Polsce budynki
powstałe po 1998 roku cechują się zużyciem energii cieplnej na poziomie dwukrotnie, a nawet trzykrotnie wyższym niż w Niemczech czy Szwecji. Według danych na koniec 2010 roku prawie 49% mieszkań pochodziło sprzed 1970 roku.
Budynki mieszkalne względnie nowe, wybudowane po 1988 roku stanowiły
w 2010 roku około 23%. Mieszkania w tych budynkach stanowiły 18,6% zasobów mieszkaniowych w Polsce. Można zatem szacować, że standard energetyczny gorszy niż 240 kWh/m2/rok ma w Polsce około 11 mln z 13 mln mieszkań.
Sytuacja w poszczególnych województwach jest pod tym względem zróżnicowana (tabela 1.1).
Tabela 1.1.
Budynki mieszkalne według roku budowy w badanych województwach [%]
Lata budowy budynków
mieszkalnych
Polska
Lubelskie
Podlaskie
Dolnośląskie
Przed 1918a)
7,86
2,03
2,75
24,82
a)
15,75
10,09
11,49
32,30
a)
26,01
35,37
34,48
5,29
a)
1971-1978
12,87
16,30
15,40
6,20
1979-1988a)
14,52
16,75
16,57
9,92
a)
13,28
13,04
12,10
11,47
b)
2003-2010
9,71
6,41
7,21
10,01
Razem
100,00
100,00
100,00
100,00
1918-1944
1945-1970
1988-2002
a) Dane do 2002 roku według Spisu Powszechnego Ludności i Mieszkań 2002 (w chwili oddania publikacji
do druku dane ze spisu z 2011 roku były niedostępne).
b) Dane za lata 2003-2010 – według danych o budynkach mieszkalnych oddanych do użytkowania (Bank
Danych Lokalnych).
Podobne wyniki uzyskano w badaniach przeprowadzonych w ramach niniejszego projektu. Budynki najstarsze, wybudowane do 1980 roku stanowiły we
wszystkich badanych gospodarstwach domowych 57%, budynki najmłodsze,
wybudowane po 2000 roku – 10% (rysunek 1.2). Struktura wieku budynków na
poziomie województw była podobna.
– 35 –
1981-1990
1991-2000; BADANE JEDNOSTKI OGÓŁEM; 1.5
2001-2010; PODLASKIE; 0.9
1981-1990; PODLASKIE; 1.4
1991-2000
1991-2000; PODLASKIE; 1.8
do 1980; PODLASKIE; 5.9
2001-2010; DOLNOŚLĄSKIE; 1.3
do 1980; DOLNOŚLĄSKIE; 5.7
do 1980
2001-2010; LUBELSKIE; 0.7
1991-2000; LUBELSKIE; 1.2
do 1980; LUBELSKIE; 5.4
1981-1990; LUBELSKIE; 2.7
[%]
do 1980; BADANE JEDNOSTKI OGÓŁEM; 5.7
Rysunek 1.2.
Struktura budynków mieszkalnych w badanych gospodarstwach domowych
według roku budowy [%]
2001-2010
Źródło: opracowanie własne na podstawie wyników badań.
Niestety, nie są dostępne szczegółowe dane odnoszące się do standardu
cieplnego ścian i stolarki w budynkach mieszkalnych w całym kraju. Wiadomo
jednak, że termomodernizacja jest przeprowadzana w zbyt małym zakresie.
Przykładowo, z danych dotyczących remontów w budynkach komunalnych wynika, że stolarkę okienną/drzwiową wymieniano w 2009 roku w maksymalnie
4%, a ściany ocieplano – w maksymalnie 1% mieszkań. W okresie, dla którego
publikowane są dane, największą skalę termomodernizacji zanotowano w 2003
roku w województwach mazowieckim i warmińsko-mazurskim, gdzie okna wymieniono wówczas w ponad 10% mieszkań komunalnych. W zasobach mieszkaniowych spółdzielni skala termomodernizacji była znacznie mniejsza.
W 2005 roku przeprowadzono wymianę stolarki okiennej w prawie 610 tys.
mieszkań (4,7% z 13 milionów mieszkań istniejących w Polsce)38, w 2007 roku –
w około 550 tys. mieszkań (4,2%)39, a w 2009 roku już tylko w 400 tys. mieszkań
38
39
Gospodarka mieszkaniowa w 2005 roku, GUS, Warszawa, sierpień 2006, s. 25.
Gospodarka mieszkaniowa w 2007 roku, GUS, Warszawa, październik 2008, s. 28.
– 36 –
(3%).40 Z badań przeprowadzonych w niniejszym projekcie wynikło, że 37%
budynków stanowiły budynki nowe lub po termomodernizacji. Większość (54%)
budynków stanowiły zaś budynki murowane bez termomodernizacji, 5% drewniane bez termomodernizacji, a budynki inne – niespełna 4%. Okna z PCV, a więc
względnie nowe i szczelne były wstawione w 48% budynków mieszkalnych,
w 10% budynków okna były częściowo wymienione na okna z PCV, a okna drewniane były w 40% budynków mieszkalnych.
Tabela 1.2.
Mieszkania komunalne poddane termomodernizacji [%]
Województwa
Ocieplenie ścian
Wymiana stolarki
2003
2005
2007
2009
2003
2005
2007
2009
Dolnośląskie
1,6
1,1
0,4
0,6
3,7
3,3
3,3
2,9
Kujawsko-pomorskie
0,8
0,6
0,6
1,0
3,9
3,1
2,1
3,3
Lubelskie
2,1
0,6
0,6
0,7
2,6
1,2
1,4
1,9
Lubuskie
0,6
0,6
0,8
0,9
3,6
4,0
2,6
3,6
Łódzkie
0,6
0,6
0,4
0,4
2,0
1,9
1,6
2,2
Małopolskie
2,1
0,7
0,6
2,5
5,2
3,2
1,6
4,0
Mazowieckie
1,2
0,9
1,0
0,6
12,6
1,8
1,8
1,1
Opolskie
2,9
2,0
0,2
0,6
3,5
4,0
3,0
2,2
Podkarpackie
0,5
0,2
0,5
0,3
2,8
1,8
1,8
2,9
Podlaskie
0,7
0,3
0,2
0,6
4,8
4,4
3,7
3,0
Pomorskie
1,4
0,2
0,7
0,5
3,5
3,2
2,3
2,9
Śląskie
0,2
0,3
0,1
0,3
1,7
1,5
1,4
1,5
Świętokrzyskie
0,4
0,4
0,3
0,2
3,9
1,9
1,4
1,4
Warmińsko-mazurskie
2,2
0,2
0,5
0,5
11,1
2,6
2,3
3,4
Wielkopolskie
1,5
0,4
0,5
0,2
4,2
3,3
2,2
1,6
Zachodniopomorskie
1,2
0,6
0,4
0,3
2,8
1,9
2,5
1,7
Źródło: opracowanie własne na podstawie Banku Danych Lokalnych.
Porównując dane statystyczne dotyczące termomodernizacji mieszkań komunalnych i wyniki badań odnoszące się do budynków prywatnych można przypuszczać, że większa skala działań termomodernizacyjnych w tej drugiej grupie
40
Gospodarka mieszkaniowa w 2009 roku, GUS, Warszawa, październik 2010, s. 31.
– 37 –
jest efektem ekonomicznej motywacji właścicieli do zmniejszenia kosztów
ogrzewania. W budynkach komunalnych, gdzie właściciel (gmina) nie ponosi
kosztów ogrzewania, ale obciąża nimi najemców, skala termomodernizacji jest
relatywnie niewielka.
Z przedstawionych danych wynika też, że mimo dotychczasowych działań
w sferze termomodernizacji standard cieplny większości budynków mieszkalnych jest niezadowalający. Zmiana istniejącego stanu rzeczy wymaga działań
w obszarze podnoszenia świadomości ekologicznej i informacji, w tym upowszechniania dobrych praktyk i wzorców, do czego samorząd gminny jest zobowiązany zgodnie z ustawą o efektywności energetycznej.
Oddziaływanie na środowisko
indywidualnych urządzeń grzewczych
Istotnym problemem wielu gmin jest zanieczyszczenie powietrza spowodowane niską emisją z indywidualnych źródeł ciepła, opalanych przede wszystkim
węglem, ale także umożliwiających spalanie odpadów. Z ostatnich dostępnych
danych statystyki publicznej, pochodzących ze spisu powszechnego w 2002 roku
wynika, że najpopularniejszym źródłem ciepła jest ogrzewanie sieciowe (42%
mieszkań); kotły centralnego ogrzewania były używane w 25% mieszkań, a piece
na paliwo stałe – w 20% mieszkań. Podobne wyniki uzyskano w późniejszym
o pięć lat badaniu Diagnoza społeczna 2007, z którego wynika, że centralne
ogrzewanie zbiorowe ma 40% mieszkań, centralne ogrzewanie indywidualne –
44%, a niespełna 15% mieszkań jest ogrzewanych piecami na paliwo stałe.
Na wsiach zaledwie w 4% gospodarstw domowych stosowane jest centralne
ogrzewanie zbiorowe. W 71,24% gospodarstw istnieje centralne ogrzewanie
indywidualne, a w 24% domów funkcjonują jeszcze piece na opał. Inne sposoby
ogrzewana stanowią 0,5%.
W większości przypadków rozwiązanie problemu niskiej emisji do powietrza wymaga wymiany źródeł ciepła na bardziej oszczędne, z uwzględnieniem
możliwie dużego wykorzystania źródeł odnawialnych. Biorąc jednak pod uwagę
fakt, że chodzi w większości o budynki stanowiące własność indywidualną, samorządy mają możliwości oddziaływania na właścicieli głównie metodami pośrednimi – inspirując, informując i wspierając w podejmowaniu stosownych inwestycji.
Wysoki udział mieszkań ogrzewanych węglem oznacza, że zużycie węgla
w przeliczeniu na jednego mieszkańca w większości gmin wiejskich i miejskowiejskich jest 2-3 razy wyższe niż średnio w skali całych województw i kraju.
Zużycie drewna pozostaje w ścisłej zależności ze zużyciem węgla, ponieważ są to
paliwa zamienne. W gminach, gdzie używa się więcej węgla, zużywa się mało
drewna i odwrotnie. Skala wykorzystania drewna do ogrzewania mieszkań wiąże
– 38 –
się też częściowo z lesistością poszczególnych gmin i dostępnością drewna na
cele grzewcze (z analizy wyników badań zrealizowanych w ramach niniejszego
projektu wynika, że zależność między tymi cechami jest umiarkowana – współczynnik korelacji liniowej Pearsona 0,63).
Oceniając zużycie paliw na potrzeby grzewcze należy zwrócić uwagę, że
ogólnej poprawie standardu cieplnego budynków, związanej z budową nowych
obiektów o względnie dobrych parametrach oraz termomodernizacją budynków
istniejących, nie towarzyszy spadek zużycia w gospodarstwach domowych najpopularniejszego paliwa do ogrzewania, czyli węgla, aczkolwiek po 2006 roku
nastąpiła pewna stabilizacja (prawdopodobnie związana z czynnikiem ekonomicznym, czyli wzrostem cen). Można też wnioskować, że dzieje się tak, bo skala
procesu termomodernizacji jest jeszcze zbyt mała, ewentualnie sama termomodernizacja przeprowadzana w niewłaściwy sposób co nie zapewnia wystarczająco dużego efektu energooszczędności. Pojawia się więc obszar upowszechniania
dobrych praktyk w zakresie stosowanych technologii termomodernizacji i „nawyków grzewczych”. Jest to, zgodnie z ustawą o efektywności energetycznej,
zadanie samorządów lokalnych. Aby to zadanie realizować, gminy muszą dysponować odpowiednim potencjałem kadrowym i organizacyjnym. Wskazane jest
stworzenie odrębnego stanowiska lub wyspecjalizowanej komórki, która zajmowałaby się zarządzaniem energią w samym urzędzie gminy i jednostkach jej podległych, jak również organizowałaby działania na rzecz poprawy efektywności
energetycznej u wszystkich odbiorców na terenie gminy.
Świadomość energetyczna mieszkańców
Świadomość mieszkańców gminy odnosząca się do kwestii wykorzystania
energii powinna być ważnym obszarem zainteresowania samorządu lokalnego,
ponieważ ma ona duży wpływ na poziom zużycia energii oraz poprawę efektywności energetycznej. Osoby o wyższym poziomie świadomości energetycznej
mają lepszą orientację w kwestii zużycia energii i możliwości jej oszczędzania,
a także są bardziej skłonne do podejmowania działań proefektywnościowych,
zarówno o charakterze „codziennym”, jak i inwestycyjnym.*
Świadomość energetyczna jest z reguły traktowana jako jeden z komponentów świadomości ekologicznej i rzadko bywa przedmiotem osobnych badań socjologicznych. Ze szczątkowych informacji pochodzących z innych źródeł wiadomo, że wiedza Polaków na tematy związane z wykorzystaniem energii pochodzi
zazwyczaj z codziennego doświadczenia, a postrzeganie i rozumienie bardziej
złożonych kwestii jest stereotypowe i oparte na wiedzy potocznej. Badanie
– 39 –
Raport 6 – paliwo prowadzone przez TNS OBOP41, w którym opinie badanych
zestawiono z danymi obiektywnymi wskazuje, że Polacy mają mylne przekonania
w wielu sprawach związanych z wykorzystaniem energii. Respondenci wskazują
na przykład, że więcej energii zużywa przemysł niż gospodarstwa domowe. Spory odsetek myli się również w przypadku oszacowania proporcji kosztów przeznaczanych na opłaty energetyczne: tylko kilka procent oceniło trafnie (zgodnie
z danymi obiektywnymi), że ogrzewanie jest dominującym wydatkiem wpośród
kosztów utrzymania mieszkania, a prawie 25% w ogóle nie potrafiło ocenić, jaki
procent energii zużywa się w ich domu na ten cel.
Wyniki badań wskazują, że respondenci znają różne metody oszczędzania –
od najprostszych i najtańszych do droższych, choć wdrażają przede wszystkim te
pierwsze. Większość badanych nie potrafiła też ocenić, po jakim czasie zwracają
się nakłady na termomodernizację budynków, a połowa stwierdziła, że byłaby
skłonna kupić droższe, ale bardziej energooszczędne mieszkanie.
W odniesieniu do działań podejmowanych na rzecz oszczędzania energii
wyłaniają się trzy typy zachowań, które można podzielić według kryterium dostrzegalnego efektu energooszczędności. Najczęściej podejmowanie są działania
dające wrażenie szybkiej oszczędności energii, ponieważ ich skutek jest widoczny
natychmiast – jak w przypadku wyłączenia oświetlenia. Rzadsze są te czynności,
które cechują się odroczonym efektem energooszczędności, gdyż jego rezultat nie
jest niewidoczny od razu, ale dopiero na rachunku. Tą różnicą można wyjaśniać
odmienną motywację do podejmowania poszczególnych zachowań – jest ona
większa, gdy efekt działań jest szybko zauważalny.
W szeregu badań stwierdzono, że parametry energooszczędności urządzeń
są dostrzegalne i w jakimś stopniu wpływają na wybory konsumpcyjne. Świadczy
o tym choćby fakt, że – jak wskazują uzyskane dane – prawie 70% respondentów
deklarowało, że jest gotowych kupić produkt droższy, jeśli jest on bardziej energooszczędny. Może to sugerować, że są oni świadomi inwestycyjnego znaczenia
produktów energooszczędnych, które są droższe, ale w dłuższej perspektywie
wiążą się z większą oszczędnością. Kiedy jednak badanym zadano pytanie, jak
często cena jest najważniejsza, niecałe 50% respondentów stwierdziło, że nigdy,
a dla 23% zawsze jest najważniejsza.
* Wykorzystano: A. Zawistowska, Świadomość energetyczna badanych, w: E. Sidorczuk-Pietraszko, A. Zawistowska, Stan gospodarowania energią w gminach w świetle wyników badań, Wyd.
Wyższej Szkoły Ekonomicznej, Białystok, 2011
41 Polacy o oszczędzaniu energii, Rockwool Polska, TNS OBOP, Warszawa 2007: http://www.
rockwool.pl/ files/RWPL/6%20fuel/Files%20for%20download/ Polacy_o_oszczedzaniu_ energii.
pdf [Dostęp: 11-06-2011].
– 40 –
Z ogólnopolskich badań wynika, że Polacy dostrzegają poprawę stanu środowiska, jaka dokonała się w ciągu ostatnich lat42. W badaniu przeprowadzonym
w ramach niniejszego projektu taką opinię o swoim najbliższym środowisku
wyraziło nieco ponad 40% badanych, 20% twierdziło natomiast, że stan środowiska w ciągu ostatnich pięciu lat się pogorszył, a 36% – że się nie zmienił.
Badani byli również pytani o dopuszczalność spalania odpadów w domowych piecach. Większość (62%) stwierdziła, że takie zachowanie jest zawsze
niedopuszczalne, 5%, że jest zawsze dopuszczalne, pozostałe 32% twierdziło, że
jest czasami dopuszczalne. Wynik odpowiedzi na to pytanie może być jednak do
pewnego stopnia „wypaczony” ze względu na jego drażliwość. Spalanie odpadów
w piecach jest zachowaniem społecznie niepożądanym, czego większość ludzi jest
świadoma. Respondenci mogli „ulec” tej normie i odpowiadać zgodnie z oczekiwaniami.
Ludzie częściej wykazują postawy proekologiczne, gdy są pytani o kwestie
ogólne, a rzadziej, gdy pytania odnoszą się do problemów szczegółowych.
Potwierdzanie zainteresowania stanem środowiska, czy zadeklarowanie zachowań energooszczędnych nie oznacza jeszcze, że ma to odzwierciedlenie w codziennym życiu. Rozbieżność ta wynika między innymi z faktu, że zachowania,
w odróżnieniu od wygłaszania opinii, wiążą się z koniecznością ponoszenia jakichś niematerialnych bądź materialnych kosztów. Oczywiście, tylko część osób
będzie skłonna to zrobić.
Badania potwierdzają istnienie ogólnej tendencji w kierunku długofalowego
oszczędzania. Warto jednak wzmacniać przekonania, że redukcja zużycia energii
ma również ponadjednostkowe znaczenie – tutaj duża rolę mogą odegrać społeczne kampanie świadomościowe oraz właściwa polityka edukacyjna, realizowana także na poziomie samorządu lokalnego. Takie prowadzone na najniższym
poziomie działania edukacyjne, którym towarzyszą dobre przykłady działań
proefektywnościowych podejmowanych przez samą gminę, powinny być istotnym aspektem polityki energetycznej gminy.
42 Polacy w zwierciadle ekologicznym. Raport z badań nad świadomością ekologiczną Polaków
w 2008 roku, red. A. Bołtromiuk, Wyd. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2009, s 7.
– 41 –
Rozdział 2
POLITYCZNO-PRAWNE PODSTAWY
GOSPODAROWANIA ENERGIĄ W GMINIE
2.1
Planowanie energetyczne w gminie –
aspekty prawne
J
ednym z podstawowych obowiązków gminy jako jednostki samorządu terytorialnego jest realizacja zadań służących zaspokajaniu potrzeb publicznych
wspólnoty samorządowej. Powierzenie gminie realizacji zadań publicznych,
w tym w zakresie zaspokajania zbiorowych potrzeb publicznych, stało się na
początku lat dziewięćdziesiątych XX wieku jednym z przejawów decentralizacji
administracji publicznej, kiedy gmina stała się podmiotem odpowiedzialnym
za wykonywanie zadań publicznych na szczeblu lokalnym.1
Gmina koncentruje się jednak nie tylko wokół zaspokajania zbiorowych
potrzeb wspólnoty. Celem działania samorządu jest także zaspokojenie potrzeb
mieszkańców oraz zapewnienie rozwoju danego terenu poprzez realizację zadań
z zakresu infrastruktury technicznej i społecznej, ładu przestrzennego i ochrony
środowiska.
Ustawa o samorządzie gminnym, regulując zadania i zakres działania gminy,
stanowi podstawę prawną funkcjonowania wspólnoty samorządowej.2 Zadania
gminy mogą mieć charakter zadań własnych i zleconych. Zadania własne samorządu gminnego zostały wprost podane w przepisach. Są to zadania publiczne
służące zaspokajaniu potrzeb wspólnoty samorządowej. Zadania zlecone są
to zadania publiczne wynikające z uzasadnionych potrzeb państwa, które ustaZob. B. Dolnicki, Samorząd terytorialny, Kantor Wydawniczy Zamykacze, Kraków 2001, s. 56.
Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, Dz. U. z 2001 r., nr 142, poz. 1591
z późn. zm.
1
2
– 43 –
wowo zostały zlecone do wykonania jednostkom samorządu terytorialnego.
Mogą być one przekazywane gminie na mocy regulacji ustawowej lub w drodze porozumień między jednostką samorządu terytorialnego a administracją rządową.
Jednostki samorządu terytorialnego wykonują przysługujące im zadania
własne w imieniu własnym i na własną odpowiedzialność. Zadania własne jednostka realizuje na bazie swoich środków finansowych, zadania zlecone natomiast po zapewnieniu środków przez podmiot zlecający. Zadania własne gminy
są ściśle związane z jej ogólną właściwością do załatwiania wszelkich spraw
publicznych (zadań publicznych) o znaczeniu lokalnym.
Zakres zadań samorządu gminnego wynika z art. 6 i 7 ustawy o samorządzie
gminnym – oba te przepisy wzajemnie się uzupełniają. Artykuł 7 ustawy przykładowo wymienia katalog 20 zadań własnych, do których zalicza sprawy zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną oraz gaz. Zakres działania gminy określono
w art. 6 ust 1 ustawy i obejmuje wszystkie sprawy publiczne o znaczeniu lokalnym,
niezastrzeżone ustawami na rzecz innych podmiotów. Przepis ten wyraża zasadę
domniemania kompetencji gminy w sprawach o znaczeniu lokalnym.3
Zadania gminy w dziedzinie gospodarki energetycznej
Wśród różnorodnych przejawów aktywności samorządu gminnego istotną
rolę odgrywa wykonywanie zadań z zakresu gospodarki energetycznej. Ustawodawca wyposażył gminy w instrumenty prawne, umożliwiające im aktywne
wpływanie na działalność sektora energetycznego tak, aby mógł on w należyty
sposób wypełniać postawione przed nim cele społeczne i gospodarcze, zaspokajające potrzeby gospodarki oraz społeczeństwa. Postanowienia aktów planowania energetycznego, będące wyrazem lokalnej polityki energetycznej mają przede
wszystkim zapewnić nieprzerwane dostawy nośników energii mieszkańcom
gminy.
Realizacja przez gminy zadań w obszarze gospodarki energetycznej jest
jednym z przejawów gospodarki komunalnej, rozumianej jako wykonywanie
przez gminy zadań własnych w celu zaspokojenia zbiorowych potrzeb wspólnoty
samorządowej, co zostało wyrażone w art. 1 ust. 1 ustawy o gospodarce komunalnej.4
3 Zasada domniemania kompetencji ma swoje źródło w Konstytucji RP z 1997 roku. Artykuł
163 Konstytucji stanowi, że samorząd terytorialny wykonuje zadania publiczne nie zastrzeżone przez Konstytucję lub ustawy dla organów innych władz publicznych.
4 Ustawa z dnia 20 grudnia 1996 r. o gospodarce komunalnej, Dz. U. z 1997 r., nr 9, poz. 43
z późn. zm.
– 44 –
Planowanie energetyczne gmin w Polityce energetycznej Polski
do 2030 roku
Rola gminy jako aktywnego uczestnika w tworzeniu podstaw gospodarki
energetycznej kraju została również uwidoczniona w przyjętej 10 listopada 2009
roku przez Radę Ministrów Polityce energetycznej Polski do 2030 roku (PeP).5
W dokumencie tym zakłada się, że narzędziami realizacji tej polityki będą między
innymi działania jednostek samorządu terytorialnego, uwzględniające priorytety
polityki energetycznej państwa, w tym: wykorzystywanie partnerstwa publicznoprywatnego, planowanie przestrzenne, przyjęcie planów zaopatrzenia w energię
elektryczną, ciepło i paliwa gazowe gmin oraz ustalanie planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych.
Istotne znaczenie mają także formułowane w PeP priorytety polityki energetycznej, realizacja których w dużej mierze zależy od aktywnej postawy jednostek
samorządu terytorialnego. W dokumencie tym zawarte są takie priorytety, jak
dążenie do zastąpienia do 2030 roku ciepłowni zasilających scentralizowane
systemy ciepłownicze polskich miast źródłami kogeneracyjnymi czy rozbudowa
krajowego systemu przesyłowego, umożliwiająca niezawodne dostawy energii
elektrycznej, w tym zamknięcie pierścienia 400 kV oraz pierścieni linii elektroenergetycznych wokół głównych miast Polski, co ma poprawić niezawodność zasilania tych aglomeracji miejskich, a także odbiór energii z nowo utworzonych
źródeł, ze szczególnym uwzględnieniem farm wiatrowych.
Polityka energetyczna przewiduje wdrożenie budowy biogazowni rolniczych, przy założeniu powstania do 2020 roku średnio jednej biogazowni w każdej gminie, a także rozwój pozyskiwania energii odnawialnej z odpadów zawierających materiały ulegające biodegradacji, na przykład z odpadów komunalnych.
Istotnym elementem wspomagania realizacji polityki energetycznej jest
aktywne działanie władz regionalnych, między innymi poprzez przygotowywanie
na szczeblu wojewódzkim, powiatowym lub gminnym strategii rozwoju energetyki. W celu właściwego planowania inwestycji, w tym rozwoju infrastruktury
energetycznej i nowych źródeł, konieczne jest przygotowywanie spójnych planów inwestycyjnych na poziomie gmin i przedsiębiorstw energetycznych. Polityka energetyczna wskazuje na dwie istotne korzyści związane ze sporządzeniem
planów, a w dalszej kolejności ich realizacją – względy ochrony środowiska oraz
możliwość pozyskania na cele z tym związane środków unijnych oraz innych
środków publicznych.
5
Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Rada Ministrów, Warszawa 2009.
– 45 –
W opinii rządu właściwe planowanie powinno pozwolić na zainteresowanie
inwestorów oraz podniesienie konkurencyjności i atrakcyjności regionu, a także
na pozyskanie środków na inwestycje infrastrukturalne, co w konsekwencji doprowadzi do podniesienia standardu usług dla ludności.
Komisja Europejska widzi szansę poprawy bezpieczeństwa energetycznego
w rozwoju energetyki rozproszonej. Inwestycje w niewielkie, najczęściej odnawialne, źródła energii pozwoliłyby zrealizować cele w zakresie zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego, w tym lokalnego, zwiększenia udziału energii ze
źródeł odnawialnych oraz zapewniłyby dodatkowe dochody mieszkańcom gminy
i samej gminie w postaci zwiększonych wpływów z podatków.
Cele nie mogą być zrealizowane bez wsparcia i współdziałania władz gmin.
Polityka energetyczna wskazuje na zasadnicze znaczenie przygotowania założeń
do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wyznaczających zarówno władzom gminy, jak i potencjalnym inwestorom kierunki działania w zakresie rozwoju infrastruktury, w tym lokalizacji nowych źródeł wytwórczych.
W polityce energetycznej zapowiedziano wprowadzenie zmian w prawie,
które w większym stopniu dyscyplinowałyby samorządy do opracowywania
założeń do planów.
Planowanie energetyczne w gminie w świetle postanowień ustawy –
Prawo energetyczne
Zasadnicze znaczenie, mówiąc o roli gminy w kształtowaniu gospodarki
energetycznej, mają przepisy ustawy – Prawo energetyczne (Pe)6, która jest aktem normatywnym, regulującym szeroki kontekst zagadnień z dziedziny gospodarki energetycznej. Artykuł 13 Pe stanowi, że celem polityki energetycznej państwa jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrostu konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, a także ochrony środowiska.
W marcu 2010 roku weszły w życie zapowiadane w Polityce energetycznej
Polski zmiany do Prawa energetycznego, między innymi nakładające na gminy
obowiązek przyjęcia projektu założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe.
Nie można jednak pomijać znaczenia przepisów obowiązujących już wcześniej, w tym art.18 Pe, zaliczających do zadań własnych gminy zadań z zakresu
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, Dz. U. z 2006 r., nr 89, poz. 625
z późn. zm.
6
– 46 –
planowania i organizacji zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy, a także planowania oświetlenia miejsc publicznych
i dróg oraz finansowania oświetlenia ulic, placów i dróg publicznych znajdujących
się na terenie gminy. Od niedawna jednak gmina ma te zadania realizować zgodnie z miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego, a w przypadku
braku takiego planu – z kierunkami rozwoju gminy, zawartymi w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy, a także z odpowiednim programem ochrony powietrza, przyjętym na podstawie art. 91 ustawy
– Prawo ochrony środowiska.7
Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne z 2010 roku wprowadziła nowy
wymóg uchwalenia przez gminę pierwszych założeń do planu zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe lub ich aktualizacji w terminie 2 lat
od dnia wejścia w życie ustawy zmieniającej, czyli do 11 marca 2012 roku. Przepisy nie zawierają jednak sankcji dla władz gmin za brak zastosowania się do
tych przepisów.
Założenia do planów mają powstawać we współpracy z przedsiębiorstwami
energetycznymi, które mają udostępnić gminie między innymi własne plany rozwoju w zakresie zaspokojenia zapotrzebowania na paliwa lub energię, a także
z innymi gminami.
Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją
paliw gazowych bądź energii mają przygotować plany rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię dla
obszaru swojego działania. Powinny one zostać przedstawione do uzgodnienia
Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Wykonanie tego obowiązku jest
zabezpieczone stosunkowo surowymi sankcjami – kara pieniężną w wysokości
do 15% osiągniętego w poprzednim roku podatkowym przychodu z działalności
koncesjonowanej ukaranego przedsiębiorcy, którą wymierza Prezes URE.
Plany rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię przedsiębiorstwa energetyczne przygotowują z uwzględnieniem miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo
kierunków rozwoju gminy, określonych w studium uwarunkowań i kierunków
zagospodarowania przestrzennego gminy. W toku sporządzania planu przedsiębiorstwo energetyczne obowiązane jest do współpracy z gminą i zapewnienia
spójności planu przyjętego przez przedsiębiorstwo z założeniami przygotowanymi przez gminę. W świetle tego przedsiębiorstwo energetyczne ma obowiązek
wziąć pod uwagę wytyczne zawarte w planie miejscowym albo w studium, albo
7 Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska, Dz. U. z 2008 r., nr 25, poz.
10 z późn. zm.
– 47 –
w założeniach do planu zaopatrzenia w energię, a zatem dokumenty planistyczne
przyjęte przez gminy w zakresie planowania energetycznego wiążą przedsiębiorstwa energetyczne.
Zgodnie z art. 19 ust. 3 Prawa energetycznego projekt założeń powinien
określać:
•
ocenę stanu aktualnego i przewidywanych zmian zapotrzebowania na energię;
•
przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie energii;
•
możliwości wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw
i energii, z uwzględnieniem odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej i ciepła użytkowego, wytwarzanych w kogeneracji, oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych;
•
zakres współpracy z innymi gminami.
Projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa
gazowe podlega opiniowaniu przez samorząd województwa w zakresie koordynacji współpracy z innymi gminami oraz w zakresie zgodności z Polityką energetyczną państwa. Jest on także przedmiotem konsultacji społecznych, wykładany
do publicznego wglądu na 21 dni, w czasie których osoby zainteresowane mogą
zgłaszać wnioski, zastrzeżenia i uwagi. Po zakończeniu konsultacji rada gminy
uchwala założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa
gazowe, rozpatrując jednocześnie wnioski, zastrzeżenia i uwagi zgłoszone
w czasie konsultacji.
W dziedzinie gminnego planowania w zakresie zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe ustawodawca wprowadził długoterminowy horyzont czasowy, wskazując, aby projekt założeń sporządzony został dla obszaru
gminy co najmniej na 15 lat i był aktualizowany co najmniej raz na 3 lata.
W związku z wymogiem zaktualizowania istniejących założeń do planów do
11 marca 2012 roku nawet te gminy, które posiadają sporządzone i przyjęte
uchwałą rady gminy założenia, będą zobowiązane je zaktualizować, przyjmując
piętnastoletnią perspektywę swoich założeń w tym zakresie. Operatorzy systemu
elektroenergetycznego sporządzają plany rozwoju w zakresie zaspokojenia
obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, na okresy nie
krótsze niż 5 lat, a prognozy dotyczące stanu bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej na okresy nie krótsze niż 15 lat. Inni przedsiębiorcy energetyczni
sporządzają plany na okresy nie krótsze niż 3 lata. Wytwórcy energii elektrycznej
również obowiązani są do sporządzenia prognoz na okres 15 lat aktualizowanych
co 3 lata. Należy przypomnieć, że operatorzy systemów elektroenergetycznych
dokonując aktualizacji planów, powinni brać pod uwagę zmiany w miejscowych
– 48 –
planach zagospodarowania albo w studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin.
Jeżeli plany przedsiębiorstw energetycznych nie zapewniają realizacji przyjętych przez radę gminy założeń, władze gminy opracowują projekt planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru gminy lub jej
części. Projekt planu opracowywany jest na podstawie uchwalonych przez radę
tej gminy założeń i powinien być z nim zgodny.
Plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe dla obszaru
gminy lub jej części powinien zawierać:
•
propozycje rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe wraz z uzasadnieniem ekonomicznym;
•
propozycje wykorzystania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej
kogeneracji,
•
harmonogram realizacji zadań;
•
przewidywane koszty realizacji proponowanych przedsięwzięć ze wskazaniem źródła ich finansowania (art. 20 ust. 2 Pe).
W celu realizacji planu gmina może zawierać umowy z przedsiębiorstwami
energetycznymi. W przypadku, gdy nie jest możliwa realizacja planu na podstawie umów, rada gminy − dla zapewnienia zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe − może wskazać w drodze uchwały tę część planu, z którą prowadzone na obszarze gminy działania muszą być zgodne.
2.2
Prawne uwarunkowania rozwoju
energetyki odnawialnej
W polskim prawie regulacje zakresu wykorzystywania i zastosowania odnawialnych źródeł energii można znaleźć w wielu aktach prawnych, jednak podstawowym aktem regulującym powyższą kwestię jest ustawa z dnia 10 kwietnia
1997 r. – Prawo energetyczne.
Ustawodawca w art. 3 pkt. 20 odnawialne źródła energii zdefiniował jako
źródła wykorzystującego, w procesie przetwarzania, energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadki rzek oraz
energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powsta-
– 49 –
łego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych.
Przepisy – Prawa energetycznego nakładają na przedsiębiorstwa energetyczne, zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem, i równocześnie sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, obowiązek zakupu
energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii (art. 9a ust. 1
Pe).8 Wspomniany obowiązek nakazuje takim przedsiębiorstwom nabywać energię elektryczną w odnawialnych źródłach energii, którą wyrażają świadectwa
pochodzenia, czyli tak zwane zielone certyfikaty i przedstawiać je do umorzenia.
Jeżeli przedsiębiorca nie jest w stanie wywiązać się z tego obowiązku, ma możliwość uiszczenia opłaty zastępczej (art. 9a ust. 1 pkt 2 Pe). Powyższe obowiązki
zostały skonkretyzowane w rozporządzeniach do Prawa energetycznego.
Analogiczny obowiązek został sformułowany pod adresem tych samych
przedsiębiorstw w zakresie uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi
Urzędu Regulacji Energetyki świadectwa pochodzenia z kogeneracji (tak zwane
czerwone lub żółte certyfikaty)9, dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej
lub uiszczenia opłaty zastępczej.
W obecnym stanie prawnym Prawo energetyczne zapewnia podmiotowi
posiadającemu koncesję na wytwarzanie i obrót energią elektryczną sprzedaż
całości wyprodukowanej energii z odnawialnego źródła energii do sieci lokalnego
sprzedawcy (art. 9a ust. 6 Pe), którym jest przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, świadczące usługi kompleksowe
odbiorcom energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, niekorzystającym
z prawa wyboru sprzedawcy (art. 3 pkt. 29 Pe).
W świetle art. 9a ust. 6 Pe, sprzedawca z mocy ustawy jest obowiązany do
zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii przyłączonych do sieci znajdujących się w obszarze działania sprzedawcy z urzędu,
oferowanej przez jej wytwórców. Zakup ten odbywa się po średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym. Obowiązek zakupu energii elektrycznej pochodzącej z OZE stanowi bezpośredni mechanizm
8 Nowela ustawy – Prawo energetyczne z 8 stycznia 2010 r. nakłada analogiczny obowiązek na
odbiorców końcowych będących członkiem giełdy towarowej w odniesieniu do transakcji
zawieranych we własnym imieniu na giełdzie towarowej oraz towarowe domy maklerskie lub
domy maklerskie, w odniesieniu do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych na giełdzie towarowej. Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw, Dz. U. nr 21, poz. 104.
9 Czerwone certyfikaty – świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z tak zwanej wysoko
sprawnej kogeneracji, a żółte (wcześniej niebieskie) certyfikaty – świadectwa pochodzenia
z małych źródeł kogeneracyjnych opalanych gazem lub o mocy elektrycznej poniżej 1 MW.
– 50 –
wsparcia dla producentów energii. Po stronie wytwórcy energii elektrycznej
z OZE nie sformułowano natomiast obowiązku sprzedaży energii elektrycznej
podmiotom zainteresowanym jej zakupem – stanowi to jedynie jego uprawnienie.
Wytwórca może również sprzedać wyprodukowaną w odnawialnym źródle energię elektryczną innym podmiotom na zasadach rynkowych, na podstawie złożonej oferty.
W świetle postanowień Prawa energetycznego, operator systemu elektroenergetycznego ma obowiązek zapewnić pierwszeństwo w świadczeniu usług
przesyłania energii elektrycznej z OZE przed energią pochodzącą z konwencjonalnych źródeł energii. Przepis ten stanowi odzwierciedlenie art. 16 ust. 2 dyrektywy 2009/28/WE,10 mocą której nałożono obowiązek zagwarantowania priorytetowego dostępu lub gwarantowanego dostępu do systemu sieciowego dla
energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii.
Również §13 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008
roku w sprawie uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, stanowi, że obowiązek zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii, uznaje się za spełniony, jeżeli sprzedawca z urzędu zakupił całą oferowaną mu ilość energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii,
przyłączonych do sieci elektroenergetycznej znajdującej się w obszarze działania
danego wytwórcy energii elektrycznej.11
Zielone certyfikaty ustanowione na gruncie Prawa energetycznego stanowią
niewątpliwie mechanizm wsparcia dla energii wytwarzanej z OZE, a głównym
adresatem korzyści, jakie się z tym wiążą, są podmioty zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
Świadectwo pochodzenia wydaje Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na
wniosek przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii, złożony za pośrednictwem
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie
uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, Dz. Urz. UE L 140 z 5.06.2009, s. 16.
11 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego
zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych
źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej
wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Dz. U. nr 156, poz. 969. Zgodnie z art. 21 ustawy
z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych
innych ustaw, Dz. U. 21, poz. 104, dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie
art. 9a ust. 9 zachowują moc do czasu wejścia w życie nowych przepisów wykonawczych.
Minister Gospodarki przygotował projekt nowego Rozporządzenia regulującego materię rozporządzenia z 14 sierpnia 2008 r., ale do dnia dzisiejszego (5.09.2010) nie zostało ono opublikowane.
10
– 51 –
operatora systemu elektroenergetycznego, na którego obszarze działania znajduje się odnawialne źródło energii określone we wniosku, w terminie 14 dni od
dnia otrzymania wniosku (art. 9e ust.3 Pe).
Decyzja wydana przez Prezesa URE o przyznaniu świadectwa pochodzenia
stanowi swoiste potwierdzenie ilości energii elektrycznej wyprodukowanej
w danej jednostce wytwórczej w określonym okresie. Świadectwo nie posiada
wartości materialnej, przedmiotem obrotu są jedynie prawa majątkowe, będące
nierozłączną cechą świadectwa pochodzenia. Obrót świadectwami pochodzenia
odbywa się za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii (TGE). Umorzenie
świadectw pochodzenia następuje za pośrednictwem TGE poprzez Prezesa URE.
Przedsiębiorstwa energetyczne, zgodnie z art. 9a ust. 1 Pe, zajmujące się
wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, przyłączonym do sieci na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, są obowiązane w określonym zakresie uzyskać i przedstawić do umorzenia
Prezesowi URE świadectwa pochodzenia albo uiścić opłatę zastępczą. Wysokość
opłaty zastępczej jest określana ustawowo i podlega corocznej waloryzacji.
Wniosek o wydanie świadectwa pochodzenia przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w odnawialnym źródle
energii przedkłada operatorowi systemu elektroenergetycznego, w terminie 45
dni od dnia zakończenia okresu wytworzenia danej ilości energii elektrycznej
objętej tym wnioskiem. Operator systemu elektroenergetycznego przekazuje
Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki wniosek o wydanie świadectwa pochodzenia w terminie 14 dni od dnia jego otrzymania, wraz z potwierdzeniem danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle
energii, określonych na podstawie wskazań urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych. Urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe zapewnia wytwarzający tę energię.
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, odbiorcy końcowego oraz towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, zobowiązanych do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii, umarza, w drodze decyzji, przedstawione świadectwa
w całości lub części. Świadectwo pochodzenia umorzone do 31 marca danego
roku kalendarzowego jest uwzględniane przy rozliczeniu wykonania obowiązku
zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii
w poprzednim roku kalendarzowym.
Przyjęty w ustawie sposób określenia wysokości opłaty zastępczej (poprzez
wyznaczanie sposobu jej obliczenia wprost w ustawie z upoważnieniem Prezesa
URE do publikowania corocznej waloryzacji jednostkowych stawek opłat) wpływa w zasadniczy sposób na wartość rynkową praw majątkowych wynikających
ze świadectw pochodzenia. Nie jest bowiem praktycznie możliwe, aby wytwórca
– 52 –
mógł uzyskać cenę wyższą niż określona w ustawie, ponieważ dla przedsiębiorstw energetycznych nie stanowi żadnej korzyści nabycie świadectw po cenie
wyższej niż kwota opłaty zastępczej, jaką są obowiązane uiścić.
Realizacja założeń polityki państwa w dziedzinie wykorzystania energii ze
źródeł odnawialnych przez resort gospodarki jest okresowo oceniana przez Radę
Ministrów. Minister Gospodarki, co pięć lat, przedstawia Radzie Ministrów raport
określający cele w zakresie udziału energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, w krajowym zużyciu energii elektrycznej w kolejnych dziesięciu latach,
zgodne z zobowiązaniami wynikającymi z umów międzynarodowych dotyczących ochrony klimatu, oraz środki zmierzające do realizacji tych celów (art. 9f
Pe). Raport ten podlega przyjęciu przez Radę Ministrów.
Założenia polityki państwa w zakresie wykorzystania
odnawialnych źródeł energii
Główne cele i założenia polityki państwa w zakresie OZE wynikają przede
wszystkim z opracowanej w 2000 roku przez Ministerstwo Środowiska Strategii
rozwoju energetyki odnawialnej. Dokument ten stanowił realizację obowiązku
wynikającego z rezolucji Sejmu RP z 1999 roku w sprawie wzrostu wykorzystywania energii ze źródeł odnawialnych. Podstawowym celem przyświecającym
tworzeniu tego dokumentu było wprowadzenie rozwiązań systemowych ułatwiających realizację zobowiązań międzynarodowych wynikających z Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu oraz Protokołu z Kioto. W Strategii udało się skonkretyzować i określić cele sektora energetyki
odnawialnej. Uznano, że wspieranie tych źródeł staje się coraz poważniejszym
wyzwaniem dla niemalże wszystkich państw świata.
Podkreślono również, że rozwój mechanizmów wspierających odzyskiwanie
energii z niekonwencjonalnych źródeł jest istotnym czynnikiem mającym wpływ
na kształtowanie zrównoważonego rozwoju, a także realizację jednego z głównych postulatów Konwencji – redukcji emisji gazów cieplarnianych. Dokument
ten stał się podstawą do wyznaczenia celu 7,5% udziału energii z OZE w bilansie
zużycia energii pierwotnej w 2010 roku w Polsce oraz 7,5% udziału energii elektrycznej z OZE w bilansie produkcji energii elektrycznej, co stało się realizacją
celu dla Polski na 2010 rok, zawartego w dyrektywie UE o promocji produkcji
energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
Najnowszym dokumentem traktującym o celach stawianych polskiej energetyce odnawialnej, w szczególności o rozwoju wykorzystania odnawialnych źródeł
energii w Polsce oraz ich znaczeniu w budowaniu bezpieczeństwa energetyczne-
– 53 –
go i zrównoważonego rozwoju, jest przyjęta w listopadzie 2009 roku Polityka
energetyczna Polski do 2030 roku.
Głównymi celami Polityki energetycznej, mającymi znaczenie dla rozwoju
zielonej energetyki, jest wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym
zużyciu energii co najmniej do poziomu 15% w 2020 roku oraz dalszy wzrost
tego wskaźnika w latach następnych, a także ograniczenie eksploatacji lasów
w celu pozyskiwania biomasy i zrównoważone wykorzystania obszarów rolniczych na cele odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw. Powyższy dokument
kładzie nacisk na rozwój wykorzystania biopaliw na rynku paliw transportowych
w ramach Wieloletniego programu promocji biopaliw i innych paliw odnawialnych w transporcie na lata 2008-2014. Zgodnie z tym programem, udział biopaliw na rynku paliw transportowych w 2020 roku powinien wynieść 10%. Należy
mieć również na uwadze, że Polska, jako państwo członkowskie UE, jest obowiązana implementować do swojego porządku prawnego dyrektywy unijne, w tym
także regulacje odnoszące się do sektora energetyki odnawialnej. Większość
wprowadzanych ostatnio zmian w Prawie energetycznym związana jest z koniecznością dalszego dostosowania przepisów krajowych do wymogów unijnych.
Promowanie energii ze źródeł odnawialnych
w prawie Unii Europejskiej
W dniu 23 kwietnia 2009 roku uchwalona została dyrektywa Parlamentu
Europejskiego i Rady 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii
ze źródeł odnawialnych12. Weszła w życie 25 czerwca 2009 roku. Termin jej
transpozycji w prawie krajowym upłynął 5 grudnia 2010 roku.
Dyrektywa stanowi część Pakietu klimatyczno-energetycznego i ma na celu
realizację jednego z trzech głównych postulatów Pakietu, mianowicie zwiększenia o 20% udziału energii ze źródeł odnawialnych do 2020 roku.13 W dyrektywie
2009/28/WE określono:
•
wspólne ramy dla promowania energii ze źródeł odnawialnych;
•
obowiązkowe krajowe cele ogólne w odniesieniu do całkowitego udziału
energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto i w odniesieniu do udziału energii ze źródeł odnawialnych w transporcie;
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z 23 kwietnia 2009 r. w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, Dz. Urz. UE L 140 z 5.06.2009, s. 16.
13 Pozostałe cele Pakietu energetyczno-klimatycznego dotyczą osiągnięcia w tym samym horyzoncie czasowym 20% redukcji emisji dwutlenku węgla, oraz 20% oszczędności energii.
12
– 54 –
•
•
•
wspólne ramy dla przyznawania gwarancji pochodzenia, procedur administracyjnych, informacji i szkoleń oraz dostępu energii ze źródeł odnawialnych do sieci elektroenergetycznej;
kryteria zrównoważonego rozwoju dla biopaliw i biopłynów;
zasady dotyczące statystycznych transferów energii między państwami
członkowskimi, wspólnych projektów między państwami członkowskimi
i z państwami trzecimi.
Krajowe cele w zakresie energii ze źródeł odnawialnych
Z uwagi na zróżnicowany potencjał poszczególnych państw członkowskich
w zakresie możliwości wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych przyjęto
przełożenie całkowitego celu wspólnotowego (20% udziału energii z OZE) na
indywidualne cele dla poszczególnych państw członkowskich. Wyznaczenie indywidualnych celów krajowych miało opierać się na sprawiedliwym podziale
zobowiązań, dostosowanym do zróżnicowanych punktów wyjściowych i potencjałów państw członkowskich, w tym obecnego poziomu wykorzystania energii
ze źródeł odnawialnych i struktury koszyka energetycznego.
W przypadku Polski cel ten został wyznaczony na poziomie 15% (ścieżka
do osiągnięcia tego celu została określona w załączniku I dyrektywy).
Dyrektywa wprowadza przejrzyste i jednoznaczne zasady obliczania udziału
energii ze źródeł odnawialnych i ich definiowania takich źródeł. Udział energii ze
źródeł odnawialnych oblicza się jako wartość końcowego zużycia energii brutto
ze źródeł odnawialnych podzieloną przez wartość końcowego zużycia energii
brutto ze wszystkich źródeł i wyraża się w procentach (art. 5, ust. 6), przy czym
w zakresie energii ze źródeł odnawialnych uwzględnia się energię elektryczną,
energię w ciepłownictwie i chłodnictwie oraz energię zużywaną w transporcie
(dany nośnik energii ze źródeł odnawialnych klasyfikuje się wyłącznie jeden raz
w ramach wymienionych sektorów).14
14 W zakresie energii elektrycznej (art. 5, ust. 3), końcowe zużycie energii brutto z odnawialnych źródeł energii oblicza się jako ilość energii elektrycznej wytworzonej w państwie członkowskim z odnawialnych źródeł energii. W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego
uwzględnia się tylko energię wytworzoną z odnawialnych źródeł energii na podstawie zawartości energetycznej stosowanych paliw. Energię elektryczną wytworzoną z energii wodnej
i energii wiatru należy uwzględnić zgodnie z zasadami normalizacji (określonymi w załączniku
II), uwzględniającymi wieloletnie dane historyczne, co ma na celu złagodzenie wpływu zmiennych warunków klimatycznych na formalne wypełnienie celu stawianego przez dyrektywę.
W ciepłownictwie oraz chłodnictwie (art. 5 ust. 4), końcowe zużycie energii brutto ze źródeł
odnawialnych oblicza się jako ilość energii ze źródeł odnawialnych, wyprodukowanej na potrzeby systemów lokalnego ogrzewania lub chłodzenia (sieci ciepłowniczych) w danym państwie członkowskim, powiększoną o zużycie energii z innych źródeł odnawialnych przez sektor
– 55 –
Wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych w transporcie
Niezależnie od celu, 20% udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Unii Europejskiej oraz celów dla poszczególnych
państw członkowskich w tym zakresie, wyznaczono jednolity cel dotyczący
udziału energii ze źródeł odnawialnych we wszystkich rodzajach transportu
w 2020 roku (art. 3, ust. 4). Cel ten jest we wszystkich państwach członkowskich
jednakowy i wynosi 10% końcowego zużycia energii w transporcie w danym
państwie członkowskim. Ustalenie takiego samego udziału energii ze źródeł odnawialnych we wszystkich rodzajach transportu dla wszystkich państw członkowskich ma na względzie zapewnienie spójnej specyfikacji paliw transportowych i ich dostępności na rynku. Zasady obliczania energii ze źródeł odnawialnych na potrzeby weryfikacji wypełnienia tego celu są odmienne od zasad
obowiązujących dla ogólnego celu dotyczącego udziału OZE w strukturze zużycia
energii.15
przemysłu, gospodarstwa domowe, sektory usług, rolnictwa, leśnictwa i rybołówstwa w celu
ogrzewania i chłodzenia i w procesach technologicznych. W przypadku instalacji spalania
wielopaliwowego obowiązuje zasada podobna jak przy obliczeniach dla energii elektrycznej –
uwzględnia się tylko energię wytworzoną z odnawialnych źródeł energii na podstawie zawartości energetycznej stosowanych paliw. W przypadku energii pochodzącej z pomp ciepła,
uwzględnia się jedynie pompy ciepła, których wydajność znacząco przekracza pierwotną energię potrzebną do ich zasilania.
W obliczeniach od całkowitego użytecznego ciepła pochodzącego z pompy ciepła odlicza się
energię wykorzystywaną do zasilania pompy (formuły uwzględniające te zasady zawiera załącznik VII).
W przypadku paliw transportowych w obliczeniach przyjmuje się wartość energetyczną paliw
zgodnie z załącznikiem III.
Należy podkreślić, iż w obliczeniach energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych brane są pod
uwagę tylko biopaliwa (paliwa transportowe produkowane z biomasy) i biopłyny (paliwa
produkowane z biomasy dla celów innych niż transport) spełniające kryteria zrównoważonego
rozwoju (określone w art. 17 ust. 2-6). Kryteria te uwzględniają: ograniczenie emisji gazów
cieplarnianych (z uwagi na proces wytwarzania paliwa; metodyka według art. 19 i załącznika V) wynosi przynajmniej 35% (od 2017 roku 50% i od 2018 roku o 60%), ochronę terenów
o wysokiej bioróżnorodności (lasy pierwotne, obszary trawiaste, obszary ochrony przyrody),
wykluczenie terenów zasobnych w pierwiastek węgla, ochronę torfowisk, dobrą kulturę rolną,
przestrzeganie obowiązujących przepisów w zakresie środowiska naturalnego. Kryteria zrównoważonego rozwoju mają także zastosowanie przy kwalifikowaniu biopaliw i biopłynów
w zakresie możliwości korzystania z systemów wsparcia finansowego.
15 Do obliczenia mianownika, czyli całkowitej ilości energii zużytej w transporcie, uwzględnia
się tylko benzynę, olej napędowy i biopaliwa, zużyte w transporcie drogowym i kolejowym,
oraz energię elektryczną, natomiast do obliczenia licznika, czyli ilości energii ze źródeł odnawialnych zużytej w transporcie, uwzględnia się wszystkie rodzaje energii ze źródeł odnawialnych, zużytej we wszystkich rodzajach transportu.
W przypadku pojazdów elektrycznych, do obliczenia udziału energii elektrycznej produkowanej z odnawialnych źródeł i zużywanej przez wszystkie rodzaje pojazdów elektrycznych państwa członkowskie mogą wybrać albo przeciętny udział energii elektrycznej z odnawialnych
– 56 –
Systemy wsparcia energii ze źródeł odnawialnych
W preambule dyrektywy zawarto postulat, że pożądane jest, aby ceny energii odzwierciedlały zewnętrzne koszty wytwarzania i zużycia energii, w tym koszty
środowiskowe i społeczne oraz koszty opieki zdrowotnej (motyw 26). Tak długo,
jak ceny energii elektrycznej na rynku wewnętrznym nie będą odzwierciedlały
pełnych kosztów oraz korzyści środowiskowych i społecznych wynikających
z wykorzystanych źródeł energii, konieczne jest wsparcie publiczne wykorzystania energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii.
Dyrektywa 2009/28/WE nie narzuca jednak jednolitego systemu środków
wsparcia dla energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych na terenie Unii Europejskiej. Wybór sposobu wspierania tego rodzaju energii (z uwzględnieniem
spełnienia wymagań art. 13-19) należy do państw członkowskich, jakkolwiek
dyrektywa dopuszcza możliwość wspierania energii ze źródeł odnawialnych
wytworzonej na terenie innego państwa członkowskiego (art. 3, ust. 3 oraz art. 11).
Do stworzenia możliwości zmniejszenia kosztów osiągnięcia celów związanych z szerszym wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii dyrektywa proponuje szereg rozwiązań, do których należą transfery statystyczne energii ze
źródeł odnawialnych pomiędzy krajami członkowskimi (art.6), wspólne projekty
w zakresie budowy instalacji wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych pomiędzy krajami członkowskimi (art. 7, 8), wspólne projekty w zakresie budowy
instalacji wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych pomiędzy krajami członkowskimi i państwami trzecimi (art. 9, 10), wspólne systemy wsparcia (powiązane z transferami statystycznymi; art. 11).
Szczególną uwagę zwracają transfery statystyczne, które mają umożliwić
użytkowanie w państwach członkowskich energii ze źródeł odnawialnych
w innych państwach członkowskich oraz umożliwić państwom członkowskim
uwzględnianie energii ze źródeł odnawialnych, zużytych w innych państwach
członkowskich na poczet swoich celów krajowych.
źródeł energii w Unii, albo udział energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w ich
własnym kraju, odpowiadający udziałowi zmierzonemu w ciągu dwóch lat poprzedzających
dany rok. Komisja przedstawi do 31 grudnia 2011 roku wniosek zezwalający pod pewnymi
warunkami na zaliczenie całkowitej ilości energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych zużytej do napędu wszystkich rodzajów pojazdów elektrycznych. Ponadto do obliczenia ilości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii zużywanej przez elektryczne
pojazdy drogowe przyjmuje się zużycie równe pomnożonej przez 2,5 wartości energetycznej
przypadającej na pobraną energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii.
– 57 –
Krajowe plany działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych
Państwa członkowskie zostały zobowiązane do opracowania i przyjęcia
krajowych planów działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych. Plany te
obejmują krajowe cele dotyczące źródeł odnawialnych w sektorach transportowym, energii elektrycznej, ogrzewania i chłodzenia, wpływ środków polityki
efektywności energetycznej na końcowe zużycie energii oraz odpowiednie środki, które należy podjąć dla osiągnięcia krajowych celów ogólnych, w tym współpracę między organami władzy lokalnej, regionalnej i krajowej, zaplanowane
transfery statystyczne lub wspólne projekty, krajowe strategie ukierunkowane
na rozwój istniejących zasobów biomasy i zmobilizowanie nowych zasobów biomasy do różnych zastosowań, a także środki, które należy podjąć w celu wypełnienia zobowiązań dotyczących procedur administracyjnych, regulacji prawnych,
dostępu do sieci elektroenergetycznej oraz zrównoważonego rozwoju w zakresie
biopaliw i biopłynów (art. 13-19).
W grudniu 2010 roku Rada Ministrów przyjęła Krajowy plan działania
w zakresie energii ze źródeł odnawialnych16. W dokumencie określono główne
założenia do prognozowania krajowego rozwoju odnawialnych źródeł energii do
2020 roku. Najważniejsze z nich to:
1. Całkowite (brutto) zużycie energii finalnej w Polsce w latach 2010-2015-2020 przyjęto na poziomie ustalonym w Polityce energetycznej Polski do
2030 roku.
2. Końcowe zużycie energii brutto przedstawiono dla dwóch scenariuszy:
− scenariusz referencyjny uwzględnia środki służące efektywności energetycznej i oszczędności energii przyjęte przed 2009 rokiem;
− scenariusz dodatkowej efektywności energetycznej przedstawia scenariusz uwzględniający wszystkie środki przyjmowane od 2009 roku.
3. W latach 2010-2011 oraz częściowo w 2012 roku przyjęto umiarkowany
rozwój poszczególnych rodzajów OZE, a przyspieszony rozwój przyjęto dla
lat 2013-2020.
4. W latach 2010-2011 nie będą wprowadzone nowe lub dodatkowe formy
wsparcia OZE.
5. Przewiduje się zachowanie tak zwanego współspalania, jako stosowanej
w Polsce do 2020 roku formy OZE, z uwzględnieniem wprowadzonych
ograniczeń w stosowaniu biomasy leśnej.
Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Ministerstwo Gospodarki,
Warszawa 2010.
16
– 58 –
Wykorzystanie biomasy i wsparcie finansowe
upraw przeznaczonych na cele energetyczne
Według Strategii rozwoju energetyki odnawialnej w warunkach Polski podstawowy kierunek rozwoju odnawialnych źródeł energii będą stanowić technologie wykorzystujące biomasę. Jej wykorzystanie w znacznym stopniu będzie
wpływało na poprawę gospodarki rolnej i leśnej, dlatego powinno stanowić
istotny element polityki rolnej. Zakłada się, że pozyskiwana na ten cel biomasa
w dużym stopniu pochodzić będzie z upraw energetycznych. Jednak podstawowym warunkiem prowadzenia intensywnych upraw energetycznych musi być
gwarancja, że nie wpłyną one na pogorszenie warunków środowiskowych.
Powyższe wymagania są zgodne z zapisami artykułu 17 dyrektywy 2009/
28/WE, według których do odnawialnych źródeł energii zaliczać się będzie tylko
tą część biomasy, przy produkcji której respektowano kryteria zrównoważonego
rozwoju. Normy te określono w przepisach zawartych w pozycji „Środowisko
naturalne” w części A w pkt. 9 załącznika II do rozporządzenia Rady (WE) nr 73/
2009 z dnia 19 stycznia 2009 roku, ustanawiającego wspólne zasady dla systemów wsparcia bezpośredniego dla rolników w ramach wspólnej polityki rolnej
oraz wymogach dotyczących zasad dobrej kultury rolnej zgodnej z ochroną środowiska w rozumieniu art. 6 ust. 1 tego rozporządzenia.
W znowelizowanym w 2010 roku rozporządzeniu Ministra Gospodarki17
biomasę zdefiniowano jako stałe lub ciekłe substancje pochodzenia roślinnego
lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji, pochodzące z produktów, odpadów
i pozostałości z produkcji rolnej oraz leśnej, przemysłu przetwarzającego ich
produkty, a także części pozostałych odpadów, które ulegają biodegradacji oraz
ziarna zbóż niespełniających wymagań jakościowych dla zbóż w zakupie interwencyjnym określonych w załączniku nr 1 do rozporządzenia Komisji (WE)
nr 687/2008 z dnia 18 lipca 2008 roku ustanawiającego procedury przejęcia
zbóż przez agencje płatnicze lub agencje interwencyjne oraz metody analizy do
oznaczania jakości zbóż i ziarna zbóż nieobjętych zakupem interwencyjnym.
Jednym z rodzajów biomasy są rośliny energetyczne. Szczególne znaczenie
dla rozwoju ich upraw ma Strategia rozwoju obszarów wiejskich i rolnictwa na
lata 2007-201318. W ramach celu „Wspieranie zrównoważonego rozwoju obszaRozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 23 lutego 2010 r. zmieniający rozporządzenie
w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących
ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, Dz. U. nr 34, poz. 182.
18 Strategia rozwoju obszarów wiejskich i rolnictwa na lata 2007-2013, MRiRW, Warszawa
2005.
17
– 59 –
rów wiejskich", jedno z działań zakłada, że biorąc pod uwagę uwarunkowania
glebowo-rolnicze, rolnicy na cele energetyczne będą uprawiać wierzbę energetyczną, ślazowiec pensylwański, topinambur, trawy wieloletnie. Rozwój nowych
technologii jest szansą na stworzenie również w Polsce rynku biopaliw. Wspierane będą zadania związane z uruchomieniem lub rozwojem działalności w zakresie: wytwarzania materiałów energetycznych z biomasy oraz zakładania plantacji
roślin wieloletnich przeznaczonych na cele energetyczne.
Od 2007 roku Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa przyznaje
płatności do upraw roślin energetycznych na zasadach określonych przepisami
wspólnotowymi. Są one w całości finansowane z budżetu Unii Europejskiej.
O dopłaty do upraw roślin energetycznych może ubiegać się rolnik, który
spełnia jeden z poniższych warunków:
•
uprawia rośliny energetyczne przeznaczone do przetworzenia na produkty
energetyczne i zawrze umowę na dostawę surowców energetycznych z zatwierdzonym podmiotem skupującym lub zatwierdzoną pierwszą jednostką
przetwórczą;
•
uprawiane rośliny energetyczne wykorzystuje lub przetwarza w gospodarstwie na cele energetyczne.
Grunty rolne, na które rolnik ubiega się o przyznanie płatności do upraw
roślin energetycznych, muszą być utrzymywane w dobrej kulturze rolnej przy
zachowaniu wymogów ochrony środowiska.
2.3
Poprawa efektywności energetycznej –
aspekty prawne
W porządku prawnym Unii Europejskiej kluczowe znaczenie z punktu widzenia działań na rzecz efektywności energetycznej ma dyrektywa 2006/32/WE
Parlamentu Europejskiego i Rady z 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności
końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Dyrektywa obliguje
państwa członkowskie do:
1) określenia krajowego celu indykatywnego w zakresie oszczędności energii –
9% w dziewiątym roku obowiązywania dyrektywy, z zastrzeżeniem, że poszczególne państwa mogą obierać cele wyższe niż wyżej wymieniony;
2) wprowadzenia mechanizmów i systemu zachęt powodujących wzrost efektywności energetycznej;
– 60 –
3)
4)
5)
6)
7)
8)
identyfikacji i eliminacji barier w zakresie wzrostu efektywności energetycznej;
zapewnienia rozwoju rynku usług energetycznych dla użytkowników końcowych;
zapewnienia dostępności audytów energetycznych dla odbiorców końcowych w celu określenia i wykorzystania potencjału oszczędności energii
w określonych segmentach rynku, w tym także dla niewielkich odbiorców
w gospodarstwach domowych, odbiorców komercyjnych oraz małych
i średnich odbiorców przemysłowych;
wprowadzenia mechanizmów rynkowych skłaniających do zachowań zgodnych z ideą dyrektywy (na przykład białe certyfikaty);
zapewnienia wzorcowej roli sektora publicznego w zakresie stosowania
środków poprawy efektywności energetycznej – inwestycji, utrzymania budynków i innych wydatków na urządzenia zużywające energię, usługi energetyczne, podejmowania pilotażowych projektów efektywności energetycznej, pobudzających zachowania sprzyjające efektywności energetycznej;
wprowadzenia systemu gromadzenia i raportowania danych w zakresie
uzyskiwanych oszczędności energii.
Do pakietu legislacyjnego UE w dziedzinie racjonalnego wykorzystania
energii należy dyrektywa 2002/91/WE z dnia 16 grudnia 2002 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków.19 Zaczęła obowiązywać od 4 stycznia
2003 roku i wymaga zaostrzenia norm dotyczących zużycia energii w budynkach
w całej UE.
Zgodnie z przepisami dyrektywy w całej UE stosowana ma być wspólna
metodologia obliczania zintegrowanej charakterystyki energetycznej budynków.
Metoda ta powinna uwzględniać wszystkie czynniki wpływające na zużycie energii i klasyfikować budynki zgodnie z ich rodzajem, wielkością i przeznaczeniem.
Ponadto, państwa członkowskie mają określić minimalne wymagania dotyczące
charakterystyki energetycznej, a system certyfikacji oceny charakterystyki energetycznej budynków ma spowodować, że poziomy zużycia energii będą bardziej
przejrzyste dla właścicieli budynków, najemców i użytkowników.
Państwa członkowskie mają zapewnić, aby przy wznoszeniu, sprzedaży lub
wynajmie budynków świadectwo charakterystyki energetycznej było udostępniane przez właściciela przyszłemu kupującemu lub najemcy. Ważność świadectwa nie powinna przekraczać 10 lat. Obowiązek udostępniania świadectwa charakterystyki energetycznej budynku nabywcy lub użytkownikowi ma spowo19
Dz. Urz. UE L 1, z 5.01.2003, s. 65.
– 61 –
dować, że firmy budowlane lub wynajmujący będą promować energooszczędne
technologie, a to z kolei będzie powodować zmniejszenie kosztów użytkowania.
Państwa członkowskie mają też zapewnić, aby w budynkach o całkowitej
powierzchni użytkowej powyżej 1 000 m2, zajmowanych przez władze publiczne
i przez instytucje świadczące usługi publiczne dla dużej liczby osób, było umieszczone świadectwo energetyczne w miejscu wyraźnie widocznym.
W związku z redukcją zużycia energii oraz ograniczaniem emisji dwutlenku
węgla, państwa członkowskie mają także ustanowić środki niezbędne do wprowadzenia regularnych kontroli kotłów grzewczych i systemów klimatyzacji
o mocach określonych w dyrektywie, które mają na celu sprawdzenie ich sprawności energetycznej urządzenia i poziomu emisji gazów cieplarnianych.
Działania na rzecz efektywności energetycznej wymusza także dyrektywa
2004/8/WE z 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji na podstawie
zapotrzebowania na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG.20 Jej celem jest zwiększenie efektywności energetycznej oraz poprawa bezpieczeństwa dostaw poprzez stworzenie ram dla
promocji i rozwoju skojarzenia o wysokiej sprawności, na bazie zapotrzebowania
na ciepło użyteczne. Efektem realizacji postanowień dyrektywy mają być oszczędności energii pierwotnej na wewnętrznym rynku energii. Realizacja postanowień ma się jednak odbywać z uwzględnieniem specyficznych warunków danego państwa, dotyczących w szczególności warunków klimatycznych i ekonomicznych.
Dyrektywa nakłada na państwa członkowskie liczne zobowiązania, związane z przyjęciem jednolitej metodyki obliczania produkcji energii w skojarzeniu,
określeniem wytycznych dla jej wdrożenia, a także zagwarantowaniem pochodzenia energii ze skojarzenia o wysokiej sprawności. Państwa mają przygotowywać i publikować dane statystyczne i raporty o krajowej produkcji, zdolnościach
produkcyjnych, krajowym potencjale w zakresie skojarzenia wraz z oceną postępu w zwiększaniu udziału produkcji w skojarzeniu. Wybór sposobów i środków
dla wprowadzania mechanizmów wspierania skojarzenia pozostawiono państwom członkowskim.
Do źródeł prawa UE związanych z unijną polityką na rzecz wspierania oszczędności energii i racjonalnego jej wykorzystania należą dyrektywy określające
wymagania w zakresie etykietowania efektywności energetycznej urządzeń AGD
oraz urządzeń biurowych. Do pakietu źródeł prawa z tego zakresu należą:
20
Dz. Urz. UE L 52, z 24.02.2004, s. 50.
– 62 –
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
dyrektywa Komisji 2003/66/WE zmieniająca dyrektywę 94/2/WE wykonująca dyrektywę Rady 92/75/EWG w zakresie etykiet efektywności energetycznej chłodziarek, chłodziarko-zamrażarek, zamrażarek typu domowego;
dyrektywa Komisji 2002/40/WE wykonująca dyrektywę Rady 92/75/EWG
w sprawie etykiet efektywności energetycznej piekarników elektrycznych
typu domowego;
w sprawie etykiet efektywności energetycznej urządzeń klimatyzacyjnych
typu domowego;
dyrektywa Komisji 1999/9/WE zmieniająca dyrektywę 97/17/WE wykonująca dyrektywę Rady 92/75/EWG w odniesieniu do etykiet efektywności
energetycznej zmywarek bębnowych typu domowego;
w zakresie etykietowania energii lamp gospodarstwa domowego;
w sprawie etykiet efektywności energetycznej urządzeń klimatyzacyjnych
typu domowego;
dyrektywa Komisji 1999/9/WE zmieniająca dyrektywę 97/17/WE wykonująca dyrektywę Rady 92/75/EWG w odniesieniu do etykiet efektywności
energetycznej zmywarek bębnowych typu domowego;
w zakresie etykietowania energii lamp gospodarstwa domowego;
w zakresie etykiet efektywności energetycznej zmywarek bębnowych typu
domowego;
dyrektywa Komisji 96/89/WE zmieniająca dyrektywę 95/12/WE wykonująca dyrektywę Rady 92/75/EWG w zakresie etykiet efektywności energetycznej pralek bębnowych typu domowego;
w zakresie etykiet efektywności energetycznej pralko-suszarek bębnowych
typu domowego;
w zakresie etykiet efektywności energetycznej suszarek bębnowych typu
domowego;
w zakresie etykiet efektywności energetycznej pralek bębnowych typu domowego;
– 63 –
•
•
w zakresie etykiet efektywności energetycznej chłodziarek, chłodziarko zamrażarek i zamrażarek typu domowego;
dyrektywa Rady 92/75/EWG w sprawie wskazania poprzez etykietowanie
oraz standardowe informacje o produkcie, zużycia energii oraz innych zasobów przez urządzenia gospodarstwa domowego.
Krajowy plan działań dotyczący efektywności energetycznej
Implementacja dyrektywy 2006/32/WE w prawie krajowym nastąpiła
w ustawie o efektywności energetycznej21, przyjętej przez Sejm w 2011 roku.
Tworzenie jej ram prawnych poprzedzone było opracowaniem Krajowego planu
działań dotyczącego efektywności energetycznej.22 Krajowy plan działań dotyczący efektywności energetycznej stanowi realizację obowiązku wyrażonego
w art. 14 ust. 2 dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego
wykorzystania energii i usług energetycznych.
Zaproponowane w ramach Krajowego planu środki i działania mają służyć:
•
osiągnięciu celu indykatywnego oszczędności energii zgodnie wymaganiami
dyrektywy 2006/32/WE, to jest 9% w 2016 roku;
•
osiągnięciu celu pośredniego, to jest 2% oszczędności zużycia energii
w 2010 roku.
Wskazany w planie system poprawy efektywności energetycznej w poszczególnych sektorach gospodarki identyfikuje środki służące temu celowi i przewiduje zadania dla jednostek sektora publicznego oraz przedsiębiorstw energetycznych.
W odniesieniu do jednostek sektora publicznego Krajowy plan działań zakłada między innymi, że jednostki te, w tym organy administracji rządowej i jednostki samorządu terytorialnego, szkoły, szpitale będą pełnić wzorcową rolę
w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, a o podejmowanych działaniach i osiąganych efektach będą informować społeczeństwo. W szczególności
centralne i terenowe organy administracji rządowej i samorządu terytorialnego
zostaną zobowiązane do oszacowania ilości energii zużywanej przez nie w ciągu
roku oraz do uzyskania oszczędności w tym zakresie na poziomie nie mniejszym
niż krajowy cel w zakresie oszczędności energii. Podejmowane przez organy
administracji rządowej i samorządu terytorialnego działania oraz osiągane rezul21 Ustawa
z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej, Dz. U. nr 94, poz. 551.
Krajowy plan działań dotyczący efektywności energetycznej (EEAP) 2007, Ministerstwo
Gospodarki, Warszawa 2007.
22
– 64 –
taty będą przedmiotem sprawozdań składanych organowi nadzorującemu i monitorującemu, który będzie nadzorował wypełnianie obowiązku.
Określony zostanie szczegółowy katalog działań, do podejmowania których
będzie zobowiązana administracja rządowa, w ramach pełnienia przez nią wzorcowej roli w zakresie oszczędnego gospodarowania energią oraz realizacji krajowego celu w zakresie oszczędności energii. Cele te znajdują odzwierciedlenie
w ustawie o efektywności energetycznej.
Ustawa o efektywności energetycznej jako implementacja postanowień
dyrektywy 2006/32/WE
Ustawa o efektywności energetycznej określa ważne zadania dla sektora
publicznego. Ustala ona krajowy cel wzrostu efektywności energetycznej do 2016
roku, a także minimalne roczne efekty w zakresie racjonalizacji zużycia energii
końcowej (finalnej) przez jednostki sektora publicznego oraz wskazuje obowiązkowe zadania w działalności wytwórczej i przesyłowej przedsiębiorstw energetycznych dostarczających energię elektryczną, ciepło i gaz ziemny do odbiorców
na terytorium Rzeczpospolitej Polskiej.
Krajowy cel w zakresie oszczędnego gospodarowania energią ustalono
w taki sposób, aby do 2016 roku osiągnąć oszczędność energii finalnej w ilości
nie mniejszej niż 9% średniego krajowego zużycia energii w ciągu roku. Poziom
odniesienia stanowi natomiast średnia z lat 2001-2005.
W świetle ustawy, administracja publiczna ma odgrywać wiodącą rolę
w oszczędnym gospodarowaniu energią. Jednostki administracji mają stosować
co najmniej dwa ze środków poprawy efektywności energetycznej, spośród niżej
wymienionych:
•
umowy, których przedmiotem jest realizacja i finansowanie przedsięwzięcia
służącego poprawie efektywności energetycznej;
•
nabycie nowego urządzenia, instalacji lub pojazdu, charakteryzującego się
niskim zużyciem energii oraz niskimi kosztami eksploatacji;
•
wymiana eksploatowanego urządzenia, instalacji lub pojazdu na urządzenie,
instalację lub pojazd, o których mowa wyżej, lub ich modernizacja;
•
nabycie lub wynajęcie efektywnych energetycznie budynków lub ich części,
albo przebudowa lub remont użytkowanych budynków, w tym realizacja
przedsięwzięcia termomodernizacyjnego;
•
sporządzenie audytu energetycznego eksploatowanego budynku o powierzchni powyżej 500 m2, którego jest właścicielem.
– 65 –
O podejmowanych działaniach i osiąganych efektach jednostki sektora publicznego mają informować na swoich stronach internetowych lub w inny sposób
zwyczajowo przyjęty w danej miejscowości.
Celami ustawy o efektywności energetycznej jest również podwyższenie
sprawności wytwarzania, ograniczenie strat w przesyle i dystrybucji oraz zmniejszenie zużycia energii. Wprowadzono mechanizm wsparcia dla osiągania tych
celów. Jest to system tak zwanych białych certyfikatów, potwierdzających przeprowadzenie przedsięwzięć zwiększających ilość zaoszczędzonej energii. Firmy
sprzedające energię elektryczną, gaz ziemny i ciepło będą zobligowane do pozyskania określonej liczby certyfikatów w zależności od wielkości sprzedawanej
energii. Ustawa zakłada stworzenie katalogu inwestycji prooszczędnościowych;
przedsiębiorca będzie mógł uzyskać daną ilość certyfikatów w drodze przetargu
ogłaszanego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Firmy będą miały również możliwość kupna certyfikatów na giełdach towarowych lub rynkach regulowanych.
Ocena charakterystyki energetycznej budynków i jej certyfikacja
w prawie polskim
Znowelizowana ustawa – Prawo budowlane23 dokonuje wdrożenia dyrektywy 2002/91/WE. Przepisy dotyczące oceny energetycznej budynków zostały
wprowadzone w nowelizacji z dnia 19 września 2007 r.24 Zostały one następnie
ponownie znowelizowane ustawą z dnia 27 sierpnia 2009 r. 25
Ustawa wprowadza obowiązek sporządzenia i udostępniania świadectw
energetycznych budynków. Dla każdego budynku (z wyłączeniem budynków
określonych w art. 5 ust. 7) oddawanego do użytkowania, podlegającego zbyciu
lub wynajmowi powinno być sporządzone świadectwo charakterystyki energetycznej (art. 5 ust. 3). Właściciel budynku jest również zobowiązany zapewnić
sporządzenie świadectwa charakterystyki energetycznej budynku, jeżeli w wyniku przebudowy lub remontu budynku uległa zmianie jego charakterystyka energetyczna (art. 63 ust. 3).
Świadectwo charakterystyki energetycznej budynku jest ważne 10 lat (art. 5
ust. 3). Ograniczenie ważności świadectwa energetycznego do 10 lat jest podyk-
Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, Dz. U. z 2006 r., nr 156, poz. 1118 z późn. zm.
Ustawa z dnia 19 września 2007 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane, Dz. U. nr 191, poz.
1373.
25 Ustawa z dnia 27 sierpnia 2009 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane oraz ustawy
o gospodarce nieruchomościami, Dz. U. nr 161, poz. 1279.
23
24
– 66 –
towane możliwymi zmianami odpowiednich przepisów prawnych oraz postępem
technicznym w zakresie technik oszczędzania energii.
Z obowiązku certyfikacji energetycznej zostały wyłączone budynki (art. 5
ust. 7):
•
podlegające ochronie na podstawie przepisów o ochronie zabytków i opiece
nad zabytkami;
•
wykorzystywane jako miejsca kultu i do działalności religijnej;
•
przeznaczone do użytkowania w czasie nie dłuższym niż 2 lata;
•
niemieszkalne służące gospodarce rolnej;
•
przemysłowe i gospodarcze o zapotrzebowaniu na energię nie większym niż
50 kWh/m2/rok;
•
mieszkalne przeznaczone do użytkowania nie dłużej niż 4 miesiące w roku;
•
wolnostojące o powierzchni użytkowej poniżej 50 m2.
Świadectwo charakterystyki energetycznej budynku może sporządzać osoba, która posiada odpowiednie przygotowanie, między innymi uprawnienia budowlane do projektowania w specjalności architektonicznej, konstrukcyjnobudowlanej lub instalacyjnej albo odbyła szkolenie i złożyła z wynikiem pozytywnym egzamin przed ministrem właściwym do spraw budownictwa, gospodarki przestrzennej i mieszkaniowej.
W prawie polskim wprowadzono również obowiązek przeprowadzania
okresowej kontroli kotłów, polegającej na sprawdzeniu ich stanu technicznego,
z uwzględnieniem efektywności energetycznej oraz dostosowania ich wielkości
do potrzeb użytkowych (art. 62 ust. 1, pkt. 5). Kontrola ta powinna odbywać się:
•
co najmniej raz na 2 lata – w przypadku kotłów opalanych nieodnawialnym
paliwem ciekłym lub stałym, o efektywnej nominalnej wydajności ponad
100 kW;
•
co najmniej raz na 4 lata – w przypadku kotłów opalanych nieodnawialnym
paliwem ciekłym lub stałym, o efektywnej nominalnej wydajności 20 kW
do 100 kW, oraz kotłów opalanych gazem.
Wprowadzono również obowiązek okresowej kontroli urządzeń chłodniczych w systemach klimatyzacji, o nominalnej mocy chłodniczej powyżej 12 kW
(art. 62 ust. 1, pkt. 6). Kontrole takie powinny odbywać się co najmniej raz na
5 lat i polegać na ocenie efektywności energetycznej zastosowanych urządzeń
chłodniczych oraz ich wielkości w stosunku do wymagań użytkowych.
Przewidziano także jednorazową kontrolę instalacji grzewczych z kotłami
o efektywnej nominalnej wydajności powyżej 20 kW starszymi niż 15 lat (art. 62
ust. 1b). Kontrola ta powinna obejmować ocenę efektywności kotła oraz dostosowania kotła do wymagań grzewczych budynku.
– 67 –
Wzory świadectwa charakterystyki energetycznej budynku o powierzchni
użytkowej przekraczającej 1000 m2, który jest zajmowany przez organy administracji publicznej lub, w którym świadczone są usługi znacznej liczbie osób, powinny być umieszczone w widocznym miejscu w budynku (art. 63 ust. 2).
Wspieranie działań termomodernizacyjnych
Z tytułu realizacji przedsięwzięcia termomodernizacyjnego inwestorowi
przysługuje premia na spłatę części kredytu zaciągniętego na te przedsięwzięcie,
zwana premią termomodernizacyjną, jeżeli z audytu energetycznego wynika,
że w wyniku przedsięwzięcia termomodernizacyjnego wystąpi jeden z następujących efektów:
•
zmniejszenie rocznego zapotrzebowania na energię w budynkach, w których
modernizuje się wyłącznie system grzewczy – co najmniej o 10%, w budynkach, w których po 1984 roku przeprowadzono modernizację systemu
grzewczego – co najmniej o 15% lub w pozostałych budynkach – co najmniej
o 25%;
•
zmniejszenie rocznych strat energii – co najmniej o 25%;
•
zmniejszenie rocznych kosztów pozyskania ciepła – co najmniej o 20%;
•
zamiana źródła energii na źródło odnawialne lub zastosowanie wysoko
sprawnej kogeneracji.26
Premia termomodernizacyjna przyznawana jest przez Bank Gospodarstwa
Krajowego ze środków Funduszu Termomodernizacji i Remontów.
Wspieranie energii z wysoko sprawnej kogeneracji w prawie polskim
Sejm Rzeczypospolitej Polskiej 12 stycznia 2007 roku uchwalił ustawę
o zmianie ustawy – Prawo energetyczne, ustawy – Prawo ochrony środowiska
oraz ustawy o systemie oceny zgodności.27 Ustawa dokonuje w zakresie swojej
regulacji wdrożenia dyrektywy 2004/8/WE w sprawie wspierania kogeneracji na
podstawie zapotrzebowania na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii.
Ustawa weszła w życie 24 lutego 2007 roku Przepisy wprowadzające nowy system wspierania energii z wysoko sprawnej kogeneracji weszły w życie 1 lipca
2007 roku i mają na celu, zgodnie z dyrektywą, promować kogenerację oraz tworzyć korzystne warunki rozwoju produkcji skojarzonej w Rzeczypospolitej Polskiej.
Ustawa z dnia 5 marca 2010 r. o zmianie ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów, Dz. U. nr 76, poz. 493.
27 Dz. U. nr 21, poz. 124.
26
– 68 –
W znowelizowanej ustawie – Prawo energetyczne znajduje się szereg przepisów porządkujących zagadnienia związane z kogeneracją. W art. 3 wprowadzono zgodne z dyrektywą definicje podstawowych pojęć dotyczących kogeneracji,
ciepła użytkowego w kogeneracji, wielkości sprawności granicznych oraz wysoko
sprawnej kogeneracji.
Zgodnie z wymogami dyrektywy, ustawa wprowadza system certyfikacji
energii elektrycznej z wysoko sprawnej kogeneracji. Do otrzymania świadectwa
pochodzenia z kogeneracji, potwierdzającego wytworzenie określonej ilości
energii w skojarzeniu wysoko sprawnym, uprawnieni są wszyscy wytwórcy,
którzy posiadają odpowiednią koncesję, złożyli wniosek i dopełnili określonych
wymogów formalnych i pomiarowych. Podmiotem odpowiedzialnym za wydawanie świadectw pochodzenia jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Certyfikacja energii jest obowiązkowa w stosunku do podmiotów chcących korzystać
z nowego systemu wsparcia, obowiązującego od 1 lipca 2007 roku.
Producent po wyprodukowaniu energii elektrycznej w wysoko sprawnej
kogeneracji występuje do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z wnioskiem
o wydanie świadectwa pochodzenia tej energii. Wnioski powinny obejmować
energię wyprodukowaną w ciągu jednego lub kilku następujących po sobie miesięcy danego roku kalendarzowego. Ilość produkowanej energii w wysoko
sprawnej kogeneracji w trakcie roku obliczana jest na podstawie planowanej
średniorocznej sprawności przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną i ciepło. Każdorazowo przy składaniu wniosku o wydanie świadectwa
pochodzenia wyprodukowanie określonego w nim wolumenu energii elektrycznej z wysoko sprawnej kogeneracji potwierdzane jest przez odpowiedniego operatora sieci elektroenergetycznych. Po zakończeniu danego roku kalendarzowego
wytwórca zobowiązany jest złożyć Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki sprawozdanie z produkcji zrealizowanej w ciągu roku. W sprawozdaniu rocznym,
w obliczeniach, brana jest pod uwagę rzeczywista osiągnięta sprawność przemiany energii paliwa w ciepło i energię elektryczną. Sprawozdania roczne weryfikowane są przez niezależne i kompetentne jednostki, akredytowane przez Polskie Centrum Akredytacji. Na podstawie sprawozdań rocznych przeprowadzona
jest weryfikacja liczby świadectw pochodzenia wystawionych dla danego producenta (obowiązkowe umorzenie części świadectw pochodzenia lub wystawienie
dodatkowej ich ilości). Nieprawidłowości w wypełnianiu wniosków o wydanie
świadectw pochodzenia podlegają karze.
Podmioty, które wystąpią do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z wnioskiem o wydanie świadectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej w 2007
roku, powinny do pierwszego wniosku załączyć opinię akredytowanej jednostki,
– 69 –
potwierdzającą możliwość i prawdopodobną wielkość produkcji energii elektrycznej z wysoko sprawnej kogeneracji w 2007 roku.
Nowym systemem wsparcia objęta została cała energia produkowana
w wysoko sprawnej kogeneracji. Wydawane dla tej energii świadectwa pochodzenia objęte są obowiązkiem zakupu. Obowiązek zakupu świadectw nałożony
został na podmioty sprzedające energię odbiorcom końcowym. W każdym roku
przedsiębiorstwa są zobowiązane do zakupienia odpowiedniej ilości świadectw
pochodzenia, proporcjonalnej do ilości energii dostarczanej klientom końcowym.
Obowiązek może być również wypełniony w drodze wniesienia opłaty zastępczej.
Świadectwa pochodzenia wydawane są odrębnie dla dwóch grup źródeł:
•
opalanych paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW;
•
dla pozostałych źródeł.
Dla każdego rodzaju świadectw został ustalony odrębny zakres obowiązku
zakupu oraz odmienny poziom opłaty zastępczej. Wysokość opłaty zastępczej
będzie corocznie wyznaczana przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w ramach określonego w ustawie zakresu: 15-110% średniej ceny energii na rynku
konkurencyjnym dla źródeł małych i gazowych oraz 15-40% tej ceny dla pozostałych źródeł kogeneracyjnych.
W ramach nowego systemu wspierania źródeł kogeneracyjnych został zniesiony dotychczas obowiązujący obowiązek zakupu energii produkowanej w skojarzeniu. Utrzymane zostały preferencje w dostępie do sieci elektroenergetycznych.
Zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne wpływy z opłat zastępczych oraz
kar pieniężnych kierowane są na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i mają być przeznaczone wyłącznie na wspieranie
odnawialnych źródeł energii lub wysoko sprawnej kogeneracji.
Przepisy ustawy zostały uszczegółowione w aktach wykonawczych, w tym
w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 roku w sprawie
sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej
w wysoko sprawnej kogeneracji28.
28
Dz. U. nr 185, poz. 1314.
– 70 –
2.4
Działania na rzecz ochrony klimatu
Jednostki samorządu terytorialnego, w tym również gminy, nie uczestniczą
bezpośrednio w kreowaniu polityki ochrony klimatu, a zwłaszcza w wyznaczaniu
celów polityki klimatycznej, czy konstruowaniu narzędzi sprzyjających ich realizacji. Polityka ta jest tworzona przede wszystkim na poziomie Unii Europejskiej,
a w jej realizację zaangażowane są głównie państwa członkowskie, stąd kluczowa
rola przypada tu administracji centralnej, która w największym stopniu odpowiedzialna jest za przygotowanie transpozycji prawa unijnego w tym zakresie.
Unijną politykę ochrony klimatu kreuje przede wszystkim Komisja Europejska, która przy udziale Rady UE, wyznacza cele redukcyjne w zakresie ograniczania emisji gazów cieplarnianych, tworzy założenia pod instrumentarium ochrony
klimatu.29 Państwa członkowskie mają natomiast istotny wpływ na tworzenie
strategii dostosowawczych, polegających na odpowiedniej adaptacji polityk
branżowych do wyznaczonych pułapów emisji, opracowywanie krajowych i sektorowych programów redukcji emisji, a także kreowanie polityki adaptacyjnej do
zmian klimatu.
Realizacja unijnej polityki ochrony klimatu następuje między innymi poprzez objęcie najbardziej emisyjnych sektorów gospodarki ogólnounijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji, w którym na zasadzie obowiązku
uczestniczą instalacje należące do tych sektorów w poszczególnych państwach
członkowskich. Systemem handlu uprawnieniami do emisji objęte są instalacje
sektora elektrowni zawodowych, elektrociepłowni zawodowych, ciepłowni zawodowych, przemysłu rafineryjnego, przemysłu koksowniczego, hutnictwa żelaza i stali, przemysłu wapienniczego, cementowego, szklarskiego, ceramicznego,
chemicznego, cukrowniczego oraz papierniczego.30
System handlu uprawnieniami do emisji funkcjonuje obecnie w Polsce na
podstawie ustawy z dnia 28 kwietnia 2011 roku o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych.31
29 W grudniu 2008 roku przywódcy UE podjęli decyzję o zatwierdzeniu kompleksowego pakietu środków ograniczających emisje, zwanego pakietem energetyczno-klimatycznym. Określono
cele unijnej polityki klimatycznej polegające na ograniczeniu emisji gazów cieplarnianych o co
najmniej 20% w porównaniu z poziomami z 1990 roku, zwiększenie o 20% udziału energii ze
źródeł odnawialnych na rynku energii oraz ograniczenie ogólnego zużycia energii o 20%.
30 Od 1 stycznia 2012 roku system będzie obejmował również sektor lotniczy.
31 Dz. U. nr 122, poz. 695.
– 71 –
Przedsiębiorstwa prowadzące instalacje objęte systemem otrzymują określony przydział uprawnień do emisji w celu pokrycia ich potrzeb emisyjnych
związanych z prowadzoną działalnością produkcyjną.
System handlu uprawnieniami do emisji koncentruje się wokół instytucji
krajowych i planów rozdziału uprawnień opracowanych przez państwa członkowskie na okres rozliczeniowy (obecny okres rozliczeniowy obejmuje lata
2008-2012). Krajowy plan określa całkowitą ilość uprawnień do emisji przeznaczonych do rozdzielenia pomiędzy prowadzących instalacje objęte systemem
oraz indywidualne przydziały uprawnień dla poszczególnych instalacji. Ta cecha
krajowych planów zasługuje na szczególne znaczenie w kontekście realizacji
celów redukcyjnych w zakresie emisji dwutlenku węgla. Ograniczona pula
uprawnień zmusza przedsiębiorstwa uczestniczące w systemie do ograniczania
ich emisji (na przykład inwestowania w bardziej efektywne technologie, zmianę
paliwa na mniej emisyjne, w tym także stosowanie odnawialnych źródeł emisji)
ewentualnie do zakupu na rynku dodatkowych uprawnień do emisji lub jednostek uzyskiwanych w związku z realizacją projektów skierowanych na redukcję
emisji gazów cieplarnianych takich jak jednostki redukcji emisji lub poświadczonej jednostki redukcji (projekty wspólnych wdrożeń, projekty mechanizmu czystego rozwoju).
Na mocy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2009/29/WE
z 23 kwietnia 2009 r. system handlu uprawnieniami do emisji w kolejnym okresie rozliczeniowym ulegnie istotnym przeobrażeniom.32 Zmiany wprowadzane
przez dyrektywę 2009/29/WE mają doprowadzić do znacznej redukcji emisji
gazów cieplarnianych przez poszczególne instalacje. Celem tej dyrektywy
2009/29/WE jest realizacja jednego z celów Pakietu energetyczno-klimatycznego, czyli zmniejszenia wielkości emisji gazów cieplarnianych w państwach Unii
Europejskiej o 20%.33 Ilość dostępnych w trzecim okresie rozliczeniowym, czyli
od 2013 roku, nieodpłatnych uprawnień do emisji zostanie ograniczona do 80%
poziomu bazowego (z okresu 2005-2008) i w kolejnych latach będzie corocznie
równomiernie zmniejszana do 30% w 2020 roku, aż do całkowitego zniesienia
nieodpłatnych uprawnień w 2027 roku. Instalacje należące do europejskiego
systemu handlu będą wówczas zmuszone nabywać na aukcjach całą potrzebną
pulę uprawnień do emisji.
Dyrektywa 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, Dz. Urz. UE L 140 z 5.06.2009, s. 63.
33 W przypadku, gdyby osiągnięto porozumienia z krajami spoza UE (nowe porozumienie,
które po 2012 roku zastąpi Protokół z Kioto), dyrektywa ma być środkiem umożliwiających
redukcję emisji tych gazów w Unii na poziomie 30%.
32
– 72 –
Dyrektywa 2009/29/WE przewiduje wprowadzenie od 1 stycznia 2013 roku
istotnych zmian do unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji polegających między innymi na:
•
zastąpieniu obecnego systemu krajowych pułapów uprawnień do emisji,
jednym pułapem uprawnień dla całej UE, co spowoduje znaczne zaostrzenie
reguł przyznawania nieodpłatnych uprawnień do emisji; będą one jednolite
dla wszystkich instalacji w każdym z państw członkowskich;34
•
stopniowym corocznym zmniejszaniu do 2020 roku, liczby dostępnych
uprawnień do emisji o współczynnik liniowy wynoszący 1,74% w odniesieniu do średniej całkowitej rocznej liczby uprawnień wydanych przez państwa członkowskie na lata 2008-2012;
•
wprowadzeniu, jako zasady, sprzedaży uprawnień w systemie aukcyjnym,
który zastąpi stopniowo dotychczasowy system nieodpłatnego przydzielania uprawnień przez rządy państw członkowskich;35 od 2013 roku system
aukcyjny będzie miał zastosowanie do instalacji wytwarzających energię
elektryczną;36
•
stopniowym dochodzeniu do pełnego systemu aukcyjnego sprzedaży
uprawnień w miejsce obecnego systemu nieodpłatnego rozdzielania przydziałów (od 2013 roku – 50% aż do 100% w 2027 roku) w odniesieniu do
pozostałych (poza elektroenergetyką) sektorów;
•
rozszerzeniu zakresu europejskiego systemu handlu o dodatkowe gałęzie
przemysłu (między innymi hutnictwo metali nieżelaznych, przemysł chePoprzez system krajowych pułapów emisji państwa członkowskie mogły do tej pory realizować swoje własne metodologie przydziału uprawnień uwzględniające specyfikę gospodarki
poszczególnych państw (poziom zaawansowania technologicznego), krajowe wymagania
dotyczące bezpieczeństwa energetycznego.
35 Dochody z aukcji będą trafiały do budżetów państw członkowskich, które mogą decydować
o sposobie ich wydatkowania. Zgodnie z dyrektywą przynajmniej 50% tych dochodów powinno być przeznaczane na działania związane z przeciwdziałaniem zmian klimatu i redukcji
emisji gazów cieplarnianych, w tym między innymi finansowanie badań i rozwoju w zakresie
efektywności energetycznej oraz czystych technologii w sektorach objętych dyrektywą; środki
służące zwiększeniu efektywności energetycznej i termomodernizacji budynków; rozwój innych technologii przyczyniających się do przejścia do bezpiecznej i zrównoważonej gospodarki
niskoemisyjnej.
36 Niektóre państwa członkowskie będą mogły skorzystać z derogacji przewidzianej w art. 10c
oraz wprowadzić przejściowo nieodpłatne przydziały dla elektroenergetyki na zasadach określonych w krajowym planie inwestycyjnym w zakresie poprawy infrastruktury i czystych
technologii. Możliwość skorzystania z derogacji jest jednak obwarowana pewnymi warunkami
na przykład takim, że pula dostępnych uprawnień nie może przekroczyć w 2013 roku 70%
zweryfikowanych historycznych emisji i będzie stopniowo zmniejszana do osiągnięcia w 2020
roku poziomu „zero”. Zatem niezależnie od realizacji inwestycji ujętych w krajowym planie
inwestycyjnym instalacje wytwarzające energię elektryczną w 2020 roku będą zmuszone do
zakupu na rynku wszystkich niezbędnych uprawnień.
34
– 73 –
•
•
•
•
miczny) i nowe gazy cieplarniane (na przykład podtlenek azotu), a także
instalacje przeznaczone do wychwytywania, transportu i geologicznego
składowania dwutlenku węgla;
wprowadzeniu zharmonizowanych zasad dotyczących wykorzystania jednostek uzyskanych z realizacji projektów ograniczania emisji wykonywanych w ramach mechanizmu czystego rozwoju (CDM) oraz mechanizmu
wspólnych wdrożeń (JI) w krajach trzecich;
możliwości wyłączenia z systemu decyzją państwa członkowskiego tak
zwanych małych instalacji emitujących stosunkowo niskie ilości dwutlenku
węgla, pod warunkiem, że instalacje te obejmą środki, które w porównywalny sposób wpłyną na ograniczenie emitowanych przez nie gazów cieplarnianych (podatki, standardy emisji lub dobrowolne porozumienia);
wyłączeniu z systemu instalacji spalania paliw wykorzystujących wyłącznie
biomasę;
możliwości przydzielania 100% darmowych uprawnień w określonych sektorach energochłonnych w celu ochrony tych sektorów przed ryzykiem tak
zwanych „ucieczki emisji” (przenoszenia produkcji z państw członkowskich
UE do krajów trzecich, w których przemysł nie jest poddany podobnym
ograniczeniom w zakresie emisji dwutlenku węgla).
Dyrektywa nadaje unijnej polityce ochrony klimatu znacząco inny kształt,
pozbawia państwa członkowskie dotychczasowej, i tak już ograniczonej autonomii, w sferze zarządzania krajowymi pułapami emisji gazów cieplarnianych,
przenosząc wyłączną niemal kompetencję w tym zakresie na poziom instytucji
unijnych.
Powstaje pytanie, w jaki sposób polityka ochrony klimatu wpływa na sposób
zarządzania energią w jednostkach samorządu terytorialnego? Nie ulega wątpliwości, że gmina nie jest bezpośrednio zaangażowana w tworzenie polityki klimatycznej, jednak jej założenia, a w szczególności sposób jej wdrażania na poziomie
poszczególnych państw członkowskich może bezpośrednio lub pośrednio wpływać na kształt lokalnych strategii i planów w zakresie zarządzania energią.
Jednym z sektorów uczestniczących w systemie handlu uprawnieniami do
emisji jest sektor ciepłowniczy. Do systemu należą instalacje spalania paliw
o mocy nominalnej powyżej 20 MW. Są one elementem gminnych założeń do
planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Zaostrzanie
kryteriów ich udziału w systemie handlu, na przykład poprzez zmniejszanie
przyznawanych nieodpłatnie limitów uprawnień do emisji, konieczność zakupu
brakującej liczby uprawnień na rynku (aukcjach) będzie zmuszał te przedsiębiorstwa do podejmowania ważnych decyzji inwestycyjnych, weryfikacji strategii
rozwojowych, podnoszenia cen energii oferowanej odbiorcom. To oczywiście
– 74 –
będzie miało znaczące przełożenie na kształt założeń do planów zaopatrzenia
w ciepło i sposób realizacji zadań gminy w zakresie zaspokajania zbiorowego
zapotrzebowania w energię cieplną.
Realizacja polityki ochrony klimatu wywrze jednak bezpośredni wpływ na
podmioty prowadzące te instalacje, które są jednocześnie przedsiębiorstwami
energetycznymi zajmującymi się wytwarzaniem i przesyłaniem energii. Na przedsiębiorstwach tych, w myśl przepisów Prawa energetycznego, spoczywa obowiązek przygotowania planów rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego
i przyszłego zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię dla obszaru swojego
działania. Warto zauważyć, że jednostki samorządu terytorialnego są również
w niektórych przypadkach właścicielami lokalnych instalacji ciepłowniczych,
dzierżawiąc je podmiotom prywatnym, lub powierzając ich prowadzenie gminnym jednostkom organizacyjnym (zakładom gospodarki komunalnej). W tych
przypadkach konsekwencje uczestnictwa instalacji ciepłowniczych w systemie
handlu uprawnieniami do emisji mogą dotknąć gminę w sposób bezpośredni.
Formułowanie nowych celów polityki ochrony klimatu, a następnie ich
wdrażanie ma zatem wpływ na sposób zarządzania energią na poziomie gminy.
2.5
Partnerstwo publiczno-prywatne jako narzędzie
realizacji projektów z zakresu poprawy
gospodarki energetycznej w gminach
Ogólne założenia partnerstwa publiczno-prywatnego
Partnerstwo publiczno-prywatne (PPP) zostało przez Komisję Europejską
zdefiniowane jako partnerstwo między sektorem publicznym oraz prywatnym
celem wspólnej realizacji projektów lub świadczenia usług tradycyjnie przypisanych do sektora publicznego. Formuła PPP przewiduje, że obie strony uzyskują ze
współpracy pewne korzyści, odpowiednie do zakresu wykonywania zadań.
Zakłada, że instytucje publiczne i prywatne w ramach partnerstwa „robią to, co
potrafią najlepiej”, dzięki czemu ryzyko jest możliwie najlepiej zarządzane i kontrolowane, a usługi publiczne są realizowane w sposób najbardziej efektywny
ekonomicznie.37
Wytyczne dotyczące udanego partnerstwa publiczno-prywatnego, Komisja Europejska, DG Polityka Regionalna, styczeń 2003 roku, s. 17, http://www. mrr.gov.pl [Dostęp:15-09-2010].
37
– 75 –
Ogólne założenia tej formuły to:
•
relatywnie długi okres trwania współpracy pomiędzy partnerami publicznym i prywatnym w różnych obszarach projektu;
•
finansowanie projektu częściowo przez partnera prywatnego, częściowo
z funduszy publicznych;
•
podmiot komercyjny uczestniczy w realizacji poszczególnych etapów przedsięwzięcia (projektowanie, realizacja prac, wdrażanie, finansowanie); rola
partnera publicznego polega głównie na definiowaniu celów z punktu widzenia interesu publicznego, monitoringu jakości świadczonych usług
i kształtowaniu polityki cenowej, nadzorowaniu osiągania tych celów przez
partnera prywatnego;
•
podział ryzyka pomiędzy partnera publicznego i partnera prywatnego, na
którego przenoszone są ryzyka zazwyczaj podejmowane przez sektor publiczny.
Ogólny podział zadań między partnerem publicznym i prywatnym przedstawiono w tabeli 2.1.
Tabela 2.1.
Zadania strony publicznej i prywatnej
Partner publiczny
Partner prywatny
• Zamówienie wykonania zadania publicznego
• Zapewnienie warunków realizacji umowy
• Zdefiniowanie efektu społecznoekonomicznego, jaki powinien być osiągnięty
w rezultacie inwestycji
• Przygotowanie inwestycji, współorganizacja,
finansowanie wspomagające
• realizacja zadania publicznego
• projektowanie, organizacja inwestycji, budowa, utrzymanie, eksploatacja
• zapewnienie montażu finansowego projektu
• świadczenie usługi na z góry określonym
i akceptowalnym społecznie poziomie
Źródło: K. Siwek, PPP – koncepcja partnerstwa publiczno-prywatnego www.ippp.pl. [Dostęp:15-09-2010]
W literaturze wymienia się szereg rozwiązań, które mieszczą się w szeroko
rozumianej formule PPP. 38 Przykładowo są to:
•
kontrakt na usługi – zlecanie przez gminy lub podmioty gminne części swoich zadań podmiotom prywatnym, zazwyczaj na okres stosunkowo krótki,
do kilku lat;
J. Zysnarski, Partnerstwo publiczno-prywatne w sferze usług komunalnych, ODDK, Gdańsk
2007, s. 33-35.
38
– 76 –
•
•
•
•
kontrakt menedżerski – ma charakter umowy o zarządzanie przedsiębiorstwem, obejmuje zazwyczaj znacznie szerszy zakres działań, a operator jest
zarządcą określonego majątku komunalnego; umowy zawierane są zwykle
na 3-5 lat;
umowa dzierżawy – podmiot prywatny na podstawie takiej umowy uzyskuje
prawo do użytkowania obiektów publicznych i czerpania korzyści z usług
świadczonych przy ich wykorzystaniu; w zamian dzierżawca płaci jednostce
publicznej czynsz dzierżawny; możliwa jest również sytuacja odwrotna, kiedy partner prywatny projektuje, buduje i finansuje obiekt, po czym jednostka publiczna staje się dzierżawcą obiektu, płacąc partnerowi prywatnemu
odpowiedni czynsz;
koncesjonowanie – forma zbliżona do dzierżawy, przy czym operator dodatkowo odpowiada za sfinansowanie określonego zakresu inwestycji; ryzyko
podmiotu prywatnego jest tu jeszcze wyższe niż przy umowie dzierżawy;
własność prywatna, które może mieć formę:
− tworzenia od podstaw nowych podmiotów prywatnych,
− zakładania spółek mieszanych, z udziałem podmiotów prywatnych i publicznych,
− sprzedaży istniejących podmiotów komunalnych w całości lub części.
Możliwa jest również prywatyzacja okresowa, kiedy własność przenoszona
jest na podmiot prywatny, który przeprowadza modernizację lub rozbudowę
obiektu, a następnie eksploatuje go przez okres niezbędny do uzyskania odpowiedniej stopy zwrotu i przenosi prawo własności z powrotem na podmiot publiczny.
W ramach tych form współpracy wyróżnia się dwa modele: francuski – jeśli
własność majątku komunalnego pozostaje po stronie gminy, a operatorem jest
podmiot prywatny (na przykład umowy dzierżawy, kontrakt menedżerski, koncesja) oraz brytyjski – jeśli własność majątku przechodzi na prywatnego operatora.
Formuła PPP stanowi kompleksowe podejście do realizacji usług publicznych, obejmując nie tylko etap inwestycyjny, ale także operacyjny – dostarczania
usług. Ze względu na zakres odpowiedzialności partnera można mówić o wielu
szczegółowych modelach PPP:
•
eksploatacja i utrzymanie – partner prywatny eksploatuje i utrzymuje
obiekt z zachowaniem własności publicznej;
•
projektuj, buduj, eksploatuj;
•
buduj, eksploatuj, odnawiaj koncesję;
•
buduj, eksploatuj, przekaż – partner prywatny buduje obiekt i nim zarządza
przez okres określony w umowie; po jego upływie, własność obiektu przechodzi na podmiot publiczny; modyfikacje:
– 77 –
•
•
− buduj, posiadaj, eksploatuj, przekaż,
− buduj, dzierżaw, eksploatuj, przekaż,
− buduj, przekaż, eksploatuj;
projektuj, buduj, finansuj, utrzymuj;
projektuj, buduj, finansuj, eksploatuj – partner prywatny projektuje, buduje,
finansuje, posiada i eksploatuje obiekt bez obowiązku przeniesienia własności na jednostkę publiczną; modyfikacje:
− buduj, posiadaj, eksploatuj,
− buduj, rozwijaj, eksploatuj,
− projektuj, buduj, zarządzaj, finansuj.
Wykorzystanie formuły PPP jest uzasadnione wówczas, kiedy określone
zadania publiczne są realizowane w sposób lepszy i bardziej efektywny w ujęciu
ogólnospołecznym, niż w formule tradycyjnej. Wartość projektu realizowanego
w PPP powinna być oceniana w całym cyklu życia, z uwzględnieniem aspektów
finansowych, ale także społeczno-ekonomicznych, organizacyjnych i jakościowych. Efektywność nie powinna być więc utożsamiana z minimalizacją kosztów
realizacji usług publicznych. Ocenie efektywności wykorzystania formuły PPP
mogą służyć następujące narzędzia:
•
skanowanie projektu (wstępna analiza PPP);
•
komparator publiczno-prywatny (porównanie hipotetycznego modelu PPP
z modelem tradycyjnym);
•
komparator sektora publicznego – porównanie wybranej, najlepszej oferty
PPP z modelem tradycyjnym.
Mają one zastosowanie na poszczególnych etapach przygotowania projektu
(rysunek 2.1). Na każdym z etapów oceny dokonuje się weryfikacji możliwości
i potrzeby realizacji projektu w formule PPP. Na każdym z nich może zostać podjęta decyzja o przyjęciu tradycyjnego rozwiązania.
Korzyści z wykorzystania tej formuły mogą mieć wieloraki charakter. Odnoszą się one przede wszystkim do efektywności realizacji zadań publicznych. Możliwe jest również pozyskanie środków finansowych z sektora prywatnego w sposób inny niż zadłużenie. Ponadto, procedury przetargowe związane z zaangażowaniem partnera prywatnego powinny powodować większą przejrzystość i konkurencję w realizacji zadań celu publicznego.
– 78 –
Rysunek 2.1.
Wykorzystanie komparatorów PPP a etapy projektu
Model tradycyjny
I - PPS
II - PPC
III - PPC
Skanowanie projektu PPP Komparator publiczno-prywatny Komparator sektora publicznego
Etap wstepny
Wstępna
kwalifikacja
Przygotowanie przetargu
Konsultacje
Przetarg
Przetarg
Negocjacje
Wybór
Przykładowa procedura przetargowa (10 do 20 miesięcy)
Źródło: K. Siwek, PPP – koncepcja partnerstwa…, op. cit.
Za zastosowaniem formuły PPP z punktu widzenia podmiotu publicznego
przemawiają następujące przesłanki:
•
relatywnie duża i rosnąca skala potrzeb infrastrukturalnych;
•
niewystarczające środki publiczne na zaspokojenie tych potrzeb;
•
niezadowalający poziom satysfakcji z jakości usług publicznych;
•
rosnące oczekiwania odbiorców usług publicznych;
•
niewystarczająca efektywność publicznego zarządzania infrastrukturą;
•
potrzeba pozyskania doświadczeń sektora prywatnego.
Dzięki PPP możliwe jest podejmowanie przedsięwzięć inwestycyjnych
w sytuacji ograniczonych środków jednostek sektora publicznego, a także szybsza ich realizacja, ponieważ partner prywatny mający uzyskiwać przychody
z tytułu świadczenia usług jest zainteresowany jak najszybszym uruchomieniem
inwestycji. Zaangażowanie partnera prywatnego pozwala również zracjonalizować koszty operacyjne w całym okresie funkcjonowania przedsięwzięcia, co jest
trudne do osiągnięcia w sektorze publicznym. Z tego samego powodu partner
prywatny jest w większym stopniu zmotywowany do lepszego zarządzania
i wdrażania projektów. Ponadto, PPP umożliwia partnerowi prywatnemu generowanie dodatkowych przychodów, na przykład dzięki wykorzystaniu rezerwowych zdolności czy świadczeniu usług „ubocznych”, a do procesu świadczenia
– 79 –
usług publicznych jest wprowadzany mechanizm konkurencji – zarówno na etapie wyboru partnera prywatnego, jak i w procesie realizacji inwestycji oraz
świadczenia usług.
Lepsza jakość świadczonych usług publicznych osiągana w projektach PPP
wiąże się na przykład z korzyściami skali, innowacjami w procesie świadczenia
usług czy lepszą integracją usług z aktywami towarzyszącymi.39
Partnerstwo publiczno-prywatne pozwala na optymalny podział ryzyka –
założeniem jest przejęcie ryzyka przez tę stronę, która ma większe możliwości
kontrolowania jego przy możliwie najmniejszych kosztach. Nie chodzi tu
o obciążenie ryzykiem wyłącznie partnera prywatnego, ale o optymalny podział
tego ryzyka.
Jednostka publiczna jest dzięki PPP zwolniona z zarządzania świadczeniem
usług i może skoncentrować się wyłącznie na zadaniach o charakterze regulacyjnym – planowaniu i monitorowaniu świadczenia usług publicznych.
Zagrożenia związane z partnerstwem publiczno-prywatnym to przede
wszystkim:
•
problemy dotyczące prawidłowości świadczenia usług objętych partnerstwem, związane z ujawnieniem się ryzyka, które nie zostało w wystarczający sposób zniwelowane;
•
utrata kontroli nad procesem świadczenia usług, związana z nieprawidłową
realizacją funkcji regulatora przez partnera publicznego; istotą PPP jest podział ryzyka, korzyści i kompetencji decyzyjnych pomiędzy partnerów; zaangażowany finansowo partner prywatny ma uzasadnione prawo domagać
się wpływu na proces świadczenia usług oraz ich wycenę; partner publiczny
musi natomiast mieć skuteczne procedury nadzoru nad działalnością i decyzjami partnera prywatnego, zabezpieczające realizację interesu publicznego;
szczególnie istotne jest przewidzenie procedur przejęcia funkcji pełnionych
przez partnera prywatnego w sytuacji niewywiązywania się przez niego ze
zobowiązań;
•
nieprawidłowe funkcjonowanie administracji publicznej, odnoszące się do
działania jednostek organizacyjnych odpowiedzialnych za wdrożenie PPP;
•
wzrost opłat ponoszonych przez korzystających z usług związany z faktem,
że jednostki publiczne świadcząc usługi nie mają zachęty do uwzględniania
wszystkich kosztów w trakcie ustalania cen za świadczone usługi (na przykład w pewnych sytuacjach niektóre koszty nie są w ogóle wyceniane);
w przypadku świadczeniodawcy prywatnego rachunek ekonomiczny musi
Partnerstwo publiczno-prywatne. Poradnik, Urząd Zamówień Publicznych, Warszawa 2010,
s. 24.
39
– 80 –
•
•
•
•
uwzględniać wszystkie koszty, co w przypadku konieczności wzrostu cen za
usługi może powodować niezadowolenie społeczne;
niezadowalająca jakość usług – sytuacja taka może powstać w przypadku źle
przygotowanego partnerstwa, kiedy na przykład partner prywatny mając
przewidziany zbyt niski zysk, zechce go podnieść poprzez nadmierną redukcję kosztów powodującą obniżenie jakości usług; w kontrakcie powinny
w związku z tym znaleźć się zabezpieczenia dotyczące kar czy zachęt finansowych oraz kryteriów oceny jakości świadczonych usług;
brak konkurencji – chociaż ta formuła sama w sobie zakłada urynkowienie
usług publicznych to możliwa jest sytuacja, że konkurencja nie powstanie,
a monopol publiczny zostanie zastąpiony prywatnym; w kontrakcie powinny w związku z tym znaleźć się zapisy uniemożliwiające partnerowi prywatnemu korzystanie z pozycji monopolisty;
niedozwolona współpraca stron, polegająca na oferowaniu i przyznawaniu
partnerowi prywatnemu nadmiernych zachęt skłaniających do podjęcia
współpracy;
niepewność polityczna – merytorycznie uzasadnione projekty mogą nie
zostać zaakceptowane z powodu braku przychylności polityków obawiających się reakcji opinii publicznej; kadencyjność organów, na przykład w jednostkach samorządowych również utrudnia pracę nad projektami inwestycyjnymi, które ze swej natury mają długi okres przygotowawczy.
Wymienione zagrożenia można w istotnym stopniu zredukować w trakcie
dobrze przygotowanych i przeprowadzonych negocjacji. Nie należy w związku
z tym oszczędzać przy wyborze negocjatora.
Regulacje prawne w Polsce
W Polsce instytucja partnerstwa publiczno-prywatnego została odrębnie
uregulowana w porządku prawnym po raz pierwszy w 2005 roku, kiedy weszła
w życie pierwsza ustawa o partnerstwie publiczno-prywatnym.40 Ze względu na
brak jednolitej interpretacji w odniesieniu do PPP nie cieszyła się ona jednak
zainteresowaniem zamawiających. W realizacji projektów międzysektorowych
były z reguły wykorzystywane: koncesja na roboty budowlane, spółki komunalne
z udziałem kapitału prywatnego, zamówienia publiczne finansowane z oszczędności z przedmiotu zamówienia (ESCO) lub umowy najmu/dzierżawy obiektów.
40
Ustawa z dnia 28 lipca 2005 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym, Dz. U. nr 169, poz. 1420.
– 81 –
W 2008 roku została przyjęta nowa ustawa o partnerstwie publicznoprywatnym41 (ustawa PPP). Zgodnie z nią, przedmiotem partnerstwem publiczno-prywatnym jest wspólna realizacja przedsięwzięcia oparta na podziale zadań
i ryzyk pomiędzy podmiotem publicznym i partnerem prywatnym. Partnerstwo
publiczno-prywatne umożliwia zarówno wykorzystanie środków Unii Europejskiej (zgodnie z art. 32 ustawy PPP), jak również jest możliwe finansowanie wyłącznie przez partnera prywatnego. Wybór partnera prywatnego, w zakresie
nieujętym w ustawie PPP, powinien być dokonywany zgodnie z:
•
ustawą z dnia 9 stycznia 2009 r. o koncesji na roboty budowlane lub usługi42, jeśli wynagrodzeniem partnera prywatnego jest prawo do pobierania
pożytków z przedmiotu partnerstwa publiczno-prywatnego, albo przede
wszystkim prawo to wraz z zapłatą sumy pieniężnej;
•
ustawą z dnia 29 stycznia 2004 r. – Prawo zamówień publicznych43 –
w innych przypadkach;
•
zasadami uczciwej i wolnej konkurencji, równego traktowania, przejrzystości i proporcjonalności, a w przypadku wniesienia przez partnera publicznego wkładu własnego będącego nieruchomością, także przepisów ustawy
z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami44 – w przypadkach, kiedy nie mają zastosowania dwie wymienione wcześniej ustawy.
Podmiot publiczny zainteresowany realizacją zadania publicznego w PPP
może więc wybrać jedną z następujących form:
•
koncesja jako instytucja samoistna;
•
koncesja modyfikowana przepisami ustawy PPP;
•
zamówienie publiczne modyfikowane przepisami ustawy PPP;
•
partnerstwo publiczno-prywatne samoistne (na przykład w sektorze telekomunikacyjnym, który jest wyłączony zarówno spod ustawy PPP, jak
i ustawy o koncesjach na roboty budowlane lub usługi).
W każdym przypadku, kiedy formuła projektu spełnia kryteria definicji
partnerstwa publiczno-prywatnego, a więc następuje podział zadań i ryzyka między strony kontraktu, a podmiot prywatny jest zobowiązany do sfinansowania
lub współfinansowania jego realizacji oraz w okresie trwania kontraktu zarządza
majątkiem publicznym, mają zastosowanie przepisy ustawy o partnerstwie publiczno-prywatnym.
Ustawa z dnia 19 grudnia 2008 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym, Dz. U. z 2009 r.,
nr 19, poz. 100.
42 Dz. U. nr 19, poz. 101, nr 157, poz. 1241 i nr 223, poz. 1778.
43 Dz. U. z 2007 r., nr 223, poz. 1655 z późn. zm.
44 Dz. U. z 2010 r., nr 102, poz. 651 i nr 106, poz. 675.
41
– 82 –
Możliwe są również inne, niemieszczące się w definicji partnerstwa publiczno-prywatnego formy współpracy międzysektorowej, posiadające cechy powierzenia zadania publicznego stronie prywatnej oraz przewidujące korzystanie
przez nią z majątku publicznego, na przykład na podstawie ustawy o gospodarce
nieruchomościami czy ustawy o działalności pożytku publicznego i wolontariacie,
ustawy – Prawo zamówień publicznych lub kodeksu cywilnego. Warunkiem wykorzystania którejkolwiek z tych form będzie zastosowanie otwartego i konkurencyjnego trybu wyboru wykonawcy.
Postępowanie w sprawie wyboru partnera prywatnego powinno być ogłoszone w Biuletynie Zamówień Publicznych lub w Dzienniku Urzędowym Unii
Europejskiej. Ponadto, w Biuletynie Informacji Publicznej zamieszcza się informację o planowanym partnerstwie publiczno-prywatnym.
Umowa o partnerstwie publiczno-prywatnym
Umowa o partnerstwie publiczno-prywatnym jest podstawowym dokumentem regulującym zobowiązania partnerów przedsięwzięcia. Ma ona służyć
sprawnej realizacji projektu oraz chronić uzasadnione interesy stron. Z punktu
widzenia podmiotu publicznego powinna przede wszystkim gwarantować odpowiedzialność i kontrolę tego podmiotu nad całością przedsięwzięcia.
Zakres umowy będzie każdorazowo efektem negocjacji na etapie wyboru
partnera prywatnego. Powinna ona jasno regulować podział i szczegółowy opis
zadań każdego z partnerów, podział ryzyka, sposób płatności, harmonogramy,
procedury monitoringu jakości realizacji zadań, kosztów, sankcje w przypadku
niewykonania umowy. Istotnym elementem jest również określenie zasad zmiany partnera prywatnego i okoliczności, w jakich to może nastąpić, a także zasad
rozwiązania umowy i rozliczenia wkładów własnych.
Umowy z zakresu PPP nie są w żaden sposób standaryzowane. Dlatego też
w części nieregulowanej ustawą o partnerstwie publiczno-prywatnym mogą mieć
do nich zastosowanie ustawy o koncesjach, kodeksu cywilnego, ustawy: o gospodarce nieruchomościami, o gospodarce komunalnej, o drogach publicznych lub
inne.
Zawierając umowę o PPP strona prywatna zobowiązuje się do realizacji
przedsięwzięcia za wynagrodzeniem oraz poniesienia całości lub części wydatków na jego realizację (ewentualnie poniesienia ich przez osobę trzecią). Strona
publiczna zobowiązuje się natomiast do współdziałania w osiągnięciu celu przedsięwzięcia, w szczególności poprzez wniesienie wkładu własnego.
Przedsięwzięcia, które mogą być realizowane zgodnie z przepisami ustawy
PPP (art. 2) to:
•
budowa lub remont obiektu budowlanego;
– 83 –
•
•
•
świadczenie usług;
wykonanie dzieła, w szczególności wyposażenie składnika majątkowego
w urządzenia podwyższające jego wartość lub użyteczność;
inne świadczenie połączone z utrzymaniem lub zarządzaniem składnikiem
majątkowym, który jest wykorzystywany do realizacji przedsięwzięcia publiczno-prywatnego lub jest z nim związany.
Umowy partnerstwa dotyczące projektów związanych z budową lub remontem obiektu budowlanego opierają się na przepisach kodeksu cywilnego, odnoszących się do umowy o roboty budowlane. Zgodnie z art. 647 kc przez umowę
o roboty budowlane wykonawca zobowiązuje się do oddania przewidzianego
w umowie obiektu, wykonanego zgodnie z projektem i z zasadami wiedzy technicznej, a inwestor zobowiązuje się do dokonania wymaganych przez właściwe przepisy czynności związanych z przygotowaniem robót, w szczególności do przekazania
terenu budowy i dostarczenia projektu, oraz do odebrania obiektu i zapłaty umówionego wynagrodzenia. W partnerstwie publiczno-prywatnym inwestorem
w sensie przepisów prawno-budowlanych może być zarówno partner publiczny,
jak i prywatny.
Świadczenie usług w ramach projektów PPP opiera się na umowie o świadczenie usług, będącej przedmiotem art. 750 kodeksu cywilnego. Zgodnie z nim,
do nieuregulowanych innymi przepisami umów o świadczenie usług mają zastosowanie przepisy o zleceniu. Rodzaj i zakres usług możliwych do realizacji
w formule PPP jest bardzo szeroki i może obejmować praktycznie wszystkie
prace nie będące robotami budowlanymi lub wykonaniem dzieła. Przedsięwzięcie może dotyczyć również innych świadczeń, o ile możliwość (lub konieczność)
ich świadczenia przez podmiot publiczny przewidują przepisy.
Ustawa PPP nie określa dopuszczalnego zakresu merytorycznego partnerstwa. Niemniej jednak podmioty publiczne nie mają zupełnej swobody angażowania się w przedsięwzięcia PPP. Każdy podmiot publiczny może podejmować
współpracę w ramach tej formuły tylko w zakresie, jakim odpowiada wyznaczonemu prawem zakresowi jego działalności. W przypadku niektórych jednostek,
zwłaszcza jednostek samorządu terytorialnego, może być on bardzo szeroki.
W przypadku gminy do zakresu jej działań należą (zgodnie z ustawą z dnia
8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym45) wszelkie sprawy publiczne o znaczeniu lokalnym, niezastrzeżone ustawami na rzecz innych podmiotów. Gmina może
zatem, jeśli inne przepisy nie zastrzegają kompetencji innych jednostek, realizować w PPP wszystkie zadania związane ze sprawami lokalnymi.
45
Dz. U. z 2001 r., nr 142, poz. 1591 z późn. zm.
– 84 –
Zadania i ryzyko
Partnerstwo publiczno-prywatne różni się od zwykłego zamówienia publicznego tym, że obie strony realizują przedsięwzięcie wspólnie. Formuła wymusza zaangażowanie strony publicznej w proces realizacji usługi publicznej
będącej przedmiotem kontraktu. Oznacza ono przejęcie przez stronę publiczną
części zadań oraz ryzyk, a także współdziałanie w osiągnięciu celu przedsięwzięcia, co najmniej poprzez wniesienie wkładu własnego do przedsięwzięcia.
Do zadań, które mogą być dzielone pomiędzy partnerów, mogą na przykład
należeć:
•
opracowanie projektu;
•
uzyskanie warunków zabudowy terenu;
•
uzyskanie pozwolenia na budowę oraz innych niezbędnych zezwoleń i pozwoleń;
•
finansowanie inwestycji;
•
wykonanie robót budowlanych;
•
utrzymanie i zarządzanie majątkiem.
Udział partnera publicznego może być różny. Typowym rozwiązaniem jest
przejęcie zadań o charakterze formalno-organizacyjnym, ale w praktyce najczęstszą formą jest wniesienie wkładu własnego.
Istotnym elementem charakteryzującym formułę PPP jest podział ryzyk
pomiędzy strony umowy. Ustawa nie definiuje jednak ryzyka, ani nie nakłada
obowiązku przeprowadzania jego analizy dla przedsięwzięcia. Rodzaje ryzyka
i sposób jego podziału powinny więc każdorazowo stać się przedmiotem rozstrzygnięcia umowy o PPP. Z zasad partnerstwa publiczno-prywatnego wynika
jednak, że powinny być one dzielone stosownie do zdolności kontrolowania ryzyka przez obie strony umowy. Zasada ta powinna być stosowana łącznie z kryterium ekonomicznym – w niektórych przypadkach wysoki koszt przejęcia ryzyka
przez partnera prywatnego może uzasadniać pozostawienie go po stronie podmiotu publicznego.
Typowa analiza ryzyka w przedsięwzięciu PPP powinna obejmować:
•
identyfikację rodzajów ryzyka związanego z inwestycją w podziale na istotne i nieistotne;
•
ocenę i prognozę prawdopodobieństwa wystąpienia ryzyk w rekomendowanych wariantach realizacji inwestycji;
•
analizę podziału ryzyka pomiędzy partnera publicznego i prywatnego
w zależności od przyjętego modelu prawno-organizacyjnego oraz określenie
pożądanego podziału między strony umowy;
•
analizę metod i kosztów minimalizacji poszczególnych kategorii ryzyka;
– 85 –
•
analizę wpływu zidentyfikowanych rodzajów ryzyka na poziom długu publicznego.
W odniesieniu do przedsięwzięć o charakterze inwestycyjnym można wyróżnić obszary i rodzaje ryzyka (tabela 2.2).
Tabela 2.2.
Obszary i elementy ryzyka
Typowa
alokacja
Obszar ryzyka
Elementy ryzyka
Przygotowanie
przedsięwzięcia
• dostępność informacji dotyczącej planowanego przedsięwzięcia
• prawidłowość określenia kryteriów specyfikacji wyboru partnera prywatnego i wprowadzanie zmian w tej specyfikacji
• sposób prowadzenia postępowania dotyczącego wyboru partnera prywatnego
• możliwość zaniechania realizacji przedsięwzięcia
partner
publiczny
Finansowanie
inwestycji
• trudności z pozyskaniem środków w określonej wysokości,
terminie i na określonych warunkach
• zmiany warunków udzielenia finansowania
• zmiany cen
partner
prywatny
Realizacja
inwestycji
• opóźnienia w realizacji robót budowlanych
• niezgodność wykonanych robót ze standardami i warunkami
umownymi
• wzrost kosztów inwestycyjnych
• czynniki logistyczne
• czynniki związane z rynkiem pracy
• wpływ czynników zewnętrznych (w tym na przykład związane z
pogodą)
• wystąpienie nieadekwatnych rozwiązań w dokumentacji projektowej
• pojawienie się lub zastosowanie w realizacji przedsięwzięcia
nowych technologii
• pojawienie się wad fizycznych lub prawnych wpływających na
wartość lub użyteczność składników majątkowych
partner
prywatny
Świadczenie
usług
• trudności z realizacją wymaganej ilości usług
• nieodpowiednia jakość usług
• zgodność z normami
• wzrost kosztów działalności
• rynek pracy, dostępność i kwalifikacje pracowników
• zmiany technologiczne
• zastosowanie przestarzałych technologii
partner
prywatny
– 86 –
Typowa
alokacja
Obszar ryzyka
Elementy ryzyka
Popyt
• pojawienie się konkurencji
• sezonowość popytu
• nowe trendy rynkowe
• nieadekwatność usługi do popytu
partner
prywatny
Przekazanie
składników
majątkowych
• stan składnika majątkowego przed przekazaniem
• dostępność informacji na temat składników majątkowych
zaangażowanych w przedsięwzięcie
• wykonywanie obowiązków dotyczących składników majątkowych
• egzekucja praw dotyczących przekazania składnika
• wierzytelności i inne prawa związane ze składnikiem majątkowym
• transfer pracowników
partner
publiczny
Ryzyko
polityczne
• zmiany w sferze polityki dotyczące obszaru realizowanego
przedsięwzięcia, w tym na przykład wpływające na zasadność
czy efektywność przedsięwzięcia
• niestabilność polityczna po stronie partnera publicznego
partner
publiczny
Ryzyko prawne
• zmiany w przepisach mające wpływ na realizację przedsięwzięcia PPP
partner
publiczny
Ryzyko makroekonomiczne
• stopa inflacji
• wysokość stóp procentowych
• ryzyko kursowe
• zmiany demograficzne
• zjawiska koniunkturalne
partner
prywatny
Ryzyko
ekologiczne
• potencjalny wpływ przedsięwzięcia na środowisko – możliwość
pogorszenia jego stanu
• oddziaływanie czynników środowiskowych na funkcjonowanie
przedsięwzięcia
wspólne
Ryzyko
regulacyjne
• zmiany w regulacjach dotyczących systemów taryfowych
w danym obszarze usług publicznych
Ryzyko dotyczące przychodów
przedsięwzięcia
• wynagrodzenie partnera prywatnego w ramach przedsięwzięcia
• zmiany w mechanizmie cenowym i sposobie poboru opłat
Ryzyko dotyczące lokalizacji
przedsięwzięcia
• stan prawny, sąsiedztwo
• odkrycia archeologiczne i inne
• istniejąca infrastruktura
• lokalny rynek pracy
Siła wyższa
• zjawiska mogące powodować na przykład brak możliwości
realizacji przedsięwzięcia
• istotne są regulacje kodeksu cywilnego dotyczące siły wyższej
(mogą wyłączyć odpowiedzialność stron)
podmiot
publiczny
partner
publiczny
i prywatny
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Partnerstwo publiczno-prywatne. Poradnik,
UZP, Warszawa 2010, s. 83-84.
– 87 –
Zakres i sposób analizy ryzyka powinien odzwierciedlać specyfikę przedsięwzięcia, w tym:
•
wielkość i złożoność projektu;
•
liczbę znaczących ryzyk dotyczących projektu;
•
potrzebę wykorzystania finansowych mechanizmów kompensacji ryzyka;
•
sposób wyboru partnera prywatnego.
Wkład własny partnera publicznego
Wkładem własnym partnera publicznego jest świadczenie, polegające przede wszystkim na poniesieniu części wydatków na realizację przedsięwzięcia.
Może to dotyczyć także sfinansowania dopłat do usług świadczonych przez partnera prywatnego w ramach przedsięwzięcia lub wniesienia składnika majątkowego.
Udział podmiotu publicznego może być wyłącznie częściowy. O ile możliwe
jest, by partner prywatny w ramach wkładu własnego finansował koszty przedsięwzięcia w całości (art. 7 ust. 1 ustawy PPP), o tyle podmiot publiczny nie może
sfinansować całości wydatków (aczkolwiek nie określono maksymalnego pułapu
do sfinansowania i może być to 99% kosztów).
Wkład podmiotu publicznego może zostać wniesiony w formie na przykład:
•
pokrycia kapitału zakładowego spółki mieszanej;
•
zapłaty faktur za wydatki dotyczące przedsięwzięcia;
•
bezpośredniego przekazania transz środków na rzecz partnera prywatnego;
•
finansowania długiem (kredyt, pożyczka, obligacje) części kosztów;
•
dopłaty do usług świadczonych przez partnera prywatnego (na przykład
pokrycie części kosztów działalności operatora);
•
wniesienia składnika majątkowego.
Wniesienie składnika majątkowego może dotyczyć na przykład nieruchomości, na której będzie realizowana inwestycja, wniesienia przedsiębiorstwa,
infrastruktury i urządzeń (wodociągi, drogi, mosty, stadion sportowy, środki
transportu zbiorowego) lub praw majątkowych (licencje, koncesje).
Składniki majątku mogą być wnoszone przez partnera publicznego w różnych formach: sprzedaży, użyczenia, użytkowania, najmu albo dzierżawy, ale
również darowizny, zamiany czy leasingu.
Wniesienie wkładu własnego jest decydujące przy kwalifikacji współpracy
jako partnerstwa publiczno-prywatnego. Jeżeli bowiem któraś ze stron nie zobowiązuje się do ponoszenia określonych wydatków albo do oddania do dyspozycji
składnika majątkowego (nawet odpłatnie), to współpraca nie kwalifikuje się jako
PPP.
– 88 –
Monitoring, nadzór i kontrola realizacji umowy
partnerstwa publiczno-prywatnego
Zapewnienie prawidłowej realizacji kontraktu PPP wymaga, by po stronie
partnera publicznego została wyznaczona osoba (jednostka) odpowiedzialna za
zarządzanie kontraktem i jego realizacją. Jej zadaniem jest:
•
stały monitoring działań partnera prywatnego;
•
zapewnienie odpowiedniego, systematycznego i sformalizowanego mechanizmu raportowania i analizy informacji dotyczących postępu w realizacji
umowy, w tym określenie systemu wskaźników oceny działań partnera
prywatnego;
•
utrzymywanie kontaktów z korzystającymi z usług świadczonych w ramach
PPP.
W ramach systemu informowania stronie publicznej powinny być dostarczane prognozy dotyczące realizacji kontraktu w przyszłych okresach, opis problemów, jakie pojawiają się w trakcie realizacji umowy oraz propozycje rozwiązań. Władze publiczne powinny skupić się przede wszystkim na kontroli usług
świadczonych przez partnera prywatnego tak, aby były one zgodne z zapisami
umowy. Możliwe jest na przykład stałe utrzymywanie eksperta technicznego,
monitorującego działania partnera prywatnego na każdym etapie realizacji
przedsięwzięcia.
Rozwiązywanie sporów i zmiana partnera
Umowa o PPP powinna regulować kwestię rozwiązywania konfliktów pomiędzy partnerami w sposób pozwalający na uniknięcie ewentualnych sporów
sądowych (negocjacje, doradztwo, mediacja, arbitraż). Każdorazowo wybór metody rozstrzygania sporów zależeć powinien od specyfiki sporu, relacji między
partnerami, zagadnień, jakich spór dotyczy oraz kosztów związanych z jej zastosowaniem.
Niekiedy zamiast sporu sądowego na tle niewykonania lub nienależytego
wykonania umowy PPP przez partnera prywatnego, bardziej efektywne może
okazać się przejęcie od partnera prywatnego powierzonych mu zadań i rozwiązanie umowy. Umowa powinna zatem określać sytuacje, w jakich strona publiczna ma prawo przejąć rolę partnera prywatnego i rozwiązać umowę.
Strona publiczna powinna więc opracować procedurę oceny kosztów skorzystania z klauzuli przejęcia roli partnera prywatnego oraz plan przejęcia jego
zadań w sposób najmniej odczuwalny dla korzystających z usług świadczonych
w ramach PPP.
– 89 –
W odniesieniu do przejęcia zadań partnera prywatnego powinny zostać
uregulowane zagadnienia dotyczące sposobu podziału zysków lub strat powstałych w trakcie i efekcie partnerstwa oraz ewentualnej spłaty zobowiązań, zainwestowanego kapitału i rozdysponowania pozostałych aktywów. Strona publiczna musi zagwarantować takie zasady zwrotu majątku wykorzystywanego
w partnerstwie, aby była zagwarantowana możliwość jego dalszej eksploatacji.
Partnerstwo publiczno-prywatne a wykorzystanie funduszy
Unii Europejskiej
Ustawa o partnerstwie publiczno-prywatnym przewiduje dofinansowanie
projektów PPP ze środków Unii Europejskiej, w ramach tak zwanego partnerstwa
hybrydowego. Polega ono na jednoczesnym wykorzystaniu w projekcie PPP krajowych środków publicznych, środków UE i kapitału prywatnego.
Zgodnie z wytycznymi Komisji Europejskiej, niezależnie od szczegółowych
kryteriów udzielania dotacji w ramach programów operacyjnych, dofinansowanie przedsięwzięć PPP wymaga spełnienia następujących warunków:
•
zapewnienie otwartego dostępu do rynku, czyli:
− pełnego i otwartego udziału stron w rynku, w tym także równości w traktowaniu,
− stosowania transparentnych procedur zamówień publicznych,
− stosowania dyrektyw dotyczących zamówień publicznych;
•
przestrzeganie zasad dopuszczalności i warunków udzielania zamówień
publicznych, w tym:
− zapewnienie, że nie zachodzi nadmierne wynagradzanie partnera prywatnego za świadczone usługi,
− dopasowanie wielkości dotacji do rzeczywistych potrzeb;
•
ochrona interesu publicznego:
− wykorzystanie PPP i dotacji w celu uzyskania wyższej jakości usług
świadczonych w ramach dofinansowanego partnerstwa,
− wykazanie większej efektywności ekonomicznej przedsięwzięcia,
− zapewnienie jednostce publicznej trwałego udziału w procedurach kontroli prawidłowej realizacji kontraktu,
− wykluczenie możliwości odniesienia przez partnera nadmiernego i nieuzasadnionego zysku,
− gwarancja renegocjacji kontraktu, jeśli zajdzie potrzeba zrównoważenia
relacji między partnerami,
− uwzględnienie wpływu projektu na lokalny i regionalny rynek pracy oraz
rozwój społeczno-gospodarczy;
•
ustalenie optymalnego poziomu współfinansowania wspólnotowego:
– 90 –
−
−
−
−
dopasowanie dotacji do rzeczywistych potrzeb,
maksymalne wykorzystanie publicznych środków,
unikanie zniekształcenia mechanizmów rynkowych,
maksymalizacja efektu „dźwigni finansowej” dotacji.
Komisja Europejska podkreśla rolę PPP w przezwyciężaniu zjawisk kryzysowych: formuła ta dzięki mobilizacji funduszy prywatnych umożliwia realizację
w szerszym zakresie inwestycji infrastrukturalnych, świadczenie usług publicznych oraz wprowadzanie na szerszą skalę innowacji, a dzięki temu wspiera aktywność gospodarczą i proces naprawy gospodarki. Zauważa się także, że na
poziomie unijnym PPP mogą znacząco przyczynić się do realizacji strategicznych
celów, takich jak zapobieganie zmianom klimatu, wzrost wykorzystania alternatywnych źródeł energii oraz efektywności energetycznej i surowcowej, wspieranie rozwoju zrównoważonego.46
Planowane jest utworzenie na poziomie Komisji specjalnej grupy do spraw
PPP, która zajmie się wypracowaniem rozwiązań mających wspierać wykorzystanie tej formuły w krajach członkowskich. W rezultacie mają powstać stosowne
regulacje prawne i dotyczące ujmowania partnerstwa publiczno-prywatnego
w kontekście długu publicznego i deficytu budżetowego, a także mechanizmy
finansowe lepiej dostosowane do jego specyfiki.
W większości przypadków inicjatorami i inwestorami w projektach dotyczących wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych są podmioty komercyjne
– dotyczy to na przykład elektrowni wiatrowych, wodnych, czy biogazowni. Niektóre przedsięwzięcia ze względu na swą specyfikę są inicjowane, i w pewnym
zakresie, powinny być kontrolowane przez samorządy, jak na przykład scentralizowane ciepłownie na biomasę. W takich przypadkach, kiedy inwestycja związana z wykorzystaniem energii odnawialnej służy realizacji celów z zakresu zadań
własnych gminy, a samorząd ma ograniczone zasoby organizacyjne i finansowe,
by taką inwestycję przygotować i realizować, zasadne może być wykorzystanie
mechanizmu PPP. Formuła partnerstwa jest tym bardziej warta zainteresowania,
że zarówno na szczeblu krajowym, jak i wspólnotowym podejmowane są działania wspierające tę formułę realizacji inwestycji służących celom publicznym.
Wspieranie inwestycji publiczno-prywatnych krokiem w kierunku naprawy gospodarki
i długoterminowej zmiany strukturalnej: zwiększanie znaczenia partnerstw publiczno-prywatnych, KOM/2009/0615, Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego
Komitetu Ekonomiczno-Społecznego oraz Komitetu Regionów.
46
– 91 –
2.6
Rekomendacje usprawnienia polityczno-prawnych podstaw gospodarowania energią
w gminach
Przegląd politycznych, prawnych i organizacyjnych uwarunkowań procesu
planowania energetycznego w jednostkach samorządu terytorialnego wskazuje,
że sprawna realizacja przyjmowanych przez samorząd planów w zakresie gospodarowania energią wymaga wprowadzenia szeregu działań w sferze legislacyjnej
oraz organizacyjnej (otoczenia organizacyjnego), które umożliwią między innymi
usunięcie zidentyfikowanych barier czy niedostatków regulacyjnych.
Rekomendacje wdrożeniowe zawierają propozycje działań, jakie należy
podjąć w celu sprawnej realizacji założeń planów. Zostały one sformułowane
w kilku kluczowych obszarach – planowania energetycznego, handlu uprawnieniami do emisji, działań na rzecz efektywności energetycznej i wykorzystania
odnawialnych źródeł energii.
2.6.1. Planowanie energetyczne
Rekomendacja 1: Wprowadzenie sankcji za niedopełnienie przez gminę
obowiązku uchwalenia założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe lub ich aktualizacji
Pierwsze założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną
i paliwa gazowe mają zgodnie z przepisami Prawa energetycznego zostać przyjęte w terminie 2 lat od dnia wejścia w życie ustawy zmieniającej, czyli do 11 marca
2012 roku.
Jednocześnie przepisy ustawy nie przewidują żadnych konsekwencji za niedopełnienie przez gminy tego obowiązku. Warto zauważyć, że obowiązki prawne
niezabezpieczone żadnymi sankcjami mogą okazać się nieefektywne. Sankcje
powinny wyrażać ujemne skutki jeżeli adresat normy prawnej, w tym przypadku
jednostka samorządu terytorialnego, nie zastosuje się do nakazu ustanowionego
w przepisie prawa.
Można zakładać, że brak sankcji za niewykonanie obowiązków wyrażonych
wprost w ustawie spowoduje, że podmioty zobowiązane nie będą czuły się odpowiednio zmotywowane do ich realizacji.
Alternatywa, jaką może rozważyć ustawodawca w kontekście zabezpieczenia obowiązku sporządzenia założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię
– 92 –
elektryczną i paliwa gazowe to wprowadzenie sankcji o charakterze finansowym
– na przykład kar pieniężnych, naliczanych do momentu wywiązania się przez
gminę z nałożonych nań obowiązków albo wprowadzenie środków o charakterze
zbliżonym do tych stosowanych w przypadku egzekucji obowiązków administracyjnych o charakterze niepieniężnym. Najwłaściwszym środkiem prowadzącym
bezpośrednio do wykonania obowiązku opracowania założeń do planu byłoby
zlecenie wykonania założeń podmiotowi zewnętrznemu. Kosztami wykonania
zastępczego byłaby obciążona zobowiązana gmin.
Przyjęcie któregoś ze wskazanych rozwiązań wiąże się z koniecznością wyznaczenia odpowiedniego organu, który dyscyplinowałby gminy, wymierzając
kary pieniężne, lub podmiotu, który dokonałby wyboru wykonawcy zastępczego.
Rekomendacja 2: Uwzględnienie i ścisłe egzekwowanie wymogu posiadania
aktualnego planu przy ubieganiu się o pozyskanie środków na inwestycje
infrastrukturalne
Zachętą do tworzenia przez gminy założeń do planów zaopatrzenia w ciepło,
energię elektryczną i paliwa gazowe może być uwzględnienie i ścisłe egzekwowanie wymogu posiadania aktualnego planu wyznaczającego zarówno władzom
gminy, jak i potencjalnym inwestorom kierunki działania w zakresie rozwoju
infrastruktury, w tym lokalizacji nowych źródeł wytwórczych przy ubieganiu się
o pozyskanie środków na inwestycje infrastrukturalne.
Wymóg taki byłby egzekwowany przy ocenie wniosków o dofinansowanie
projektów z zakresu infrastruktury energetycznej albo efektywności energetycznej.
Rekomendacja 3: Stworzenie zharmonizowanego systemu planów gospodarowania energią na poszczególnych szczeblach funkcjonowania samorządu
terytorialnego.
Plany gospodarowania energią mogłyby być opracowywane na poszczególnych szczeblach funkcjonowania samorządu, powinny one zawierać spójne ustalenia. Spójność ustaleń planów może zostać osiągnięta w drodze konsultacji założeń planów poszczególnych szczebli przez organy wykonawcze samorządów
wyższego szczebla (na przykład wójt konsultowałby założenia planu gminnego
z zarządem powiatu i zarządem województwa). Plany te powinny być także
zbieżne z założeniami polityki energetycznej państwa.
System harmonijnych planów gospodarowania energią mógłby zostać wprowadzony na gruncie przepisów Prawa energetycznego.
– 93 –
Rekomendacja 4: Egzekwowanie obowiązku uchwalania lub aktualizacji
miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego przez gminy
Niesprawny proces decyzyjny związany z brakiem aktualnych planów zagospodarowania przestrzennego przy lokalizowaniu inwestycji infrastrukturalnych
może wywołać poważne konsekwencje. Brak planów skutkuje nadmiernym wydłużeniem procedur lokalizacyjnych co może rodzić szereg skutków związanych
z terminowością realizacji inwestycji, a następnie pociągać dalsze konsekwencje,
jeśli na przykład inwestycja korzysta z jakichś form wsparcia ze środków publicznych lub kredytowych.
Brak planu powoduje też utrudnienia w sferze realizacji zadań z zakresu
gospodarowania energią na terenie gminy. Zadania te gmina ma w myśl przepisów Prawa energetycznego, realizować zgodnie z miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego, a w przypadku braku takiego planu – z kierunkami rozwoju gminy, zawartymi w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania
przestrzennego gminy (art. 18 ust. 2 pkt. 1 ustawy - Prawo energetyczne).
Wynika stąd, że posiadanie przez gminy aktualnego planu lub przynajmniej
studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego jest warunkiem prawidłowego wykonywania zadań z zakresu planowania i organizacji
zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy.
Warto więc rozważyć wprowadzenie rozwiązań, które wymuszą na gminach
opracowanie stosownych dokumentów planistycznych. Można w tym zakresie
wrócić na przykład do podejmowanej już w trakcie prac nad nowelizacją ustawy
o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym propozycji pozbawienia gmin,
które nie realizują tego obowiązku prawa pobierania podatku od nieruchomości.
Rekomendacja 5: Wprowadzenie ułatwień dotyczących stosowania partnerstwa publiczno-prywatnego przy realizacji projektów energetycznych
W formule partnerstwa publiczno-prywatnego mogłoby być realizowanych
szereg przedsięwzięć z zakresu gospodarki energetycznej w gminach. Niestety,
jak wskazuje praktyka, w Polsce realizuje się najmniej inwestycji w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego spośród krajów Unii Europejskiej.47 Przyczyną
jest ciągle podnoszony, pomimo kolejnych nowelizacji liberalizujących przepisy,
problem skomplikowanych wymagań prawnych, który zniechęca partnerów do
nawiązywania współpracy w tej formie. Aktualna ustawa o partnerstwie publicz-
Zob. artykuł Zbyt wysokie koszty hamują partnerstwo publiczno-prywatne w Polsce, „Gazeta
Prawna” 2011, 25 października.
47
– 94 –
no-prywatnym48 stwarza wiele trudności samorządom i przedsiębiorcom (stosunkowo duże sformalizowanie procedury zawierania umów o PPP, wysokie
koszty nawiązania tej formy współpracy); stąd jednostki samorządu terytorialnego rzadko korzystają z tej możliwości współpracy i finansowania przedsięwzięć. Do 2011 roku jedną z podstawowych przesłanek realizacji projektów PPP
przez samorządy było niezaliczanie zobowiązań wynikających z umowy do samorządowego długu publicznego. Od 1 stycznia 2011 roku sytuacja się zmieniła za
sprawą rozporządzenia Ministra Finansów w sprawie szczegółowego sposobu
klasyfikacji tytułów dłużnych zaliczanych do państwowego długu publicznego,
w tym do długu Skarbu Państwa.49 W świetle tego rozporządzenia tytuły dłużne
zaliczane do państwowego długu publicznego obejmują także umowy o partnerstwie publiczno-prywatnym, które mają wpływ na poziom długu publicznego.
Warto zatem zgłosić postulat zniesienia istniejących barier formalnoprawnych, które utrudniają stosowanie formuły partnerstwa publiczno-prywatnego
przez samorządy przy realizacji inwestycji komunalnych, w tym projektów energetycznych.
Rekomendacja 6: Nałożenie na gminy ustawowego obowiązku opracowywania raportów/sprawozdań z realizacji planów w zakresie gospodarowania energią na terenie gminy oraz podawania ich do publicznej wiadomości
Aktualne regulacje ustawy – Prawo energetyczne ograniczają obowiązki
gminy do opracowania planu/założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe.
Efektywność działań z zakresu gospodarowania energią byłaby większa,
gdyby gminy musiały okresowo przedstawić sprawozdanie podsumowujące
osiągnięte wyniki. Przekazywanie do wiadomości publicznej informacji o efektach działań związanych z gospodarowaniem energią byłoby narzędziem kontroli
społecznej nad organami gminy i skłaniałoby władze publiczne do większych
wysiłków na rzecz realizacji założeń planu. W praktyce często bywa bowiem tak,
że mimo uchwalonych Założeń do planu zaopatrzenia … pozostaje on wyłącznie
dokumentem i zawarte w nim zalecenia nie są w praktyce wdrażane w życie. Tym
samym założenie wprowadzenia obowiązku sporządzania Założeń do planu zaopatrzenia… pozostaje niemal martwym zapisem prawnym nieprzynoszącym
efektów energetycznych i gospodarczych. Nawet wymuszenie respektowania
Ustawa z dnia 19 grudnia 2008 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym, Dz. U. z 2009 r. nr
19, poz. 100 z późn. zm.
49 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 23 grudnia 2010 r. w sprawie szczegółowego
sposobu klasyfikacji tytułów dłużnych zaliczanych do państwowego długu publicznego, w tym
do długu Skarbu Państwa, Dz. U. nr 252, poz. 1692.
48
– 95 –
obowiązku sporządzania dokumentu nie spowoduje racjonalizacji gospodarowania energią w gminach, jeśli opracowane założenia nie będą wdrażane. Obowiązek publicznego informowania o efektach powinien zostać wprowadzony na
gruncie Prawa energetycznego. Należałoby określić, jakie informacje powinny
zostać zawarte w sprawozdaniu (można przyjąć wzór formularza takiego sprawozdania) częstotliwość jego sporządzenia, sposób podania do publicznej wiadomości).
2.6.2.Handel emisjami
Rekomendacja 7: Wyłączenie z europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji tak zwanych małych instalacji spalania
Jednym z sektorów uczestniczących w systemie handlu uprawnieniami do
emisji jest sektor ciepłowniczy. Do systemu należą instalacje spalania paliw
o mocy nominalnej powyżej 20 MW. Instalacje te są elementem gminnych założeń do planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Zaostrzanie od 2013 roku kryteriów udziału tych instalacji w systemie handlu na
przykład poprzez zmniejszanie przyznawanych nieodpłatnie limitów uprawnień
do emisji, konieczność zakupu brakującej liczby uprawnień na rynku (aukcjach)
będzie zmuszał te przedsiębiorstwa do podejmowania ważnych decyzji inwestycyjnych, weryfikacji strategii rozwojowych, podnoszenia cen energii oferowanej
odbiorcom. To oczywiście będzie miało znaczące przełożenie na kształt założeń
do planów zaopatrzenia w ciepło i sposób realizacji zadań gminy w zakresie zaspokajania zbiorowego zapotrzebowania w energię cieplną.
Problemu zmniejszających się przydziałów uprawnień do emisji w przypadku części instalacji ciepłowniczych można jednak uniknąć. Może temu służyć
wprowadzenie rozwiązań pozwalających na wyłączenie z europejskiego systemu
handlu uprawnieniami do emisji tak zwanych małych instalacji spalania (o nominalnej mocy cieplnej poniżej 35 MW i emitujących nie więcej niż 25 tys. ton CO2
w ciągu roku) i objęcia ich tak zwanymi środkami równoważnymi (na przykład
standardy emisji, opłaty lub dobrowolne porozumienia ekologiczne). Rozwiązanie takie proponuje prawo unijne (art. 27 dyrektywy 2009/29/WE) jako środek
pozwalający na zwolnienie małych instalacji spalania (najczęściej komunalnych
ciepłowni) z obowiązków związanych z rozliczaniem emisji dwutlenku węgla
w ramach systemu handlu, a więc zakupu brakujących uprawnień na pokrycie
emisji CO2.
– 96 –
Obowiązująca ustawa o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych z 2011 roku50 takiego rozwiązania nie zawiera; należy zatem postulować, aby polski ustawodawca wykorzystał wszystkie dopuszczone prawem
unijnym środki, dzięki którym lokalne instalacje ciepłownicze nie będą zmuszone
do wypełniania obowiązków uczestników europejskiego systemu handlu emisjami.
Wyłączone instalacje nadal musiałyby wykonywać obowiązki w zakresie
monitorowania emisji i przedkładania corocznych raportów o wielkości emisji,
aby mogły wykazać, że nadal spełniają przesłanki wyłączenia. Jeśli w danym roku
emisja z instalacji wzrośnie ponad wskazany limit, to instalacja taka zostaje włączona do systemu i powinna wykonywać wszystkie obowiązki uczestnika systemu.
2.6.3.Efektywność energetyczna
Rekomendacja 8: Nałożenie na gminy ustawowego obowiązku opracowywania sprawozdań dotyczących efektów działań na rzecz efektywności
energetycznej oraz podawania ich do publicznej wiadomości
Zgodnie z ustawą o efektywności energetycznej51 podstawowym obowiązkiem jednostki sektora publicznego jest zastosowanie przynajmniej dwóch spośród wymienionych w ustawie środków poprawy efektywności energetycznej.
Jednostka sektora publicznego musi także poinformować o ich stosowaniu
na stronie internetowej lub w sposób zwyczajowo przyjęty w danej miejscowości.
Można sformułować postulat, aby w ślad za informacją o stosowanych środkach jednostka sektora publicznego informowała o efektach podejmowanych
działań w postaci oszczędności w zakresie wykorzystania energii, zmniejszeniu
wydatków na ten cel. Przekazywanie do wiadomości publicznej informacji o efektach działań związanych z oszczędzaniem energii byłoby narzędziem kontroli
społecznej nad organami gminy. Można się również spodziewać, że obowiązek
informowania o efektach podejmowanych działań skłoni jednostki sektora publicznego do wyboru bardziej ambitnych środków poprawy efektywności energetycznej, które będą przynosiły bardziej spektakularne efekty.
Stosowne przepisy powinny zostać wprowadzone w ustawie o efektywności
energetycznej.
Ustawa z dnia 28 kwietnia 2011 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Dz. U. nr 122, poz. 695.
51 Ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej, Dz. U. nr 94, poz. 551.
50
– 97 –
Rekomendacja 9: Nałożenie na jednostki sektora publicznego ustawowego
obowiązku osiągania wymaganych (prawnie wiążących) poziomów oszczędności w zakresie zużycia energii.
Przepisy dyrektywy 2006/32/WE, które zostały implementowane w uchwalonej 15 kwietnia 2011 roku ustawie o efektywności energetycznej wskazują, aby
jednostki sektora publicznego pełniły wzorcową rolę w dziedzinie oszczędnego
gospodarowania energią.
Celem wypełnienia treścią tego postulatu i przybliżenia osiągnięcia określonego ustawą krajową celu w zakresie oszczędnego gospodarowania energią,
można rozważyć nałożenie na jednostki sektora publicznego obowiązku zaoszczędzenia w każdym roku określonego poziomu zużycia energii (na przykład
corocznie 1 procent średniego zużycia energii).
Warto zauważyć, że wprowadzenie wiążących celów w zakresie poprawy
efektywności energetycznej musi się odbywać z równoległym określeniem narzędzi pozwalających na określenie wyjściowego poziomu zużycia energii
(na przykład audyt efektywności energetycznej). Propozycja wprowadzenia wiążących celów redukcyjnych w zakresie zużycia energii pojawiła się w trakcie prac
nad ustawą o efektywności energetycznej ale ostatecznie nie została przyjęta
przez Sejm.
Komisja Europejska w ramach Planu działań na rzecz efektywności energetycznej 2011 zapowiada wprowadzenie wobec jednostek sektora publicznego
takich wiążących celów.52 Komisja proponuje cel w postaci obowiązku przeprowadzenia co roku modernizacji i ocieplenia 3 procent budynków publicznych
(biorąc pod uwagę ich powierzchnię). Sformułowany w ten sposób cel został
wprowadzony w nowej dyrektywie o efektywności energetycznej, której projekt
KE opublikowała 22 czerwca 2011 roku.53
Dodatkowo w wytycznych KE wskazuje się, że każdy budynek jednostek
sektora publicznego poddany renowacji, powinien po jej zakończeniu zaliczać się
do 10% najlepszych spośród krajowych zasobów budowlanych, a w przypadku,
Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European
Economic and Social Committee and the Committee of the Regions Energy Efficiency Plan 2011,
COM/2011/0109 final, http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do? uri=CELEX:52011
DC0109:EN:HTML:NOT [Dostęp: 23-10-2011]
53 Zgodnie z założeniami Dyrektywa ma zostać przyjęta do czerwca 2012 roku, po negocjacjach
i konsultacjach z państwami członkowskimi. Dyrektywa powinna wejść w życie w grudniu
2012 roku z rocznym okresem na implementację przez państwa członkowskie. Proposal for
a Directive of the European Parliament and of the Council on energy efficiency and repealing
Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC COM/2011/0370 final – COD 2011/0172, http://eurlex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:52011PC0370:EN:NOT[Dostęp: 23-10-2011]
52
– 98 –
gdy władze publiczne wynajmują lub nabywają istniejące budynki, powinny one
w każdym przypadku należeć do najlepszej dostępnej klasy energooszczędności.
Ustanowienie wiążących poziomów oszczędności w zakresie zużycia energii
nie tylko będzie sprzyjało osiągnięciu już obowiązującego krajowego celu w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, ale umożliwi jednostkom sektora
publicznego przygotowanie się do nowych, bardziej wymagających obowiązków,
które zostaną wprowadzone do polskiego prawa w następstwie implementacji
przepisów projektowanej dyrektywy o efektywności energetycznej.
Rekomendacja 10: Kontynuowanie ustawowych obowiązków w zakresie
oszczędności energii w dłuższej perspektywie czasowej oraz przedłużenie
ważności praw majątkowych wynikających ze świadectw efektywności
energetycznej.
System świadectw efektywności energetycznej (tak zwane białe certyfikaty)
ma zachęcić podmioty gospodarcze do podejmowania przedsięwzięć z zakresu
efektywności energetycznej takich, jak: modernizacja lokalnych sieci ciepłowniczych i źródeł ciepła, budynków, oświetlenia, urządzeń przeznaczonych do użytku domowego oraz wykorzystywanych w procesach przemysłowych. Mają one
służyć ochronie środowiska oraz doskonaleniu systemu poprawy efektywności
energetycznej. Jednocześnie formuła świadectw efektywności przewidziana
ustawą o efektywności energetycznej została tak zaprojektowana, że mechanizm
ten ma pozwolić na osiągnięcie jak największych oszczędności energii w jak najkrótszym czasie, a wykorzystanie mechanizmu przetargowego przy przyznawaniu
certyfikatów ma wyłonić te oszczędności zrealizowane po jak najniższym koszcie.
Ustawodawca dopuszcza obrót świadectwami efektywności energetycznej –
prawa majątkowe z nich wynikające są zbywalne, można je odsprzedawać i nabywać na rynkach regulowanych i giełdach towarowych. Niestety ten kluczowy
dla sektora przedsiębiorstw mechanizm certyfikatów został tak zaprojektowany,
iż z uwagi na krótki okres obowiązywania ustawy (zasadnicza jej część obowiązuje do końca 2016 roku) i jeszcze krótszy okres funkcjonowania rynku białych
certyfikatów (do 31 marca 2016 roku – zatem prawa majątkowe wynikające
z białych certyfikatów przestaną być towarem giełdowym 1 kwietnia 2016 roku)
nie ma pewności, czy mechanizm ten spełni swoją rolę.
W związku ze skróceniem okresu działania rynku białych certyfikatów można się spodziewać, że zwłaszcza większe inwestycje na rzecz poprawy efektywności energetycznej angażujące wysokie nakłady finansowe, które zwykle realizuje się w dłuższym okresie, mogą nie zostać przez sektor prywatny uruchomione.
– 99 –
W świetle tego można postulować kontynuowanie ustawowych obowiązków
w zakresie oszczędności energii w dłuższej perspektywie czasowej (na gruncie
kolejnych ustaw dotyczących efektywności energetycznej, czyli tych które wejdą
w życie po 2016 roku) oraz przedłużenia ważności praw majątkowych wynikających z białych certyfikatów.
Rekomendacja 11: Wprowadzenie szerszego wsparcia dla rynku usług doradztwa w zakresie efektywnego wykorzystania energii
Można rozważyć wsparcie dla rynku usług doradztwa w zakresie efektywnego wykorzystania energii i oszczędzania energii (podnoszenie kompetencji
technicznych w zakresie zmniejszania zużycia energii w przedsiębiorstwach,
racjonalnego użytkowania urządzeń i instalacji produkcyjnych oraz wprowadzania przedsięwzięć energooszczędnych). Doradcy energetyczni powinni pełnić
rolę katalizatora działań na rzecz oszczędzania energii.
Wsparcie powinno mieć głównie wymiar finansowy i być adresowane bezpośrednio do firm konsultingowych (środki na szkolenia, środki na rozpoczęcie
działalności, na kampanie informacyjno-promocyjne dotyczące oszczędzania
energii). Wsparcie może też być adresowane do klientów firm doradczych
(sfinansowanie audytu energetycznego, termomodernizacyjnego). Można też
rozważyć inicjowanie kompleksowego wsparcia dla przedsiębiorstw w zakresie
podnoszenia efektywności energetycznej w postaci tak zwanych klastrów energetycznych.
Organizacyjną rolę w zakresie rozwoju rynku doradztwa mogłaby pełnić
gmina, tworząc ośrodki doradztwa w tym zakresie, czy choćby upowszechniając
informacje o podmiotach, które na jej terenie świadczą tego rodzaju usługi.
Należałoby rozważyć wprowadzenie wsparcia merytorycznego dla indywidualnych wytwórców energii w zakresie efektywności energetycznej. Wsparcie
takie powinno być organizowane przez gminę poprzez utworzenie odpowiedniej
komórki w strukturach gminy. Zadaniem doradcy energetycznego byłoby doradztwo techniczne i finansowe w zakresie podnoszenia efektywności energetycznej
budynków i źródeł energii oraz wsparcie organizacyjne inwestycji.
Rekomendacja 12: Stworzenie warunków rozwoju sektora przedsiębiorstw
usług energetycznych
Elementem systemu środków poprawy efektywności energetycznej powinny też być przedsiębiorstwa usług energetycznych (energy service company –
ESCO) czyli jednostki usługowe zapewniające szeroki wachlarz kompleksowych
rozwiązań energetycznych, w tym w zakresie planowania i wdrażania projektów
oszczędzania energii, poszanowania energii, infrastruktury energetycznej, wytwa-
– 100 –
rzania mocy oraz dostarczania energii. W przypadku typowych przedsiębiorstw
usług energetycznych realizowane przez nie projekty są finansowane z uzyskiwanych oszczędności związanych na przykład ze zmniejszeniem kosztów energii.
Szczególnie ważne z perspektywy realizacji planów w zakresie gospodarowania energią w gminie są przedsięwzięcia w zakresie poprawy efektywności
energetycznej. Przedsiębiorstwa usług energetycznych, biorąc na siebie ryzyko
finansowe realizacji takich przedsięwzięć poprzez pokrycie lub współfinansowanie ponoszonych z góry kosztów inwestycji, uzyskiwałyby ich refinansowanie
z osiąganych oszczędności.
Przedsiębiorstwa usług energetycznych mogą pomóc władzom publicznym
w modernizacji budynków, oświetlenia ulic, grupując je w skalowalne projekty
w ramach umów o poprawę efektywności energetycznej. Dzięki zabiegowi skalowania można zwiększyć szanse uzyskania dofinansowania ze środków publicznych dla większej grupy projektów.
Działalność takich przedsiębiorstw wymagałaby uregulowania choćby w minimalnym zakresie na przykład w ustawie o efektywności energetycznej. Aby zapewnić odpowiednią jakość świadczonych usług mogłyby one podlegać obowiązkowi akredytacji, na przykład przez Polskie Centrum Akredytacji. Rozwój rynku
usług świadczonych przez te przedsiębiorstwa wymaga zapewnienia szerszego
dostępu do programów finansowania przedsięwzięć przez nie realizowanych.
W przypadku usług świadczonych przez przedsiębiorstwa usług energetycznych na rzecz jednostek sektora publicznego istotne byłoby także wprowadzenie odpowiednich zmian w przepisach dotyczących finansów publicznych,
które pozwoliłyby na niewliczanie do poziomu zadłużenia samorządów zobowiązań
wynikających z umów zawartych z przedsiębiorstwami usług energetycznych.
Rekomendacja 13: Szersze wykorzystanie umów o poprawę efektywności
energetycznej
Umowy o poprawę efektywności energetycznej zostały wymienione
w ustawie o efektywności energetycznej, jako jeden ze środków realizacji jej
postanowień. Mogą go stosować jednostki sektora publicznego.
Umowy o poprawę efektywności energetycznej to forma zamówień polegającą na sfinansowaniu części lub całości kosztów inwestycji w efektywność energetyczną oszczędnościami wynikającymi z obniżenia kosztów zakupu energii
i związanych z tym kosztów utrzymania. Umowy o poprawę efektywności energetycznej mają zastosowanie przy podejmowaniu renowacji budynków publicznych i przy modernizacji infrastruktury publicznej, na przykład oświetlenia
ulicznego, w celu poprawy jej efektywności energetycznej.
– 101 –
Umowy o poprawę efektywności energetycznej mogłyby być podstawą realizacji działań modernizacyjnych przez przedsiębiorstwa lub innych (komercyjnych) dostawców usług energetycznych.
Celowe byłoby nałożenie obowiązku publikowania efektu uzyskanego dzięki
wykonaniu umowy, nie tylko w oparciu o audyt energetyczny, lecz również
o rzeczywiste zużycie energii w kolejnych cyklach rozliczeniowych po wykonaniu
umowy i wykazanie uzyskania rzeczywistego efektu w postaci zmniejszenia zużycia energii, a tym samym podwyższeniu efektywności energetycznej. Obserwacje efektów dotychczasowych działań proefektywnościowych wykazują niejednokrotnie, że efektywność ekonomiczno-energetyczna tych przedsięwzięć bywa
bardzo niska.54
Rekomendacja 14: Zwiększenie dostępności źródeł wsparcia dla małych
i średnich firm na przedsięwzięcia mające na celu zmniejszenie zużycia
i obniżenie kosztów energii
Zwiększenie dostępności źródeł wsparcia dla małych i średnich firm na
różnego rodzaju przedsięwzięcia mające na celu zmniejszenie zużycia i obniżenie
kosztów zakupu energii (inwestycje prowadzące do zmniejszenia zużycia energii
w gospodarce energetycznej beneficjenta, inwestycje mające na celu zwiększenie
udziału energii odnawialnej i energii pozyskiwanej z odpadów lub ciepła odpadowego w gospodarce energetycznej pożyczkobiorcy i inne). Najbardziej efektywnymi mechanizmami finansowymi na rzecz efektywności energetycznej realizowanymi w krajach UE są dobrowolne zobowiązania i fundusze efektywności
energetycznej oraz specjalne programy finansowe.
W tej chwili preferencyjne pożyczki na ten cel mają w ofercie:
− Agencja Rozwoju Przemysłu (Energopożyczka),
− NFOŚiGW w ramach programu priorytetowego Efektywne wykorzystanie
energii, który będzie realizowany w latach 2011-2013,
− kilka banków komercyjnych dysponujących środkami wyasygnowanymi
przez Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju, który w styczniu 2011 roku
uruchomił Program Finansowania Rozwoju Energii Zrównoważonej
w Polsce, skierowany do małych i średnich przedsiębiorstw.
Często wysokie nakłady ekonomiczne na działania podwyższające efektywność energetyczną
przynoszą niskie efekty w postaci zmniejszenia zużycia energii.
54
– 102 –
Rekomendacja 15: Szersza dostępność programów finansowego wsparcia
dla podmiotów indywidualnych
Programy finansowego wsparcia powinny być szerzej i na preferencyjnych
zasadach dostępne dla podmiotów indywidualnych, na przykład na inwestycje
termomodernizacyjne budynków oraz wymianę indywidualnych źródeł energii
(kotłów ciepłowniczych). Duże znaczenie dla osiągania krajowych celów efektywności energetycznej mają działania podejmowane na poziomie indywidualnych gospodarstw domowych.
Celem skutecznego rozwijania efektywności energetycznej, niezbędne jest
stworzenie instrumentów finansowych pozwalających nie tylko przedsiębiorcom
i instytucjom publicznym, ale przede wszystkim gospodarstwom domowym aktywnie uczestniczyć w programie oszczędzania energii.
Wsparcie to mogłyby oferować nawet same gminy. W przypadku dotacji
udzielanych osobom fizycznym ograniczeniem nie są nawet przepisy ustawy
o finansach publicznych, które jako warunek udzielenia dotacji celowej z budżetu
gminy podmiotom niezaliczanym do sektora finansów publicznych posługują się
kryterium niedziałania w celu osiągnięcia zysku. Jednocześnie działania na rzecz
podnoszenia efektywności energetycznej należą do inwestycji służących realizacji zadań publicznych przez gminę.
Istotne dla podwyższenia efektywności energetycznej u wytwórców indywidualnych energii byłoby wpisanie takiego obowiązku Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło… .
2.6.4. Wykorzystanie odnawialnych źródeł energii
Rekomendacja 16: Wyłączenie źródeł energii spalających biomasę z europejskiego systemu handlu emisjami
Od 2013 roku źródła emisji (w tym małe ciepłownie) spalające wyłącznie
biomasę zostaną wyłączone z europejskiego systemu handlu uprawnieniami do
emisji. Jest to niewątpliwie bodziec do szerszego wykorzystania energii z OZE do
wytwarzania ciepła.
Już w tej chwili emisji CO2 ze spalania biomasy nie uwzględnia się w bilansie
emisyjnym instalacji uczestniczącej w systemie. Od 2013 roku instalacje spalające
wyłącznie biomasę nie będą miały obowiązku uczestnictwa w systemie; tym samym zostaną zniesione dość restrykcyjne rygory związane z monitorowaniem
emisji dwutlenku węgla i jej rozliczaniem w ramach systemu.
– 103 –
Rekomendacja 17: Przyjęcie jednolitej ustawy o odnawialnych źródłach
energii
Przyjęcie jednolitej ustawy o odnawialnych źródłach energii (na przykład na
wzór niemieckiej EEG) wynika z konieczności zbudowania spójnych ram prawnych w zakresie wykorzystania OZE, z uwzględnieniem standardów europejskich,
a także transpozycja dyrektywy 2009/28/WE. Ustawa powinna wprowadzić
klarowny oraz efektywny system promujący wykorzystanie energii z OZE oraz
warunki wytwarzania energii z tych źródeł. Rozwój energetyki opartej na OZE
jest jednym z najważniejszych kierunków Polityki energetycznej Polski do 2030
roku. Perspektywa rosnącego wykorzystania energii z OZE wynika z potrzeby
ochrony środowiska oraz wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Warto zauważyć, że z końcem 2011 roku rządowy projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii został skierowany do uzgodnień międzyresortowych
i konsultacji społecznych (projekt z 20 grudnia 2011 roku). Założenia projektu
mają między innymi zapewnić rozwój generacji rozproszonej opartej na tak zwanych mikroinstalacjach (źródłach o zainstalowanej mocy elektrycznej do 40 kW
lub 70 kW mocy cieplnej/chłodniczej), wykorzystujących do produkcji energii
lokalnie występujące zasoby.
Projekt ustawy o OZE wprowadza też uproszczenia procedur dla prosumentów chcących zainwestować w mikroinstalacje (należą do nich również instalacje
służące do wytwarzania biogazu rolniczego lub wytwarzania energii elektrycznej
z biogazu) zamiast wydawania pozwoleń na budowę projekt wprowadza powiadomienie organu o planie realizacji przedsięwzięcia.
Ustawa zachowuje obowiązek zakupu z urzędu wytworzonej energii elektrycznej. Mechanizm wsparcia dla producentów energii elektrycznej z OZE nadal
przewiduje też wystawianie tzw. świadectw pochodzenia, a wynikające z nich
prawa majątkowe będą mogły być wprowadzone do obrotu między innymi
na Towarowej Giełdzie Energii.55
Można więc wnioskować, że w niedługim czasie postulat przyjęcia jednolitych podstaw prawnych regulujących wykorzystanie odnawialnych źródeł energii zostanie zrealizowany. Z przeglądu założeń projektowanej ustawy wynika,
że stanie się ona ważnym narzędziem prawnym realizacji gospodarowania energią w gminie.
Podobnie jak na gruncie obowiązujących przepisów każdy podmiot prowadzący działalność
polegającą na wytwarzaniu lub obrocie energią elektryczną i sprzedający tę energię odbiorcom
końcowym, będzie także zobowiązany posiadać określony udział energii elektrycznej wytworzonej z OZE, w przeciwnym razie będzie musiał uiścić opłatę zastępczą.
55
– 104 –
System świadectw pochodzenia energii na gruncie obowiązujących przepisów wspiera duże odnawialne źródła energii będące własnością przedsiębiorstw,
których jednym z głównych profili działalności jest produkcja energii elektrycznej. W przypadku małych źródeł, a tym bardziej mikrosiłowni system wsparcia
OZE przez świadectwa pochodzenia energii jest nieefektywny, ze względu
na relacje między zawiłością postępowania niezbędnego dla uzyskania świadectw pochodzenia w stosunku do uzyskiwanych korzyści. Projektowana ustawa
o odnawialnych źródłach energii ma te niekorzystne dla małych źródeł (mikroinstalacji) i biogazowni tendencje zmienić.
Można więc wnioskować, że w niedługim czasie postulat przyjęcia jednolitych podstaw prawnych regulujących wykorzystanie odnawialnych źródeł energii zostanie zrealizowany. Z przeglądu założeń projektowanej ustawy wynika,
że stanie się ona ważnym narzędziem prawnym realizacji gospodarowania energią w gminie.
– 105 –
Rozdział 3
SYSTEMY ZARZĄDZANIA
ENERGIĄ W GMINIE
M
ożna wyobrazić i zaplanować wiele systemów zarządzania energią
w gminach. Najbardziej zaawansowane we wdrażaniu zarządzania
energią gminy niemieckie i duńskie działają według jednego ogólnego
schematu, ale ze zdecydowanym uwzględnieniem specyfiki, uwarunkowań i potrzeb poszczególnych gmin. Takie podejście również przyjęto w tym opracowaniu. Przedstawiono dwa schematy działania: jeden, ujęty w europejskiej i polskiej
normie EN-PN 16001:2009 System zarządzania energią i drugi, ekspercki, opracowany w ramach projektu rozwojowego.
Norma jest adresowana do wszystkich jednostek organizacyjnych, w tym
także do gmin, ale największą przydatność wykazuje w przedsiębiorstwach,
w tym w gminnych jednostkach komunalnych. Jej wdrożenie w gminie jako jednostce organizacyjnej pozwoli uporządkować wiele problemów energetycznych
i uzyskać dobry ogląd sytuacji, ale nie zapewni wyeliminowania wielu energetycznych sytuacji problemowych. Poprawę skuteczności funkcjonowania normy
można zapewnić poprzez dwustopniowe jej wdrażanie – na poziomie ogólnym
w gminie oraz oddzielnie, w każdej gminnej jednostce organizacyjnej. Wymagane
prawem założenia do planu energetycznego lub plan energetyczny gminy można
włączyć do normy.
Ekspercki system zarządzania energią w gminie jest budowany na innej
zasadzie funkcjonowania systemów zarządzania. Koncepcja ta polega na kompleksowym ujęciu problemów energetycznych gminy, postrzeganiu ich z różnych
punktów widzenia. W aspekcie gospodarczym wdrożenie systemu stwarza warunki efektywnego wykorzystania lokalnych zasobów energii, aktywizacji lokalnej przedsiębiorczości, tworzenia nowych miejsc pracy, a także służy poprawie
efektywności energetycznej, obniżeniu kosztów energii zużywanej w jednostkach
gminy, gospodarstwach domowych, rolnych i mikroprzedsiębiorstwach. W aspekcie
społecznym realizacja koncepcji wpłynie na poprawę bezpieczeństwa energe– 107 –
tycznego mieszkańców i komfortu użytkowników energii, a jednocześnie obniżenie niskiej emisji zanieczyszczeń powietrza, a zatem jakości przyrodniczych warunków życia i rozwoju człowieka. Wdrożenie systemu będzie stanowić wkład
gminy w ochronę klimatu, zgodnie z dewizą – myśl globalnie, działaj lokalnie.
3.1
Znormalizowany system zarządzania energią
Państwa Unii Europejskiej oraz Norwegia i Szwajcaria przyjęły normę1
PN-EN 16001:2009 System zarządzania energią celem udzielenia wsparcia organizacjom w realizacji działań w zakresie poprawy efektywności energetycznej,
redukcji kosztów i ograniczenia emisji gazów. Norma dotyczy gospodarowania
wszystkimi rodzajami energii, niezależnie od źródła i sposobu jej wytwarzania
i przesyłania. Może być stosowana samodzielnie lub w powiązaniu z innymi systemami (na przykład ISO 9001 System zarządzania jakością, ISO 14001 System
zarządzania środowiskowego) w przedsiębiorstwach, organizacjach i urzędach
różnej wielkości, niezależnie od środowiska, w którym funkcjonują.
Przy
jęc
ie
d
Rysunek 3.1.
Model funkcjonowania systemu zarządzania energią
o
le
ko
y
j faz
jne
Ciągłe doskonalenie
Opracowanie i przyjęcie
strategii energetycznej
Sprawdzanie i ocena
oraz działania korygujące
Realizacja
zaplanowanych działań
Opracowanie i wdrożenie
planu działań
Źródło: opracowanie własne.
1 Obecnie jest ona zastąpiona normą PN-EN ISO 50001:2011 Systemy zarządzania energią –
Wymagania i zalecenia użytkowania.
– 108 –
W gminach norma może być stosowana w różnych jednostkach, takich jak:
urząd gminy, jednostki oświatowo-kulturalne (w każdej z tych jednostek lub dla
całej zbiorowości) oraz samodzielne jednostki komunalne.
System zarządzania energią jest rozumiany jako element ogólnego systemu
zarządzania jednostką organizacyjną. Jego funkcjonowanie ma służyć ciągłej
poprawie efektywności energetycznej (ograniczeniu zużycia energii na jednostkę
produktu, powierzchni, na osobę). Jest to zestaw powiązanych ze sobą i współdziałających elementów od strategii energetycznej do wymiernych efektów.
Funkcjonowanie systemu ilustruje rysunek 3.1.
Wdrożenie normy powinno być poprzedzone wstępnymi działaniami, takimi
jak:
1. Przeprowadzenie przeglądu wstępnego. Jego celem jest identyfikacja miejsc
i przyczyn nadmiernego zużycia energii.
2. Zidentyfikowanie i opisanie aspektów energetycznych, wynikających z prowadzonej działalności. W głównej mierze należy się zastanowić, czy istniejący stan jest adekwatny do współczesnych możliwości, co należy zmienić
w sposób radykalny, a co usprawnić.
3. Ustalenie obowiązków jednostki, wynikających z nakazów lub zakazów
ustalonych prawem dotyczących gospodarowania energią, określonych
w aktach prawa międzynarodowego, unijnego, krajowego, regionalnego i lokalnego, które powinna przestrzegać gmina jako samorząd lokalny oraz
gminne jednostki organizacyjne. Konieczna jest także identyfikacja aspektów energetycznych wynikających z porozumień zawartych przez radę, wójta/burmistrza z mieszkańcami gminy, przedsiębiorcami, organizacjami pozarządowymi, a także wynikających z podjętych jednostronnych publicznych zobowiązań władz gminy.
4. Określenie priorytetów zamierzeń energetycznych – co należy zrobić
w pierwszej kolejności i dlaczego.
Norma wprowadza obowiązek opracowania strategii energetycznej.
W innych normach tej serii wymaga się opracowania odpowiedniej polityki, na
przykład polityki jakości lub polityki środowiskowej. W normie System zarządzania energią wymaga się opracowania strategii. Jest to zmiana merytoryczna.
Politykę można zmienić w krótkim okresie, działania w zakresie energochłonności i efektywności energetycznej są przedsięwzięciami długotrwałymi, stąd muszą być dobrze przemyślane i przeanalizowane z różnych punktów widzenia.
Dlatego norma wymaga opracowania strategii energetycznej jednostki organizacyjnej.
– 109 –
Strategia energetyczna powinna być opracowywana pod kierunkiem naczelnego kierownictwa jednostki. W gminie pod kierunkiem wójta/burmistrza,
w przedsiębiorstwie komunalnym pod kierunkiem Prezesa. Strategia energetyczna powinna zawierać diagnozę stanu istniejącego, z wyeksponowaniem tych
elementów wstępnego przeglądu, które posłużyły do określenia celów i kierunków działań. Kolejny element strategii to należyte sformułowanie celu głównego
lub kilku celów równorzędnych, albo hierarchicznych. Cele powinny być zredagowane w sposób umożliwiający łatwe zrozumienie i zapamiętanie, zarówno
przez pracowników jednostki, jak i interesariuszy. Każdy cel powinien być zapisany w sposób umożliwiający pomiar stopnia jego realizacji. Trzecim elementem
strategii energetycznej jest wskazanie działań niezbędnych do realizacji postawionych celów. Norma EN-PN 16001 wskazuje, że strategia energetyczna powinna:
•
określać zakres działania systemu zarządzania energią lub powody ewentualnych wyłączeń z jego obszaru działania;
•
powinna być adekwatna, a więc odpowiednio dostosowana, do sposobu
i skali korzystania z energii przez całą jednostkę organizacyjną lub jej części;
•
zawierać konkretne wskazania działań i/lub wykaz zadań, które należy
zrealizować celem maksymalizowania oszczędzania energii i zwiększenia
efektywności energetycznej;
•
wskazywać zakres obowiązkowej, powszechnie dostępnej informacji służącej osiąganiu postawionych celów i realizacji zadań oraz sposobu dostępu
i zasad korzystania z jej zasobów;
•
określać zakres i częstotliwość przeglądu aktualności oraz weryfikacji celów
i zadań energetycznych;
•
zawierać zobowiązanie do dostosowania się organizacji do wymagań prawnych dotyczących aspektów energetycznych.
Strategia energetyczna powinna mieć formę oficjalnego dokumenty jednostki organizacyjnej (gminy, przedsiębiorstwa, organizacji), trwale upubliczniona na
specjalnych tablicach i stronach internetowych i być napisana językiem zrozumiałym przez przeciętnego interesariusza, (na przykład przez radnego, sołtysa,
pracownika gminnej jednostki organizacyjnej); nie może więc zawierać wąskospecjalistycznych wyrażeń lub mało znanych mierników.
Kolejnym dokumentem systemu zarządzania energią jest plan działań energetycznych. Powinien on zawierać wskazania działań, które zapewnią pełną realizację obowiązujących regulacji prawnych i dobrowolnych zobowiązań oraz
przyczynią się do wyeliminowania zidentyfikowanych aspektów energetycznych.
W planie aspekty te powinny być ukazane w sposób szczegółowy. Norma zwraca
uwagę na następujące aspekty:
•
kształtowanie się poziomu dotychczasowego (od kilku lat) zużycia energii;
– 110 –
•
•
oszacowanie wykorzystania energii w okresie objętym strategią;
wskazanie lub opis urządzeń, obiektów, procesów i działań nadmiernie
energochłonnych, które można usprawnić lub zmienić;
•
identyfikacja osób, mogących maksymalizować efektywne korzystanie z energii;
•
maksymalizacja efektywności energetycznej.
Każdy aspekt energetyczny powinien być zarejestrowany, przy czym jako
minimum powinny być wyróżnione: wielkość zużycia i koszty energii, wymagane
działania i termin ich wykonania. Zidentyfikowane istotne aspekty energetyczne,
a także ich opcje (uwarunkowania) technologiczne, finansowe, biznesowe i prawne
powinny stanowić podstawę do określenia celów szczegółowych i zadań.
Cele szczegółowe powinny być ambitne, by zapewnić ciągłe doskonalenie
w tym obszarze działalności organizacji i realistyczne – możliwe do osiągnięcia
w określonych granicach czasowych oraz możliwe do zmierzenia. Najlepiej stosować wskaźniki zużycia energii na jednostkę, na przykład na godzinę pracy
urządzenia, na metr kwadratowy, metr sześcienny, na osobę. Cele należy ustalić
dla każdego zidentyfikowanego, istotnego aspektu energetycznego.
W planie należy określić sposób dostosowania się do tych zobowiązań
prawnych, które jeszcze nie są w pełni przestrzegane w jednostce. Jako minimum
należy ustalić, jakie działania zostaną podjęte, w jakim terminie będą realizowane
i kto imiennie jest za to odpowiedzialny.
Plan zarządzania energią powinien zawierać ramy czasowe realizacji zadań,
środki niezbędne do ich wykonania oraz odpowiedzialność osobową lub instytucjonalną i osobową2.
Norma, w części dotyczącej wdrożenia i działania, reguluje aspekty organizacyjne, problem szkolenia i kompetencje. Funkcjonowanie każdego systemu jest
możliwe przy zapewnieniu dostępności niezbędnych zasobów. Obejmują one
zasoby ludzkie, specjalistyczne umiejętności, technologię oraz zasoby finansowe.
Stąd w normie zaleca się powołanie pełnomocnika zarządu lub kierownika jednostki (w gminie pełnomocnika wójta/burmistrza) do spraw systemu zarządzania energią. Zadaniem pełnomocnika jest organizowanie prac mających na celu
stworzenie i wdrożenie systemu zarządzania energią oraz organizacyjny nadzór
nad jego funkcjonowaniem zgodnie z wymogami normy. Ważnym aspektem są
umiejętności merytoryczne i organizacyjne kandydata na to stanowisko. Pełnomocnictwo można powierzyć osobie posiadającej wykształcenie lub doświadczenie zawodowe w gospodarowaniu energią. Pełnomocnik powinien przejść przeszkolenie w zakresie prowadzenia audytu energetycznego jednostki.
2 W gminie odpowiedzialność instytucjonalna może dotyczyć jednostki gminnej, na przykład
szkoły, przedsiębiorstwa komunalnego, a odpowiedzialność osobowa jej dyrektora lub prezesa.
– 111 –
Szkolenie wymagane normą obejmuje, w pierwszej kolejności, osoby zajmujące kierownicze stanowiska w jednostkach funkcjonalnych gminy, następnie zaś
wszystkich pracowników tych jednostek. W trakcie szkolenia należy szczegółowo
zapoznać pracowników z systemem, wskazać osobistą rolę każdego z nich
w realizacji celów strategii i zadań wynikających z planu energetycznego na jego
miejscu pracy, ale także w ujęciu bardziej ogólnym. Należy na konkretnych przykładach wyjaśnić, jakie koszty generuje nadmierne lub zbędne zużycie energii
oraz jakie korzyści przyniesie oszczędzanie energii i poprawa efektywności energetycznej.
Norma wskazuje na konieczność prowadzenia dokumentacji funkcjonowania systemu. W dokumentach powinny być zawarte wszystkie opracowania wykonane na potrzeby systemu: raport ze wstępnego przeglądu energetycznego
jednostki, strategia energetyczna, plan działań, program szkolenia załogi, raporty
z audytów wewnętrznych funkcjonowania systemu, okresowe (na przykład roczne) sprawozdania pisane na potrzeby wewnętrzne i zewnętrzne jednostki a także
opisany podsystem bieżącej informacji o funkcjonowaniu systemu zarządzania
energią, przeznaczony dla szerokiego kręgu odbiorców. Ważnym elementem
systemu są dokumenty poszczególnych działań szczegółowych takie, jak:
•
opis zidentyfikowanych istotnych aspektów energetycznych;
•
instrukcje „energetyczne” na stanowiskach pracy, ważnych z punktu widzenia oszczędzania energii;
•
tabele organizacyjne;
•
standardy energetyczne zewnętrzne i wewnętrzne;
•
zapisy dotyczące realizacji celów i zadań;
•
dokumentacja techniczna (graficzne przedstawienie instalacji i wyposażenia, a także graficzne ukazanie dystrybucji energii oraz użyteczności, planu
utrzymania, podręczniki lub instrukcje działań operacyjnych).
Dokumentacja ta powinna być dostępna wszystkim zainteresowanym
w formie papierowej i/lub elektronicznej.
Ważnym elementem systemu jest zapewnienie bieżącej lub okresowej informacji pracownikom (radzie, mieszkańcom) o efektach funkcjonowania systemu, a szczególnie informacji o sposobie i stopniu zaawansowania rozwiązywania
zidentyfikowanych aspektów energetycznych, przestrzeganiu obowiązujących
przepisów, bieżącym zużyciu energii i występujących trendów w tym zakresie
oraz stopniu realizacji podejmowanych zadań organizacyjnych i inwestycyjnych,
a także o korzyściach uzyskanych dzięki funkcjonowaniu systemu.
– 112 –
Norma wprowadza obowiązek monitorowania i pomiaru oraz oceny zgodności planowanych i realizowanych przedsięwzięć oraz zakładanych i uzyskanych efektów3. W przypadku stwierdzenia niezgodności należy ocenić ich przyczyny (na przykład poprzez audyt wewnętrzny) i ewentualne podjąć niezbędne
działania naprawcze. Jednostka organizacyjna powinna przyjąć i realizować plan
pomiarów, tworzyć powiązania między zużyciem energii a właściwymi czynnościami mającymi wpływ na wielkość zużycia, notować wszelkie odchylenia negatywne (wzrost zużycia) i pozytywne (oszczędności). Monitorowanie i pomiary
powinny przede wszystkim służyć zarządzaniu energią za pomocą regularnych
porównań aktualnego i oczekiwanego zużycia w trakcie ogrzewania, oświetlenia,
sprężania powietrza, chłodzenia, podczas pracy maszyn i urządzeń lub ich pustych przebiegów. Monitorowanie może być realizowane za pomocą wskaźników
wydajności energetycznej i prezentowane, na przykład, w formie wykresów
i zapisów znaczących odchyleń. W systemie zarządzania energią należy zaplanować sposób i częstotliwość pomiaru zużycia energii i wszystkich czynników
energetycznych; wskazania dotyczące kalibracji i utrzymania sprzętu pomiarowego oraz sposób obliczania zużycia energii w odniesieniu do czynników energetycznych, a także ustalić, wdrożyć i utrzymać procedury monitorowania zgodności systemu zarządzania energią z obowiązującym prawem.
Doświadczenia dowodzą, że wdrożenie systemu zarządzania energią jest
opłacalne ekonomicznie oraz posiada istotne znaczenie społeczne, przede
wszystkim służy podniesieniu świadomości energetyczno-ekologicznej pracowników danej jednostki, a w odniesieniu do gmin także znacznej części mieszkańców. Jest wyrazem wkładu społeczności lokalnej w realizację celów narodowych i
ogólnoświatowych w obszarze utrzymania szeroko rozumianych przyrodniczych
warunków bytu i rozwoju człowieka na Ziemi.
3.2
Ekspercki system zarządzania energią w gminie
System zarządzania energią w gminie powinien spełniać trzy funkcje: zarządczą (w ramach uprawnień władczych gminy – prawnych i zwyczajowych),
inspiracyjno-koordynacyjną działań, zwłaszcza na rzecz bezpieczeństwa energe3 Powyższy opis normy nie może stanowić podstawy do decyzji wdrożeniowych. Jest to subiektywne postrzeganie prze autora istoty i wskazań normy. Decyzje wdrożeniowe muszą być
podejmowane na podstawie oryginalnego tekstu dokumentu.
– 113 –
tycznego, poprawy efektywności energetycznej, wykorzystania odnawialnych
źródeł energii oraz funkcję informacyjno-edukacyjną.
Celem systemu powinno być:
1. Dążenie do efektywnego wykorzystania energii elektrycznej i cieplnej poprzez:
− zmniejszenie zużycia energii pierwotnej i finalnej w budynkach użyteczności, przy oświetleniu ulic i placów oraz w gospodarstwach domowych,
rolnych i w mikroprzedsiębiorstwach;
− usprawnienie przesyłu energii w lokalnych sieciach energetycznych
i cieplnych,
− poprawa jakości energii dostarczanej odbiorcom finalnym.
2. Poprawa bezpieczeństwa energetycznego gminy, głównie w przypadku
awarii scentralizowanych systemów dostawy energii elektrycznej i cieplnej.
3. Ograniczanie niskiej emisji zanieczyszczeń powietrza i gazów cieplarnianych.
4. Tworzenie nowych miejsc pracy w lokalnym sektorze energetycznym.
5. Poprawa jakości życia mieszkańców gminy między innymi w wyniku:
− wyeliminowanie strat z tytułu braku zasilania oraz niewłaściwej jakości
dostarczanej energii;
− zmniejszenia wydatków gospodarstw domowych na energię (elektryczną
i cieplną);
− ograniczenia emisji dioksyn i innych związków toksycznych z niskiej emisji.
6. Wykorzystanie gleb marginalnych do produkcji biomasy.
7. Wykorzystanie odnawialnych źródeł energii.
8. Lepszy dostęp i większa możliwość wykorzystania różnych środków pomocowych.
9. Podniesienie świadomości ekologiczno-energetycznej społeczności gminy
poprzez różne formy oddziaływania społecznego takie, jak: zapewnienie informacji, doradztwa, pokazy, demonstracje.
Osiągnięcie tak sformułowanych celów wymaga dobrze przemyślanego
i właściwie zorganizowanego systemu zarządzania energią. W każdym systemie
zarządzania wyróżnia się:
•
system zarządzający, który obejmuje instytucje prawne – organy prawodawcze i wykonawcze wraz z urzędami ich obsługi, podsystem informacji
i sprawozdawczości oraz podsystem finansowania;
•
system narzędzi zarządzania, który obejmuje narzędzia polityczno-planistyczne oraz instrumenty zarządzania;
•
przedmiot – co jest celem podejmowanych działań oraz obiekt zarządzania –
do kogo są kierowane decyzje zarządcze i kto jest zobowiązany realizować
wskazania polityczno-prawne i przestrzegać regulacji zawartych w narzę– 114 –
WE
System
zarządzający
(kierowanie)
Narzędzia
zarządzania
dziach zarządzania. Ogólny model systemu zarządzania przedstawiono na
rysunku 3.2.
Rysunek 3.2.
Ogólny model systemów zarządzania
Przedmiot
i obiekt
zarządzania
WY
oddziaływanie
otoczenia
System zarządzania energią w gminie może być ukierunkowany na realizację celów lub zadań. Zadaniem systemu jest realizacja celów długookresowych
lub średniookresowych, poprzez nakazywanie obligatoryjnego lub inspirowanie
i organizowanie dobrowolnej realizacji zadań przez jednostki organizacyjne.
System może umożliwiać wykonawstwo „zastępcze” odpłatne, finansowane przez
zobowiązane podmioty lub nieodpłatne, finansowane ze środków publicznych.
Budowę każdego systemu zarządzania rozpoczyna się od identyfikacji
przedmiotu i obiektu (podmiotu) sterowania. Przedmiot zarządzania stanowią
takie problemy jednostkowe lub złożone, które wymagają rozwiązania, najczęściej usprawnienia lub wdrożenia. W każdej gminie można zidentyfikować zestaw takich problemów. W trakcie prac metodologicznych niniejszego projektu
rozwojowego wyróżniono następujące problemy zarządzania energią w gminach
(rysunek 3.3):
•
nadmierne (zbędne) zużycie energii elektrycznej;
•
nadmierne (zbędne) zużycie energii cieplnej, a w wielu przypadkach wręcz
jej marnotrawstwo;
•
niezadowalająca jakość zasilania w energię elektryczną i/lub cieplną;
•
wysoka (nadmierna) emisja zanieczyszczeń powietrza w stosunku do zapotrzebowania na energię cieplną mieszkańców gminy;
•
wykorzystanie odnawialnych źródeł energii;
•
wykorzystanie gleb marginalnych pod uprawy roślin energetycznych;
•
uruchomienie nowych miejsc pracy w lokalnym sektorze energetycznym;
– 115 –
•
•
•
zapewnienie normalnego funkcjonowania gminy – urzędów, szkół, jednostek komunalnych, gospodarstw rolnych, ogrodniczych i mikroprzedsiębiorstw, a także gospodarstw domowych w warunkach długotrwałych
(ponad dobę) przerw w zasilaniu zewnętrznym w energię elektryczną;
działania gminy w przypadku awarii urządzeń zcentralizowanego źródła
energii cieplnej;
zapewnienie funkcjonowania gospodarki gminy w warunkach długotrwałych przerw w dostawach paliw gazowych i płynnych.
Rysunek 3.3.
Przedmiot zarządzania energią w gminie
Przedmiot zarządzania
Ciągłość dostaw energii
WE
System
zarządzający
(kierowanie)
Narzędzia zarządzania
Jakość dostarczanej energii
Efektywność energetyczna
(zużycie energii)
Bezpieczeństwo energetyczne
WY
Odnawialne źródła energii
Ograniczenie emisji
zanieczyszczeń
i gazów cieplarnianych
Świadomość
ekologiczno-energetyczna
mieszkańców
Problemy rzadko pojawiają się i występują w sposób jednostkowy, na ogół
są to złożone sytuacje problemowe, obejmujące kilka powiązanych ze sobą zagadnień. Cechą charakterystyczną sytuacji problemowej jest fakt, że na ogół postrzegany jest tylko ten problem, którego uciążliwość jest odczuwalna w sposób
bezpośredni. Problemy towarzyszące występują niejako w jego tle. Stąd podjęcie
decyzji zarządczych i uruchomienie odpowiednich instrumentów powinno odnosić się do sytuacji problemowej w całej jej złożoności.
– 116 –
Rysunek 3.4.
Zakres i siła wzajemnych oddziaływań problemów
w systemie zarządzania energią w gminach
1. Nadmierne zużywanie
energii elektrycznej
+
3. Nadmierne zużywanie
energii cieplnej w gminach,
gosp. domowych, rolnych
i mikroprzedsiębiorstwach
+
+
2. Niezadowalająca jakość
zasilania w energię
elektryczną gminy
+
+
System
gospodarowania
energią w gminie
4. Nadmierna emisja
zanieczyszczeń
do środowiska
5. Zagrożenia normalnego
funkcjonowania gminy
w warunkach długotrwałej
awarii zewnętrznego
zasilania w energię
elekryczną
Siła oddziaływania
duża
średnia
mała
7. Przerwy w dostawach
paliw płynnych i gazowych
6. Zagrożenia normalnego
funkcjonowania obiektów
komunalnych i mieszkaniowych w warunkach awarii
zcentralizowanego
źródła ciepła
Rodzaj oddziaływania
+ oddziaływanie wzmacniające
– oddziaływanie osłabiające
Poznanie sytuacji problemowej ułatwia narzędzie zwane metodą myślenia
sieciowego. Zgodnie z tą metodą najpierw buduje się sieć zależności, która sama
w sobie pozwała zorientować się w złożoności danej sytuacji. W wielu przypadkach wystarcza to do podjęcia trafnych decyzji zarządczych. Prostą sieć wzajemnych oddziaływań sytuacji problemowych ilustruje rysunek 3.4. W przypadku
potrzeby głębszego rozpoznania sytuacji problemowej należy zastosować pogłębioną analizę zgodnie z metodą myślenia systemowego.4
4 Metoda myślenia sieciowego została przedstawiona w pracy: K. Zimniewicz, Współczesne koncepcje i metody zarządzania, PWE, Warszawa 2003.
– 117 –
Rysunek 3.5.
Obiekt zarządzania – aspekt podmiotowy
WE
System
zarządzający
(kierowanie)
Dostawcy energii cieplnej
Dostawcy gazu
Dostawcy paliw płynnych
Dostawcy paliw stałych
Jednostki komunalne
Jednostki bezpośrednio
podporządkowane gminie
Gospodarstwa domowe
Gospodarstwa rolne
i ogrodnicze
WY
Podmioty wewnętrzne
Dostawcy energii elektrycznej
Podmioty zewnętrzne
Obiekt zarządzania
– aspekt podmiotowy
Mikroprzedsiębiorstwa
Obiektem (przedmiotem) zarządzania energią w gminie są podmioty, które
realizują zadania systemu (rysunek 3.5). Można je podzielić na zewnętrzne i wewnętrzne. Do podmiotów zewnętrznych zalicza się jednostki niepodporządkowane władztwu gminy. Są to firmy dostarczające energię elektryczną lub cieplną,
zajmujące się zaopatrzeniem gminy w paliwa stałe, płynne i gazowe, firmy zajmujące się eksploatacją odnawialnych źródeł energii. Oddziaływanie na podmioty
zewnętrzne odbywa się na podstawie relacji rynkowych. W zdecydowanej większości gmin relacje rynkowe są skażone ich monopolistyczną pozycją. Monopolista przeważnie jest bardziej zainteresowany zyskiem aniżeli dobrem gminy.
W takich warunkach rynek nie spełnia roli regulatora. Stąd konieczne jest uzupełnienie relacji rynkowych relacjami partnerskimi. Pod tym pojęciem rozumie
się takie działania gminy, jak:
•
uchwalenie planu energetycznego gminy;
•
szczegółową znajomość przepisów prawnych obowiązujących dostawcę
i drobiazgowe rozpoznanie ich przestrzegania w trakcie zaopatrzenia gminy
w dany rodzaj energii;
•
negocjowanie warunków dostawy;
– 118 –
•
•
uruchamianie alternatywnych rozwiązań;
proponowanie realizacji nowych rozwiązań w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego.
Podmioty wewnętrzne to jednostki komunalne, jednostki bezpośrednio podporządkowane gminie oraz gospodarstwa domowe, gospodarstwa rolne i ogrodnicze oraz jednostki prowadzące działalność gospodarczą w malej skali (mikroprzedsiębiorstwa).
Narzędzia zarządzania są to środki i instrumenty oddziaływania na podmioty stanowiące obiekt zarządzania lub umożliwiające współdziałanie z tymi podmiotami w realizacji przyjętych celów energetycznych. Podstawowym celem
systemu zarządzania energią w gminie jest rozwiązywanie sytuacji problemowych, stąd konieczny jest dobór narzędzi stosownie do specyfiki gminy oraz celów i zadań systemu. W zasadzie we wszystkich gminach można wdrożyć takie
narzędzia, jak: polityka energetyczna gminy, założenia do planu energetycznego
lub plan energetyczny gminy, program gospodarowania odnawialnymi źródłami
energii, plan działań w sytuacjach awaryjnych, prowadzić negocjacje, zawierać
umowy partnerstwa publiczno-prywatnego, stosować bodźce finansowe oraz
uruchomić systematyczne działania inspirująco-organizacyjne.
Rysunek 3.6.
Narzędzia zarządzania energią w gminie
Polityka lub strategia
energetyczna gminy
Plan energetyczny gminy
WE
System
zarządzający
(kierowanie)
Program wykorzystyania
Plan działań w sytuacjach
awaryjnych
Umowy partnerstwa
publiczno-prywatnego
Bodźce finansowe
Działania
inspirująco-organizacyjne
Wskaźniki funkcjonowania
systemu
– 119 –
Obiekt
zarządzania
WY
W treści poszczególnych dokumentów powinny znaleźć między innymi następujące elementy:
1.
Polityka energetyczna gminy określa intencję oraz główne cele działań
w tym obszarze zarządzania lokalnego. Dokument Polityka energetyczna
gminy powinien zawierać:
− opis sytuacji problemowych zarządzania energią w gminie;
− identyfikację i ocenę czynników powodujących każdą z opisanych sytuacji;
− długookresowe (co najmniej pięcioletnie) cele gospodarowania energią
w gminie, ze wskazaniem kolejności i terminu ich realizacji;
− zadania do realizacji;
− narzędzia realizacji polityki, w tym sposób finansowania zadań;
− efekty realizacji zadań w obszarze poprawy bezpieczeństwa energetycznego, wykorzystania lokalnych zasobów energii odnawialnej, tworzenie
nowych miejsc pracy, podniesienie jakości życia mieszkańców gminy.
2.
Założenia do planu energetycznego gminy lub Plan energetyczny gminy
opracowuje się zgodnie z wymaganiami ustawy – Prawo energetyczne.
3.
Program wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Jest to ważny, dotychczas niedoceniany dokument, który może stanowić podstawę podejmowania
nowej działalności gospodarczej w gminie przy wykorzystaniu wsparcia finansowego ze środków publicznych (funduszy europejskich lub krajowych
funduszy ekologicznych). Program powinien obejmować następujące elementy (dokumenty szczegółowe):
− Inwentaryzacja odnawialnych źródeł energii w gminie, która ma zawierać
informację o wszystkich odnawialnych źródłach: biomasie, energii słonecznej, wiatrowej, wodnej i geotermalnej. Inwentaryzacja biomasy
i energii wodnej odbywa się na danych rzeczywistych, w przypadku pozostałych zasobów – na danych planistycznych i literaturowych, ze wskazaniem obszarów preferowanych dla danego rodzaju energii oraz obszarów
wyłączonych z budowy wiatraków, lokalnego piętrzenia wody na potrzeby energetyczne, budowy urządzeń do wykorzystania energii geotermalnej lub budowy biogazowni. Ważne jest wskazanie zasobów potencjalnych i realnych do wykorzystania przy możliwie minimalnych nakładach
i kosztach eksploatacji.
− Obszary z przewagą gleb marginalnych możliwych do wykorzystania pod
uprawy energetyczne z określeniem preferowanej uprawy na każdym
z wyodrębnionych obszarów. Zasady identyfikacji i wyodrębnienia obszarów muszą uwzględniać dotychczasowy sposób ich zagospodarowania
(preferowane pola nieuprawiane rolniczo), rodzaj ochrony przyrody bez-
– 120 –
pośrednio na obszarach i w ich otoczeniu, z uwzględnieniem odległości
oddziaływania preferowanej uprawy, lokalne tradycje kulturowe, stan
krajobrazu i inne.
− Zasady i/lub algorytm obliczania kosztów i korzyści zainstalowania paneli słonecznych i ogniw fotowoltaicznych na budynkach użyteczności publicznej (komunalnych) oraz analizy techniczno-energetyczno-finansowej
budowy zakładu produkcji paliw stałych i biodiesla.
4.
Plan działań gminy w sytuacjach awaryjnych powinien wskazywać, jakie
prace przygotowawcze i doraźne powinny być wykonane w gminie, aby zapewnić normalne życie mieszkańców i funkcjonowanie gminy (urzędów,
szkół i innych instytucji) w przypadku długich (ponad dobę) przerw w dostawach energii ze scentralizowanych źródeł zasilania. Plan między innymi
powinien zawierać:
− określenie wariantów przypuszczalnych obszarów wyłączenia z dostawy
energii elektrycznej i/lub cieplnej;
− wskazanie newralgicznych punktów funkcjonowania gminy w okresie
braku zasilania w energię, na przykład systemy komputerowe urzędów,
przekaźniki telefonii komórkowej, placówki kulturalne, służby zdrowia,
szkoły i inne;
− informację o „planach awaryjnych” w tych jednostkach;
− działania przygotowawcze na wypadek awarii, ze szczególnym zabezpieczeniem normalnego funkcjonowania gminy w warunkach braku zasilania w energię elektryczną i/lub cieplną;
− instrukcję działania instytucji i osób odpowiedzialnych w warunkach
braku zasilania w energię.
5.
Umowy partnerstwa publiczno-prywatnego są podstawowym narzędziem
realizacji zadań wynikających z dokumentów zarządzania energią w gminie.
Partnerstwo publiczno-prywatne przede wszystkim umożliwia realizację
lokalnych inwestycji energetycznych, takich, jak: jak lokalne elektrownie
biogazowe, zakłady produkcji biopaliw stałych i płynnych, lokalne sieci
energetyczne.
6.
Bodźce finansowe. Samorządy terytorialne dysponują wprawdzie niewielkim, jednak liczącym się zestawem instrumentów o charakterze finansowym. Można wśród nich wymienić:
− ulgi w podatku od nieruchomości, na przykład okresowe zwolnienie
z tego podatku budynków po przeprowadzeniu termomodernizacji, jeśli
zapewni ona uzyskanie określonych parametrów;
– 121 –
− ulgi w podatku rolnym, na przykład na okres eksperymentalnej uprawy
określonej rośliny na cele energetyczne;
− podejmowanie wspólnych przedsięwzięć finansowanych z różnych źródeł
(montaż finansowy);
− przygotowanie (na przykład poprzez techniczne uzbrojenie) terenów pod
zabudowę przemysłową.
Uruchomienie tych bodźców przeważnie wymaga uchwały rady gminy/
miasta.
7.
Działalność inspirująco-organizacyjna. Na współczesnym etapie rozwoju
społeczeństwa obywatelskiego słabym ogniwem samorządności w Polsce
jest zapewnienie informacji mieszkańcom. Wciąż nie wykorzystuje się możliwości, jakie w tym względzie stwarza technologia informacyjno-telekomunikacyjna. System informacji energetycznej gminy powinien obejmować
takie aspekty, jak możliwość:
− zwiększenia efektywności energetycznej i zmniejszenia wydatków na
energię elektryczną i cieplną w jednostkach organizacyjnych, gospodarstwach domowych, obiektach hodowlanych, wytwórczych lub usługowych, na przykład poprzez podejmowania działalności gospodarczej
i usługowej w lokalnej energetyce;
− wsparcia finansowego podejmowanych działań że środków publicznych;
− obowiązek jednostek organizacyjnych gminy, gospodarstw domowych
i prowadzących hodowlę zwierząt gospodarstw rolnych przygotowania
się do ewentualnego wystąpienia długotrwałej awarii energetycznej oraz
o działaniach w trakcie awarii;
W systemie zarządzania energią działania inspirująco-organizacyjne gmin
powinny być wiodącą formą oddziaływania na obiekty zarządzania i dotyczyć
wszystkich obszarów funkcjonowania systemu, a przede wszystkim:
− inicjowanie akcji energooszczędności w gospodarstwach domowych, na
przykład, organizowanie zespołów do opracowania wniosków o dofinansowanie działań w gospodarstwach domowych ze środków publicznych
(fundusze unijne, środki na badania rozwój, fundusze ekologiczne);
− organizowanie bezpośredniej dostawy przez producentów najbardziej
energooszczędnego sprzętu gospodarstwa domowego po cenie zbytu lub
z rabatem niemożliwym do uzyskania w sprzedaży detalicznej;
− organizowanie akcji propagujących energooszczędność;
− prowadzenie wśród dzieci i młodzieży edukacji na rzecz energooszczędności.
– 122 –
Działalność inspirująco-organizacyjna systemu zarządzania energią w gminie powinna być skoordynowana z różnymi programami edukacyjnymi, na przykład planem edukacji ekologicznej, nauki korzystania z komputera i Internetu
przez starsze osoby (pokolenie 50+), edukacji młodych małżeństw.
System zarządzający (kierowania) powinien charakteryzować się prostotą
i elastycznością struktury, łatwością i jednoznacznością procesu decyzyjnego.
W systemie tym można wyróżnić takie elementy, jak:
•
regulacje ogólnoprawne obowiązujące gminę w analizowanym obszarze;
•
organy stanowiące prawo miejscowe (rada gminy, rada miasta i gminy lub
rada miasta);
•
organy wykonawcze (wójt gminy, burmistrz miasta i gminy lub miasta na
prawach gminy, prezydent miasta na prawach powiatu oraz odpowiednie
urzędy – gminy, miasta i gminy lub miasta);
•
organy kontroli i nadzoru państwowe, samorządowe (od Najwyższej Izby
Kontroli do komisji problemowych rady gminy) i administracyjne (na przykład wojewódzki inspektor ochrony środowiska).
Rysunek 3.7.
Elementy systemu zarządzającego
System zarządzający
(kierowanie)
Regulacje ogólnoprawne
WE
Wskazania
programowo-polityczne
Rada gminy/miasta
Wójt/burmistrz
Przedmiot
i obiekt
zarządzania
WY
Organy nadzoru i kontroli
Regulacje prawne są to akty prawne stanowiące podstawę utworzenia
i zapewnienia funkcjonowania systemu zarządzania energią w gminie. Można
je podzielić na regulacje unijne, państwowe, regionalne i lokalne (gminne). Regulacje gminne są to uchwały rady gminy lub postanowienia wójta/burmistrza
bezpośrednio lub pośrednio odnoszące się do problemu gospodarowania energią
w gminie.
– 123 –
Wskazania programowo-polityczne – są to ogólne wytyczne i cele działania
w danej dziedzinie zarządzania, zawarte w politykach problemowych i szczegółowych oraz programach działania. W systemie zarządzania energią szczególne
znaczenie mają polityki problemowe Unii Europejskiej i państwa takie, jak: polityka energetyczna, polityka ekologiczna, polityka rolna oraz bardziej szczegółowe: polityka ochrony klimatu, polityka wsparcia rozwoju odnawialnych źródeł
energii, polityka kształtowania cen energii, polityka termomodernizacji. Do tej
grupy zalicza się także programy rozwojowe uchwalane na wszystkich szczeblach
samorządu terytorialnego, na przykład strategie rozwoju jednostek terytorialnych, plan zagospodarowania przestrzennego województwa, studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy, program ochrony
środowiska, plan gospodarki odpadami i inne.
Rada gminy/miasta powinna podjąć uchwały o utworzeniu systemu zarządzania energią lub zaaprobować postanowienie wójta/ burmistrza o:
•
utworzeniu takiego systemu, w którym powinno się znaleźć określenie misji,
wskazanie celów i zadań do realizacji, sposób opracowywania i zatwierdzania planów, programów, projektów inwestycyjnych, badawczych lub informacyjnych, a także określenie jego usytuowanie w ogólnym systemie zarządzania gminą;
•
powołaniu jednostki administrującej systemem zarządzania energią ze
wskazaniem jej miejsca w systemie organizacyjnym gminy, której zadaniem
będzie koordynacja i/lub realizacja przyjętych celów i zadań.
Wybór organu decyzyjnego zależy od koncepcji systemu, zakresu, zadań
i kompetencji przypisanych wyodrębnionej jednostce organizacyjnej. Skuteczne
funkcjonowanie systemu wymaga poparcia rady gminy, niekoniecznie w formie
uchwały stanowiącej.
Wójt/burmistrz powołuje kierownika jednostki administrującej, ze wskazaniem jego formalnego podporządkowania, zakresu uprawnień i obowiązków.
Organy nadzoru i kontroli można podzielić na zewnętrzne i wewnętrzne.
Organy zewnętrzne mogą być państwowe – Naczelna Izba Kontroli, Państwowa
Inspekcja Sanitarna, Państwowa Inspekcja Pracy i administracyjne, na przykład
Urząd Kontroli Finansowej, Wojewódzki Inspektor Ochrony Środowiska. Organy
kontroli wewnętrzne to rada gminy (działająca za pośrednictwem odpowiedniej
komisji) i wójt/burmistrz gminy. W odniesieniu do komórki zarządzającej energią w gminie nadzór mogą pełnić i przeprowadzać kontrolę również sekretarz
i skarbnik gminy.
Sprawność funkcjonowania wszystkich systemów zarządzania, w tym także
systemu zarządzania energią w gminie, jest uzależniona od dobrej organizacji,
– 124 –
sprawnego systemu informacji oraz jasnych, należycie sformułowanych zasad
finansowania.
Organizacja funkcjonowania systemu zarządzana energią w gminie zależy
między innymi od jego usytuowania w ogólnym systemie zarządzania gminą
(rysunek 3.8). System może być różnie umiejscowiony, w zależności od wyznaczonych celów i zadań przyjętych do realizacji. Najczęściej są stosowane dwa
modelowe rozwiązania:
•
system jest administrowany, czyli włączony do pionu administracyjnego
gminy, wtedy spełnia tylko rolę koordynacyjno-informacyjną;
•
system posiada własny zarząd, czyli jest realizowany przez specjalnie powołaną jednostkę komunalną.
Istnieje także wiele modyfikacji, na przykład zadanie prowadzenia systemu
otrzymuje już istniejąca jednostka komunalna. W takim przypadku szczególnej
staranności wymaga przygotowanie dokumentów powołujących system.
Rysunek 3.8.
System gospodarowania energią jako element systemu zarządzania gminą
Wariant A. Systemy sprzężone
SYSTEM ZARZĄDZANIA GMINĄ
WE
WY
System
zarządzania
energią
system zarządzanie energią wykracza poza zakres obowiązków
administracyjnych gminy ale mieści się w ramach uprawnień
wynikających z roli gospodarza
Wariant B. Systemy relatywnie niezależne
WE
SYSTEM ZARZĄDZANIA GMINĄ
System
gospodarowania
energią
– 125 –
WY
System informacji umożliwia funkcjonowanie systemu zarządzania energią.
Skuteczność działania zarówno całego systemu, jak i jego komórki organizacyjnej
zależy od sposobu pozyskiwania, analizowania, oceniania, gromadzenia, przechowywania i udostępniania zasobów informacji, która może być wykorzystywana do celów wewnętrznych i zewnętrznych systemu. Informacja wewnętrzna
powinna zapewnić wiarygodne i wyczerpujące dane na potrzeby planowania
(długoterminowego i rocznego), bieżących decyzji zarządczych, opracowania
projektów współfinansowanych z różnych środków pomocowych i prywatnych.
Informacja na potrzeby zewnętrzne, a więc mieszkańców, przedsiębiorców, rolników i innych interesariuszy, to lokalne informatorium zawierające dane zestawione w układzie czasowym, przestrzennym, technicznym, ekonomicznym, społecznym, własnościowym i organizacyjnym, związane z funkcjonowaniem
systemu. W gminnym informatorium energetycznym powinny znaleźć się przede
wszystkim szczegółowe dane o systemie zarządzania energią, obowiązujące akty
prawa międzynarodowego, Unii Europejskiej, ustawy i rozporządzenia, dokumenty odnośnych polityk i programów, krajowych, regionalnych i lokalnych.
W informatorium szczególne miejsce (i łatwy dostęp) powinny mieć studia przypadków pozytywnie zweryfikowanych doświadczeń i dobrych praktyk zarządzania energią w gminach państw Unii Europejskiej i Polski. Powinno to być forum
wymiany doświadczeń w gospodarowaniu energią w gospodarstwach domowych, gospodarstwach rolnych tradycyjnych i specjalistycznych, w obiektach
użyteczności publicznej oraz w małych i średnich przedsiębiorstwach o różnym
profilu ich działalności. Przedmiotem wymiany doświadczeń mogą być różne
sprawdzone działania – od opłacalności wymiany tradycyjnych żarówek na energooszczędne nowej generacji, czy analizy kosztów i korzyści termomodernizacji
budynków mieszkalnych, do różnych informacji generowanych przez system, na
przykład, o poletkach a nawet działkach gleb marginalnych zakwalifikowanych
pod uprawy energetyczne, czy bieżącej informacji o dostępnych środkach finansowego wsparcia przedsięwzięć w tym obszarze działalności.
Łatwy dostęp do danych (elektronicznie i bezpośrednio) powinien zachęcać
do korzystania, służyć działaniom biznesowym i edukacji energetyczno-ekologicznej mieszkańców gminy, szczególnie młodzieży szkolnej.
Finansowanie systemu zarządzania energią może być realizowane ze środków budżetu gminy/miasta, w głównej mierze pochodzących z oszczędzania
wydatków gminy/miasta na energię elektryczną i cieplną lub ze środków zewnętrznych, na przykład z pozyskanych grantów lub odpłatnych usług. System
finansowania powinien umożliwiać:
•
zatrudnienie wysokiej klasy specjalistów na różnych warunkach umownych
(etat, części etatu, umowa o dzieło, umowa zlecenia);
– 126 –
•
•
•
zlecanie wykonania prac instytucjom wyspecjalizowanym, na przykład
przeprowadzanie badań;
podejmowanie przedsięwzięć gospodarczych w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego;
stosowanie bodźców finansowych stymulujących działania w zakresie energooszczędności.
W pierwszym przypadku skuteczne administrowanie systemem wymaga
powołania specjalnej komórki organizacyjnej. Przypisanie nowych, dodatkowych
obowiązków dotychczasowym pracownikom nie zdaje egzaminu. System nie
będzie właściwie funkcjonować. Konieczne jest wydzielenie jednoosobowej lub
wieloosobowej komórki organizacyjnej podporządkowanej bezpośrednio wójtowi/burmistrzowi albo włączonej do administracji gminy kierowanej przez sekretarza gminy (miasta). Organizacja jednostki może ewoluować od jednoosobowego stanowiska specjalisty, na przykład „gminnego energetyka”, do samodzielnego
Biura Zarządzania Energią. Zależy to od ilości i wartości oraz sposobu finansowania realizowanych projektów. Niektóre gminy w Polsce mają ten problem rozwiązany, na przykład w Bielsku-Białej utworzono Biuro Zarządzania Energią,
w Dzierżoniowie – stanowisko pod nazwą „inżynier miasta”.
W drugim przypadku systemem zarządza samodzielna jednostka komunalna podporządkowana gminie. Realizuje ona zadania zlecone i własne, na przykład
prowadzi uprawy energetyczne na gruntach gminy, wydzierżawionych od Skarbu
Państwa lub osób prywatnych, buduje i utrzymuje biogazownie, zakłady produkcji biopaliw płynnych i stałych (brykieciarnie), a także inicjuje i realizuje inne
projekty.
Każda gmina może zastosować takie rozwiązanie, które będzie najlepiej
dostosowane do istniejących potrzeb, lokalnych tradycji, wizji stopnia samodzielności energetycznej gminy. Podstawową dewizą wdrożonego rozwiązania
powinno być zapewnienie sprawności i efektywności funkcjonowania systemu.
Zarządzanie energią w gminie może być realizowane systemowo i wtedy
przyniesie długotrwałe efekty gospodarcze, ekologiczne i społeczne i będzie służyć oszczędności, poprawie jakości życia mieszkańców, tworzeniu nowych miejsc
pracy. Może być także zarządzany amatorsko, na „wyczucie” i wtedy może przyczynić się do doraźnego rozwiązania jednego lub kilku problemów bez większego
efektu. Wybór zawsze należy do decydentów.
– 127 –
3.3
Analiza danych dokumentacyjnych
Opracowanie planu energetycznego lub założeń do planu zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe wymaga przygotowania szeregu
danych pozwalających ocenić zarówno stan obecny gospodarowania energią na
obszarze gminy, jak i oszacować potencjał oszczędności oraz przewidzieć potrzeby energetyczne gminy w horyzoncie objętym analizą. Można je następująco
usystematyzować:
•
własność źródeł i odbiorników energii:
− gmina,
− inne podmioty, w tym osoby prywatne;
•
podaż i popyt energii;
•
wykorzystywanie formy energii:
− rodzaje paliwa,
− energia sieciowa (cieplna, elektryczna oraz gaz sieciowy);
•
sposób pozyskania:
− statystyki publiczne,
− dane gminy,
− ankietyzacja.
Opracowanie dokumentów planistycznych dla lokalnych systemów energetycznych wymaga przygotowania obszernych zbiorów danych, których liczebność
związana jest z rozważanym zagadnieniem. W przypadku planowania energetycznego zestaw danych składa się niejednokrotnie z kilkudziesięciu pojedynczych danych oraz macierzy w wymiarze kilkudziesięciu wierszy i kolumn.
Powinny je cechować:
•
kompletność – charakteryzuje zbiór ze względu na jego przydatność do
rozwiązania pewnego zagadnienia; jeżeli zbiór jest kompletny, to dane zagadnienie można rozwiązać na podstawie tych alokacji;
•
dokładność – określa błąd wielkości danych, który jest różnicę między wielkością fizyczną a zapisaną cyfrą; każdy zbiór danych obarczony jest błędami,
przy czym dąży się do tego, aby były one jak najmniejsze i eliminuje się
obarczone najistotniejszymi błędami;
•
nadmiarowość – występuje wtedy, gdy liczba dostępnych danych przekracza
minimalną liczbę danych potrzebną do obliczeń; jest związana z cechami
kompletności i dokładności; umożliwia zwiększenie dokładności danych
przez przetworzenie zbioru danych o mniejszej dokładności, na zbiór
o większej dokładności;
– 128 –
•
pośredniość – oznacza, że wiele danych pochodzi nie bezpośrednio z pomiarów, lecz uzyskiwana jest z obliczeń na podstawie innych zmierzonych wielkości.
Określenie zakresu zbioru danych na rzecz planowania energetycznego
w gminie musi być pierwszym krokiem przed podjęciem zadania. Zgromadzenie
bowiem stosunkowo dużej ilości niezbędnych danych jest pracochłonne i czasochłonne. Nieodpowiednie zestawienie zbioru danych skutkuje koniecznością
uzupełniania i przedłuża procedurę planowania.
W energetyce lokalnej występują następujące rodzaje danych:
•
dane bezbłędne – na przykład określające typ posiadanego źródła energii,
rodzaj wykorzystywanego paliwa;
•
dane niedokładne – zawierające stosunkowo mały błąd, mogą one dotyczyć
na przykład ilości lub wartości opałowej wykorzystywanego paliwa;
•
dane błędne – różnica między wielkością fizyczną a danymi jest stosunkowo
duża, występuje wyraźny błąd, przykładem mogą być tu również dane dotyczące ilości zużywanego paliwa;
•
dane fałszywe, na przykład informujące, że obiekt zaopatrywany jest w ciepło z kotła gazowego, gdy w rzeczywistości zasilany jest ze scentralizowanego źródła ciepła za pomocą ciepłociągu.
Dane, przygotowywane na potrzeby planowania energetycznego dotyczą
w dużym stopniu zużycia paliw i energii. Wielkości te zmieniają się z roku na rok,
przede wszystkim ze względu na różne warunki pogodowe, wartości temperatur
w sezonie grzewczym oraz długość trwania tego sezonu. Dane zbierane nawet
niezwykle skrupulatnie obarczone są więc naturalną niedokładnością. Podobnie
jest z danymi dotyczącymi, na przykład wartości opałowych paliw. Błąd przy
przygotowywaniu zbioru danych do planu energetycznego może pojawić się
zarówno przez nieprawidłowe informacje podane przez ankietowanego, jak
i nieprawidłowe odnotowanie informacji przez ankietującego. Zadaniem opracowującego plan jest weryfikacja otrzymanych danych poprzez logiczne porównanie otrzymanych wartości. Obarczone błędem grubym, jak i fałszywe mogą być
zarówno dane zmienne, jak i dane stałe.
Danymi stałymi mogą być:
•
parametry urządzeń lub zespołów urządzeń – są to głównie wielkości znamionowe napięć, prądów, mocy;
•
charakterystyki podające współzależność zmian wielkości występujących
w danym układzie, na przykład charakterystyki zużycia paliwa w funkcji
zmian obciążenia lub charakterystyki emisji pyłu w funkcji jakości paliwa;
•
dane dotyczące kosztów, na przykład charakterystyka kosztów, wielkości
kryterialne względem których wyznaczamy optimum;
– 129 –
Rysunek 3.9.
Podstawowe dane w planowaniu energetycznym w gminie
ZESTAW DANYCH W PLANOWANIU ENERGETYCZNYM
Dane dotyczące
zużycia
i parametrów paliw
- rodzaje wykorzystywanych
paliw
- ilości spalanych paliw,
- wartości opałowe paliw,
- wskaźniki emisji paliw,
- procentowa ilość odpadów
stałych
Dane dotyczące
standardu
termicznego budynków
- powierzchnia budynków,
- rok budowy
- dane konstrukcyjne
budynku
- typ okien,
- powierzchnia okien,
- rok przeprowadzonej
termomodernizacji,
- plany termomoderniza
-cyjne właścicieli
Dane dotyczące
zasobów energii
odnawialnej
Dane dotyczące podaży
i popytu na energię
elektryczną
Dane dotyczące
parametrów urządzeń
wytwórczych
- rok zainstalowania
urządzenia,
- moc urządzenia,
- rodzaj wykorzystywanego
paliwa,
- sprawność przetwarzania
energii,
- sprawność urządzeń
ochrony powietrza,
- ilość energii słonecznej na m2,
- powierzchnia lasów,
- wskaźnik pozyskania drewna na cele energetyczne,
- zasoby drewna z przetwórstwa drzewnego na cele
energetyczne
- nadwyżka słomy do energetycznego wykorzystania,
- potencjał wieloletnich roślin energetycznych,
- przeciętny plon roślin energetycznych,
- powierzchnia marginalnych gruntów rolnych,
- potencjał biometanu z oczyszczalni ścieków,
- potencjał biogazu rolniczego
- zapotrzebowanie na energię elektryczną w
odniesieniu do 1 osoby,
- produkcja energii elektrycznej,
- wskaźniki awaryjności lokalnego systemu
energetycznego
- liczba osób zamieszkujących gminę,
- powierzchnia budynków mieszkalnych w gminie,
- powierzchnia przeznaczona pod budownictwo
mieszkaniowe ,
- moc zainstalowana w oświetleniu ulicznym,
- docelowa długość oświetlanych dróg
– 130 –
Dane uzupełniające
•
•
•
•
dane o surowcach i materiałach, na przykład kaloryczność paliwa, wskaźniki
emisji;
dane dotyczące zależności między cechami materiałów, jak na przykład
wartość opałowa w zależności od wilgotności względnej;
dane dotyczące kosztów surowców i materiałów;
dane dotyczące kosztów robocizny, utrzymania zaplecza socjalnego.
Dane zmienne to zwykle wartości pomiarowe, przy czym sposób pomiaru
może być bardzo zróżnicowany. Mogą to być również dane z aktualnie mierzonych lub przewidywanych charakterystyk urządzeń. Danymi pomiarowymi
w analizowanym zestawie danych są przede wszystkim ilości zużywanych paliw
lub ilości wykorzystywanej energii cieplnej i elektrycznej.
Zarówno dane stałe, jak i zmienne mogą mieć każdą z czterech podanych
cech danych, to znaczy mogą być dokładne, niedokładne błędne lub fałszywe.
Zazwyczaj do zbioru danych planistycznych docierają w różnych proporcjach
wszystkie te rodzaje danych. Stwarza to konieczność przeprowadzenia wstępnej
obróbki danych w celu ich udokładnienia. Dane błędne i fałszywe są usuwane
z zestawu danych różnymi metodami. Dane stałe sprawdzane są najczęściej metodami logicznymi, polegającymi na porównaniu znanych realnych charakterystyk, wartości nominalnych czy kosztów z posiadanymi danymi stałymi. Znając,
na przykład, szereg napięć znamionowych sieci najwyższych napięć od razu
można ocenić, czy napięcie 650kV może być napięciem nominalnym. W praktyce
metoda logiczna polega na eliminacji danych przekraczających dopuszczalne
realne granice zmian wielkości.
Przygotowując zestaw danych do gminnego planu energetycznego należy
zwrócić uwagę, że gminny system energetyczny obejmuje trzy wzajemnie uzupełniające się części. Jest to gospodarowanie paliwami, wytwarzanie i dostarczanie energii cieplnej oraz wytwarzanie i dostarczanie energii elektrycznej.
Na podstawie przygotowanego, zweryfikowanego i ewentualnie uzupełnionego zestawu danych przeprowadza się ocenę aktualnego stanu gospodarowania
energią w gminie, analizując gospodarowanie energią w obiektach będących
własnością gminy oraz budynkach mieszkalnych. Celem przeprowadzanych obliczeń do oceny stanu aktualnego jest przede wszystkim oszacowanie:
•
struktury wykorzystywanych paliw;
•
całkowitego zużycia poszczególnych rodzajów paliw w gminie;
– 131 –
•
•
•
•
•
•
•
jednostkowego zapotrzebowanie na energię pierwotną5 na metr kwadratowy powierzchni budynku;
jednostkowego zapotrzebowania na energię użyteczną6 na metr kwadratowy powierzchni budynku;
ilości emitowanych zanieczyszczeń powietrza z analizowanego zakresu
lokalnej gospodarki energetycznej;
ilości wytwarzanych odpadów stałych;
potencjału lokalnych zasobów energii odnawialnej;
jednostkowego kosztu zużywanej energii pierwotnej oraz użytecznej;
jakości dostarczanej energii elektrycznej.
Określenie struktury zużywanych paliw jest wykorzystywane do oceny na
poziomie lokalnym realizacji dyrektyw Unii Europejskiej dotyczących udziału
odnawialnej energii pierwotnej w bilansie energetycznym. Struktura wykorzystywanych paliw przedstawiana jest w układzie procentowym [%]. Całkowite
zużycie poszczególnych paliw w gminie jest podawane w [GJ] dla każdego rodzaju paliwa. Analiza oszacowanych wielkości daje obraz wykorzystania lokalnych
zasobów energetycznych. Informacji dopełnia oszacowanie zasobów energii odnawialnej w gminie [GJ lub TJ]. Całkowite zużycie paliw oszacowane według ich
rodzajów oraz wskaźniki emisyjności paliw [g/GJ] są postawą do obliczenia ilości
emitowanych do powietrza zanieczyszczeń oraz ilości powstających odpadów
stałych w procesach spalania paliw stałych.
Zapotrzebowanie na energię zawartą w paliwach, struktura zużywanych
paliw oraz lokalny potencjał energii odnawialnej pozwala określić, oprócz wykorzystania lokalnych zasobów energii odnawialnej, również istniejące rezerwy.
Jest też wstępną informacją niezbędną do planowania miejsca posadowienia
lokalnych ciepłowni i elektrociepłowni, wykorzystujących zarówno tradycyjne
rodzaje paliw oraz tych, które wykorzystywałyby energię odnawialną. Oszacowanie potencjału lokalnych zasobów energetycznych wymaga analizy szeregu
danych z różnych obszarów gospodarki oraz geograficzno-meteorologicznych,
z których najistotniejsze wymieniono na rysunku 3.9. Dane geograficzno-meteorologiczne na etapie planowania na potrzeby gminy są czerpane z danych litera-
5 Energia pierwotna – jest to energia pozyskana bezpośrednio z natury, która nie została poddana żadnemu przetworzeniu. Może być to energia zawarta zarówno w paliwach kopalnych,
jak też energia odnawialna promieniowania słonecznego, wiatru, biomasy.
6 Energia użyteczna – jest to energia przetworzona przez odbiornik energii na ten rodzaj, który
jest niezbędny dla zapewnienia usługi energetycznej. Energią użyteczną jest energia fal świetlnych, uzyskiwana poprzez przemianę energii elektrycznej w źródle światła na fale świetlne
zapewniające usługę energetyczną w postaci komfortu widzenia.
– 132 –
turowych i statystycznych. Najbardziej pracochłonne jest oszacowanie zasobów
biomasy.
Jednostkowe zapotrzebowanie energii pierwotnej na metr kwadratowy
budynku, mierzone w [GJ/m2/rok], pozwala ocenić energochłonność budynków
w gminie. Szczególnie istotny jest ten parametr w odniesieniu do pojedynczych
budynków będących własnością gminy i to zarówno tych, które były poddane
termomodernizacji, jak również tych, które na taki zabieg oczekują. Ocena zmiany
zużycia energii pierwotnej w odniesieniu do metra kwadratowego obiektu po
termomodernizacji, pokazuje rzeczywiste zmiany zużycia energii, a tym samym
uzyskane podwyższenie efektywności energetycznej obiektu. Wielkością pokrewną do jednostkowego zużycia energii pierwotnej jest jednostkowe zużycie
energii użytecznej (najczęściej energii cieplnej). Wielkość ta również może być
miernikiem efektywności energetycznej budynku. Wykorzystuje się ją również do
oceny zmiany zużycia energii pierwotnej po zmianie sposobu zaopatrzenia budynku w energię cieplną (wymiana kotła, zamiana wytwarzania indywidualnego
energii na ciepło sieciowe).
Kolejnym, istotnym parametrem wyznaczanym w ramach oszacowań bieżącego stanu lokalnego systemu energetycznego jest jednostkowy koszt energii
pierwotnej i użytecznej dla poszczególnych rodzajów paliw i określonych obiektów (odbiorców energii). Pozwala on ocenić efektywność ekonomiczną układu
zaopatrzenia każdego obiektu w energię cieplną oraz efektywność ekonomiczną
zaopatrzenia w energię gminy. Zmiana tych wielkości po modernizacji budynku
lub gminnego systemu energetycznego jest jedną z miar osiągniętych rezultatów
modernizacji.
Elementem lokalnego systemu energetycznego są zakłady wytwórcze energii elektrycznej oraz sieci elektroenergetyczne, głownie średniego i niskiego napięcia. Gmina nie jest właścicielem tych urządzeń, dlatego też jej wpływ na kierunki rozwoju i modernizacji jest bardzo ograniczony. Z punktu widzenia
odbiorcy największe znaczenie ma jakość dostarczanej energii, której najistotniejszymi parametrami jest wartość napięcia zasilania oraz niezawodność dostarczania. Pierwsza z tych wielkości jest możliwa do wyznaczenia jedynie przez
przedsiębiorstwo prowadzące eksploatację sieci elektroenergetycznej. Monitorowanie poziomu napięcia w stacjach SN/nn nie jest działaniem standardowym,
więc uzyskanie takich wyników bywa niewykonalne. Niezawodność dostarczania
energii jest zadowalająca wtedy, jeśli odbiorcy akceptują jej poziom. Parametry
obiektywne, definiowane w nauce o niezawodności systemów elektroenergetycznych, na poziomie lokalnym są mniej istotne niż oczekiwania odbiorców, tym
bardziej, że trudne jest dotarcie do danych będących podstawą obliczania tych
– 133 –
wielkości. Ocenę niezawodności zaopatrzenia w energię elektryczną można
otrzymać wykorzystując wyniki przeprowadzonych wśród odbiorców ankiet.
Na podstawie zgromadzonego zestawu danych należy również oszacować
docelowe warunki funkcjonowania lokalnego systemu energetycznego w końcowym roku horyzontu analizy. Podstawą takiej oceny jest wyznaczenie zapotrzebowania na energię użyteczną i pierwotną. Oszacowanie tych wielkości wymaga
informacji zawartych w ankietach, dotyczących zamierzeń termomodernizacyjnych mieszkańców gminy, w tym: wymiany okien, wymiany drzwi, ocieplenia
ścian i stropów oraz wymiany urządzeń grzewczych. Dane te pozwalają oszacować obniżenie zużycia energii pierwotnej i użytecznej w budynkach istniejących,
co z kolei pozwala wyznaczyć zużycie energii w końcowym roku analizy w tych
obiektach. Przyszłe zapotrzebowanie będzie sumą energii zużywanej w obiektach
istniejących oraz obiektach nowych. Ocena zużycia energii w tych ostatnich wykorzystuje dane o wzroście powierzchni budynków w gminie w horyzoncie planowania oraz zakładanej (na podstawie aktualnych wymagań i oszacowań) statystycznej energochłonności budynków w przyszłości na jednostkę powierzchni
nowo budowanych obiektów.
Analiza danych wykorzystywanych w planowaniu energetycznym na poziomie lokalnym jest wielowymiarowa, a zakres informacji niezbędnych do przygotowania, szeroki. Prawidłowe przygotowanie zestawu danych jest pierwszym
krokiem do uzyskania satysfakcjonującego rezultatu w postaci przygotowanego
planu, a potem jego realizacji.
Tabela 3.1.
Wskaźniki i dane niezbędne do planowania energetycznego w gminach
L
Badana cecha
Jednostka
Źródło informacji
Uwagi
A. Urząd gminy
1
Lista obiektów gminnych ogrzewanych lub oświetlanych
[szt.]
urząd gminy
2
Zużycie energii elektrycznej budynkach gminnych
[kWh/ rok]
zakład energetyczna podstawie rany urząd gminy
chunków za energię
elektryczną, według
budynków
3
Powierzchnia poszczególnych budynków gminnych
[m2]
urząd gminy
4
Zużycie energii pierwotnej w poszczególnych obiektach gminnych
ogrzewanych indywidualnie
GJ/rok
urząd gminy
– 134 –
na podstawie rachunków za paliwa
zużycie poszczegól-
L
Badana cecha
Jednostka
Uwagi
5
Struktura paliwowa wykorzystywanej energii pierwotnej w gminnych
obiektach ogrzewanych z indywidualnych ciepłowni
[%]
[t/rok]
urząd gminy
nych paliw w obiektach gminnych,
według rodzaju
i wartości
energetycznej
6
Zużycie energii cieplnej w budynkach [GJ/rok]
gminy ogrzewanych z sieci ciepłowniczej
urząd gminy
według budynków
7
Liczba punktów świetlnych z lampami starszymi niż 10 letnie wg mocy
źródeł światła
[szt.]
urząd gminy,
przedsiębiorstwo
zajmujące się
konserwacją
oświetlenia
w gminie
oświetlenie drogowe
8
Aktualna długość oświetlanych dróg
w gminie
[km]
urząd gminy
9
Docelowa długość oświetlanych dróg [km]
w gminie
urząd gminy
ewentualnie aktualna/docelowa moc
punktów świetlnych
7
Obszar przeznaczony pod budownic- [ha]
two mieszkaniowe w gminie bez
możliwości podłączenia do sieci
ciepłowniczej
urząd gminy
2
Liczba mikroprzedsiębiorstw w
gminie
urząd gminy
[szt.]
według budynków,
o ile to możliwe
B. Energochłonność budynków
1
Rodzaje wykorzystywanych urządzeń [%]
wytwórczych i ich sprawności
urząd gminy
2
Ilości wykorzystywanych paliw według rodzajów
[GJ]
urząd gminy
3
Moc urządzenia CO, CWU, moc
urządzenia wentylującego
[kW]
urząd gminy
4
Typ stolarki, wielkość
[m2]
urząd gminy
5
Rodzaj ścian zewnętrznych (grubość, [Mm]
rodzaje warstw)
urząd gminy
6
Zamierzenia inwestycyjne w odniesieniu do indywidualnych źródeł
energii cieplnej
urząd gminy
-
– 135 –
w zakresie termomodernizacji oraz
usprawnienia systemu ogrzewania
(zakres, efekty,
koszty)
L
Badana cecha
Jednostka
Uwagi
C. Zakłady wytwórcze i zakłady energetyczne funkcjonujące w gminie
1
Moc elektryczna zainstalowana
[MW]
zakład wytwórczy
2
Moc cieplna zainstalowana
[GJ/s]
zakład wytwórczy
3
Roczna produkcja energii elektrycznej brutto i netto
[MW]
zakład wytwórczy
4
Roczna produkcja energii cieplnej
brutto i netto
[GJ]
zakład wytwórczy
5
Ilość energii sprzedanej odbiorcom
[GJ]
zakład wytwórczy
6
Długość sieci ciepłowniczej
[km]
zakład wytwórczy
7
2
Powierzchnia obiektów ogrzewanych [m ]
podłączonych do sieci
zakład wytwórczy
8
Sprawność poszczególnych urządzeń [%]
ochrony środowiska
zakład wytwórczy
9
Liczba pracowników w przedsiębiorstwie
[szt.]
zakład wytwórczy
1
Liczba odnotowywanych wypadków
związanych z pracą systemu energetycznego
Liczba
zdarzeń na
rok
1
Liczba godzin łącznie, w ciągu, któLiczba
rych wystąpiły przerwy w zaopatrze- godzin na
niu w energię z przyczyn leżących po rok
stronie dostawców, w rozbiciu na
energię cieplną i energię elektryczną
gmina/zakład
wytwórczy
D. Potencjał OZE
1
Długość dróg
[km]
urzędy gmin
2
Powierzchnia zasiewów poszczególnych roślin (struktura zasiewów)
[ha]
urząd gminy,
spis rolny
3
Liczebność pogłowia poszczególnych [szt.]
gatunków i grup wiekowych zwierząt
gospodarskich
urząd gminy, spis
rolny
4
Powierzchnia trwałych użytków
zielonych
[ha]
urząd gminy,
spis rolny
5
Powierzchnia istniejących plantacji
roślin energetycznych
[ha]
urząd gminy spis
rolny
6
Ilość oczyszczanych ścieków w ciągu
roku
[m3/rok]
urzędy gmin
i powiatów
7
Szybkość napełniania wysypiska
[kg/rok]
urzędy gmin
i powiatów
– 136 –
cieplnej/ elektrycznej
wszystkich (w tym
administracji) lub
pełnozatrudnionych
L
Badana cecha
Jednostka
8
Liczba lat funkcjonowania wysypiska
lub liczba lat od zamknięcia wysypiska
9
Liczba Dużych Jednostek Przeliczeniowych (DJP)
[szt.]
urząd gminy, spis
rolny
1
Ilość odpadów z przemysłu rolnospożywczego
[kg/rok]
plany gospodarki
odpadami jednostek samorządu
terytorialnego,
dane GUS-u,
ankiety w JST
Uwagi
urzędy gmin
i powiatów
analizą należy objąć
fermy bydła i trzody
chlewnej powyżej
100 DJP oraz drobiu
powyżej 3000 szt.
Zakres danych dotyczących gminy, gospodarstw domowych nierolniczych,
gospodarstw rolnych, mikroprzedsiębiorstw oraz wskaźniki opisujące lokalny
system energetyczny przedstawiono w tabeli 3.1.
Jest to maksymalny pożądany zakres danych. Jeżeli z różnych powodów
niektóre dane są niedostępne lub ich pozyskanie byłoby czasochłonne i kosztochłonne, to w wyjątkowych przypadkach należy rozważyć wariant szacunkowy.
3.4
Zakres polityki energetycznej gminy
Lokalna polityka energetyczna to świadoma działalność samorządów terytorialnych w zakresie gospodarowania energią, mająca na celu zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego na terenie gminy oraz zapobieganie negatywnemu
oddziaływaniu energetyki na środowisko.
W celu sformułowania treści dokumentu lokalnej polityki ekologicznej konieczne jest wcześniejsze określenie jej założeń. Odnoszą się one do następujących kwestii:
•
zgodności z dokumentami określającymi politykę energetyczną państwa;
•
zgodności z zasadami zrównoważonego rozwoju;
•
przyjęcia wytycznych systemów zarządzania środowiskowego do opracowania dokumentu polityki środowiskowej.
– 137 –
Wytyczne dotyczące określenia lokalnej polityki energetycznej wynikają
przede wszystkim z dwóch powiązanych ze sobą polityk sektorowych państwa:
polityki energetycznej i polityki ekologicznej. Przy formułowaniu polityki energetycznej gminy należy więc przede wszystkim uwzględnić cele i priorytety zapisane w dokumentach rządowych: Polityce energetycznej Polski do 2030 roku
i Polityce ekologicznej państwa na lata 2009-2012 z perspektywą do 2016 roku.
W pierwszym z tych dokumentów określono priorytety takie, jak:
•
poprawa efektywności energetycznej;
•
wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii;
•
dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej;
•
rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii;
•
rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii;
•
ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Na szczeblu lokalnym priorytety te odnoszą się do:
•
realizacji zadań wynikających z Krajowego planu działań dotyczącego efektywności energetycznej takich, jak: pełnienie przez jednostki samorządu terytorialnego wzorcowej roli w zakresie oszczędnego gospodarowania energią i informowaniu społeczeństwa o podejmowanych działaniach i osiąganych efektach; ponadto organy samorządu terytorialnego są zobowiązane
do oszacowania ilości energii zużywanej przez nie w ciągu roku oraz do uzyskania oszczędności w tym zakresie na poziomie nie mniejszym niż krajowy
cel w zakresie oszczędności energii (2% do roku 2010 i 9% do roku 2016);
podejmowane przez organy samorządu terytorialnego działania oraz osiągane rezultaty będą przedmiotem sprawozdań składanych organowi monitorującemu i nadzorującemu wypełnianie obowiązku;
•
maksymalizacji wykorzystania istniejącego lokalnie potencjału energetyki
odnawialnej, zarówno do produkcji energii elektrycznej, ciepła, chłodu, produkcji skojarzonej, jak również do wytwarzania biopaliw ciekłych i biogazu;
•
dążenia do zastąpienia do 2030 roku ciepłowni zasilających scentralizowane
systemy ciepłownicze polskich miast źródłami kogeneracyjnymi;
•
rozwoju scentralizowanych lokalnie systemów ciepłowniczych, który umożliwia poprawę efektywności i parametrów ekologicznych procesu zaopatrzenia w ciepło oraz podniesienia lokalnego poziomu bezpieczeństwa energetycznego;
•
modernizacji i dostosowania do aktualnych potrzeb odbiorców sieci dystrybucji energii elektrycznej, ze szczególnym uwzględnieniem modernizacji
sieci wiejskich i sieci zasilających tereny charakteryzujące się niskim poborem energii;
– 138 –
•
•
•
•
•
•
•
•
rozbudowy sieci dystrybucyjnej gazu ziemnego na terenach słabo zgazyfikowanych, w szczególności terenach północno-wschodniej Polski;
rozbudowy krajowego systemu przesyłowego, umożliwiającego niezawodne
dostawy energii elektrycznej, w tym rozwój infrastruktury umożliwiający
odbiór energii z nowo utworzonych źródeł, ze szczególnym uwzględnieniem
farm wiatrowych;
wykorzystania dostępnych instrumentów realizacji lokalnej polityki energetycznej takich, jak na przykład: partnerstwo publiczno-prywatne, dokumenty planistyczne;
przyjęcia planów zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe gmin;
budowy biogazowni rolniczych, przy założeniu powstania do 2020 roku
średnio jednej biogazowni w każdej gminie;
rozwoju pozyskiwania energii odnawialnej z odpadów zawierających materiały ulegające biodegradacji, na przykład z odpadów komunalnych;
przygotowywania na szczeblu gminnym strategii rozwoju energetyki;
przygotowywania spójnych planów inwestycyjnych na poziomie gmin
i przedsiębiorstw energetycznych.
W dokumencie Polityka ekologiczna państwa określono cele dotyczące
poprawy jakości środowiska, realizacji zasady zrównoważonego rozwoju, powstrzymania niekorzystnych zmian klimatu oraz ochrony zasobów naturalnych.
Musi je realizować między innymi sektor energetyczny, poprzez zwiększenie
udziału energii ze źródeł odnawialnych oraz zmniejszenie jej zużycia, podwyższenie sprawności wytwarzania energii oraz ograniczenie strat w przesyle i dystrybucji energii. Pilnym problemem jest realizacja zadań w zakresie redukcji
emisji SO2, NOx, i pyłu drobnego z procesów wytwarzania energii, modernizacji
systemu energetycznego, gazyfikacji węgla.
Formułując lokalną politykę energetyczną należy również uwzględnić zalecenia Strategii rozwoju energetyki odnawialnej, w której postawiono cel osiągnięcia 7,5% udziału energii ze źródeł odnawialnych w bilansie paliw pierwotnych kraju w 2010 roku i 14% udziału w 2020 roku. Stwierdzono też, że ze
względu na brak dużego potencjału technicznego energii odnawialnej, jej źródła
mają niewielki, bezpośredni wpływ na bezpieczeństwo energetyczne w skali
państwa. Mogą natomiast odgrywać znaczną rolę w lokalnych bilansach paliw
pierwotnych. W opracowanym projekcie Krajowego planu działań w zakresie
odnawialnych źródeł energii zamieszczono je w prognozie rozwoju OZE opartej
głównie na biomasie i energetyce wiatrowej oraz założono 15,5% udział odnawialnych źródeł energii w całkowitym zużyciu energii brutto w 2020 roku.
– 139 –
Zapisy w dokumentach rządowych i ustawach odnoszą się szczególnie do
realizacji dwóch zasad: prewencji oraz sprawiedliwości międzygeneracyjnej.
Zgodnie z zasadą prewencji podejmowane są działania na rzecz ochrony klimatu,
w tym uwzględnienie rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz zapobieganie
zagrożeniom związanym z produkcją odpadów. Działania te są zgodne z zasadą
sprawiedliwości międzygeneracyjnej, w myśl której istnieje konieczność zachowania zasobów energetycznych dla przyszłych pokoleń. Dąży się także do zwiększenia efektywności energetycznej.
Lokalna polityka energetyczna jest jednym z elementów systemu zarządzania energią w gminie. Jednostki samorządu terytorialnego wprowadzają na swoim terenie systemy zarządzania środowiskowego, takie jak ISO 14001 czy EMAS,
których elementem składowym jest polityka środowiskowa. Sensowne wydaje
się więc potraktowanie struktury lokalnej polityki energetycznej, analogicznie do
polityki środowiskowej gminy. Przyjmując to założenie, polityka energetyczna
powinna określać cele kierunkowe oraz zasady działania gminy. Stanowi ona
punkt odniesienia, względem którego oceniane będą wszystkie działania w ramach systemu zarządzania energią. Pełni też ważną rolę w procesie komunikacji
z przedsiębiorcami, mieszkańcami gminy, a także jednostkami sąsiednimi, wskazując, jakie są priorytety gminy w zakresie gospodarowania energią.
Zakres polityki energetycznej gminy powinien obejmować:
•
zwięzły opis działalności gminy w zakresie gospodarowania energią;
•
oświadczenie o intencjach władz lokalnych, w którym zostanie określona
zarówno ich rola oraz sposób, w jaki proponują one zapewnić bezpieczeństwo energetyczne na swoim terenie;
•
zobowiązanie do ciągłego doskonalenia;
•
zobowiązanie do zapobiegania zanieczyszczeniom;
•
zobowiązanie do przestrzegania przepisów prawnych i innych zaleceń zawartych w polityce energetycznej i ekologicznej państwa.7
Ważne jest, aby polityka energetyczna była napisana zwięźle i przejrzyście –
w praktyce może być to dokument jednostronicowy lub kilkustronicowy, możliwy do zrozumienia przez każdego mieszkańca gminy. Wiąże się to również z jego
dostępnością dla opinii publicznej. Ponadto, polityka energetyczna powinna być
wiarygodna i odpowiadać rzeczywistości, a także motywować wszystkich uczestników systemu zarządzania energią do jej realizacji.
7
Na potrzeby wewnętrzne polityka energetyczna gminy powinna także zawierać dane, wy-
szczególnione przy opisie systemu zarządzania energią w gminie.
– 140 –
Rozdział 4
INSTRUKCJE INWENTARYZACJI
ODNAWIALNYCH ZASOBÓW ENERGII
4.1
Instrukcja inwentaryzacji zasobów biomasy
Zagadnienia wprowadzające
Wyróżnia się następujące rodzaje potencjału odnawialnych źródeł energii1:
•
teoretyczny – zakłada istnienie urządzeń o 100% sprawności i brak ograniczeń technicznych oraz całkowity dostęp do zasobów przy założeniu, że nie
są one wykorzystywane na inne cele;
•
techniczny – uwzględnia ograniczenia wynikające ze sprawności urządzeń
wytwarzających energię, straty jej przesyłu oraz uwarunkowania formalnoprawne, szczególnie w zakresie ochrony przyrody;
•
ekonomiczny – technicznie dostępny w warunkach ekonomicznej opłacalności przedsięwzięcia; uzależniony jest od cen paliw i energii, podatków,
struktury finansowej i wskaźników ekonomicznych.
Ze względu na specyfikę biomasy (liczne sposoby zagospodarowania) należy
doprecyzować pojęcia potencjału biologicznego i technicznego tego źródła energii:
•
potencjał biologiczny (teoretyczny) biomasy – cała biomasa wytworzona na
określonym obszarze i jej wartość energetyczna niezależnie od sposobu jej
wykorzystania i możliwości pozyskania;
•
potencjał techniczny biomasy – potencjał biologiczny biomasy pomniejszony o aktualne wykorzystanie na cele inne niż energetyczne; może być pozyskany w ramach określonych technologii z uwzględnieniem sprawności
energetycznej urządzeń przetwarzających biomasę na energię użytkową.
M. Tańczuk, R. Ulbrich, Assessment of energetic potential of biomass. Proceedings of ECOpole,
Opole 2009, s. 23-26.
1
– 141 –
W niniejszym opracowaniu podano metody szacowania potencjału technicznego biomasy. W przypadku każdego źródła biomasy w pierwszym rzędzie
założono wykorzystanie na cele inne niż energetyczne (żywieniowe, paszowe,
przemysłowe). Dopiero nadwyżka biomasy może być traktowana jako potencjalny surowiec energetyczny.
Inwentaryzacja zasobów biomasy drzewnej
W gminie łatwo obliczyć zasoby biomasy drzewnej, korzystając z danych
dostępnych w zasobach informacji urzędowej i sprawozdawczości statystycznej.
Tabela 4.1.
Zasoby biomasy drzewnej z lasów
Parametr
Jednostka
Źródło pozyskania
Powierzchnia
gruntów leśnych
[ha]
GUS, Raport regionalnych
dyrekcji lasów państwowych,
wykazy gruntów Głównego
Urzędu Geodezji i Kartografii
w Warszawie
Przyrost bieżący
miąższości
[m3/ha/rok]
Regionalne dyrekcje lasów
państwowych na bazie aktualnych planów urządzenia lasu
Roczne
pozyskanie
drewna
[m3]
Aktualny Raport o stanie lasów
w Polsce, Bank Danych Regionalnych GUS-u, GUS Raport
„Leśnictwo”
Roczne pozyskanie
[m3]
drewna sortymentów
S4, M1 i M2
„Leśnictwo”
[m3]
„Leśnictwo”
Roczne pozyskanie
grubizny na cele
przemysłowe
– 142 –
Uwagi
Przyrost określa się na
podstawie różnicy stanu
zasobów na końcu
i początku roku wraz
z ilością drewna
pozyskaną w danym roku
Zasoby drewna na cele energetyczne z lasów można obliczyć na podstawie
wzoru:
Zdl = A ∙ I ∙ Fw ∙ Fe [m3/rok] lub Zdl = A ∙ I ∙ Fw ∙ Fe ∙ 0,97 [t/rok]
(4.1)
gdzie:
Zdl – zasoby drewna z lasów na cele energetyczne [m3/rok] lub [t/rok],
A – powierzchnia lasów [ha],
I – przyrost bieżący miąższości [m3/ha/rok],
Fw – wskaźnik pozyskania drewna na cele gospodarcze [%],
Fe – wskaźnik pozyskania drewna na cele energetyczne [%],
0,97 – gęstość nasypowa drewna o wilgotności 50% [t/m3].
Wskaźnik pozyskania drewna na cele gospodarcze (Fw), stanowi stosunek
rocznego pozyskania drewna do przyrostu bieżącego miąższości. W Polsce za
ostatnie 20 lat wynosił on 55%. Wskaźnik wykorzystania drewna na cele energetyczne (Fe) ustalić można na podstawie procentowego udziału asortymentów
drewna wykorzystywanych na cele energetyczne w rocznym pozyskaniu drewna.
Dane z tego zakresu publikowane są przez Główny Urząd Statystyczny w raporcie
„Leśnictwo” w układzie wojewódzkim. W przypadku braku danych dla gmin
można wykorzystać współczynniki obliczone na bazie danych wojewódzkich.
Do wykorzystania na cele energetyczne uwzględnia się sortymenty S4, M1 i M2,
gdzie:
•
S4 - drewno opałowe (odpowiada grubiźnie opałowej);
•
M drewno małowymiarowe (drobnica); jest to drewno okrągłe o średnicy
dolnej do 5 cm (bez kory), mierzone w sztukach grupowo lub w stosach;
w zależności od jakości drewno małowymiarowe dzieli się na dwie grupy:
− M1 – drewno do przerobu przemysłowego; grupa odpowiada sortymentowi określanemu jako drobnica użytkowa (głównie tyczki),
− M2 – drewno opałowe; grupa obejmuje tak zwaną gałęziówkę.
Ogólną powierzchnię lasów należy pomniejszyć o część zajmowaną przez
lasy ochronne (czyli lasy, które ze względu na swoje położenie pełnią funkcje
wodochronne, glebochronne, rezerwatowe, uzdrowiskowo-klimatyczne), strefy
zieleni wysokiej oraz lasy krajobrazowe. W lasach ochronnych, w zależności od
ich dominujących funkcji, ogranicza się stosowanie rębni zupełnych, podwyższa
wieki rębności, dostosowuje skład gatunkowy do pełnionych funkcji.
Zasoby drewna odpadowego z przetwórstwa drzewnego
W bilansie energetycznym pewne zasoby drewna odpadowego powstają
w trakcie przerobu drewna w zakładach przetwórstwa i obróbki drewna. Ocenia
się je na podstawie wielkości pozyskania drewna z lasów państwowych (grubizny) oraz prywatnych (drewno dłużycowe) położonych na badanym obszarze.
– 143 –
W lasach państwowych podstawę oceny stanowić będzie pozyskanie drewna
wielkowymiarowego (ogólnego przeznaczenia i specjalnego) oraz średniowymiarowego (do przerobu przemysłowego i dłużycowego). Wskaźnik pozyskania
drewna na cele przemysłowe (Fp) można obliczyć jako procentowy udział wyżej
wymienionych klas jakościowo-wymiarowych drewna w stosunku do pozyskania
drewna ogółem na badanym terenie. Zakłada się, że odpady drzewne (zrzyny,
trociny, odłamki, wióry) stanowią średnio 20% masy początkowej przeznaczonej
do przerobu2. Uwzględniając powyższe do obliczeń można wykorzystać następujący wzór:
Zdt = A ∙ I ∙ Fw ∙ Fp ∙ 0,20 [m3/rok] lub Zdt = A ∙ I ∙ Fw ∙ Fp ∙ 0,20 ∙ 0,3 [t/rok]
(4.2)
gdzie:
Zdt – zasoby drewna z przetwórstwa drzewnego na cele energetyczne [m3/rok] lub
[t/rok],
A – powierzchnia lasów [ha],
I – przyrost bieżący miąższości [m3/ha/rok],
Fw – wskaźnik pozyskania drewna na cele gospodarcze [%],
Fp – wskaźnik pozyskania drewna na cele przemysłowe [%],
0,3 – gęstość nasypowa drewna w postaci zrębków o wilgotności 35% [t/m3].
Zasoby drewna odpadowego z sadów
Dane niezbędne do obliczeń podano w tabeli 4.2.
Tabela 4.2.
Zasoby drewna odpadowego z sadów
Parametr
Jednostka
Uwagi
Powierzchnia sadów
[ha]
dane statystyczne GUS-u
dane GUS-u w układzie wojewódzkim dostępne na bieżąco,
w układzie gminnym dostępne
z Powszechnego Spisu Rolnego
z 2002 bądź 2010 roku
J. Buczek, B. Kryńska, Zasoby biomasy – zasady i wskaźniki sporządzania bilansu biomasy.
Materiały szkoleniowe „Innowacje w technologiach roślinnych podstawą kształtowania rolniczej przestrzeni produkcyjnej przez samorząd terytorialny”, Uniwersytet Rzeszowski, Rzeszów
2007, s. 179-187.
2
– 144 –
W celu obliczenia ilości drewna odpadowego z sadów przyjmuje się średni
jednostkowy odpad drzewny na poziomie 0,35 m3 z hektara rocznie3, wykorzystując wzór:
Zds = A ∙ 0,35 [m3/rok] lub Zds = A ∙ 0,35 ∙ 0,3 [t/rok]
(4.3)
gdzie:
Zds – zasoby drewna odpadowego z sadów na cele energetyczne [m3/rok] lub [t/rok],
A – powierzchnia sadów [ha],
0,3 – gęstość nasypowa drewna w postaci zrębków o wilgotności 35% [t/m3].
Zasoby drewna z zadrzewień
Dane niezbędne do obliczeń zawarto w tabeli 4.3.
Tabela 4.3.
Zasoby drewna z zadrzewień
Parametr
Jednostka
Długość dróg
[km]
dane z urzędów gmin
Uwagi
Potencjał energetyczny można obliczyć na podstawie ilości drewna z pielęgnacji drzew przydrożnych według wzoru4:
Zdz = 1,5 ∙ L ∙ 0,3 [t/rok]
(4.4)
gdzie:
Zdz – zasoby drewna z zadrzewień [t/rok],
L – długość dróg [km],
1,5 – ilość drewna możliwa do pozyskania z 1 km zadrzewień przydrożnych [t/rok],
0,3 – wskaźnik zadrzewienia dróg.
Inwentaryzacja zasobów słomy na cele energetyczne
Parametry niezbędne do obliczeń podano w tabeli 4.4.
3 E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne źródła energii – przykłady obliczeniowe. Wyd. Politechniki
Gdańskiej, Gdańsk 2009.
4 J. Buczek, B. Kryńska, Zasoby biomasy…, op. cit., s. 179-187.
– 145 –
Tabela 4.4.
Zasoby słomy na cele energetyczne
Parametr
Jednostka
Uwagi
Powierzchnia zasiewów
poszczególnych gatunków
roślin (struktura zasiewów)
[ha]
dane statystyczne
GUS-u
dane GUS-u w układzie wojewódzkim dostępne corocznie,
Plon ziarna zbóż i nasion
rzepaku
[t/ha]
dane statystyczne
GUS-u, przepisy
dotyczące plonów
reprezentatywnych
plony reprezentatywne zgodne
z rozporządzeniem Ministra
Rolnictwa i Rozwoju Wsi
z dnia 26 lutego 2009 roku
W przypadku braku danych –
średnie dane z literatury
Liczebność pogłowia
poszczególnych gatunków
i grup wiekowych zwierząt
gospodarskich
[szt.]
dane statystyczne
GUS-u
dane GUS-u w układzie wojewódzkim dostępne corocznie,
Podstawy metodyczne oceny zasobów słomy zostały opracowane przez
P. Gradziuka5 oraz A. Grzybek i współautorów6. Aby ocenić potencjał słomy, którą
można pozyskać na cele energetyczne, należy zbiory słomy w danym regionie
pomniejszyć o jej zużycie w rolnictwie. Słoma w pierwszej kolejności powinna
pokryć zapotrzebowanie produkcji zwierzęcej (ściółka i pasza) oraz utrzymać
zrównoważony bilans glebowej substancji organicznej (nawożenie przez przyoranie).
Do obliczeń można wykorzystać następującą formułę:
N = P – (Zs + Zp + Zn) [t]
(4.5)
gdzie:
N – nadwyżka słomy do energetycznego wykorzystania [t],
P – produkcja słomy zbóż podstawowych oraz rzepaku i rzepiku [t],
Zs – zapotrzebowanie na słomę ściółkową [t],
Zp – zapotrzebowanie na słomę na pasze [t],
Zn – zapotrzebowanie na słomę do przyorania [t].
Biopaliwa, red. P. Gradziuk, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2003.
A. Grzybek, P. Gradziuk, K. Kowalczyk, Słoma – energetyczne paliwo, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa
2001.
5
6
– 146 –
Plony ziarna i słomy podstawowych zbóż oraz rzepaku utrzymują się
w pewnych proporcjach w stosunku do siebie. Zależność tę wykorzystuje się przy
szacowaniu plonu słomy (współczynnik plonu słomy do plonu ziarna wsz). Można
go również oszacować wychodząc z powierzchni uprawy (wsa). Dla rzepaku stosunek plonu słomy do plonu nasion jest równy 1, zbiór słomy w stosunku do
areału upraw wynosi 2,2, co oznacza, że z powierzchni 1 ha przeciętnie można
pozyskać 2,2 t słomy7.
Tabela 4.5.
Stosunek plonu słomy do plonu ziarna zbóż a)
Poziom plonu
ziarna [t/ha]
Zboża ozime
Zboża jare
pszenica
pszenżyto
żyto
jęczmień
pszenica
jęczmień
owies
2,01-3,0
0,86
1,18
1,45
0,94
1,13
0,78
1,05
3,01-4,0
0,91
1,13
1,44
0,80
0,94
0,86
1,08
4,01-5,0
0,91
1,14
1,35
0,70
0,83
0,77
1,05
5,01-6,0
0,92
1,13
1,24
0,71
0,81
0,72
1,01
6,01-7,0
0,90
0,94
-
-
-
0,68
-
7,01-8,0
0,83
-
-
-
-
0,67
-
Zbiór słomy
w stosunku
do areału
upraw wza
4,4
(2,2-6,2)
4,9
(2,95-6,1)
5,1
3,0
(2,6-6,8) (2,25-3,9)
3,6
(2,8-4,4)
3,6
(1,95-5,0)
4,4
(3,6-5,5)
a)
plon ziarna = 1
Źródło: opracowanie własne na podstawie: A. Harasim Relacja między plonem słomy
i ziarna u zbóż. „Pamiętnik Puławski” 1994, z. 104; E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne
źródła…, op. cit.
Produkcję słomy na danym obszarze oblicza się na podstawie następującego wzoru:
n
n
i =1
i =1
P =  A ⋅ Y ⋅ wzs [t] lub P =  A ⋅ wza [t]
gdzie:
P – produkcja słomy zbóż podstawowych oraz rzepaku [t],
A – powierzchnia i-tego gatunku rośliny [ha],
Y – plon ziarna i-tego gatunku rośliny [t/ha],
wzs – stosunek plonu słomy do plonu ziarna,
wza – zbiór słomy w stosunku do areału upraw [t/ha].
7
E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne źródła …, op. cit.
– 147 –
(4.6)
Zapotrzebowanie na słomę zużywaną w produkcji zwierzęcej (pasza
i ściółka) oblicza się na podstawie liczebności pogłowia zwierząt gospodarskich
i rocznych normatywów dla poszczególnych gatunków i grup użytkowych (tabela
4.6.) według poniższego wzoru:
n
n
i =1
i =1
Z s =  q i ⋅ s i [t] i Z p =  q i ⋅ p i [t]
(4.7)
gdzie:
Zs – zapotrzebowanie słomy na ściółkę [t],
Zp – zapotrzebowanie słomy na paszę [t],
qi – pogłowie i-tego gatunku i grupy użytkowej [szt.],
si – normatyw zapotrzebowania słomy na ściółkę i-tego gatunku i grupy użytkowej,
pi – normatyw zapotrzebowania słomy na paszę i-tego gatunku i grupy użytkowej.
Tabela 4.6.
Normatywy zapotrzebowania słomy na paszę i ściółkę
oraz produkcji obornika [t/rok]
Wyszczególnienie
Bydło:
krowy
pozostałe
Trzoda chlewna:
lochy
pozostałe
Owce
Konie
Pasze (pi)
Ściółka (si)
Obornik (oi)
1,2
0,6
1,0
0,5
2,5
1,6
0,2
0,8
0,5
0,2
0,2
0,9
0,6
0,4
0,25
1,6
Źródło: opracowanie własne na podstawie: E. Majewski, M. Wojtkiewicz, W. Zabrzewska,
Ćwiczenia z organizacji i ekonomiki gospodarstw rolniczych – zbiór danych liczbowych.
Wyd. SGGW-AR, Warszawa 1983; J. Kozakiewicz, E. Nieściór, Słoma i sposoby jej użytkowania w gospodarstwach rolniczych, IUNG, Puławy 1984.
Uwzględnić należy również zużycie słomy niezbędnej do reprodukcji substancji organicznej w glebie, które ustala się na podstawie odrębnych analiz
obejmujących strukturę zasiewów, jakość gleb oraz saldo substancji organicznej.
Należy mieć na uwadze proporcję pomiędzy roślinami, które poprawiają zasobność gleby w substancję organiczną (strączkowe, motylkowate, trawy), a tymi,
które degradują materię organiczną w glebie (zboża, okopowe, przemysłowe).
Wzrost lub ubytek substancji organicznej można mierzyć za pomocą współczynników określających jej reprodukcję albo degradację (tabela 4.7).
– 148 –
Znając powierzchnię zasiewów poszczególnych grup roślin oraz ilość produkowanego obornika, obliczoną na podstawie pogłowia zwierząt i odpowiednich normatywów (oi) podanych w tabeli 4.6, można określić saldo substancji organicznej według następującej formuły:
n
n
n
i =1
i =1
i =1
S =  ri ⋅ wri +  d i ⋅ wdi +  q i ⋅ o i [t]
(4.8)
gdzie:
S – saldo substancji organicznej [t],
ri – powierzchnia grup roślin zwiększających zawartość substancji organicznej [ha],
di – powierzchnia grup roślin zmniejszających zawartość substancji organicznej [ha],
w ri – współczynnik reprodukcji substancji organicznej dla danej grupy roślin,
w di – współczynnik degradacji substancji organicznej dla danej grupy roślin,
qi – pogłowie inwentarza żywego w sztukach fizycznych wg gatunków i grup wiekowych [szt.],
oi – normatywy produkcji obornika w tonach/rok według gatunków.
Tabela 4.7.
Współczynniki reprodukcji i degradacji substancji organicznej w glebie
Rośliny
Współczynniki wdi i wri dla różnych rodzajów gleb w tonach
suchej masy obornika
lekkich
średnich
ciężkich
Okopowe, warzywa korzeniowe (wd1)
-3,6
-4,0
-4,4
Kukurydza, warzywa liściaste (wd2)
-2,7
-3,0
-3,3
Zboża, oleiste, włókniste (wd3)
-1,4
-1,5
-1,6
Strączkowe (wr1)
+0,9
+1,0
+1,1
Trawy w uprawie polowej(wr2)
+2,7
+3,0
+3,3
Motylkowate wieloletnie i ich mieszanki
z trawami (wr3)
+5,4
+5,6
+6,0
Źródło: C. Maćkowiak, Bilans substancji organicznej w glebach Polski, Biuletyn Informacyjny IUNG, Puławy 1997, s. 4-5.
Stwierdzenie ujemnego salda substancji organicznej oznacza, że aby utrzymać zrównoważony bilans substancji organicznej w glebie należy przyorać określoną ilość słomy. Zakładając, że 1 tona suchej masy obornika równoważna jest
1,54 tony słomy, zapotrzebowanie słomy na przyoranie obliczyć należy według
wzoru:
Zn = 1,54 ∙ S [t]
(4.9)
– 149 –
gdzie:
Zn – zapotrzebowanie słomy na przyoranie [t],
S – saldo substancji organicznej [t].
Inwentaryzacja zasobów siana do wykorzystania
na cele energetyczne
Dane niezbędne do obliczeń przedstawia tabela 4.8.
Tabela 4.8.
Zasób siana do wykorzystania na cele energetyczne
Parametr
Jednostka
zielonych
[ha]
zielonych niekoszonych
[ha]
Plon siana
[t/ha]
Uwagi
w przypadku
braku danych GUS-u
średnie dane
z literatury.
Potencjał siana określić można jako iloczyn powierzchni łąk, współczynnika
ich wykorzystania na cele energetyczne i wielkości plonu:
Psi = Al ∙ wws ∙ Ysi [t/rok]
gdzie:
Psi – potencjał siana [t/rok],
Al – powierzchnia łąk trwałych [ha],
wws – współczynnik wykorzystania łąk na cele energetyczne,
Ysi – plon siana [t/ha/rok].
(4.10)
Precyzyjne określenie współczynnika wykorzystania łąk na cele energetyczne wymaga znajomości sposobu użytkowania trwałych użytków zielonych na
badanym obszarze, gdyż jest to stosunek powierzchni niekoszonych łąk do ogólnego ich areału. Przeciętnie w skali kraju współczynnik ten kształtuje się na poziomie 5-10%. Natomiast plon siana zależny jest od warunków siedliskowych.
W warunkach Polski średni plon wynosi około 4 t/ha.
– 150 –
Inwentaryzacja zasobów biomasy roślin uprawianych
na cele energetyczne
Parametry niezbędne do obliczeń przedstawiono w tabeli 4.9.
Tabela 4.9.
Zasób biomasy roślin uprawianych na cele energetyczne
Parametr
Jednostka
Uwagi
Powierzchnia istniejących
plantacji roślin energetycznych
[ha]
dane ARiMR lub ewidencja gminna
Powierzchnia gruntów
przydatnych do uprawy
roślin energetycznych
kompleksy przydatności rolniczej
5, 6, 8, 9 i 3z
waloryzacja rolniczej przestrzeni
produkcyjnej Polski według gmin,
opracowana w IUNG-u Puławy
Przeciętny plon roślin energetycznych
w zależności od
gatunku i uwarunkowań glebowoklimatycznych,
[t/ha/rok]
dane literaturowe lub rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 26 lutego 2009 r.
w sprawie plonów reprezentatywnych
patrz tabela
4.10.
Tabela 4.10.
Plony wieloletnich roślin energetycznych [t s.m./ha/rok]
Gatunek rośliny
Plon reprezentatywny
Wierzba
8
a)
Plon uzyskiwany w praktyce
b)
7-20
Róża wielokwiatowa
8
6-11
Ślazowiec pensylwański
9
8-16
Miskant olbrzymi
10
8-20
Topinambur
8
4-12
Spartina preriowa
8
7-16
Mozga trzcinowata
8
4-10
Rdest sachaliński
20
10-22
Robinia akacjowa
7
5-9
Topola
8
7-16
Brzoza
8
5-10
zgodnie z rozporządzeniem Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 26 lutego 2009 r. w
sprawie plonów reprezentatywnych roślin energetycznych w 2009 roku Dz. U. nr 36, poz.
283; b) na podstawie różnych źródeł literaturowych.
a)
– 151 –
Potencjał biomasy roślin wieloletnich jest iloczynem powierzchni plantacji
i jednostkowej wydajności. Wydajność poszczególnych gatunków roślin energetycznych przedstawiono w tabeli 4.10. W warunkach gleb marginalnych należy
liczyć się z uzyskiwaniem plonów w dolnych granicach podanych przedziałów.
Celem oszacowania potencjału roślin energetycznych na wyznaczonym
obszarze należy uwzględnić areał istniejących plantacji wieloletnich roślin energetycznych (w przypadku dostępnych danych z ARiMR-u lub ewidencji gminnej)
oraz gruntów marginalnych, zalecanych pod te nasadzenia, zinwentaryzowanych
na podstawie instrukcji identyfikacji gleb marginalnych. Najbardziej przydatne
do uprawy roślin energetycznych są gleby kompleksów przydatności rolniczej
5, 6, 7, 8, 9 i 3z8. Grunty te odpowiadają klasom bonitacyjnym: IVb, V, VI, VIz oraz
V i VI trwałych użytków zielonych (TUZ). Sporządzając bilans zasobów biomasy
roślin jednorocznych (zbóż do spalania i kukurydzy na biogaz) powierzchnię
gruntów marginalnych należy pomniejszyć o obszar trwałych użytków zielonych
(kompleks 3z lub klasy V i VI TUZ). W bilansie uwzględnić należy ograniczenia
wynikające z uwarunkowań organizacyjnych i logistycznych oraz prawne, związane z wprowadzaniem gatunków obcego pochodzenia na obszarach chronionych. W tej sytuacji zakłada się wykorzystanie jedynie części oszacowanej w ten
sposób powierzchni, przyjmując zagospodarowanie tych gruntów pod nasadzenia wieloletnich roślin energetycznych na poziomie 10% (wre). W regionach,
gdzie istnieje duże zapotrzebowanie na biomasę stałą (ze względu na bliskość
zakładów przetwarzających lub wykorzystujących biomasę) współczynnik ten
można zwiększyć w zależności od lokalnych uwarunkowań. Potencjał roślin
energetycznych można przedstawić równaniem:
Pre = [Are + (Am ∙ wre)] ∙ Yre [t/rok]
(4.11)
gdzie:
Pre – potencjał wieloletnich roślin energetycznych [t/rok],
Are – powierzchnia istniejących plantacji wieloletnich roślin energetycznych [ha],
Am – powierzchnia marginalnych gruntów ornych [ha],
wre – współczynnik wykorzystania gruntów pod uprawę wieloletnich roślin energetycznych [%],
Yre – przeciętny plon wieloletnich roślin energetycznych [t/ha/rok].
8 J. Kuś, A. Faber, Alternatywne kierunki produkcji rolniczej, w: Współczesne uwarunkowania
organizacji i produkcji w gospodarstwach rolniczych, „Studia i Raporty IUNG-PIB” 2007 nr 7,
s. 138-139.
– 152 –
Tabela 4.11.
Plony ziarna jednorocznych roślin energetycznych
oraz kukurydzy na zielonkę [t/ha/rok]
Gatunek rośliny
Województwo
żyto
owies
pszenżyto
mieszanki
zbożowe
kukurydza
na ziarno
kukurydza
na zielonkę
Dolnośląskie
2,8
2,8
3,4
2,9
6,2
38,9
Kujawsko-pomorskie
2,5
2,5
3,4
2,8
5,5
42,0
Lubelskie
2,3
2,3
2,7
2,6
5,4
45,7
Lubuskie
2,3
2,2
3,0
2,4
5,1
36,0
Łódzkie
2,2
2,3
3,0
2,6
5,2
40,6
Małopolskie
2,5
2,4
2,7
2,8
5,6
45,1
Mazowieckie
2,1
2,2
2,8
2,5
5,5
41,5
Opolskie
3,2
3,3
3,8
3,3
6,1
43,2
Podkarpackie
2,3
2,5
2,7
2,8
5,4
39,3
Podlaskie
2,1
2,1
2,8
2,4
4,6
44,1
Pomorskie
2,4
2,4
3,1
2,5
4,3
40,5
Śląskie
2,6
2,8
3,1
3,0
6,5
48,9
Świętokrzyskie
2,2
2,1
2,6
2,6
4,7
39,7
Warmińsko-mazurskie
2,4
2,5
3,0
2,5
4,6
41,6
Wielkopolskie
2,5
2,5
3,7
2,9
5,7
40,2
Zachodniopomorskie
2,7
2,5
3,2
2,9
4,9
36,6
Źródło: Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 26 lutego 2009 r.
w sprawie plonów reprezentatywnych roślin energetycznych w 2009 roku, Dz. U. nr 36,
poz. 283.
Oprócz roślin wieloletnich do spalania lub produkcji etanolu można przeznaczać ziarno zbóż. Ze względu na ograniczenia wynikające z konieczności zaspokojenia potrzeb żywnościowych należy wziąć pod uwagę zboża o małych
wymaganiach glebowych, których uprawa uzasadniona jest na gruntach marginalnych: żyto, pszenżyto, owies, mieszanki zbożowe i kukurydza. Pod uprawę
tych roślin nie zaleca się klas i kompleksów glebowych. Potencjał produkcyjny
tych roślin można zinwentaryzować za pomocą następującej formuły:
Pz = Am ∙ wre∙ Yz [t/rok]
(4.12)
gdzie:
Pz – potencjał ziarna roślin jednorocznych uprawianych na cele energetyczne [t/rok],
– 153 –
wre – współczynnik wykorzystania gruntów pod uprawę roślin energetycznych,
Yz – przeciętny plon ziarna wybranych roślin (na przykład na podstawie tabeli 4.11),
[t/ha/rok].
Wartość współczynnika wykorzystania gruntów pod uprawę roślin energetycznych proponuje się przyjąć na poziomie 10% powierzchni gruntów marginalnych. W przypadku występowania dużego zapotrzebowania na paszę lub surowce do przetwórstwa bądź też ograniczeń wynikających z przepisów o ochronie
przyrody współczynnik można odpowiedni zmniejszać.
Inwentaryzacja zasobów biomasy do produkcji biogazu
Istnieją cztery podstawowe źródła surowców do produkcji biogazu:
•
oczyszczalnie ścieków;
•
składowiska odpadów;
•
gospodarstwa rolne;
•
przemysł rolno-spożywczy.
Źródła te należy rozpatrywać oddzielnie, gdyż odzyskiwanie biogazu z każdego z nich różni się technologicznie. Dane niezbędne do obliczeń podano w tabeli 4.12.
Tabela 4.12.
Parametry oceny zasobu biogazu
Parametr
Jednostka
3
Ilość oczyszczanych ścieków w [m /rok]
ciągu roku
urzędy gmin
urzędy gmin
[kg/rok]
Liczba lat funkcjonowania
wysypiska lub liczba lat od
zamknięcia wysypiska
Uwagi
urzędy gmin
Liczba dużych jednostek
przeliczeniowych (DJP)
[szt.]
urzędy gmin, powiatowe
zespoły doradztwa rolniczego:
Inspektoraty weterynaryjne
Ilość odpadów z przemysłu
rolno-spożywczego
[kg/rok]
plany gospodarki odpadami
jednostek samorządu terytorialnego, dane GUS-u
– 154 –
analizą należy
objąć fermy bydła i
trzody chlewnej
powyżej 100 DJP
oraz drobiu powyżej 3000 sztuk
Biogaz z oczyszczalni ścieków
Poziom produkcji biogazu z osadów ściekowych zależy od ilości oczyszczanych ścieków9. Znając wydajność oczyszczalni ścieków należy przyjąć przyrost
suchej masy osadu nadmiernego na 1 m3 odprowadzonych ścieków (0,3 kg
s.m.o./m3). Produkcja biometanu z 1 kg s.m.o. wynosi około 0,3 m3. Potencjał
biometanu oblicza się na podstawie wzoru:
Pbo = V ∙ S ∙ WCH [m3/rok]
(4.13)
gdzie:
Pbo – potencjał biometanu z oczyszczalni ścieków [m3/rok],
V – ilość oczyszczanych ścieków w ciągu roku [m3/rok],
S – przyrost suchej masy osadu nadmiernego na m3 odprowadzanych ścieków (0,3 kg
s.m.o./m3),
WCH – produkcja metanu na kg s.m.o (0,3 m3 CH4/kg s.m.o.).
Biogaz z wysypisk odpadów
Pozyskiwanie biogazu jest zasadne na tych wysypiskach, gdzie składuje się
ponad 10 tys. ton odpadów rocznie. Ilość pozyskiwanego biogazu można oszacować według wzoru10:
Pbw = L ∙ R ∙ (1-k∙c-e-kt) [m3/rok]
(4.14)
gdzie:
Pbw – potencjał biogazu wysypiskowego [m3/rok],
L – ilość biogazu pozyskiwanego z 1 kg odpadów (0,17 m3/kg),
R – szybkość napełniania wysypiska [kg/rok],
k – odwrotność liczby lat pozyskiwania biogazu,
c – liczba lat od zamknięcia wysypiska (w przypadku funkcjonującego wysypiska
c=0),
e – liczba logarytmiczna = 2,718,
t – liczba lat od kiedy otwarte jest wysypisko.
Biogaz rolniczy
Największe możliwości pozyskania biogazu w Polsce mają gospodarstwa
specjalizujące się w produkcji zwierzęcej o koncentracji powyżej 100 DJP (duża
jednostka przeliczeniowa, dawniej sztuka duża, czyli krowa o masie 500 kg).
9
E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne źródła energii …, op. cit.
Ibidem.
10
– 155 –
Nie wyklucza to możliwości budowy biogazowni przez grupy producenckie
utrzymujące mniejszą liczbę zwierząt w poszczególnych gospodarstwach. Wielkość potencjału do produkcji biogazu można ustalić na podstawie informacji
dotyczących stanu pogłowia (Charakterystyka gospodarstw rolnych w danym
roku, GUS). Ze względów praktycznych, analizą objąć należy fermy o następującej
wielkości pogłowia: bydła i trzody chlewnej powyżej 100 DJP oraz drobiu z ferm
utrzymujących powyżej 3000 sztuk drobiu kurzego lub grup gospodarstw,
w których łączne pogłowie spełnia powyższe kryteria. Do przeliczenia sztuk fizycznych na sztuki duże przyjmuje się następujące średnie wskaźniki: bydło – 0,8 DJP,
trzoda chlewna – 0,2 DJP, drób – 0,004 DJP. Do oznaczenia rocznego potencjału
produkcji biogazu rolniczego można posłużyć się następującym wzorem:
Pbr = L ∙ Wbsd ∙ 365 [m3/rok]
(4.15)
gdzie:
Pbr – potencjał biogazu rolniczego [m3/rok],
L – liczba DJP [szt.],
Wbsd – wskaźnik dobowej produkcji biogazu w przeliczeniu na DJP [m3/DJP/d].
Tabela 4.13.
Wskaźnik produkcji biogazu Wbsd [m3/DJP/d]
Bydło
Gnojowica
1,5 – 2,9
Średnio 1,5
Obornik
0,56 – 1,5
Trzoda chlewna
Drób
0,6 – 1,25
3,5 – 4,0
Średnio 1,0
Średnio 3,75
Źródło: E. Klugmann-Radziemska, Odnawialne źródła energii – przykłady obliczeniowe.
Wyd. Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
Uzupełnieniem odchodów zwierzęcych, zwiększającym wydajność biogazowni, może być kiszonka z kukurydzy i innych roślin celowo uprawianych na
gruntach ornych. Szacowanie ilości tej biomasy zasadne jest szczególnie w sytuacji, gdy na danym terenie funkcjonuje biogazownia lub jej budowa jest zaawansowana. Zapotrzebowanie na biomasę celową w postaci między innymi kukurydzy do produkcji biogazu, będzie kształtował lokalny rynek.
Celem oszacowania potencjalnych zasobów kukurydzy do wykorzystania
w biogazowniach można przyjąć założenie, że będzie ona uprawiana na 10%
zinwentaryzowanej powierzchni gruntów marginalnych. W gminach, gdzie występuje realne zapotrzebowanie na kukurydzę do produkcji biogazu współczyn-
– 156 –
nik ten można odpowiednio zwiększać. Wydajność jednostkową kukurydzy określono na podstawie rozporządzenia Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi w sprawie
plonów reprezentatywnych roślin energetycznych z 2009 roku (tabela 4.11).
Potencjał produkcyjny biogazu z kukurydzy można zinwentaryzować za
pomocą następującej formuły:
Pk = Am ∙ wre∙ Yz ∙ 0,3 ∙ 0,83 ∙ 575 [m3/rok]
(4.16)
gdzie:
Pk – potencjał biogazu z kukurydzy [m3/rok],
wre – współczynnik wykorzystania gruntów pod uprawę kukurydzy (na przykład
10%),
Yz – przeciętny plon zielonki kukurydzy (na przykład na podstawie tabeli 4.11),
[t/ha/rok],
0,3 – zawartość suchej masy w kukurydzy (30%),
0,83 – zawartość suchej masy organicznej w stosunku do suchej masy (83% s.m.),
575 – średni uzysk biogazu z tony suchej masy organicznej [m3/t s.m.o.].
Biogaz z przemysłu rolno-spożywczego
Pewien potencjał produkcji biogazu występuje także w zakładach przetwarzających produkty pochodzenia rolniczego takich, jak: cukrownie, gorzelnie,
browary, ubojnie czy z przetwórstwa owocowo-warzywnego. Potencjał ten ustalić można na podstawie ilości odpadów, dla których fermentacja metanowa jest
zalecaną metodą przetwarzania11. W przypadku niektórych odpadów o niskiej
zawartości suchej masy zaleca się wspólną fermentację z surowcami, które zoptymalizują obciążenie komór fermentacyjnych materią organiczną. Kategorie
odpadów, zgodnie z rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 27 września
2001 roku w sprawie katalogu odpadów oraz wydajności biogazu z tych substratów przedstawiają tabele 4.14 i 4.15.
Ocena możliwości zagospodarowania osadów ściekowych i innych odpadów ulegających biodegradacji w Polsce w świetle propozycji zmian prawa Unii Europejskiej, Politechnika Częstochowska, Częstochowa 2004.
11
– 157 –
Tabela 4.14.
Kategoryzacja odpadów z wybranych gałęzi przemysłu
rolno-spożywczego innych niż komunalne i niebezpieczne
Kod
odpadu
Opis
02
Odpady z rolnictwa, sadownictwa, upraw hydroponicznych, rybołówstwa, leśnictwa,
łowiectwa oraz przetwórstwa żywności
02 01
Odpady z rolnictwa, sadownictwa, upraw hydroponicznych, leśnictwa, łowiectwa i
rybołówstwa
02 01 01
Osady z mycia i czyszczenia
02 01 02
Odpadowa tkanka zwierzęca
02 01 03
Odpadowa masa roślinna
02 01 06
Odchody zwierzęce
02 01 07
Odpady z gospodarki leśnej
02 02
Odpady z przygotowywania i przetwórstwa produktów spożywczych pochodzenia
zwierzęcego
02 02 01
Odpady z mycia i przygotowywania surowców
02 02 02
Odpadowa tkanka zwierzęca
02 02 03
Surowce i produkty nienadające się do spożycia i przetwórstwa
02 02 04
Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków
02 02 81
Odpadowa tkanka zwierzęca stanowiąca materiał szczególnego i wysokiego ryzyka,
w tym odpady z produkcji pasz mięsno-kostnych inne niż wymienione w 02 02 80
(02 02 80 – odpadowa tkanka zwierzęca wykazująca właściwości niebezpieczne)
02 03
Odpady z przygotowania, przetwórstwa produktów i używek spożywczych oraz
odpady pochodzenia roślinnego, w tym odpady z owoców, warzyw, produktów
zbożowych, olejów jadalnych, kakao, kawy, herbaty oraz przygotowania i przetwórstwa tytoniu, drożdży i produkcji ekstraktów drożdżowych, przygotowywania i fermentacji melasy (z wyłączeniem 02 07)
02 03 01
Szlamy z mycia, oczyszczania, obierania, odwirowywania i oddzielania surowców
02 03 04
Surowce i produkty nienadające się do spożycia i przetwórstwa
02 03 05
02 03 80
Wytłoki, osady i inne odpady z przetwórstwa produktów roślinnych (z wyłączeniem
02 03 81)
02 03 81
Odpady z produkcji pasz roślinnych
02 04
Odpady z przemysłu cukrowniczego
02 04 03
02 04 80
Wysłodki
02 05
Odpady z przemysłu mleczarskiego
02 05 01
Surowce i produkty nieprzydatne do spożycia oraz przetwarzania
– 158 –
Kod
odpadu
Opis
02 05 02
02 05 80
Odpadowa serwatka
02 06
Odpady z przemysłu piekarniczego i cukierniczego
02 06 01
Surowce i produkty nieprzydatne do spożycia i przetwórstwa
02 06 03
02 07
Odpady z produkcji napojów alkoholowych i bezalkoholowych (z wyłączeniem kawy,
herbaty i kakao)
02 07 01
Odpady z mycia, oczyszczania i mechanicznego rozdrabniania surowców
02 07 02
Odpady z destylacji spirytualiów
02 07 80
Wytłoki, osady moszczowe i pofermentacyjne, wywary
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Ocena możliwości zagospodarowania osadów
ściekowych i innych odpadów ulegających biodegradacji w Polsce w świetle propozycji
zmian prawa Unii Europejskiej, Politechnika Częstochowska, Częstochowa 2004; rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów
Dz. U. nr 112, poz. 1206.
Tabela 4.15.
Potencjał biogazu z wybranych odpadów przemysłu rolno-spożywczego
Kod odpadu
Współczynnik zawartości
suchej masy
wsm [%]
suchej masy organicznej
wsmo w s.m. [%]
Wydajność CH4WCH
3
[m /kg s.m.o.]
020101
4,0
92,0
0,33
020102
20,0
80,0
0,43
020103
15,0
80,0
0,32
020106
15,0
80,0
0,27
020107
20,0
90,0
0,35
020201
4,0
80,0
0,25
020202
20,0
80,0
0,43
020203
20,0
80,0
0,43
020204
3,0
90,0
0,45
020281
20,0
80,0
0,43
020301
4,0
92,0
0,33
020304
15,0
80,0
0,32
020305
3,0
90,0
0,45
020380
30,0
90,0
0,38
– 159 –
Kod odpadu
suchej masy
wsm [%]
suchej masy organicznej
wsmo w s.m. [%]
Wydajność CH4WCH
3
[m /kg s.m.o.]
020381
34,0
92,5
0,31
020403
3,0
90,0
0,45
020480
22,0
95,0
0,18
020501
8,6
88,8
0,48
020502
3,0
90,0
0,45
020580
5,5
92,2
0,38
020601
87,7
97,0
0,39
020603
3,0
90,0
0,45
020701
4,0
92,0
0,33
020702
40,0
95,0
0,4
020780
8,0
83,0
0,38
Źródło: opracowanie własne na podstawie różnych źródeł literaturowych.
Na podstawie danych z tabeli 4.15. można obliczyć potencjał biogazu
z odpadów przemysłu rolno-spożywczego według wzoru:
n
Pbp = V ⋅ wsm ⋅ wsmo ⋅ WCH [m3/rok]
(4.17)
i =1
gdzie:
Pbp – potencjał biogazu z przemysłu rolno-spożywczego [m3/rok],
V – ilość i-tego odpadu [kg/rok],
wsm – współczynnik zawartości suchej masy w i-tym odpadzie [%],
wsmo – współczynnik zawartości suchej masy organicznej w suchej masie i-tego odpadu [%],
WCH – wydajność metanu i-tego odpadu [m3/kg s.m.o].
Inwentaryzacja potencjału surowców roślinnych
do produkcji biopaliw płynnych
Biodiesel
Na podstawie Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW) i rocznego zużycia
paliw w Polsce w 2009 roku obliczono, że wskaźnik wykorzystania na cele energetyczne nasion rzepaku wynosi 55%. Na podstawie aktualnej powierzchni
uprawy rzepaku na badanym obszarze oraz przyjmując wydajność biodiesla
– 160 –
z 1 tony nasion na poziomie 0,31 t, gęstość biodiesla 0,88 t/m3 i plon nasion, na
przykład na podstawie rozporządzenia dotyczącego plonu reprezentatywnego,
można obliczyć potencjał biodiesla według wzoru:
Bd = Ar ∙ Yr ∙ 0,55 ∙ 0,31 [t] lub Bd = Ar ∙ Yr ∙ 0,55 ∙ 0,31 ∙ 0,88 [m3]
(4.18)
gdzie:
Bd – potencjał biodiesla [t] lub [m3],
Ar – powierzchnia uprawy rzepaku [ha],
Yr – plon rzepaku [t/ha].
Parametry niezbędne do obliczeń podano w tabeli 4.16.
Tabela 4.16.
Źródła danych o powierzchni uprawy i plonach rzepaku
Parametr
Jednostka
Powierzchnia uprawy rzepaku
[ha]
GUS
Plon rzepaku
[t/ha]
dane literaturowe lub rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi
z dnia 26 lutego 2009 roku w sprawie
plonów reprezentatywnych
Uwagi
Metody ustalania ilości energii zawartej
w zinwentaryzowanej biomasie
W przypadku biomasy stałej na przykład drewna, słomy, siana, czy rośliny
energetyczne parametrem niezbędnym do oszacowania potencjału technicznego
(wyrażonego w jednostkach energetycznych) jest wartość opałowa biomasy
w stanie roboczym. Wartość tę można ustalić na podstawie wilgotności biomasy
przy znanej wartości opałowej absolutnie suchej masy danego surowca (tabela
4.17). Zależność tę wyrazić można następującym wzorem12:
R. E. H. Sims, The brilliance of bioenergy: in business and in practise. James and James Publications, London, UK, 2002.
12
– 161 –
 2,442 ⋅ W 
r
d  100 − W 
Qi = Qi 
−

 100   100 
(4.19)
gdzie:
Qir – wartość opałowa w stanie roboczym,
Qid – wartość opałowa w stanie suchym,
W – wilgotność,
2,442 – ilość energii potrzebna do odparowania 1 kg wody [MJ].
Tabela 4.17.
Wartość opałowa różnych rodzajów biomasy oznaczona
dla absolutnie suchej masy Qid [MJ/kg] oraz wilgotności W [%]
Surowiec
Wartość
opałowa
Przeciętna
wilgotność
Surowiec
Wartość
opałowa
Przeciętna
wilgotność
Słoma pszenna
17,3
14-20
miskanty
16,7-17,0
6-20
Słoma jęczmienna
16,1
14-20
spartina preriowa
17,3-17,8
6-20
Słoma rzepakowa
15,0
16-25
ślazowiec pensylwański
17,2
8-9
Słoma kukurydziana
16,8-17,7
15-30
topinambur
16,9
7-17
Trociny
19,3
30-40
róża wielokwiatowa
18,7
30-50
Zrębki wierzby
17,6-18,4
50-55
drewno liściaste
(na przykład buk)
18,4
25-50
Pelety z biomasy
17,8-19,6
5-9
drewno iglaste (na
przykład świerk)
18,8
25-50
Brykiety ze
słomy
17,1
8-12
siano
17,1
15-25
Brykiety drzewne
16,9-20,4
5-14
ziarno zbóż
18,5
10-14
Źródło: European Biomass Statistics, AEBIOM, Belgium 2007 oraz badania własne.
Celem wyrażenia potencjału biomasy leśnej w jednostkach energii należy
przeliczyć wielkości fizyczne [m3 lub tony] na jednostki energetyczne (na przykład J, kWh) oraz uwzględnić sprawność kotłów służących do spalania drewna.
Wilgotność drewna świeżego wynosi średnio 50%, a wartość opałowa absolutnie
suchej masy drzewnej wynosi średnio 18,72 GJ/tonę. Na podstawie zależności
pomiędzy tymi parametrami przyjmuje się wartość opałową (tak zwaną roboczą)
– 162 –
drewna na poziomie 8 MJ/kg. Właściwości energetyczne różnych gatunków
drewna podane są w tabeli 4.18. Po przyjęciu ciężaru objętościowego drewna13
na poziomie 0,97 t/m3 obliczyć można teoretyczne zasoby energetyczne drewna
w granicach administracyjnych województwa powiatu czy gminy.
Tabela 4.18.
Ciepło spalania i wartość opałowa różnych rodzajów drewna
Drewno liściaste
Drewno iglaste
Ciepło
spalani
a
Rodzaj drewna
Wartość opałowa
[MJ/kg]
Ciepło
spalania
Wartość opałowa
[MJ/kg]
[MJ/kg]
Wilgotność
0%
Wilgotność
15%
Rodzaj drewna
Wilgot[MJ/kg] ność
0%
Wilgotność
15%
Brzoza
21,5
20,1
16,7
Daglezja
20,5
19,2
15,9
Buk
21,5
20,1
16,7
Jodła sezonowana
20,7
19,3
16,1
Buk
20,2
18,8
15,7
Jodła świeża
20,2
18,8
15,6
Buk
19,7
18,8
15,2
Modrzew
19,9
18,5
15,4
Dąb
19,1
17,8
14,7
Sosna
19,9
18,6
15,4
Grab
19,0
17,6
14,6
Świerk
21,8
20,5
17,0
Grochodrzew 21,4
20,1
16,7
Średnio
20,7
19,3
16,1
Wierzba
17,7
16,3
13,5
Jawor
18,9
17,5
14,5
Jesion
19,8
18,4
15,3
Kasztanowiec
20,2
18,8
15,6
Lipa
20,1
18,7
15,5
Olcha czarna 19,3
18,0
14,9
Topola
czarna
19,3
17,9
14,9
Trześnia
19,9
18,5
15,7
Wiąz
20,6
18,5
15,9
Średnio
19,6
18,3
15,1
Źródło: S. Kruczek, R. Głąbik, R. Sikora, Zagadnienia gazyfikacji drewna. „Energetyka
Cieplna i Zawodowa” 2001 nr 18, s. 18-20.
13
European Biomass Statistics, AEBIOM, Belgium 2007.
– 163 –
Ponadto, w celu oszacowania potencjału technicznego biomasy w jednostkach energetycznych konieczne jest uwzględnienie energetycznej sprawności
konkretnych urządzeń wykorzystujących biomasę. Przeciętna sprawność kotłów
spalających biomasę stałą wynosi około 80%14. Sprawność silników wysokoprężnych wykorzystujących biodiesel jako paliwo kształtuje się na poziomie 40%.
Celem oszacowania ilości energii zawartej w biometanie pozyskanym
z oczyszczalni ścieków należy jego ilość pomnożyć przez jednostkową wartość
energetyczną wynoszącą 36 MJ/m3. Można to wyrazić następującym wzorem:
Pboe = Pbo ∙ QCH [MJ/rok]
gdzie:
Pboe – potencjał energetyczny biometanu z oczyszczalni ścieków,
Pbo- ilość biometanu pozyskanego z oczyszczalni ścieków,
QCH – wartość kaloryczna biometanu [36 MJ/m3].
(4.20)
Sprawność urządzeń kogeneracyjnych (CHP – combined heat and power),
najczęściej stosowanych w biogazowniach, wynosi około 90% (35% sprawność
elektryczna i 55% sprawność cieplna). Z uwagi na konieczność dostarczania ciepła do ogrzania komór fermentacyjnych należy przyjąć, że średniorocznie 60%
wytworzonego ciepła zostanie zużyte w tym celu. W związku z tym, dla obliczenia
potencjału technicznego biometanu należy potencjał energetyczny Pboe pomniejszyć o tę wartość.
Przy obliczaniu ilości energii zawartej w biogazie wysypiskowym15 można
przyjąć jego średnią wartość opałową na poziomie 21,6 MJ/m3.
Celem obliczenia ilości energii w oszacowanym potencjale biogazu rolniczego należy otrzymane wyniki pomniejszyć o współczynnik zawartości metanu
w biogazie, który jest różny dla konkretnych substratów i technologii fermentacji.
Można jednak przyjąć, że wynosi średnio 0,65. Po uwzględnieniu powyższego
oraz wartości energetycznej biometanu w wysokości 36 MJ/m3 wzór przyjmuje
postać:
Pbre = Pbr ∙ wzm ∙ 36 [MJ/rok]
gdzie:
Pbre – potencjał energetyczny biogazu rolniczego [MJ/rok],
Pbr – potencjał biogazu rolniczego [m3/rok],
wzm – współczynnik zawartości CH4 w biogazie (średnio 0,65).
14
15
W. Lewandowski, Proekologiczne odnawialne źródła energii, WNT, Warszawa 2006.
European Biomass …, op. cit.
– 164 –
(4.21)
W przypadku szacowania ilości energii zawartej w biogazie z odpadów rolno-spożywczych również zastosowanie ma wzór 4.21, przy czym współczynnik
zawartości CH4 w biogazie (wzm) wynosi 0,57.
Sprawność urządzeń przetwarzających biogaz na energię elektryczną lub/i
cieplną w biogazowniach rolniczych kształtuje się na takim samym poziomie, jak
w przypadku biogazu z oczyszczalni ścieków.
W zależności od potrzeb poszczególne jednostki energetyczne mogą być
stosowane zamiennie. Do ich przeliczania można użyć danych zawartych w tabeli
4.19.
Tabela 4.19.
Wskaźniki przeliczania jednostek energetycznych
Na jednostkę
1 MJ
1 kWh
1 kgoe
Mcal
1 MJ
1
0,278
0,024
0,239
1 kWh
3,6
1
0,086
0,86
1 kgoe
41,868
11,63
1
10
Mcal
4,187
1,163
0,1
1
z jednostki
Źródło: opracowanie własne na podstawie: European Biomass…, op. cit.
4.2
Instrukcja obliczania abiotycznych zasobów
Możliwości oceny zasobów energii słonecznej
W celu oszacowania średniej ilości energii, jaka dociera do ustalonej lokalizacji, przyjmuje się wielkość dziennego promieniowania całkowitego dla określonych punktów pomiarowych zlokalizowanych w badanym rejonie. Wartości
dzienne całkowitego natężenia promieniowania słonecznego dostępne są w bazie
danych SODA Service (Solar Energy and Radiation Database) w dziale „Mars
Database of Solar Radiation – Europa". Dane zawarte w tym dziale są pobierane
z europejskiego systemu monitorowania i modelowania produkcji rolnej MARS.16
16
http://mars.jrc.ec.europa.eu/mars, http://www.soda-is.com/eng/index.html
– 165 –
Zasoby bazy danych MARS dostarczają danych dotyczących wartości dziennego
całkowitego promieniowania słonecznego dla danego punktu począwszy od roku
1975, obliczone dla obszaru o wymiarach 50×50 km poprzez interpolację danych
uzyskiwanych z najbliżej zlokalizowanych jednostek pomiarowych sieci meteorologicznej. Po uzyskaniu sumy rocznej wartości dziennego całkowitego promieniowania słonecznego oblicza się wartość średnią, możliwą do uzyskania w kolejnych latach w danych punktach pomiarowych. Wartości wyrażone w kWh/m2/rok
ustalone jako wartości średnie obliczone przyjmuje się jako reprezentatywne dla
badanego regionu.
Rysunek 4.1.
Roczne sumy promieniowania słonecznego
na optymalnie pochyłej powierzchni
– 166 –
Określa się następujące rodzaje potencjałów energii słonecznej: teoretyczny
i techniczny. Potencjał teoretyczny to ilość energii możliwej do wykorzystania
przy założeniu istnienia określonych urządzeń o 100% sprawności i braku ograniczeń technicznych oraz całkowitym dostępie do zasobów. Przyjmuje się,
że potencjał teoretyczny to wartość średnia (reprezentatywna) energii promieniowania całkowitego z badanego okresu dla danego obszaru wyrażona w kWh,
uzyskana z powierzchni 1 m2 w ciągu roku – przy założeniu 100% sprawności
urządzeń przetwarzających energię słoneczną na energię użyteczną.
Potencjał techniczny to średnia wartość rocznej energii promieniowania
całkowitego (wyrażona w kWh) uzyskanej z powierzchni 1 m2. Sprawność pozyskiwania i przetwarzania energii przez kolektory słoneczne wynosi maksymalnie
75-80% a ogniw fotowoltaicznych 20%, w warunkach eksploatacyjnych odpowiednio 50-60% i 12-15%. Są to wartości średnie dla urządzeń stosowanych
w Europie i oferowanych obecnie na rynku. Z czasem jednak w miarę postępu
technicznego i technologicznego sprawności te mogą się zmieniać.
Na terenie Polski nasłonecznienie waha się w granicach 950-1250 kWh/m2,
a średnie usłonecznienie wynosi 1600 godzin na rok. Około 80% całkowitej rocznej sumy nasłonecznienia przypada na 6 miesięcy sezonu wiosenno-letniego
(od początku kwietnia do końca września), przy czym czas operacji słonecznej
w lecie wydłuża się do 16 godzin, a w zimie skraca się do 8 godzin dziennie.
Możliwości oceny zasobów energii wodnej
Celem podjęcia jakichkolwiek działań na rzecz zagospodarowania cieku
wodnego należy przeanalizować wszystkie aspekty inwestycji, takie jak: uwarunkowania techniczne, uwarunkowania społeczne oraz uwarunkowania prawne.
Do uwarunkowań technicznych należą dane o przepływach, wysokości istniejącego lub możliwości nowo powstałego piętrzenia. Planując inwestycję należy
wziąć pod uwagę także efekty społeczne, a więc nie tylko ilość nowych miejsc
pracy, ale także uciążliwość hydrozespołu dla lokalnej społeczności. Aby uniknąć
niepotrzebnych kosztów, należy w pierwszej kolejności zlecić ekspertyzę odpowiedniej instytucji, zdolnej określić zasadność inwestycji w danej lokalizacji.
Analiza ta, w zależności od wymagań inwestora, może zawierać szereg informacji
podstawowych, począwszy od danych o stanie cieku wodnego, do konkretnych
rozwiązań z zakresu hydroenergetyki i planowania przestrzennego.
Rozwiązania techniczne są uzależnione od posiadanych zasobów finansowych i wodnych. Ilość rozwiązań w tej dziedzinie powoduje, że niemożliwe jest
określenie szczególnie przydatnej konstrukcji, co oznacza, iż dobór musi być
ściśle związany z planowaną inwestycją. Energia może być produkowana na potrzeby własne przedsiębiorstw, lub na sprzedaż do zakładów energetycznych.
– 167 –
Istotnym aspektem w analizach są zielone certyfikaty, które można uzyskać produkując energię z OZE.
Jako podstawę do oszacowania potencjału energii wodnej można przyjąć
ocenę znajdujących się na terenie regionu obiektów i spiętrzeń wodnych możliwych do wykorzystania w celu pozyskiwania energii oraz obiektów aktualnie
działających i wytwarzających energię. Dane dotyczące tych obiektów znajdują
się w dyspozycji wojewódzkich zarządów melioracji i urządzeń wodnych.
Teoretyczną moc, jaką można uzyskać z poszczególnych obiektów możliwych do wykorzystania bez uwzględniania sprawności poszczególnych elementów wstępnie oszacować można według wzoru:
P = γ∙x∙g∙x∙Q∙x∙H [W]
gdzie:
P – potencjał wyrażony w jednostkach mocy,
γ – ciężar właściwy wody, γ = 1000 kg/m3,
g – przyspieszenie ziemskie, g = 9,81 m/s2,
Q – przepływ [m3/s],
h – wysokość spadku wody [m].
(4.22)
Celem oszacowania rzeczywistej mocy elektrowni wodnej należy uwzględnić dodatkowo sprawność elementów składowych układu: turbiny wodnej, przekładni i generatora, a także sprawność układu wyprowadzenia mocy (straty na
drodze przesyłu od generatora do sieci). Informacje o sprawności poszczególnych elementów składowych układu produkującego energię można znaleźć
w fachowym piśmiennictwie technicznym.
Możliwości oceny zasobów energii wiatru
Określenie rocznej produkcji energii wiatru dla danej lokalizacji elektrowni
wymaga znajomości rozkładów prędkości i kierunków oraz średnich prędkości
wiatru. W celu uzyskania tych danych przeprowadza się pomiary przy zastosowaniu precyzyjnej aparatury, a także stosuje się nowoczesne metody analizy
danych pomiarowych.
Na efektywne pozyskiwanie energii wiatrowej, oprócz czynników związanych bezpośrednio z wiatrem, mają wpływ inne czynniki, takie jak: ukształtowanie terenu, infrastruktura techniczna, urbanizacja terenu, uwarunkowania prawne, koszty wytwarzania turbin wiatrowych i ceny energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach wiatrowych.
– 168 –
Zasoby energetyczne wiatru można ocenić na podstawie różnych metod:
•
Metoda szacunkowa oparta na danych meteorologicznych i standardowych rozkładach prędkości wiatru
Stacje meteorologiczne prowadzą pomiary prędkości wiatru, na podstawie
których sporządzane są szacunki określające zasoby energii wiatru. Są to dane
długoterminowe, często wykorzystywane dla ogólnego rozpoznania możliwości
lokalizacji elektrowni wiatrowych w danym regionie. Jednakże metoda szacunkowa daje jedynie przybliżoną ocenę zasobów wiatru, ponieważ opiera się na
standardowych rozkładach średnich prędkości wiatru oraz na danych meteorologicznych, które są niewystarczające na potrzeby energetyki wiatrowej. Istnieją
pewne ograniczenia użyteczności tej metody ze względu na małą gęstość stacji
meteorologicznych, ich położenie na obszarze o dużej szorstkości, brak nowoczesnej aparatury pomiarowej i małą płynność pomiarów.
•
Metoda opierająca się na mapie potencjału energetycznego wiatru
Metoda ta bazuje na mapie potencjału energetycznego wiatru, wyrażonego
w [kWh/m2/rok], wyznaczonych na podstawie danych meteorologicznych.
W celu obliczenia rocznej produkcji energii należy znać tylko powierzchnię wirnika i sprawność ogólną elektrowni.
•
Metoda wykorzystująca nomogramy
Metoda ta wymaga znajomości danych dotyczących elektrowni oraz jej lokalizacji:
− znamionowej prędkości wiatru,
− mocy znamionowej elektrowni,
− maksymalnej prędkości wiatru,
− średniorocznej prędkości wiatru w miejscu lokalizacji elektrowni na wysokości wirnika.
Na podstawie tych danych sporządza się nomogramy (wykresy), służące do
oceny warunków wiatrowych konkretnej lokalizacji.
•
Ocena zasobów energetycznych wiatru metodami probabilistycznymi
Metoda opiera się na analizie statystycznej i rachunku prawdopodobieństwa, wykorzystuje również dane statystyczne, które były opracowane na podstawie zapisu prędkości wiatru dla wybranej stacji meteorologicznej.
– 169 –
Rysunek 4.2.
Mapa wietrzności Polski oraz energia wiatru [kWh/m2]
Kowno
Kaliningrad
Gdynia
Gda sk
Koszalin
Elbl g
Olsztyn
Grodno
Szczecin
Białystok
Bydgoszcz
Toru
Gorzów Wlkp.
Płock
Włocławek
Pozna
WARSZAWA
Brze
Zielona Góra
Chociebu
Kalisz
Łód
Radom
Lublin
Legnica
Wrocław
Wałbrzych
Liberec
Kielce
Cz stochowa
Opole
Katowice
PRAGA
Kraków
Rybnik
Bielsko-Biała
Tarnów
Rzeszów
Lwów
Ostrawa
Strefy energetyczne wiatru na lądzie
(według H. Lorenc / IMiGW, na podstawie okresu obserwacyjnego 1971-2000)
I - wybitnie korzystna
III - korzystna
II - bardzo korzystna
IV - mało korzystna
V - niekorzystna
obszary na morzu korzystne dla rozwoju energii wiatrowej
Obszary o częstości występowania wiatrów
(według T. Niedźwiedzia, J. Paszyńskiego i D. Czekierdy, 1994)
średnio powyżej 40 dni rocznie z wiatrem silnym (10 m/s i więcej)
średnia roczna częstość ciszy i słabego wiatru (2 m/s i mniej) powyżej 60%
Źródło: Instytut Geografii i Przestrzennego Zagospodarowania PAN dla Ministerstwa
Rozwoju Regionalnego.
– 170 –
•
Metoda oceny energii wiatru i wydajności elektrowni wiatrowej na
podstawie średniorocznej prędkości wiatru i parametrów elektrowni
wiatrowej
Metoda ta określa energię wiatru, a także opisuje zmiany prędkości wiatru
wraz ze wzrostem wysokości nad powierzchnią gruntu. Wyróżnia się dwa etapy
oceny wartości energetycznej wiatru. Pierwszy etap polega na ocenie energii
wiatru na 1 m2 powierzchni zakreślonej przez skrzydła turbiny, na podstawie
wzoru:
E=
ρ ⋅ v3 ⋅ t
2
(4.23)
gdzie:
E – energia wiatru [Wh/m2],
ρ – gęstość powietrza [kg/m3],
v – prędkość wiatru (na podstawie map sporządzonych w mezoskali) [m/s],
t – czas trwania danej prędkości wiatru [h].
Do określenie energii wiatru na dowolnej wysokości zastosować można
zależność:
E1  Z1 
= 
E2  Z 2 
3α
(4.24)
gdzie:
E1 – znana energia wiatru na wysokości Z1,
E2 – obliczana energia wiatru na wysokości Z2,
α – wykładnik potęgowy zależny od szorstkości podłoża, prędkości wiatru, stanu
równowagi atmosferycznej i czasu uśredniania prędkości wiatru. Jego wartości zależą
od ukształtowania terenu:
–
otwarty z nielicznymi przeszkodami o małej wysokości α=0,14,
–
wiejski z zabudową niską lub teren zalesiony α=0,19,
–
miejski z zabudową wysoką α=0,24.
Znając parametry elektrowni (średnica wirnika, powierzchnia skrzydeł,
sprawność) można obliczyć wydajność energetyczną konkretnej siłowni.
•
Metoda oceny zasobów wiatru na podstawie programu WAsP
W metodzie tej uwzględnia się dane zebrane ze stacji meteorologicznych
wyżej wymienionymi metodami. Podstawowe parametry niezbędne do zastosowania tej metody to:
− ocena zasobów energii wiatru w skali regionalnej (mezoskali),
− ocena zasobów energii wiatru w skali lokalnej.
– 171 –
Zasoby energii wiatru poddane są analizie za pomocą duńskiego programu
komputerowego WAsP (Wind Atlas Analysys and Aplication Programme). Jest to
nowoczesne narzędzie informatyczne, stale rozbudowywane i doskonalone.
Wykorzystanie programu WAsP pozwala sporządzić atlas wiatru, ocenić warunki
wiatrowe w danej lokalizacji, obliczyć wartość średniej energii wiatru, obliczyć
roczną produkcję energii turbiny lub fermy wiatrowej o zadanych parametrach.
Metoda ta umożliwia ocenę energii wiatru dla czterech klas szorstkości oraz
dla pięciu wysokości i dwunastu kierunków wiatru. Nie nadaje się natomiast do
stosowania w obszarach górzystych. Jej minusem jest to, że opiera się na danych
meteorologicznych, które nie są wystarczające do podejmowania decyzji o budowie elektrowni wiatrowej.
Możliwości oceny zasobów energii geotermalnej
Przez energię geotermalną rozumie się naturalne ciepło Ziemi skumulowane
w skałach i wodach, wypełniających skały i szczeliny skalne. Energia ta jest praktycznie niewyczerpywalna i przenoszona z wnętrza Ziemi na powierzchnię na
zasadzie przewodzenia i konwekcji.
Obecnie na świecie wykorzystuje się dwa rodzaje energii geotermalnej:
•
energię zawartą w przegrzanej parze wodnej o temperaturze wyższej od
150oC – znajduje ona zastosowanie głównie do napędu turbin w elektrowniach geotermalnych;
•
energię zawartą w wodach geotermalnych niskotemperaturowych (20-35oC),
średniotemperaturowych (35-80oC), wysokotemperaturowych (80-100oC)
i bardzo wysokotemperaturowych (100-150oC), które wykorzystywane są
głównie jako bezpośrednie nośniki energii; zasoby i rezerwy wód geotermalnych o temperaturze wyższej niż 150oC skoncentrowane są jedynie
w kilku częściach globu.
Spośród problemów ekologicznych, jakie stwarza eksploatacja energii geotermalnej, najpoważniejsze polegają na kłopotach związanych z emisją szkodliwych gazów ulatniających się z wód, zwłaszcza siarkowodoru i radonu. Ponadto,
wykonanie odwiertów badawczych oraz eksploatacyjnych wiąże się z możliwością negatywnego wpływu na krążenie wód podziemnych, co w dalszej kolejności
może przyczynić się do zmiany stosunków wodnych na powierzchni terenu.
Eksploatacja wód termalnych silnie zasolonych i ciepłych może prowadzić do
problemu z odprowadzeniem ich do wód powierzchniowych. Zrzut wód bezpośrednio do rzek może przyczynić się do zmiany składu chemicznego i parametrów fizycznych wody, a w ślad za tym warunków biologicznych w rzekach.
Wymagane jest dostosowanie jakości ścieków do poziomów dopuszczalnych.
– 172 –
Rysunek 4.3.
Mapa strumienia cieplnego Polski
Podobnie jak w przypadku energii wiatrowej, ewentualne wykorzystanie
potencjału zasobów wód geotermalnych wymaga szczegółowych, specjalistycznych i bardzo kosztownych pomiarów, które prowadzone są w głębokich otworach wiertniczych. W okresie ostatnich kilkudziesięciu lat w Polsce wykonano
ponad 7500 otworów wiertniczych o głębokości przekraczającej 1000 m.
Na podstawie szczegółowych parametrów (zajmowany obszar, objętość
zbiornika, temperatura, ilość skumulowanej i dostępnej energii) można wydzielić
następujące rodzaje zasobów geotermalnych:
– 173 –
•
•
•
•
•
zasoby dostępne – ilość zmagazynowanej w skorupie ziemskiej do głębokości 3000 m energii cieplnej, odniesiona do średniej rocznej temperatury na
powierzchni;
zasoby statystyczne wód i energii geotermalnej – ilość energii zgromadzona
w wolnych, grawitacyjnych wodach geotermalnych występujących w porach, szczelinach, zbiornikach o danej objętości [m3] lub [km3] z uwzględnieniem jej ciepła właściwego i gęstości oraz różnicy temperatury złoża
i średniej rocznej temperatury na powierzchni;
zasoby statystyczne wydobywalne energii geotermalnej – ilość energii, jak
w poprzednim punkcie, ale pomniejszona o współczynnik wydobycia;
zasoby dyspozycyjne energii geotermalnej – ilość energii możliwa do uzyskania w ciągu roku w danym regionie (bez uwzględnienia warunków techniczno-ekonomicznych odwiertu) ze strumienia grawitacyjnych wód geotermalnych o objętościowym natężeniu przepływu wyrażonym [m3/24 h]
lub [km3/rok];
zasoby eksploatacyjne – ilość energii wyrażona w [EJ/rok] zdefiniowana jak
w poprzednim punkcie, ale z uwzględnieniem warunków geologicznych,
środowiskowych, technicznych i ekonomicznych (przeprowadza się tę ocenę indywidualnie na potrzeby konkretnych projektów).
Istnieją sposoby obliczeń pozwalające dokładnie wyznaczyć wartość energii
geotermalnej dla konkretnego przypadku, ale niezbędne są wówczas dane dotyczące wszystkich parametrów ujęcia, co możliwe jest dopiero po wykonania kosztownego odwiertu.
Bazowymi materiałami mogą być dane zawarte w dokumencie Energia geotermalna w Polsce – ocena możliwości wykorzystania energii geotermalnej opracowanym dla Ministerstwa Środowiska w 2001 roku. Dane na podstawie badań
na istniejących odwiertach są prezentowane przez Polską Geotermalną Asocjację
[www.pga.org.pl]. Szczegółowe badania w tym zakresie prowadzone są też przez
Państwowy Instytut Geologiczny [www.pgi.gov.pl].
– 174 –
Rysunek 4.4.
Zasoby energii geotermalnej w Polsce
4.3
Instrukcja identyfikacji gleb marginalnych
Poprzez gleby marginalne należy rozumieć pozostające w użytkowaniu rolniczym lub ewidencji gruntów rolnych gleby, które mają małe znaczenie dla rolnictwa ze względu na nieopłacalność produkcji, lub też nie nadają się do produkcji żywności. Są to zazwyczaj gleby o niskiej bonitacji. Można podzielić je na
cztery grupy:
•
nieurodzajne gleby użytków rolnych, na których ze względu na niekorzystne
uwarunkowania przyrodnicze i erozję nie opłaca się prowadzić produkcji
rolnej;
– 175 –
•
•
•
utwory bezglebowe, czyli pozbawione warstwy próchniczej, powstałe wskutek mechanicznych zniszczeń, na przykład przez kopalnie odkrywkowe;
gleby zanieczyszczone chemicznie;
tereny położone w sposób uniemożliwiający prowadzenie na nich prawidłowej gospodarki rolnej.
Grunty orne i użytki zielone inwentaryzuje się ilościowo oraz jakościowo na
podstawie zajmowanej powierzchni i wskaźnika oceny jakości gleb – klasy bonitacyjnej lub kompleksu przydatności rolniczej gleb.
Klasą bonitacyjną nazywa się jednostkę systematyczną łączącą gleby o różnej genezie, ale o tej samej wartości rolniczej. W Polsce obowiązuje podział na
sześć klas bonitacyjnych, przy tym dla gruntów ornych w klasach III i IV wyodrębniono podklasy a i b, z klasy VI natomiast wyodrębniono klasę VIz, czyli klasę
gruntów najsłabszych, które bezwzględnie powinny być zalesione.
Kompleksy przydatności rolniczej gleb, łączą gleby o zbliżonych właściwościach agroekologicznych ukształtowanych zarówno w czasie naturalnych procesów glebotwórczych, jak też działalności agrotechnicznej. Kompleksy przydatności rolniczej obejmują takie zespoły różnych morfologicznie i różnie położonych
gleb, które wykazują podobne właściwości rolnicze i mogą być podobnie użytkowane. Kompleksy te stanowią niejako typy siedliskowe rolniczej przestrzeni produkcyjnej, z którymi powiązane są odpowiednie dobory roślin uprawnych.
O włączeniu gleby do określonego kompleksu przydatności rolniczej decyduje
szereg czynników, głównie skład granulometryczny, stosunki wilgotnościowe
gleby, poziom kultury rolnej, warunki klimatyczne i rzeźba terenu17.
Na podstawie oceny przeprowadzonej przez IUNG w Puławach18 oraz doświadczeń własnych autorów za najbardziej przydatne do uprawy roślin energetycznych uznano gleby kompleksów przydatności rolniczej:
•
5 – żytni dobry,
•
6 – żytni słaby,
•
7 – żytni bardzo słaby (żytnio-łubinowy),
•
8 – zbożowo-pastewny mocny,
•
9 – zbożowo-pastewny słaby,
•
3z – użytki zielone słabe i bardzo słabe.
Kompleks 5 – żytni dobry
17 Waloryzacja rolniczej przestrzeni produkcyjnej Polski według gmin, red. T. Witek, IUNG, Puławy 1994.
18 J. Kuś, A. Faber, Alternatywne kierunki produkcji ..., op. cit., s. 139-158.
– 176 –
Są to gleby dość wrażliwe na suszę, przeważnie zakwaszone. Uważa się je za
typowo żytnio-ziemniaczane, na których uprawia się jeszcze jęczmień, a tylko
niekiedy pszenicę (odmiany mniej wymagające). Wysokość plonów uzyskiwanych na nich uzależniona jest nie tylko od nawożenia, ale również w dużej mierze
od ilości opadów i ich rozkładu w okresie wegetacyjnym. Zaliczane są przeważnie
do IVa i IVb klasy bonitacyjnej.
Kompleks 6 – żytni słaby
Są to gleby nadmiernie przepuszczalne i słabo zatrzymujące wodę, a zatem
okresowo lub stale za suche. Bardzo lekki skład granulometryczny powoduje duże
wymywanie w głąb profilu glebowego łatwo przyswajalnych dla roślin składników
pokarmowych. Są to więc gleby kwaśne i ubogie w składniki pokarmowe, a niedobór wody ogranicza działanie nawozów mineralnych. Urodzajność tych gleb jest
stosunkowo niska, a efektywność nawet wysokiego nawożenia mineralnego uwarunkowana jest układem pogody (zwłaszcza ilością i rozkładem opadów). Bardziej
efektywne na glebach tego kompleksu jest nawożenie organiczne uzupełnione
mineralnym. Dobór roślin uprawnych sprowadza się w zasadzie do uprawy żyta,
owsa, ziemniaków, seradeli i łubinu, a ich plony w jeszcze w większym stopniu, niż
na glebach kompleksu 5, zależne są od ilości i rozkładu opadów w okresie wzmożonej wegetacji. Zaliczane są do IVb i V klasy bonitacyjnej.
Kompleks 7 – żytni bardzo słaby (żytnio-łubinowy)
Są to gleby najsłabsze, bardzo ubogie we wszystkie składniki pokarmowe,
kwaśne i w większości trwale za suche. Bardzo lekki skład granulometryczny
i niedobór wilgoci powodują, że dobór roślin uprawnych na tych glebach jest
wyjątkowo ograniczony i sprowadza się do żyta i łubinu żółtego. Uprawa ziemniaków jest zawodna, mimo to na glebach korzystniej uwilgotnionych i przy zastosowaniu intensywnego nawożenia organicznego można je uprawiać, choć plony
są na ogół niskie i zawodne w poszczególnych latach, uwarunkowane ilością
i rozkładem opadów w ciągu okresu wegetacyjnego. Użytkowanie rolnicze tych
gleb jest na granicy opłacalności. Przeważnie występują one w VI klasie bonitacyjnej, a tylko sporadycznie zaliczane są do klasy V.
Kompleks 8 – zbożowo-pastewny mocny
Są to gleby średnio zwięzłe i ciężkie (odpowiedniki kompleksów pszennych
i żytniego bardzo dobrego), okresowo, w niektórych latach nawet w ciągu całego
okresu wegetacyjnego, nadmiernie uwilgotnione i podmokłe. Są to gleby zasobne
w składniki pokarmowe i potencjalnie żyzne. Właściwości fizyczne tych gleb,
a szczególnie układ stosunków wodnych powodują, że gleby te są glebami wadliwymi. Wadliwość ich polega na nadmiernym okresowym uwilgotnieniu, co
utrudnia prawidłową agrotechnikę, jak również ogranicza dobór roślin. Większy
– 177 –
udział, w porównaniu z innymi kompleksami, powinny tu stanowić rośliny pastewne. Po uregulowaniu stosunków wodnych gleby tego kompleksu mogą
przejść do kompleksu pszennego dobrego lub żytniego bardzo dobrego oraz do
wyższej klasy bonitacyjnej.
Kompleks 9 – zbożowo-pastewny słaby
Są to gleby lekkie wytworzone z piasków (odpowiedniki gleb kompleksów
żytnich: 5, 6, 7), okresowo podmokłe. Nadmierne uwilgotnienie występuje przeważnie w porze wczesnej wiosny. Odczyn ich jest kwaśny, zasobność w składniki
pokarmowe niska, a zawartość próchnicy stosunkowo wysoka. Melioracja tych
gleb powinna być poprzedzona wnikliwą analizą, ponieważ przeprowadzona
jednostronnie (odwodnienie) może spowodować jeszcze większą wadliwość tego
kompleksu glebowego.
Kompleks 3z – użytki zielone słabe i bardzo słabe
W całości powierzchni użytków zielonych kompleks 3z zajmuje stanowiska
mniej korzystne. Wspólną cechą gleb użytków zielonych słabych i bardzo słabych
są wadliwe układy wilgotnościowe (okresowo lub stale za mokro względnie
okresowo lub stale za sucho). Jakość paszowa plonów jest zazwyczaj niska.
W przypadku silnego uwodnienia uprawa łąk za pomocą sprzętu mechanicznego
jest utrudniona lub całkowicie niemożliwa. W użytkach zielonych kompleksu 3z
tkwią jednak znaczne rezerwy produkcyjne.
Grunty kompleksów obejmujących gleby uznane za marginalne odpowiadają
klasom bonitacyjnym: IVb, V, VI, VIz oraz V i VI trwałych użytków zielonych.
Gleby klasy IV o uregulowanych stosunkach wodnych nadają się do uprawy
większości wieloletnich gatunków roślin energetycznych, na przykład topinamburu, traw czy ślazowca pensylwańskiego. Z kolei gleby tej klasy nadmiernie
wilgotne przeznaczać można pod uprawę wierzby na cele energetyczne ze względu
na jej wysokie wymagania wodne.
Gleby klasy V – są mało żyzne, nieurodzajne i zawodne, ponieważ są zbyt
lekkie i za suche. Nadają się pod uprawę żyta czy łubinu, a w przypadku uregulowanych stosunków wodnych – ziemniaków i ślazowca pensylwańskiego – typowej rośliny energetycznej. Zalicza się również do tej klasy gleby płytkie, kamieniste, najczęściej ubogie w materię organiczną, gdzie możliwe do uprawy na cele
energetyczne są niektóre gatunki traw szybkorosnących, na przykład spartina
preriowa. Do klasy V należą też gleby zbyt mokre, niemeliorowane lub nie nadające się do melioracji. Na tych ostatnich uprawiać można odpowiednio dobrane
klony wierzby energetycznej.
– 178 –
Gleby klasy VI - są wadliwe i zawodne, dają plony niskie i niepewne, nadają
się przede wszystkim pod zalesianie. Należą do nich gleby:
•
zbyt suche, na których udaje się łubin, natomiast żyto tylko w latach sprzyjających, gleby bardzo płytkie;
•
kamieniste i przez to trudne do uprawy;
•
gleby za mokre o zawsze za wysokim poziomie wody gruntowej, często ze
storfiałą próchnicą;
•
ciężkie i wilgotne, na których melioracja jest utrudniona.
Użytki zielone V i VI klasy bonitacyjnej. Biorąc pod uwagę użytkowanie łąk
trwałych można przypuszczać, że gleby najgorszych klas nie są wykorzystane
rolniczo. Dlatego rozważa się możliwość wykorzystania biomasy (siano) pochodzącej z tych obszarów na cele energetyczne. Rozwój technologii konwersji biomasy na energię, oprócz spalania, może pozwolić na wykorzystanie tych zasobów, na przykład w procesie fermentacji metanowej do produkcji biogazu. Innym
sposobem zagospodarowania nieużytkowanych łąk może być zakładanie na tych
stanowiskach plantacji wierzby.
Wyróżnia się także klasę VIz, której grunty powinny być przeznaczone pod
zalesienie. Również gleby klasy VI przeznaczać można pod zalesienia lub nasadzenia drzew takich, jak topole (biała, czarna, szara i osika) lub robinia akacjowa
(zwana akacją).
Dane dotyczące kompleksów przydatności rolniczej dostępne są w opracowaniach IUNG w Puławach. Dane dotyczące klas bonitacyjnych uzyskać można
w urzędach gmin, starostwach powiatowych, posiada je też wielu rolników.
Sporządzając bilans zasobów biomasy roślin jednorocznych powierzchnię
gruntów marginalnych należy pomniejszyć o obszar trwałych użytków zielonych
(kompleks 3z lub klasy V i VI TUZ).
Większość tych gleb jest przeznaczana pod uprawę tradycyjnych roślin rolniczych. W inwentaryzacji uwzględnić należy ograniczenia wynikające z uwarunkowań organizacyjnych i logistycznych oraz prawne związane z wprowadzaniem
gatunków obcego pochodzenia na obszarach chronionych. W tej sytuacji należy
założyć wykorzystanie jedynie części oszacowanej w ten sposób powierzchni,
przyjmując energetyczne zagospodarowanie tych gruntów na poziomie na przykład 10% pod uprawę roślin wieloletnich oraz kolejne 10% pod uprawę roślin
jednorocznych. W przypadku wystąpienia dużego zapotrzebowania na biomasę
na cele energetyczne w regionie współczynnik ten można odpowiednio zwiększyć. W regionach o dużym zapotrzebowaniu na paszę (duże pogłowie zwierząt
gospodarskich) czy też wysokim udziale gruntów chronionych należy zmniejszyć
wartość wskaźnika.
– 179 –
Rozdział 5
PLANOWANIE ENERGETYCZNE
NA SZCZEBLU LOKALNYM
Instrukcja dla gmin
5.1
Struktura energetyki lokalnej
E
nergetyka na szczeblu lokalnym jest złożonym systemem zarówno pod
względem funkcjonalnym, organizacyjnym, jak i własnościowym (rysunek
5.1). Planowanie w tym obszarze energetyki, jak i bieżące procesy zarządzania są dużym wyzwaniem dla lokalnych władz.
Analiza struktury gminnej gospodarki energetycznej (tabela 5.1), wskazuje,
że zarówno odbiorcy jak i dostawcy energii mogą być bezpośrednio zależni od
władz lokalnych lub mogą być to podmioty niemające bezpośrednich powiązań
własnościowych i finansowych z gminą. Fakt ten, z punktu widzenia planowania
energetycznego jest istotny, gdyż determinuje wpływ władz gminnych na zachowania uczestników lokalnego rynku energii oraz określa dobór instrumentów,
możliwych do wykorzystania w procesach realizacji przyjętego planu energetycznego. Przedstawiona na rysunku struktura lokalnej energetyki odnosi się
zarówno do energii elektrycznej jak i energii cieplnej.
– 181 –
Rysunek 5.1.
Zakres gminnej gospodarki energetycznej
ZAKRES GOSPODARKI ENERGETYCZNEJ W GMINIE
Zaopatrzenie
w energię cieplną
Zaopatrzenie
w energię elektryczną
Wytwarzaną
w ciepłowniach
i elektrociepłowniach
Wytwarzaną
poza obszarem
gminy
Zaopatrzenie
w paliwa
gazowe
Wytwarzaną
na obszarze
gminy
Wytwarzaną
w indywidualnych
instalacjach
ciekłe
stałe
Tabela 5.1.
Struktura lokalnej energetyki
Popyt na
energię
Odbiorcy indywidualni
gospodarstwa domowe,
przedsiębiorstwa nieposiadające osobowości prawnej
Odbiorcy instytucjonalni
przedsiębiorstwa
odbiorcy komunalni (szkoły, przedszkola, ośrodki
kultury, urząd gminy)
Wytwórcy indywidualni
gospodarstwa domowe w zakresie głównie energii
cieplnej
przedsiębiorstwa nie posiadające osobowości prawnej
wytwarzające energię
Wytwórcy instytucjonalni
ciepłownie (własność komunalna, prywatna, spółki
skarbu państwa)
elektrociepłownie
Podaż
energii
– 182 –
A.
B.
Na lokalną gospodarkę energetyczną na szczeblu gminy składają się:
Obiekty i urządzenia energetyczne, których bieżąca praca i kierunek rozwoju zależny jest bezpośrednio od decyzji gminy i finansowane są z funduszy
gminy lub funduszy pozyskanych przez gminę. Są to:
− budynek urzędu gminy;
− budynki przedszkoli;
− budynki szkolne;
− mieszkania socjalne i komunalne;
− ogrzewane obiekty sportowe;
− oświetlane obiekty sportowe;
− oświetlenie drogowe;
− gminne źródła energii cieplnej (energetyczne przedsiębiorstwa municypalne);
− inne obiekty gminne.
Obiekty i urządzenia energetyczne będące w rękach prywatnych lub będąca
własnością firm nie związanych z gminą, których eksploatacje i rozwój finansowany jest z funduszy innych niż fundusze gminne. Są to:
− indywidualne budynki mieszkalne;
− budynki mieszkalne wielorodzinne;
− przedsiębiorstwa produkcyjne;
− gospodarstwa rolne;
− budynki handlowe;
− prywatne budynki komunalne – przedszkola, szkoły;
− szpitale;
− przedsiębiorstwa energetyczne (spółki dystrybucyjne, ciepłownie, elektrociepłownie).
Podział przedstawiony powyżej uzasadniony jest tym, że dla obiektów
i urządzeń energetycznych, których praca jest bezpośrednio zależna od decyzji
zapadających w urzędzie gminy, może być opracowany plan, szczegółowo i jednoznacznie określający kierunki zmian w tej części gminnej energetyki. Ponadto,
obiekty publiczne objęte są konkretnymi, opisanymi w przepisach, wymaganiami
odnośnie efektywności energetycznej1, które dla nowych budynków stanowią
wymóg obowiązkowy, a dla budynków powstałych wcześniej, przed wprowadzeniem tych wymagań w życie, mogą stanowić wartość określającą zakres niezbędnych modernizacji w celu obniżenia energochłonności. Natomiast dla obiektów,
które są własnością innych podmiotów mogą być jedynie opracowane plany
1
Ustawa z dnia 4 marca 2011 roku o efektywności energetycznej, Dz.U.2011, nr 94, poz. 551.
– 183 –
oddziaływania na właścicieli, ukierunkowujące ich do podejmowania decyzji
zgodnych z założeniami opracowanego planu energetycznego (oddziaływania
finansowe, edukacyjne).
5.2
Wymagania prawne w zakresie planowania
energetycznego w gminie
Obowiązek prowadzenia przez gminę lokalnego gospodarowania energią
wpisuje się w logikę innych zadań własnych gmin, które są ściśle związane z publicznoprawną odpowiedzialnością gminy za wszelkie sprawy publiczne (realizację zadań publicznych) o znaczeniu lokalnym, spełniających służebną rolę względem lokalnej społeczności, co określone jest w ustawie z dnia 8 marca 1990 roku
o samorządzie gminnym. Ponadto, zadania gminy w zakresie gospodarki energetycznej wpisują się w prowadzoną przez gminę gospodarkę komunalną rozumianą jako wykonywanie przez gminy zadań własnych, w celu zaspokojenia zbiorowych potrzeb wspólnoty samorządowej, co zostało zapisane w art. l ust. L ustawy
o gospodarce komunalnej.2
Obowiązki związane z planowaniem energetycznym nakłada na gminy
ustawa – Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 roku. Ustawa ta przewiduje dwa rodzaje dokumentów, jakie mogą być w zakresie planowania gospodarowania energią przygotowane przez gminę. Są to Założenia do planu zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe (art. 19) oraz Plan energetyczny
(art. 20). Ostatnia nowelizacja w tym zakresie3 wprowadziła zmiany, które nakładają na gminę obowiązek sporządzenia projektu założeń do planu energetycznego co trzy lata. Uchwalenie przez gminę pierwszych założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną oraz paliwa gazowe ma nastąpić w ciągu
dwóch lat od daty wejścia w życie nowelizacji, czyli do końca 2013 roku.
Ustawa – Prawo energetyczne określa również zawartość przygotowywanego
dokumentu wskazując, że „Założenia do planu zaopatrzenie...” powinny zawierać:
•
ocenę stanu aktualnego zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną
i paliwa gazowe;
Ustawa z 20 grudnia 1996 r. o gospodarce komunalnej, Dz. U. 1997, nr 9, poz. 43 z późn. zm.
Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz zmianie
niektórych innych ustaw, Dz. U. 2010, nr 21, poz. 104.
2
3
– 184 –
•
•
•
•
ocenę przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe;
propozycje przedsięwzięć racjonalizujących zużycie energii;
analiza możliwości wykorzystania lokalnych zasobów energii odnawialnej;
analizę współpracy z sąsiednimi gminami w zakresie gospodarki energetycznej.
Opracowany Projekt założeń … zarząd gminy przedkłada samorządowi województwa (rysunek 5.2, ), który opiniuje go w zakresie koordynacji współpracy z gminami ościennymi oraz zgodności z celami polityki energetycznej państwa.
Elementem sporządzania Projektu założeń … jest udział w tym procesie zainteresowanych osób i instytucji, realizowany poprzez wyłożenie opracowanego projektu do publicznego wglądu. O fakcie tym powiadamia się w sposób zwyczajowo
przyjęty w danej miejscowości. Osoby i jednostki organizacyjne zainteresowane
problematyką zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na
obszarze gminy mają prawo, w ciągu 21 dni, składać wnioski, zastrzeżenia i uwagi do projektu założeń (rysunek 5.2, ). Następnym etapem, po rozpatrzeniu
złożonych zastrzeżeń, jest uchwalenie „Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło,
energię elektryczną i paliwa gazowe” przez radę gminy (rysunek 5.2, ).
Zgodnie z wymaganiami prawnymi (ustawa Prawo energetyczne), jeśli
w trakcie opracowywania Założeń do planu… okaże się, że plany rozwoju przedsiębiorstw energetycznych nie są spójne z gminnym dokumentem odnośnie gospodarowania energią wówczas z mocy prawa gmina ma obowiązek opracowania
dokumentu w postaci gminnego Planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną
i paliwa gazowe, nazywanego planem energetycznym. Opracowanie planu energetycznego obejmującego całościowo zagadnienia gospodarowania energią na
obszarze gminy może wynikać jednak z decyzji podjętej w gminie, a nie być wymuszone bezpośrednio literą zapisów prawnych (decyzja , rysunek 5.2). Wówczas wyłoniony wykonawca planu przygotowuje Projekt planu zaopatrzenia …,
który po uchwaleniu przez Radę Gminy staje się Planem zaopatrzenia w ciepło,
energię elektryczną i paliwa gazowe.
– 185 –
Rysunek 5.2.
Etap opracowania planu energetycznego w gminie
Wójt,
burmistrz
1
Nadzór merytoryczny
nad opracowaniem
w imieniu gminy
Projekt założeń
do planu zaopatrzenia w ciepło,
energię elektryczną i paliwa gazowe
2
Wykonawca opracowania
Przedsiębiorstwa
energetyczne
Przedstawiciele
Urzędu Gminy
Samorząd
Wojewódzki
Osoby i instytucje
zainteresowane planem
Wójt,
burmistrz
3
Rada
Gminy
4
Założenia do planu ...
5
Projekt planu zaopatrzenia w energię elektryczną, cieplną i paliwa
Wykonawca opracowania
Przedsiębiorstwa
energetyczne
Przedstawiciele
Urzędu Gminy
Rada
Gminy
4
Plan zaopatrzenia w energię elektryczną, cieplną i paliwa
– 186 –
Rysunek 5.3.
Schemat planowania lokalnego
STUDIUM UWARUNKOWAŃ I KIERUNKÓW
ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO
pomysł
plan
realizacja
Założenia do planu
zaopatrzenia w ciepło,
energię elektryczną
i paliwa gazowe
Program
ochrony
środowiska
Plan
gospodarki
odpadami
Inne
plany
działania
MIEJSCOWY PLAN
ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO TERENU
Planu
zaopatrzenia
w ciepło,
energię
elektryczną
i paliwa
gazowe
Plan
rozwoju
przedsiębiorstwa
energetycznego
Inne
...
Inne
...
Źródło: Dokument elektroniczny. Tryb dostępu: http://www.komunalny.pl, [dostęp:
08.08.2010].
Opracowywanie gminnych dokumentów dotyczących gospodarki energetycznej powinno być koordynowane z zawartością innych dokumentów ważnych
z punktu widzenia funkcjonowania gminy (tabela 5.2). Są to:
•
studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego;
•
miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego;
•
program ochrony środowiska;
•
plan gospodarki odpadami;
•
strategia zrównoważonego rozwoju gminy/ strategia rozwoju gminy;
•
plan rozwoju lokalnego.
– 187 –
Tabela 5.2.
Zakres oceny zgodności planu energetycznego z innymi dokumentami gminnymi
Sfera
Problem
Zalecenia wynikające z
dokumentu
klimat, warunki wietrzne, odległość terenów odsłoniętych od
zabudowań
stopień zalesienia, warunki
glebowe
Środowisko
naturalne
Gospodarka
przestrzenna
lokalizacja elektrowni
wiatrowych
możliwości pozyskania
biomasy
obniżenie emisji
stopień i źródła zanieczyszczenia ochrona atmosfery
atmosfery
zwiększenie udziału OZE w
bilansie energetycznym gminy
ograniczenia w prowadzeniu
tereny chronione: parki narododziałalności gospodarczej,
we i krajobrazowe oraz ich
zakaz budowy kotłowni konotuliny, rezerwaty
wencjonalnych
zastosowanie OZE
zastosowanie OZE
obszary zabudowane; mieszkaniowe, usługowe, przemysłowe
eliminacja rozproszonych
kotłowni węglowych
lokalizacja indywidualnych OZE w zabudowie
rozproszonej i centralnych
systemów w zabudowie
zwartej
obszary zabytkowe
niszczenie zabytków na skutek
zanieczyszczenia powietrza
obniżenie emisji
ochrona zabytków
zastosowanie OZE
obszary rolnicze i leśne
podniesienie opłacalności
produkcji rolnej
obszary wyłączone spod użytkowania rolniczego
zalesianie gruntów porolnych
obszary poprzemysłowe
Infrastruktura
techniczna
stan techniczny, wiek systemu
ciepłowniczego i elektroenergetycznego
Sytuacja społeczna
demografia
bezrobocie
stopień zaspokojenia potrzeb
mieszkańców
Sytuacja gospodarcza
Gospodarka
odpadami i
gospodarka
wodnościekowa
Wnioski do planu
energetycznego
zapotrzebowanie na energię
technologie utylizacji odpadów
technologie oczyszczania ścieków
konieczność modernizacji
systemów
nowe miejsca pracy
aktywizacja gospodarcza
zaspokojenie potrzeb mieszkańców
obniżenie kosztów energii
zapewnienie bezpieczeństwa
energetycznego
wykorzystanie biogazu
zwiększenie ilości biomasy
uprawa roślin energetycznych
uprawa roślin energetycznych
modernizacja systemu z
uwzględnieniem OZE
zastosowanie OZE
zastosowanie OZE
elektrociepłownie biogazowe
indywidualne paleniska
Źródło: J. Godlewska, Metodyka planowania energetycznego, materiały niepublikowane.
– 188 –
5.3
Po co gminie plan energetyczny?
Gospodarka energetyczna prowadzona na szczeblu lokalnym ma wpływ na
wiele obszarów życia. Oddziałuje zarówno na funkcjonowanie zakładów przemysłowych, gospodarstw rolnych oraz na standard życia każdego z mieszkańców.
O ile wpływ standardów zaopatrzenia w energię dla przedsiębiorstw i gospodarstw rolnych jest generalnie rozumiany i podejmowane były próby wyceny
niezawodności zaopatrzenia podmiotów gospodarczych w energię, o tyle
uwzględnienie w ocenie zaopatrzenia w energię aspektów niezwiązanych bezpośrednio z życiem gospodarczym było świadomie pomijane jako mało istotne
z punktu widzenia założonych celów lub wcale niezauważane. Tymczasem gospodarka energetyczna większości gmin w Polsce oparta jest na wykorzystaniu
energii w sektorze komunalnym, usługowym i małych przedsiębiorstwach, często
mikroprzedsiębiorstwach. Założenia do planu zaopatrzenia w energię… ukierunkowują spojrzenie na lokalną energetykę poprzez energetykę sieciową, gdyż takie
wymagania w stosunku do tego dokumentu są określane przez przepisy prawne,
poprzez konieczność określania zgodności założeń do planu energetycznego
z planami lokalnych przedsiębiorstw energetycznych. Takie podejście powoduje,
że nie gmina, lecz przedsiębiorstwa energetyczne kształtują politykę energetyczną i gospodarkę energetyczną na terenie gminy. Najczęściej jednak, dla wykonania obowiązku ustawowego gminy opracowują i uchwalają Założenia do planu
zaopatrzenia w ciepło … i na tym dokumencie kończą prace planistyczne
w obszarze lokalnej energetyki. Jest to niewątpliwie zatrzymanie się w połowie
drogi, gdyż dokument ten właściwie niczego nie wnosi do rozwoju energetyki
gminnej, a jedynie „przyklepuje” plany przedsiębiorstw energetycznych. Wskazywane kierunki rozwoju są zwykle niekonkretne i niepoparte rzetelnym rachunkiem ekonomicznym. Tymczasem plan energetyczny uchwalony przez gminę z mocy prawa jest dokumentem nadrzędnym nad planami przedsiębiorstw
energetycznych i przekazuje w ręce gminy kształtowanie kierunków rozwoju
lokalnego systemu energetycznego. Plan zaopatrzenia… powinien kompleksowo
analizować możliwości rozwoju i modernizacji lokalnego systemu energetycznego, wskazywać konkretne działania i sposoby ich wprowadzenia w życie. Szczegółowość planu oraz zawarcie w nim programów wykonawczych daje szansę
rzeczywistej realizacji przedstawionych zamierzeń i uzyskanie oczekiwanych
rezultatów. Korzyści są osiągane przede wszystkim przez gminę i jej mieszkańców; – gdyż plan wpływa na racjonalizację kosztów ponoszonych przez gminę na
użytkowanie energii i jej nośników, oraz następuje podwyższenie standardów
– 189 –
życia w gminie związanych z użytkowaniem energii i racjonalizacja kosztów zaopatrzenia w energię i jej nośniki.
Tabela 5.3.
Miejsca pracy generowane przez inwestycje w energetyce
Sektor/technologia/przedsiębiorstwo
Liczba zatrudnionych
na 1 mln zł inwestycji
[osób/rok]
Poprawa efektywności energetycznej w budynkach
23
Zaopatrzenie w biomasę – drewno (leśnictwo)
44
Zaopatrzenie w biomasę – słoma (rolnictwo)
41
Instalacje i urządzenia ogrzewania biomasą
15
Zaopatrzenie w węgiel (kopalnie)
25
Zaopatrzenie w gaz (kopanie, 70% eksport)
5
Zaopatrzenie w energię elektryczną (krajowy system elektroenergetyczny)
20
Użytkowanie energii (średnio dla wszystkich sektorów)
29
Źródło: S. Pasierb, Aktywizacja gminy za pomocą innowacyjnej energetyki rozproszonej,
[Dokument elektroniczny].Tryb dostępu: www.energiaisrodowisko.pl [dostęp: 10-082010]
Sposób rozwoju systemu elektroenergetycznego w gminie oraz gminach
sąsiednich może w istotny sposób wpływać na gospodarkę tych obszarów oraz
na poziom życia mieszkańców. Oszacowania wpływu lokalnej energetyki na rozwój rynku pracy przedstawiono w tabeli 5.3. Wiedzę (aczkolwiek przytoczone
dane z braku dostępnych w literaturze wyników badań dla Polski dotyczą analiz
wykonanych za granicą) dotyczącą kreowania miejsc pracy przez lokalną energetykę, można wykorzystać przy opracowywaniu scenariuszy rozwoju systemu
energetycznego na potrzeby planu energetycznego. Ponadto poprzez określone
w planie energetycznym działania gmina może mieć wpływ na:
•
kształtowanie poziomu bezpieczeństwa energetycznego gminy;
•
kształtowanie wpływu lokalnej energetyki na środowisko naturalne w tym
na emisje do powietrza oraz ilość i charakter innych wytwarzanych odpadów;
•
zapewnienie niezawodnego i pełnego zaspokojenia potrzeb energetycznych
odbiorców (zróżnicowanie źródeł zaopatrzenia w paliwa i energię, utrzymanie zapasów strategicznych i programu działań awaryjnych, stworzenie
warunków do rozwoju lokalnego rynku paliw i energii;
– 190 –
•
•
dostęp do środków finansowych pochodzących z Unii Europejskiej na rozbudowę i modernizację infrastruktury technicznej w zakresie sektora energetycznego;
uzyskanie współfinansowania infrastruktury energetycznej na terenie gminy przez przedsiębiorstwa energetyczne o ile znajdą się one w uchwalonych
przez gminę Planie zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe.
5.4
Zakres danych niezbędnych do przygotowania
planu energetycznego
Proces planowania energetycznego wymaga przygotowania szerokiego
spektrum danych, bez których opracowanie rzetelnego planu energetycznego nie
jest możliwe. Będą one dotyczyły przede wszystkim:
•
bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną dla części A oraz B
gminnej gospodarki energetycznej oraz bieżącego stanu systemu energetycznego;
•
przyszłego, prognozowanego, zapotrzebowania na energię elektryczną dla
części A i B, w horyzoncie czasu objętym analizą;
•
danych ogólnych związanych z funkcjonowaniem lokalnej energetyki, w tym
danych dotyczących kosztów urządzeń oraz kosztów paliwa;
Zestaw danych niezbędnych do opracowania dokumentów w zakresie planowania energetycznego na obszarze gminy podzielić można na dwie zasadnicze
grupy funkcjonalne. Pierwsza z nich to dane, które wykonawca może pozyskać
z gminy, gdyż gmina gromadzi je z innych powodów niż przygotowanie planu
energetycznego i dysponuje nimi od wielu lat, jeśli są to dane dynamiczne. Druga
grupa, to dane, które wykonawca musi pozyskać z innych źródeł. Część z nich
może być pozyskana z zasobów danych publicznych, inne muszą być oszacowane
przez wykonawcę na podstawie wyników badań bezpośrednich. Dane ankietowe
głównie powinny dotyczyć:
•
ilości zużywanej na obszarze gminy energii z rozbiciem na energię cieplną
i elektryczną;
•
ilości zużywanych paliw według rodzajów;
•
sprawności stosowanych urządzeń wytwórczych energii;
•
charakterystyki obiektów pod względem zapotrzebowania na energię;
– 191 –
•
•
•
•
•
•
•
zamierzeń właścicieli w zakresie modernizacji swoich urządzeń wytwórczych i odbiorczych, oraz termomodernizacji obiektów;
ilości wytwarzanej energii przez lokalnych wytwórców – elektrownie, ciepłownie, elektrociepłownie;
długości sieci ciepłowniczej;
ilości sprzedawanej energii elektrycznej i cieplnej odbiorcom;
sprawności urządzeń ochrony środowiska;
powierzchni ogrzewanych obiektów przyłączonych do sieci ciepłowniczej;
liczby odnotowanych wypadków związanych z pracą systemu energetycznego.
Część wymienionych danych musi być zebrana od indywidualnych odbiorców i wytwórców energii. Muszą być one następnie uogólnione przez przeliczenie
na wyszczególnione obszary bilansowe. Drugą grupę niezbędnych danych wykonawca opracowania musi pozyskać z przedsiębiorstw energetycznych (przedsiębiorstwa dystrybucyjnego energii elektrycznej obejmującego gminę obszarem
swego działania, przedsiębiorstw obrotu energią, elektrowni, elektrociepłowni
oraz ciepłowni). Teoretycznie rzecz biorąc, część z wymienionych danych nie
musi być otrzymywana na drodze badań bezpośrednich na danym terenie, lecz
może być pozyskana z danych publicznych. Dane te w zakresie, jaki jest niezbędny dla sporządzenia planu zaopatrzenia gminy w energię, są jednak uogólnione
dla obszarów większych niż gmina (podawane jako dane ogólnopolskie lub dla
poszczególnych województw) i nie odpowiadają warunkom pojedynczych gmin.
Wykonane zatem na ich podstawie oszacowania stanu bieżącego, a tym bardziej
prognozy będą obarczone znacznym błędem.
Elementem planu energetycznego dla gminy musi być oszacowanie zasobów
energii odnawialnej, jaka znajduje się i jest możliwa do wykorzystania na obszarze gminy. Wartości niezbędne do oszacowania tych zasobów powinny być pozyskane przez wykonawcę planu, na przykład z danych spisu rolnego.
Dane, po które wykonawca gminnego planu energetycznego zwróci się do
urzędu gminy zgromadzono w tabeli 5.4. Ich odnalezienie w dokumentach gminnych i przekazanie w formie oczekiwanej przez wykonawcę należy do urzędników gminy. Elementem nie wymienionym w tabeli 5.4, ale przydatnym w planowaniu energetycznym, jest wcześniejsze uporządkowanie i przygotowanie korespondencji z przedsiębiorstwami energetycznymi działającymi na terenie gminy,
gdyż są to materiały, przydatne w samym procesie planowania i niezbędne
w ocenie zgodności założeń rozwojowych przedsiębiorstw energetycznych z opracowanymi w pierwszej fazie planowania „Założeniami zaopatrzenia w ciepło…”
Dane, które powinna przygotować gmina dotyczą czterech obszarów, czyli:
– 192 –
•
•
•
•
określenia zapotrzebowania na energię cieplną, elektryczną oraz paliwa
w obiektach gminnych;
określenia ilości energii wytwarzanej i dostarczanej odbiorcom z lokalnych
elektrowni, elektrociepłowni i ciepłowni;
wykorzystania lokalnych zasobów energii odnawialnej;
ocena możliwości oszacowania potencjału oszczędności energii urzędników
w obiektach gminnych.
Tabela 5.4.
Zestaw danych niezbędnych w procesach planowania energetycznego w gminach
pozyskanych przez wykonawcę planu z urzędu gminy
Badana cecha
Jednostka Źródło informacji
Lista obiektów gminnych ogrzewa[szt.]
nych lub oświetlanych
urząd gminy
Zużycie energii elektrycznej
w budynkach gminnych
[kWh/
rok]
urząd gminy
Powierzchnia poszczególnych budynków gminnych
2
[m ]
urząd gminy
Zużycie energii pierwotnej (paliw)
w poszczególnych obiektach gmin- [GJ/rok] urząd gminy
nych ogrzewanych indywidualnie
Struktura paliwowa wykorzystywanej energii pierwotnej w gminnych [%]
obiektach ogrzewanych z indywidu- [t/rok]
alnych ciepłowni
Zużycie energii cieplnej w budynkach gminy ogrzewanych z sieci
ciepłowniczej
Uwagi
na podstawie rachunków za energię elektryczną, według budynków
na podstawie rachunków za paliwa
zużycie poszczególnych paliw w
obiektach gminnych, według
rodzaju paliwa
urząd gminy
według budynków
[GJ/rok] urząd gminy
Liczba punktów świetlnych z lampami starszymi niż 10-letnie według [szt.]
mocy źródeł światła
urząd gminy,
oświetlenie drogowe, ewentualnie
przedsiębiorstwo inne, za które są odrębne rachunki
zajmujące się
(iluminacje zabytków, pomników)
konserwacją
oświetlenia w
gminie
Aktualna długość oświetlanych dróg
[km]
w gminie
urząd gminy
Docelowa długość oświetlanych
dróg w gminie
urząd gminy
[km]
– 193 –
ewentualnie aktualna/docelowa
moc punktów świetlnych
Badana cecha
Jednostka Źródło informacji
Obszar przeznaczony pod budownictwo mieszkaniowe w gminie bez
[ha]
możliwości podłączenia do sieci
ciepłowniczej
urząd gminy
Liczba przedsiębiorstw w gminie
[szt.]
urząd gminy
Ilość oczyszczanych ścieków
w ciągu roku
urząd gminy lub
[m3/rok] spółka komunalna
urząd gminy lub
[kg/rok] spółka komunalna
Liczba lat funkcjonowania wysypiska lub liczba lat od zamknięcia
wysypiska
[lata]
Ilość odpadów z przemysłu rolnospożywczego
[kg/rok] urząd gminy
Uwagi
urząd gminy
ENERGOCHŁONNOŚĆ BUDYNKÓW
na podstawie planu gospodarki
odpadami
w podziale na budynki
Rodzaje wykorzystywanych urzą[%]
dzeń wytwórczych i ich sprawności
urząd gminy
Moc urządzenia CO, CWU, moc
urządzenia wentylującego
[kW]
urząd gminy
Rok budowy budynku
[rok]
urząd gminy
Typ stolarki, wielkość
[m2]
urząd gminy
Rodzaj ścian zewnętrznych (grubość, rodzaje warstw)
[mm]
Zamierzenia inwestycyjne w odniesieniu do indywidualnych źródeł
[lata]
energii cieplnej
urząd gminy
urząd gminy
w zakresie termomodernizacji oraz
usprawnienia systemu ogrzewania, zrealizowane termomodernizacje (zakres, efekty, koszty)
Źródło: opracowanie własne zespołu realizującego projekt.
Wykonane na podstawie danych przedstawionych w tabeli 5.4 oszacowania
są elementem bilansu energetycznego gminy oraz elementem sporządzanych
prognoz zapotrzebowania na energię w gminie w przyszłości objętej horyzontem
planowania (10-15 lat).
Zakres danych dotyczących energochłonności budynków może być przez
wykonawcę opracowania rozszerzony, gdyż w tabeli 5.4 podano dane podstawowe, które, do pełnej oceny możliwości ograniczenia zużycia energii, mogą
okazać się niewystarczające.
– 194 –
5.5
Zadania administracji gminy
w procesie planowania energetycznego
Rola administracji gminy w procesie planowania energetycznego na jej terenie jest o tyle trudna, że gmina jest elementem lokalnego rynku energii w każdym z jego sektorów. Z jednej strony jako odbiorca energii (elektrycznej i cieplnej) w budynkach będących jej własnością oraz na potrzeby oświetlenia
drogowego, chce ponosić jak najniższe koszty zaopatrzenia w energię, czyli nabyć
jak najmniej energii po jak najniższej cenie. W sprzeczności z tą potrzebą jest
chęć sprzedania jak największej ilości energii, po jak najwyższych cenach przez
energetyczne przedsiębiorstwa komunalne, kiedy to gmina występuje jako wytwórca i dystrybutor energii (o ile gmina jest właścicielem lub współwłaścicielem
takiego przedsiębiorstwa). Dodatkowo, gmina spełnia rolę regulatora lokalnego
rynku energii, poprzez prawny obowiązek planowania w zakresie zaopatrzenia
w energię. Konieczne jest więc pogodzenie roli odbiorcy, wytwórcy oraz podmiotu reprezentującego na rynku energii interes publiczny, którego zadaniem jest
dbanie o tworzenie bezpiecznego, przyjaznego dla środowiska przyrodniczego
i możliwego do zaakceptowania przez społeczność lokalną systemu zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa.
Administracja gminna powinna uczestniczyć w różnych formach, w każdym
z etapów przygotowywania dokumentu określającego sposób modernizacji
i rozwoju lokalnej gospodarki energetycznej. Uczestnikami prac nad gminnym
planem energetycznym ze strony gminy, jako zlecającego opracowanie dokumentu, będą zarówno władze gminy, jej urzędnicy, jak i wyznaczeni (wynajęci) przez
gminę eksperci (rysunek 5.2). Rolą wójta/burmistrza jest podjęcie decyzji o terminie rozpoczęcia prac nad wykonaniem wymaganych prawem „Założeń do planu zaopatrzenia…”, uruchomienie procedury zmierzającej do wyłonienia wykonawcy dokumentu oraz procedury wyłonienia eksperta reprezentującego gminę
w procesie planistycznym. Przygotowanie dokumentów stanowiących podstawę
realizacji gminnej gospodarki energetycznej jest powierzane wyspecjalizowanym
wykonawcom, którzy znają specjalistyczne metody planowania w zakresie lokalnej energetyki. Podkreślić należy jednak, że brak merytorycznego nadzoru
ze strony pracowników urzędu gminy lub wynajętego przez gminę eksperta może
prowadzić do opracowania autorskiego planu energetycznego wykonawcy, który
może być teoretycznie wykonany poprawnie, ale nieprzydatny z punktu widzenia
gminy i celów, jakie gmina chce osiągnąć realizując gminny plan energetyczny.
Wykonane opracowanie stanie się wówczas jedynie papierem zalegającym
na półkach i nie przyniesie oczekiwanych korzyści. Dlatego rola eksperta repre– 195 –
zentującego gminę w procesie powstawania dokumentów planistycznych jest
bardzo ważna.
Istotne zadania dla pracowników urzędu gminy pojawiają się jeszcze przed
podjęciem sformalizowanych działań na rzecz opracowania Planu zaopatrzenia…
W okresie przygotowawczym powinny być bowiem podjęte prace, polegające na
zgromadzeniu i uporządkowaniu danych, które będą przydatne w procesie planowania. Ilość danych, które są w gestii gminy jest bowiem na tyle duża, że ich
zgromadzenie, zweryfikowanie i uporządkowanie jest pracochłonne i czasochłonne. Przygotowanie danych do gminnego planu energetycznego może być też
początkiem tworzenia gminnego systemu gromadzenia informacji o infrastrukturze i obiektach, co w dobie szybkiej informatyzacji różnych sfer życia wydaje się
nieuchronne i może być elementem usprawniającym zarządzanie gminą. Kolejnym zadaniem dla urzędu gminy jest współpraca w zakresie przygotowania niezbędnych danych, w stosownej ilości i formie, z wykonawcą planu (lub Założeń
do planu…).
Opracowany dokument w postaci wymaganych przez prawo Założeń do
planu zaopatrzenia… musi być uchwalony przez radę gminy.
Istotnym i niełatwym zadaniem stojącym przed przedstawicielami gminy
jest określenie wymagań i oczekiwań w stosunku do opracowań przygotowywanych w obszarze planowania rozwoju lokalnego systemu energetycznego i zakresu opracowywanego dokumentu. Zadanie to powinno być jednym z elementów
pracy eksperta, reprezentującego gminę. Szczególną uwagę zwrócić należy na
sposób wyboru rozwiązań systemowych dla lokalnej energetyki i wybór wariantów jej rozwoju. Wybór ten powinien być oparty na solidnie wykonanym rachunku ekonomicznym uwzględniającym cele społeczne. Powinno się zwrócić również
uwagę na to, by z równą starannością były wykonane wszystkie części opracowania. Lektura dokumentów planistycznych w zakresie lokalnej gospodarki
energetycznej wskazuje, że często główną częścią opracowania jest opis gminy
oraz inwentaryzacja bieżącego stanu energetyki gminnej, to znaczy inwentaryzacja zużycia energii oraz inwentaryzacja strony wytwórczej. Znacznie mniej uwagi
poświęca się kreowanym scenariuszom rozwoju oraz ich ocenie z punktu widzenia efektywności ekonomicznej. Pomijane są również programy wykonawcze dla
poszczególnych zadań wybranego scenariusza rozwoju, harmonogram jego realizacji i zakres odpowiedzialności za elementy składające się na obraną drogę modernizacji i rozwoju lokalnego systemu energetycznego, bez których plan energetyczny staje się tylko teoretycznym dokumentem, który w praktyce nie nadaje się
do realizacji.
– 196 –
Główne zadania wójta i urzędu gminy lub burmistrza i urzędu miasta
w odniesieniu do dokumentów planistycznych z zakresu energetyki gminnej
sprowadzają się zatem do:
•
podjęcia decyzji, co do charakteru opracowywanego dokumentu w odniesieniu do lokalnej gospodarki energetycznej (tylko Założenia… czy również
Plan zaopatrzenia),
•
określenia oczekiwań w odniesieniu do opracowywanego dokumentu;
•
przygotowania danych będących w gestii gminy, niezbędnych do opracowywanego dokumentu;
•
oceny merytorycznej i zaakceptowania do realizacji;
•
realizacji przyjętego planu energetycznego.
5.6
Elementy składowe gminnego
Zawartość dokumentów opracowywanych w odniesieniu do gminnego systemu energetycznego została określona w ustawie – Prawo energetyczne. Ustawodawca określił, że Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło… powinny zawierać:
•
ocenę stanu aktualnego i przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe;
•
przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie ciepła, energii elektrycznej
i paliw gazowych;
•
możliwości wykorzystania lokalnych nadwyżek i lokalnych zasobów paliw
i energii z uwzględnieniem skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej
i ciepła oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z procesów przemysłowych;
•
zakres współpracy z innymi gminami.
Natomiast dokument Plan zaopatrzenia w ciepło… musi składać się z:
•
propozycji w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów
zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe wraz z uzasadnieniem ekonomicznym;
•
harmonogramu realizacji zadań;
•
opracowania przewidywanych kosztów realizacji proponowanych przedsięwzięć oraz źródeł ich finansowania.
– 197 –
Ustawa podaje tylko ogólny zarys części składowych dokumentów. Końcowa
ich zawartość stanowi więc przedmiot umowy między gminą a wykonawcą opracowania. Przykładowa zawartość opracowania Założenia do planu zaopatrzenia
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe to:
1. Charakterystyka lokalnego systemu energetycznego w gminie.
2. Wyjściowe założenia rozwoju społeczno-gospodarczego gminy.
3. Uwarunkowania funkcjonowania i rozwoju lokalnego systemu energetycznego w kontekście innych funkcjonujących planów lokalnych.
4. Oszacowanie aktualnego zapotrzebowania na energię z podziałem na jednostki bilansowe,
5. Oszacowanie lokalnych zasobów energii.
6. Prognoza zapotrzebowania na energię według jednostek bilansowych
z uwzględnieniem możliwości racjonalizacji zapotrzebowania na energię.
7. Analiza głównych celów gminy w zakresie kształtowania gospodarki energetycznej i ich zgodności z polityką energetyczną państwa.
8. Kierunki rozwoju lokalnego systemu energetycznego z uwzględnieniem
możliwości wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu oraz
ciepła odpadowego z procesów przemysłowych.
9. Zakres współpracy z innymi gminami.
10. Analiza zgodności i rozbieżności proponowanych założeń z planami przedsiębiorstw energetycznych.
11. Analiza obszarów gospodarowania energią w gminie, które nie leżą w zakresie kompetencji przedsiębiorstw energetycznych.
Przykładowa zawartość opracowania Plan zaopatrzenia w ciepło, energię
elektryczną i paliwa gazowe to:
1. Podstawa opracowania projektu,
2. Weryfikacja i uzupełnienie danych wejściowych w stosunku do opracowania
Założeń do planu…
3. Scenariusze rozwoju i modernizacji lokalnej energetyki zgodne z uchwalonymi założeniami do planu zaopatrzenia wymaganiami energię i wymaganiami technicznymi.
4. Analiza opracowanych scenariuszy z punktu widzenia ich społecznej akceptowalności i ekonomicznej efektywności oparta na analizie realnych przepływów finansowych przy realizacji poszczególnych scenariuszy.
5. Analiza sposobu finansowania przedsięwzięć objętych przyjętym scenariuszem rozwoju i modernizacji lokalnego systemu energetycznego oraz zakresu koniecznych działań dla pozyskania środków na ten cel.
6. Harmonogram realizacji najbardziej korzystnego scenariusza rozwoju
i modernizacji gminnego systemu energetycznego.
– 198 –
7.
Zakres odpowiedzialności za poszczególne działania w procesie realizacji
planu.
8. Uzyskane efekty w zakresie poprawy bezpieczeństwa energetycznego gminy
w odniesieniu do energii elektrycznej, ciepła oraz paliw.
9. Przyjęta ścieżka rozwoju i modernizacji gminnego systemu energetycznego
w kontekście ochrony powietrza i gospodarki odpadami.
10. Program poprawy efektywności energetycznej obiektów użyteczności publicznej.
11. Sugestie ewentualnej aktualizacji planu zagospodarowania przestrzennego
gminy uwzględniającej plany przedsiębiorstw energetycznych i przygotowany projekt gminnego planu energetycznego.
Podstawą dobrych opracowań w zakresie planowania energetycznego na
szczeblu lokalnym jest pozyskanie wiarygodnego zbioru danych pierwotnych
otrzymanych w wyniku przeprowadzonych badań dla określonego obszaru
i wykorzystanie odpowiednich metod ich uogólnienia na całość obszaru, którego
dotyczy opracowanie. Brak przeprowadzonych badań dla analizowanego obszaru, niewiarygodne dane pierwotne lub niewłaściwe metody ich uogólnienia prowadzą do błędnych oszacowań aktualnego zapotrzebowania na energię, a w konsekwencji również do błędnych prognoz dla okresu planowania. Istotne jest, aby
możliwa była ocena sposobu oszacowania zapotrzebowania i nie było sytuacji,
kiedy zamawiający opracowanie dokumentu widzi jedynie końcowe wyniki tych
oszacowań. Wpływ na prawidłowość prognoz zapotrzebowania na energię mają
również informacje podawane przez gminę, dotyczące obszarów przeznaczonych,
według planu zagospodarowania przestrzennego, pod zabudowę mieszkalną
indywidualną, wielorodzinną oraz tereny przeznaczone na zabudowę przemysłową. Ma to szczególne znaczenie w gminach zurbanizowanych oraz takich,
w których przewidywany jest wzrost liczby ludności. Z punktu widzenia przygotowywanych scenariuszy rozwoju i modernizacji energetyki w gminie znaczenie
ma również to, aby oszacowania i prognozy zapotrzebowania na energię były
sporządzone dla obszarów bilansowych (w uproszczeniu mówiąc dla poszczególnych miejscowości na obszarze gminy). Opracowanie Założeń do planu… wymaga, zgodnie z ustawą, analizy relacji systemu energetycznego rozpatrywanej gminy i gmin sąsiednich. W przedstawionym powyżej zakresie dokumentów
planistycznych, zagadnienie to wyszczególnione jest jako oddzielny rozdział.
Temat ten przewija się jednak w innych zagadnieniach rozpatrywanych w ramach opracowania założeń, to znaczy przy analizie lokalnych zasobów energii
pierwotnej i wytyczaniu kierunków rozwoju energetyki lokalnej, a jeszcze bardziej na etapie opracowywania scenariuszy rozwoju i modernizacji lokalnego
systemu energetycznego. Możliwości zagospodarowania zasobów energii na
– 199 –
obszarze gminy lub zapewnienie niezbędnych zasobów paliw dla budowanego
źródła energii) niejednokrotnie będą zależały od planów i warunków rozwoju
systemów energetycznych gmin ościennych.
Z punktu widzenia decyzji dotyczącej konieczności lub potrzeby opracowania Planu zaopatrzenia… decydujące są zagadnienia zgodności i rozbieżności
między opracowanymi założeniami i planami przedsiębiorstw energetycznych
oraz analiza stanu tego zakresu lokalnej energetyki, który nie jest związany bezpośrednio z działalnością, i w związku z tym z planami rozwojowymi, przedsiębiorstw energetycznych (na przykład indywidualne wytwarzanie energii cieplnej). Należałoby oszacować, jaki jest udział tej części lokalnego systemu energetycznego w całkowitym wytwarzaniu energii w gminie i co jeszcze bardziej
istotne, jaka część zanieczyszczeń powstaje w wyniku ich pracy. Zauważyć należy,
że scentralizowane źródła energii podlegają kontroli, dopuszczalna wielkość
emisji dla tych źródeł określona jest w odpowiednich przepisach. Tymczasem
źródła indywidualne są poza jakąkolwiek kontrolą zarówno, dotyczącą jakości
samych źródeł, jak i jakości i rodzaju wykorzystywanych paliw, a w konsekwencji
brak jest kontroli nad wielkością emisji. Jeśli pod uwagę bierze się jedynie źródła
energii będące własnością przedsiębiorstw energetycznych, a tym samym realizuje jedynie wymagane dla każdej gminy Założenia do planu …, to obszar energetyki indywidualnej, będący dla większości gmin w Polsce dominującym sposobem
wytwarzania ciepła, pozostaje poza jakimikolwiek oddziaływaniami planistycznymi. Podkreślić należy, że, oprócz emisji do powietrza, spalanie paliw stałych
powoduje powstawanie odpadów stałych (żużli i popiołów), które w przypadku
spalania ich w paleniskach indywidualnych najczęściej trafiają na wysypiska w
ilościach, które zwykle nawet nie są szacowane.
5.7
Rola rachunku ekonomicznego jako składnika
W większości przygotowywanych dotychczas dokumentów planistycznych
w zakresie lokalnej gospodarki energetycznej rachunek ekonomiczny traktowany
jest marginalnie. Kierunki rozwoju i modernizacji lokalnej gospodarki energetycznej wytyczane są tak, aby były one zgodne z polityką energetyczną państwa,
a decyzje podejmowane są na bazie doświadczeń i intuicji ekspertów opracowujących dokumenty wymagane przez prawo. Należałoby zastanowić się jednak, czy
w przypadku podejmowania decyzji o kierunkach rozwoju indywidualnych
– 200 –
przedsięwzięć gospodarczych podejmuje się je bez przeprowadzenia rzetelnego
rachunku kosztów i korzyści?
Tabela 5.5.
Elementy przepływów finansowych w rozwoju i modernizacji lokalnej energetyki
Przychody i wydatki
Przepływy finansowe wewnętrzne
Nakłady kapitałowe na modernizację źródeł energii elektrycznej
Nakłady kapitałowe na budowę nowych źródeł energii elektrycznej
Nakłady na modernizację źródeł energii cieplnej
Nakłady na budowę nowych źródeł energii cieplnej
Nakłady na modernizację lokalnej energetycznej infrastruktury sieciowej
Nakłady na rozbudowę lokalnej energetycznej infrastruktury sieciowej
Wydatki obsługi i napraw lokalnych źródeł energii elektrycznej
Koszty obsługi i napraw źródeł energii cieplnej
Koszty obsługi i napraw lokalnej energetycznej infrastruktury sieciowej
Koszty paliwa na wytworzenie energii elektrycznej
Koszty paliwa na wytworzenie energii cieplnej
Wpływy ze sprzedaży energii cieplnej
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej
Przychody dodatkowe wynikające z charakteru prowadzonej działalności
Przepływy związane ze zmianami kapitału obrotowego
Koszty i korzyści zewnętrzne
Korzyści zewnętrzne wynikające z rozwoju lokalnego rynku pracy
Korzyści zewnętrzne wynikające ze wzrostu bezpieczeństwa energetycznego gminy
Korzyści zewnętrzne wynikające ze wzrostu bezpieczeństwa publicznego w gminie
Koszty i korzyści zewnętrzne wynikające z rozbudowy infrastruktury sieciowej
Koszty zewnętrzne oddziaływania lokalnego systemu energetycznego na stan środowiska naturalnego
Inne
Energetyka jest tym obszarem gospodarki, który z jednej strony wymaga
znacznych nakładów finansowych na rozbudowę i modernizację w każdym z jej
obszarów, a z drugiej strony oddziałuje na różne elementy życia lokalnej społeczności, poczynając od poczucia komfortu obywateli w zakresie codziennego funk– 201 –
cjonowania poprzez wpływ na funkcjonowanie i rozwój lokalnej gospodarki,
wpływ na stan środowiska naturalnego w skali lokalnej i globalnej, na wpływie
na bezpieczeństwo publiczne kończąc.
Często podejmowanie decyzji odnośnie wyboru scenariusza rozwoju lokalnego systemu energetycznego nie jest poparte żadną, przytaczaną w opracowaniu, analizą lub oparte jest jedynie na analizie SWOT (analizę słabych i mocnych
stron proponowanego rozwiązania). Analiza SWOT jako podstawa podejmowania
decyzji nie daje obiektywnej, liczbowej oceny analizowanych rozwiązań i może
stanowić jedynie metodę analizy wstępnej. Nie daje również możliwości wartościowania zaspokajania określonych potrzeb energetycznych społeczeństwa.
Bardziej wiarygodną ocenę jakości proponowanych rozwiązań uzyskuje się wykorzystując metody oparte na analizie przepływów finansowych przy realizacji
określonego projektu (scenariusza rozwoju lokalnej energetyki).
Analiza efektywności przedsięwzięć (scenariuszy, wariantów) dotyczących
rozwoju i modernizacji energetyki lokalnej powinna uwzględniać całokształt
oddziaływania planowanych zmian na społeczność lokalną. Powinny więc zostać
uwzględnione efekty finansowe dla realizatorów inwestycji składających się na
analizowany wariant (przepływy wewnętrzne, czyli nakłady inwestycyjne oraz
przepływy operacyjne na etapie funkcjonowania przedsięwzięcia), ale także
koszty i korzyści zewnętrzne (oddziaływanie na inne podmioty, niemające odzwierciedlenia w transakcjach rynkowych).
Wiarygodny rachunek ekonomiczny, który powinien być podstawą wyboru
scenariusza rozwoju i modernizacji lokalnej gospodarki energetycznej powinien
opierać się na wskaźnikach wymienionych w tabeli 5.5. Niektóre z nich, przy
dzisiejszym stanie wiedzy, nie są łatwe do oszacowania. Problem dotyczy kosztów i korzyści zewnętrznych zarówno środowiskowych, jak i społecznych. Pominięcie jednak w rachunku ekonomicznym tych kategorii przepływów może prowadzić do błędnych wniosków z punktu widzenia społecznego, gdyż pominięty
wówczas zostanie wpływ na przykład na wzrost bezpieczeństwa publicznego
dzięki poprawie oświetlenia drogowego, wzrost bezpieczeństwa energetycznego,
uzyskana poprawa stanu powietrza dzięki zmniejszeniu emisji z obiektów wytwórczych energii cieplnej i elektrycznej, zmiana wartości gruntów jako skutek
budowy infrastruktury energetycznej.
W przypadku, kiedy wycena wyżej wymienionych dóbr nie jest możliwa
z powodu braku badań na ten temat, wykorzystuje się podejście uproszczone,
kiedy rozpatruje się koszty wewnętrzne dla poszczególnych scenariuszy, a dobra
niewycenione rozpatrywane są na podstawie określonej metodą ekspercką gradacji ważności poszczególnych wielkości. Na przykład, ze względu na stan powietrza bardziej istotne jest zmniejszenie emisji do środowiska niż uzyskanie do-
– 202 –
brych efektów w zakresie innych dóbr niewycenionych. Podejście takie nie jest
do końca obiektywne, ale stanowi czasem jedyne możliwy i wykonalny sposób
analizy. Opracowanie rzetelnych analiz ekonomicznych może być podstawą starań o fundusze spoza środków gminnych na realizację zaplanowanych działań
w zakresie lokalnej gospodarki energetycznej. Plan, bez analizy ekonomicznej, nie
daje podstaw do podjęcia jego realizacji, nie ma bowiem wówczas informacji
dotyczącej celowości działań wdrażających zaproponowane rozwiązania.
5.8
Zagrożenia jakości dokumentu
Opracowanie zadowalającego planu energetycznego, który gmina będzie
chciała realizować z pełnym przeświadczeniem, że zawarte w nim rozwiązania są
korzystne zarówno dla mieszkańców, jak i władz gminnych jest zagrożone przez
wiele czynników. Można wymienić takie, jak: brak doświadczenia wójta/burmistrza i pracowników urzędu gminy/miasta w przygotowywaniu tych dokumentów. Brak jest również znanych, rozpropagowanych przykładów wdrażania
planów energetycznych w gminach oraz korzyści, jakie gminy odniosły, dzięki
wdrożeniu planu energetycznego. Zagrożenia jakości opracowywanych dokumentów planistycznych w zakresie lokalnego planowania energetycznego wynikają przede wszystkim z:
•
braku zrozumienia istoty sporządzenia i realizacji opracowania;
•
źle sformułowanej specyfikacji istotnych warunków zamówienia;
•
złego wyboru firmy opracowującej dokument;
•
braku w urzędzie odpowiednio przygotowanej osoby do współpracy z firmą
opracowującą dokument;
•
braku współpracy pomiędzy urzędem a opracowującym dokument;
•
braku ze strony urzędu bieżącej kontroli działań zleceniobiorcy wykonującego opracowanie.
Kluczowym zagadnieniem jest przekonanie urzędników gminy, dotyczące
sensu, potrzeby i przydatności planu energetycznego w gminie. Brak takiego
przekonania skutkuje potem wszystkimi dalszymi błędami i zaniedbaniami.
Przede wszystkim jest przyczyną braku odpowiedniej dbałości o prawidłowe
sformułowanie umowy o wykonanie opracowania i braku dostatecznej kontroli
jakości wykonanego opracowania przed odbiorem dokumentu jako przedmiotu
zamówienia.
– 203 –
Rozdział 6
ZARZĄDZANIE BEZPIECZEŃSTWEM
ENERGETYCZNYM NA POZIOMIE
GMIN I POWIATÓW
6.1
Bezpieczeństwo energetyczne
S
łownikowe definicje bezpieczeństwa podkreślają takie aspekty, jak pewność, zabezpieczenie przed czymś. Wskazują też, że bezpieczeństwo może
być utożsamiane nie tylko z brakiem zagrożenia, lecz także z ochroną przed
zagrożeniem. Warto zwrócić uwagę, że nie istnieje zjawisko bezpieczeństwa absolutnego. Zawsze są nieprzewidywalne czynniki, które mogą zagrozić życiu,
zdrowiu bądź mieniu ludzi. Istnieje jednak pewien akceptowalny próg ryzyka,
który daje poczucie bezpieczeństwa. Z tej perspektywy wpływ na nie mają procesy poznawcze i emocjonalne, które uświadamiają człowiekowi jego sytuację
w otaczającej go rzeczywistości.
Bezpieczeństwo z szerszej perspektywy (społecznej, narodowej, globalnej)
to działania podejmowane przez państwo i jego organy, polegające na gromadzeniu, przetwarzaniu i udostępnianiu wiedzy o zagrożeniach, wypracowywaniu
metod zapobiegania im oraz ustalaniu procedur reagowania w sytuacjach kryzysowych, gdy bezpieczeństwo obywateli zostało zagrożone. W ujęciu przedmiotowym bezpieczeństwo można podzielić na szereg składowych. Do najważniejszych, z punktu widzenia funkcjonowania państwa, należy zaliczyć bezpieczeństwo polityczne, militarne, ekonomiczne, społeczne, kulturowe, ekologiczne.
Należy jednak zwrócić uwagę, że lista powyższa nie jest zamknięta. Rozwój cywilizacyjny i społeczny oraz zmieniające się uwarunkowania polityki światowej
sprawiają, że wciąż powstają nowe składowe bezpieczeństwa narodowego,
a niektóre z istniejących mają mniejsze znaczenie.
– 205 –
Na początku XXI wieku bardzo istotny jest problem bezpieczeństwa energetycznego. Współczesną rzeczywistość społeczno-gospodarczą cechuje niespotykane wcześniej uzależnienie od dostaw energii. Sektor energetyczny ma kluczowe znaczenie dla rozwoju gospodarki. Od jego kondycji zależy rozwój prawie
wszystkich działów gospodarki. Jednak nie tylko funkcjonowanie przemysłu,
transportu, telekomunikacji i systemów informatycznych zależy od ciągłości
zaopatrzenia w energię. Energia to także wzrost jakości życia, ponieważ żadne
społeczeństwo nie może prawidłowo rozwijać się bez bezpiecznych i stabilnych
źródeł jej zaopatrzenia. W dzisiejszych czasach sfera życia prywatnego ulega
pełnej dezorganizacji przy przerwie w zasilaniu trwającej dłużej niż jedną dobę.
Uzależnienie od energii powoduje konieczność ciągłej produkcji i dostaw
energii, a przerwy w zaopatrzeniu jawią się jako poważne zagrożenie i stwarzają
sytuację kryzysową, wpływającą negatywnie na poziom bezpieczeństwa ludzi
i mienia w znacznych rozmiarach, wywołującą istotne ograniczenia w działaniu
właściwych organów administracji publicznej. Zapewnienie dostaw energii powinno zajmować kluczowe miejsce w hierarchii ważności celów i zadań państwa
oraz administracji publicznej.
Zagrożenie produkcji i dostaw energii wywołać może szereg czynników,
między innymi zmienność cen nośników energii, konflikty polityczne, wojny
i zagrożenia terrorystyczne oraz katastrofy naturalne. Obecnie głównymi eksporterami nośników energii pierwotnej są państwa położone w regionach niestabilnych politycznie i militarnie.
Surowce energetyczne bywają także środkiem oddziaływania w stosunkach
międzynarodowych. W sytuacji uzależnienia od jednego dostawcy groźba zaprzestania dostaw może być przyczynkiem wywierania presji politycznej na państwo,
a w skrajnych przypadkach jest w stanie doprowadzić do ograniczenia bądź utraty jego suwerenności.1 Taka sytuacja wystąpiła w 1998 roku w stosunkach rosyjsko-estońskich. W efekcie przyjęcia przez Parlament Estonii ustawy restrykcyjnej
dla napływowej ludności rosyjskiej, Rosja zagroziła zaprzestaniem dostaw ropy
naftowej do tego kraju. Podobne skutki zaistniały w Bułgarii po ogłoszeniu przez
tamtejszy rząd chęci akcesji tego państwa do NATO2.
Występowanie naturalnych klęsk żywiołowych oraz ich skutki dla funkcjonowania elektroenergetyki dotyczą wielu krajów świata, w tym również Polski.
Zagrożenia systemów energetycznych i dostaw paliw mogą pojawić się nie tylko
M. Domagała, Bezpieczeństwo energetyczne. Aspekty prawno-administracyjne, Wyd. KUL, Lublin
2008, s. 26.
2 A. Makowski, K. Kubiak, Morski kierunek importu ropy naftowej i gazu ziemnego a bezpieczeństwo energetyczne państwa, Warszawa 1998, s. 4.
1
– 206 –
w wyniku trzęsień ziemi, tsunami czy huraganów, ale mogą być również determinowane ekstremalnymi warunkami pogodowymi takimi, jak: upały, mrozy
i śnieżyce, silne wiatry, powodzie, a nawet pożary lasów. Są to zjawiska, które na
terenie naszego kraju występują coraz częściej i z coraz większym nasileniem.
Działalność terrorystów również stanowi zagrożenie bezpieczeństwa energetycznego.
Wprawdzie bezpieczeństwo energetyczne rozpatrywane jest często jako
element szeroko rozumianego bezpieczeństwa ekonomicznego, biorąc jednak
pod uwagę fakt, że energia jest produktem strategicznym, mającym wpływ na
wszystkie procesy społeczno-ekonomiczne urasta ono do miana racji stanu.
Oznacza to, że należy mu nadać miano odrębnej kategorii bezpieczeństwa.
W związku z dużą i stale rosnącą istotnością bezpieczeństwa energetycznego w dziedzinie bezpieczeństwa narodowego, za podstawowy podmiot bezpieczeństwa energetycznego należy uznać państwo. Skala czynników, które mogą
zagrozić bezpieczeństwu energetycznemu powoduje, że państwo jest podmiotem
najbardziej predestynowanym do jego ochrony, ponieważ posiada środki i instrumenty, które mogą realnie zapobiegać zagrożeniom3 lub efektywnie minimalizować skutki przerw w zasilaniu w energię. Nie bez znaczenia pozostaje fakt,
że przerwy w dostawach energii jawią się jako sytuacja kryzysowa, a ta jest
przedmiotem zarządzania leżącym w gestii organów administracji publicznej.
W ustawie z 26 kwietnia 2007 roku o zarządzaniu kryzysowym4 zapisano,
że zarządzanie kryzysowe to działalność organów administracji publicznej będąca
elementem kierowania bezpieczeństwem narodowym, która polega na zapobieganiu sytuacjom kryzysowym, przygotowaniu do przejmowania nad nimi kontroli
w drodze zaplanowanych działań, reagowaniu w przypadku wystąpienia sytuacji
kryzysowych, usuwaniu ich skutków oraz odtwarzaniu zasobów i infrastruktury
krytycznej (art. 2).
Realizację bezpieczeństwa energetycznego należy rozpatrywać w dwóch,
wzajemnie ze sobą skorelowanych, płaszczyznach: czasowej i przestrzennej (rysunek 6.1). W płaszczyźnie przestrzennej wyróżnić można bezpieczeństwo długookresowe (strategiczne), bezpieczeństwo średniookresowe (taktyczne) oraz
bezpieczeństwo krótkookresowe (operacyjne). Bezpieczeństwo średniookresowe
i długookresowe związane jest z planowaniem energetycznym na szczeblu centralnym. W studiach rozwojowych, strategiach i politykach państwa dominuje
zainteresowanie długookresowym bezpieczeństwem zaopatrzenia energetycznego podstawowych systemów energetycznych. Priorytety działań w tym obszarze
3
4
M. Domagała, Bezpieczeństwo energetyczne …, op. cit. s.28
Dz. U. nr 89, poz. 590.
– 207 –
obejmują dbałość o niezawodność i ciągłość dostaw energii poprzez tworzenie
stabilnych stosunków międzynarodowych zapewniających odpowiedni poziom
podaży źródeł surowców energetycznych innych krajów; infrastruktury umożliwiającej przesył i międzynarodową wymianę energii oraz surowców energetycznych; warunków dla rozwoju infrastrukturalnych połączeń międzyregionalnych
i regionalnych, które zapewniłyby wymagane ilości energii elektrycznej i paliw na
poziomie lokalnym oraz realizację unijnych wytycznych w zakresie produkcji
„zielonej energii” poprzez zakup energii ze źródeł odnawialnych i wytwarzanej
kogeneratywnie.
Rysunek 6.1.
Zależności między płaszczyzną czasową i przestrzenną
bezpieczeństwa energetycznego
Płaszczyzna
czasowa
Bezpieczeństwo
energetyczne
długookresowe
Zarządzanie
strategiczne
Zarządzanie
operacyjne
Bezpieczeństwo
energetyczne
krótkookresowe
Poziom
krajowy
Poziom
lokalny
Płaszczyzna
przestrzenna
W ujęciu krótkookresowym bezpieczeństwo energetyczne związane jest
z sytuacjami kryzysowymi, gdy na skutek trudnoprzewidywalnych bądź nieprzewidywalnych zdarzeń takich, jak katastrofy naturalne, awarie techniczne lub
działania o charakterze terrorystycznym i cyberterrorystycznym nastąpi utrata
dostaw energii. W tym ujęciu istotną rolę w dziedzinie odpowiedzialności za
bezpieczeństwo energetyczne zaczynają odgrywać jednostki samorządu teryto– 208 –
rialnego. Jednym z podstawowych zadań tych podmiotów jest dbanie i zaspokajanie zbiorowych potrzeb wspólnoty samorządowej5. Do katalogu przedsięwzięć
samorządowych zaliczają się także działania związane z energetyką. Przede
wszystkim przejawiają się one w planowaniu i zaopatrywaniu mieszkańców
w ciepło, energię elektryczną oraz paliwa gazowe6, a także oświetleniu ulic.
Są to dziedziny, w których, z punktu widzenia odbiorców, niezawodność dostaw
odgrywa pierwszoplanową rolę. W takiej sytuacji po stronie jednostek samorządu terytorialnego powstaje obowiązek zapewnienia właściwego poziomu bezpieczeństwa energetycznego wspólnoty samorządowej. Działania w tym zakresie
przyjmują jednak inną postać niż dzieje się to w przypadku działań państwa,
ze względu na odmienną hierarchizację zagrożeń. Samorządy w spełnianiu zadań
z zakresu energetyki nie są narażone na takie niebezpieczeństwa, jak próba wywierania presji politycznej czy gospodarczej, z czym mamy do czynienia w przypadku państwa. W nieco większym stopniu narażone są na niedobór importowanych nośników energii pierwotnej, ale największe zagrożenia dotyczą przede
wszystkim sytuacji kryzysowych wywołanych awariami systemów przesyłowych
oraz czasowymi (lub trwałymi) niedoborami surowców energetycznych na rynku
lokalnym. Mimo małej skali, zagrożenie spowodowane tego rodzaju sytuacjami
może mieć bardzo duże znaczenie dla społeczności lokalnej. Przykładowo, zaprzestanie dostaw ciepła przez zakład ciepłowniczy może spowodować szereg
następstw dla społeczności lokalnych od drobnych dolegliwości do zagrożenia
życia w skrajnych przypadkach.
6.2
Lokalny kryzys energetyczny
Mimo, że w potocznym rozumieniu kryzys energetyczny kojarzony jest najczęściej z problemami na międzynarodowych rynkach paliw pierwotnych (przykładowo kryzys energetyczny z 1972 roku wywołany podniesieniem cen ropy
przez kraje OPEC), sytuacje kryzysowe dotyczą w zacznie większym stopniu sfery
społecznej niż gospodarczej. Również obszar występowania kryzysu jest znacznie
częściej lokalny czy regionalny niż globalny, narzędzia przeciwdziałania i walki
z kryzysem pochodzą w większości z arsenału nauk o zarządzaniu (w szczególności zarządzaniu sferą publiczną), rzadziej mają charakter instrumentów ekonomicznych.
5
6
Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, Dz.U. z 2001 r., nr 142, poz. 1591, art. 7.
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, Dz.U. z 2006 r., nr 89, poz. 625, art. 18.
– 209 –
Kryzys definiowany jest jako okres przełomu, przesilenie, decydujący zwrot,
okres załamania7. Wiąże się z trwałym zakłóceniem działalności i realizacji celów,
naruszeniem równowagi funkcjonowania, a nawet zagrożeniem istnienia. Podstawowymi cechami kryzysu są zaskoczenie, presja czasu, opóźnione reakcje,
utrata kontroli, zagrożenie istotnych funkcji, wzrost napięcia i deficyt informacji.8
Według Organizacji Traktatu Północnoatlantyckiego (North Atlantic Treaty Organization – NATO) kryzys musi spełniać kilka charakterystycznych parametrów9:
•
występuje nagle i w zasadzie jest nieprzewidywalny;
•
stwarza realne lub wiarygodne zagrożenie;
•
ma odpowiednią skalę;
•
następuje presja wydarzeń i deficyt czasu;
•
następuje eskalacja zdarzeń;
•
niepewność rozwoju sytuacji oraz zakresu sposobów, metod i techniki reagowania.
Potocznie kryzys jest utożsamiany z pojęciem sytuacji kryzysowej. W praktycznym ujęciu istnieje pomiędzy tymi dwoma zjawiskami znacząca różnica10:
•
kryzys jest elementem sytuacji kryzysowej;
•
każdy kryzys jest sytuacją kryzysową, lecz nie każda sytuacja kryzysowa
zawiera w sobie element kryzysu;
•
pojawienie się symptomów kryzysu nie musi wywoływać zmian w istocie
organizacji, lecz stanowi wyzwanie dla subiektywnego poczucia normalności jej funkcjonowania.
W sytuacji, gdy organizacja zbyt wolno reaguje na wydarzenia i opanowuje
kryzys, może dojść do utraty kontroli i wystąpienia sytuacji kryzysowej, która
określona została w ustawie o zarządzaniu kryzysowym jako sytuacja wpływająca negatywnie na poziom bezpieczeństwa ludzi, mienia w znacznych rozmiarach
lub środowiska, wywołującą znaczne ograniczenia w działaniu właściwych organów
administracji publicznej ze względu na nieadekwatność posiadanych sił i środków.
Sytuacje kryzysowe są zjawiskami nieoczekiwanymi, nagłymi, destabilizującymi funkcjonowanie społeczności. Do uznania sytuacji za kryzysową konieczne
jest wystąpienie dwóch czynników:
7 W. Kopaliński, Słownik wyrazów obcych i zwrotów obcojęzycznych z almanachem, Wyd. Muza
SA, Warszawa 2000, s. 282.
8 K. Sienkiewicz-Małyjurek, F. Krynojewski, Zarządzanie kryzysowe w administracji publicznej,
Wyd. Difin SA, Warszawa 2010, s. 23.
9 J. Gołębiewski, Poradnik menedżera programów kryzysowych, Wyd. Szkoły Aspirantów Państwowej Straży Pożarnej, Karków 2003, s. 10.
10 B. Kosakowski, Sprawne i elastyczne zarządzanie w kryzysie, Difin SA, Warszawa 2008, s. 24.
– 210 –
•
•
ograniczenia standardowego funkcjonowania społeczeństwa i organów
administracji publicznej;
nieadekwatność posiadanych sił i środków do skali zagrożenia.
Lokalny kryzys energetyczny może w zasadzie zostać wywołany jednym
czynnikiem. Jest to okresowa przerwa w dostawach energii lub jej nośników.
Decydującym parametrem jest tu czas trwania przerwy. Przykładowo, tak zwany
blackout, czyli utrata napięcia w sieci elektroenergetycznej na znacznym obszarze, trwający kilka godzin, nie musi doprowadzić do sytuacji kryzysowej, ale
trwający powyżej doby może być poważnym zagrożeniem. Należy też dokonać
rozróżnienia między dostawami energii elektrycznej i cieplnej oraz między poszczególnymi nośnikami (gaz, węgiel, biomasa), gdyż to zróżnicowanie rzutuje na
rodzaje mogących pojawić się zagrożeń.
Lokalny kryzys energetyczny można zdefiniować jako przerwa w dostawie
nośników energetycznych, w tym w szczególności gazu, paliw silnikowych, węgla,
biomasy lub przerwę w dostawie energii elektrycznej oraz cieplnej, trwająca na
tyle długo, by zakłócić standardowe funkcjonowanie społeczeństwa i organów
administracji publicznej lub wywołać poczucie zagrożenia.
Każda sytuacja kryzysowa ma podobny, typowy przebieg. Po pojawieniu się
symptomów potencjalnej sytuacji kryzysowej poszukuje się możliwych rozwiązań. Na tym etapie może dojść do zaistnienia zdarzenia, jeśli nie zostały podjęte
odpowiednie działania mające na celu eliminację zagrożenia. Do działań takich
należy między innymi: przygotowanie służb, zasobów, podjęcie działań zapobiegawczych na bazie sprawnego przepływu informacji. W przypadku, gdy nie uda
się opanować zagrożenia w początkowej jego fazie, może dojść do utraty kontroli
nad zdarzeniami, ich eskalacji i konieczne będzie podjęcie kroków prowadzących
do opanowania sytuacji przy wykorzystaniu procedur i planów zarządzania kryzysowego. Należy tutaj również liczyć się z koniecznością podjęcia decyzji
o wprowadzeniu stanów nadzwyczajnych (stan wyjątkowy, stan klęski żywiołowej). Ostatnim etapem jest stabilizacja, kontrola sytuacji i budowa nowego poziomu stabilizacji. Etap ten jest najbardziej czasochłonny, a jego głównym zadaniem jest wyciągnięcie wniosków i podjęcie właściwych decyzji i działań, które
w przyszłości nie dopuszczą do rozwoju podobnej sytuacji. Każda sytuacja kryzysowa może wywołać kryzys wielokrotnie, a jej rozwój jest dynamiczny i znacznie
krótszy niż faza deeskalacji. Istotnym efektem takich zdarzeń jest poziom nowej
stabilizacji, który znajduje się wyżej niż w czasie poprzedzającym ich wystąpienie. Spowodowane jest to ewentualnym brakiem możliwości rekonstrukcji stanu
– 211 –
pierwotnego. Z tego względu priorytetowe znaczenie ma moment podjęcia działań adekwatnych do rodzaju i rozmiaru zagrożenia.11
6.3
System zarządzania lokalnym kryzysem
energetycznym
System zarządzania kryzysem energetycznym powinien być realizowany
w ramach istniejącego, formalnego systemu zarządzania kryzysowego, ponieważ
lokalny kryzys energetyczny w swych konsekwencjach jest podobny do „typowych” sytuacji kryzysowych, na przykład wywołanych klęską żywiołową.
W Polsce formalny system zarządzania kryzysowego ustanawia i reguluje ustawa
o zarządzaniu kryzysowym. Określono w niej organy właściwe w sprawach zarządzania kryzysowego oraz ich zadania i zasady działania w tej dziedzinie,
a także zasady finansowania zadań zarządzania kryzysowego. Tworzenie oddzielnego systemu zarządzania lokalnym kryzysem energetycznym jest działaniem
nieefektywnym i nie powinno mieć miejsca. Działanie takie zwiększa redundancje procesów zarządzania jednostką samorządu terytorialnego i niepotrzebnie
komplikuje procedury oraz zwiększa zaangażowanie ograniczonych sił i środków.
W tym obszarze zarządzania klarowność, przejrzystość i łatwość wdrożenia procedur ma bardzo istotne znaczenie, głównie ze względu na konieczność natychmiastowego reagowania. Wprowadzenie dodatkowych, często podobnych procedur, niepotrzebnie komplikuje system i utrudnia działanie szczególnie w sytuacjach
ekstraordynaryjnych. Istotnym faktem przemawiającym za wpisaniem systemu
zarządzania kryzysem energetycznym w ogólny system zarządzania kryzysowego
jest to, że przyczyny wywołujące lokalny kryzys energetyczny są często takie
same, jak w przypadku innych sytuacji kryzysowych. W związku z tym, istnienie
oddzielnego systemu zarządzania lokalnym kryzysem energetycznym prowadzić
może do nakładanie się kompetencji i chaosu organizacyjnego.
System zarządzania kryzysowego to złożony układ, którego celem jest zapewnie właściwego poziomu bezpieczeństwa, skuteczne przeciwdziałanie wszelkiego typu niebezpieczeństwom, a w sytuacji zagrożenia powrót do stanu pierwotnego w możliwie najkrótszym czasie, za pomocą dostępnych sił i środków,
11
K. Sienkiewicz-Małyjurek, F. Krynojewski, Zarządzanie kryzysowe ..., op.cit, s. 25.
– 212 –
przy uzasadnionych kosztach i w ramach istniejącego systemu prawnego12.
System zarządzania kryzysowego jest tworzony na bazie ośmiu podstawowych
zasad. Są to:
•
zasada prewencji stanowiąca, że najważniejszą rolę w procesie zarządzania
kryzysowego odgrywa zapobieganie, czyli działania uprzedzające, których
celem jest redukcja lub eliminacja prawdopodobieństwa zaistnienia sytuacji
kryzysowej;
•
zasada prymatu jednoosobowego kierownictwa, która polega na powierzeniu kompetencji decyzyjnych jednoosobowym organom, które sprawują
władzę ogólną w danym zakresie kompetencji; organami takimi są: wójt
(burmistrz), starosta (prezydent miasta), wojewoda i premier;13
•
zasada odpowiedzialności organów władzy publicznej, określająca odpowiedzialność za zarządzanie w sytuacjach kryzysowych przez funkcjonujące
w państwie organy administracji rządowej i samorządowej;
•
zasada prymatu układu terytorialnego, która określa, że podstawę działania
organów władzy stanowi podział terytorialny państwa;
•
zasada powszechności, która zobowiązuje wszystkie podmioty prawa państwowego do uczestnictwa w działaniach antykryzysowych, każdy stosownie do jego statusu prawnego i organizacyjnego;
•
zasada funkcjonalnego podejścia, polegająca na określeniu względnie stałych, zwykle powtarzalnych, typowych i sformalizowanych proceduralnie
działań, wyodrębnionych ze względu na ich rodzaj i charakter, ukierunkowanych na realizację celów bezpieczeństwa narodowego; 14
•
zasada zespolenia, w myśl której organom administracji ogólnej (wójt, starosta i wojewoda) nadaje się władztwo – według zasad określonych ustawami – nad wszelkimi pozostałymi formami administracji zarówno zespolonej, jak i niezespolonej;
•
zasada ciągłości funkcjonowania państwa, która określa, że bez względu na
stan i okoliczności funkcjonowania państwa niezmienne pozostają formy
organizacyjne władzy państwowej, a poszczególne organy realizują swoje
funkcje w czasie kryzysu.15
W Polsce podstawą prawną zarządzania kryzysowego jest ustawa z dnia 26
kwietnia 2007 roku o zarządzaniu kryzysowym, w myśl której jest to działalność
administracji publicznej, będąca elementem kierowania bezpieczeństwem naroIbidem, s. 69.
System reagowania kryzysowego, red. J. Gryz, W. Kitler, Wyd. Adam Marszałek, Toruń 2007, s. 203.
14 Ibidem, s. 203.
15 Ibidem, s. 203.
12
13
– 213 –
dowym, polegająca na zapobieganiu sytuacjom kryzysowym, przygotowaniu do
przejmowania nad nią kontroli w drodze zaplanowanych działań, reagowaniu
w przypadku wystąpienia sytuacji kryzysowej oraz na odtworzeniu infrastruktury lub przywróceniu jej pierwotnego charakteru. Sytuacja kryzysowa jest to sytuacja, która wpływa negatywnie na poziom bezpieczeństwa ludzi, mienia lub środowiska, na przykład wystąpienie zagrożeń o charakterze biosferycznym.
System zarządzania kryzysowego w Polsce ma charakter wieloszczeblowy,
zgodny z podziałem administracyjnym kraju i składa się z trzech podstawowych
komponentów: organów zarządzania kryzysowego, organów opiniodawczodoradczych oraz centrów zarządzania kryzysowego (rysunek 6.2).
Rysunek 6.2.
System zarządzania kryzysowego w Polsce
Koordynacja
KRAJ
RESORT
Rada Ministrów
Minister
Rządowy Zespół
Zarządzania
Kryzysowego
Zespół
Zarządzania
Kryzysowego
Rządowe
Centrum
Bezpieczeństwa
Centrum
Zarządzania
Kryzysowego
WOJEWÓDZTWO
POWIAT
GMINA
Starosta
Powiatu
Burmistrz, Wójt,
Prezydent miasta
organy
zarządzania
kryzysowego
Powiatowy Zespół
Zarządzania
Kryzysowego
Gminny Zespół
Zarządzania
Kryzysowego
organy
opiniodawczodoradcze
Gminne Centrum
Zarządzania
Kryzysowego
centra
zarządzania
kryzysowego
Wojewoda
Wojewódzki Zespół
Zarządzania
Kryzysowego
Wojewódzki Centrum Powiatowe Centrum
Zarządzania
Zarządzania
Kryzysowego
Kryzysowego
Zarządzanie
Źródło: B. Poskrobko, T. Poskrobko, Zarządzanie środowiskiem w Polsce, Wyd. PWE, Warszawa (w druku).
Zadania związane z zarządzaniem zależne są od poziomu administracji. Na
szczeblu:16
•
gminnym – realizowane są podstawowe zadania związane z ochroną ludności, polegające głównie na: ostrzeganiu, alarmowaniu i informowaniu ludności o zagrożeniach, prowadzeniu ewakuacji oraz zapewnieniu ewakuowa16 M. Kopczewski, Zarządzanie kryzysowe elementem systemu bezpieczeństwa wewnętrznego
państwa, w: M. Gawrońska-Garstka, Edukacja dla bezpieczeństwa. Bezpieczeństwo intelektualne
Polaków, Wyd. Wyższej Szkoły Bezpieczeństwa, Poznań 2009, s. 161.
– 214 –
•
•
•
nym pomocy medycznej i socjalnej, głównie w zakresie zakwaterowania
i wyżywienia;
powiatowym – wykonywane są takie same zadania jak na poziomie gminnym; ponadto są koordynowane działania reagowania kryzysowego na obszarze powiatu, wspierane aktywnością podległych służb, inspekcji, straży
wspomaganych przez organizacje pozarządowe przewidziane w planie reagowania kryzysowego powiatu;
wojewódzkim – realizowane są zadania związane z udzielaniem niezbędnej
pomocy władzom powiatowym, których możliwości w zaistniałej sytuacji
kryzysowej nie zapewniają prowadzenia skutecznych działań; w sytuacji
kryzysowej obejmującej obszar większy niż jeden powiat, szczebel wojewódzki przejmuje koordynację prowadzonych działań;
centralnym, w przypadku, gdy posiadane siły i środki wojewódzkie są niewystarczające do opanowania sytuacji kryzysowej, wojewoda występuje do
władz centralnych o stosowną pomoc ze szczebla nadrzędnego (w tym
wprowadzenie stanu klęski żywiołowej na część lub całym obszarze województwa).
Organy zarządzania kryzysowego
Na terytorium kraju za zarządzanie kryzysowe jest odpowiedzialna Rada
Ministrów. Natomiast w przypadkach niecierpiących zwłoki za zarządzanie kryzysowe odpowiedzialny jest minister spraw wewnętrznych i administracji. Decyzje podjęte przez niego podlegają jednak rozpatrzeniu na najbliższym posiedzeniu Rady Ministrów.
Organami właściwym w sprawach zarządzania kryzysowego na terenie
województwa, powiatu i gminy są odpowiednio: wojewoda, starosta powiatu,
wójt, burmistrz lub prezydent miasta. Do ich zadań należy między innymi: kierowanie monitorowaniem, planowaniem, reagowaniem i usuwaniem skutków zagrożeń na zarządzanym terenie, realizacja wytycznych do planów zarządzania
kryzysowego na danym obszarze, wydawanie zaleceń władzom niższego szczebla
do planów zarządzania kryzysowego oraz zatwierdzanie tych planów. Zadania te
są wykonywane przy pomocy wydzielonej komórki organizacyjnej urzędy wojewódzkiego, powiatowego lub gminy.
Zespoły reagowania kryzysowego
Rządowy Zespół Zarządzania Kryzysowego (RZZK) to organ opiniodawczodoradczy do spraw inicjowania i koordynowania działań kryzysowych, w skład
którego wchodzą Prezes Rady Ministrów, minister obrony narodowej, minister
– 215 –
spraw wewnętrznych i administracji, minister spraw zagranicznych oraz Koordynator Służb Specjalnych. Dodatkowo, w posiedzeniach RZZK mogą brać udział
ministrowie odpowiedzialni za wrażliwe i strategiczne dziedziny życia społecznego. Zgodnie z ustawą o zarządzaniu kryzysem (art.9) Do zadań RZZK należy
między innymi doradzanie w zakresie koordynacji działań organów administracji
rządowej, instytucji państwowych i służb w sytuacjach kryzysowych oraz opiniowanie i przedkładanie Radzie Ministrów Krajowego Planu Zarządzania Kryzysowego.
Wojewódzkie, powiatowe i gminne zespoły zarządzania kryzysowego, powoływane przez wojewodę, starostę powiatowego, wójta, burmistrza, prezydenta
miasta są organem pomocniczym zarządzania kryzysowego. Do zadań zespołów
należą między innymi: ocena występujących i potencjalnych zagrożeń mogących
mieć wpływ na bezpieczeństwo publiczne, przygotowywanie propozycji działań
antykryzysowych, przekazywanie do wiadomości publicznej informacji związanych z zagrożeniami oraz opiniowanie planów zarządzania kryzysowego.
Centra zarządzania kryzysowego
Rządowe Centrum Bezpieczeństwa zapewnia obsługę Rady Ministrów, Prezesa Rady Ministrów, Zespołu i ministra właściwego do spraw wewnętrznych
w sprawach zarządzania kryzysowego oraz pełni funkcję Krajowego Centrum
Zarządzania Kryzysowego. Centrum kieruje dyrektor powoływany i odwoływany
przez Prezesa Rady Ministrów i jednocześnie pełni on funkcję sekretarza Rządowego Zespołu Zarządzania Kryzysowego. Do zadań Centrum należy między innymi: przedstawianie szczegółowych sposobów i środków reagowania na sytuacje kryzysowe, opracowywanie i aktualizowanie Krajowego Planu Zarządzania
Kryzysowego, monitorowanie potencjalnych zagrożeń, zapewnienie koordynacji
polityki informacyjnej organów administracji publicznej w czasie sytuacji kryzysowej, współpraca z podmiotami NATO i Unii Europejskiej oraz innych organizacji międzynarodowych, odpowiedzialnych za zarządzanie kryzysowe.
Obligatoryjnie są tworzone wojewódzkie i powiatowe centra zarządzania
kryzysowego oraz centra zarządzania kryzysowego przy centralnych organach
administracji rządowej. Gminne (miejskie) centrum zarządzania kryzysowego
utworzone może być przez wójta, burmistrza lub prezydenta miasta tylko
w przypadku, gdy uzna on to za konieczne. Do zadań centrów należy między innymi: pełnienie całodobowego dyżuru w celu zapewnienia przepływu informacji
na potrzeby zarządzania kryzysowego, nadzór nad funkcjonowaniem systemu
wykrywania i alarmowania oraz systemu wczesnego ostrzegania ludności. Centra
zarządzania kryzysowego współpracują ze sobą, a także podejmują współpracę
– 216 –
z podmiotami realizującymi monitoring środowiska oraz podmiotami prowadzącymi akcje ratownicze.
Plany zarządzania kryzysowego
Instrumentem o charakterze planistycznym w zarządzaniu kryzysowym są:
Krajowy plan zarządzania kryzysowego oraz wojewódzkie, powiatowe i gminne
plany zarządzania kryzysowego. Plan składa się z trzech zasadniczych części:
•
plan główny, zawierający: charakterystykę zagrożeń oraz ocenę ryzyka ich
wystąpienia oraz zadania i obowiązki uczestników zarządzania kryzysowego;
•
zespół przedsięwzięć z zakresu monitoringu, uruchamiania niezbędnych sił
i środków, procedur reagowania kryzysowego na wypadek sytuacji kryzysowych;
•
załączniki funkcjonalne, określające między innymi organizację łączności,
ewakuacji, ratownictwa, zasady informowania ludności o zagrożeniach, wykaz zawartych umów i porozumień związanych z realizacją zadań.
Plany zarządzania kryzysowego tworzone są na czas określony, nie dłuższy
niż dwa lata.
6.4
Proces zarządzania lokalnym
kryzysem energetycznym
Proces zarządzania kryzysowego ma o charakter cykliczny i składa się z czterech podstawowych etapów: zapobiegania, przygotowania, reagowania i odbudowy (rysunek 6.3).
Faza zapobiegania polega na realizacji przedsięwzięć redukujących prawdopodobieństwo wystąpienia kryzysu lub ograniczających do minimum jego skutki.
W fazie przygotowania podejmowane są działania o charakterze planistycznym,
dotyczące sposobów reagowania podczas wystąpienia sytuacji kryzysowej
i przewidujące skutki takiej sytuacji. Faza reagowania polega na podejmowaniu
działań w momencie wystąpienia sytuacji kryzysowej, w celu udzielania pomocy
poszkodowanym, zahamowania rozwoju występujących zagrożeń oraz ograniczenia strat i zniszczeń. Faza odbudowy polega na realizacji zadań mających na
celu przywrócenie zdolności reagowania, odtworzenie zapasów służb ratowniczych oraz kluczowej dla funkcjonowania danego obszaru infrastruktury oraz
funkcjonowania ważnych usług publicznych. Poszczególne fazy nie zawsze muszą
występować w przedstawionej na rysunku 6.3 sekwencji. Przykładowo, w fazie
– 217 –
odbudowy należy pamiętać o odtwarzaniu zasobów zużytych w fazie reagowania,
ale jednocześnie zasoby niewykorzystane do reagowania mogą być wykorzystywane w fazie odbudowy17. Podczas planowania systemu zarządzania kryzysowego należy jednak przyjąć przedstawioną powyżej sekwencję jako najefektywniejszą i pozwalającą na ciągłe doskonalenie procesu zarządzania. Nie wszystkie
zadania zawierające się w cyklu zarządzania kryzysowego są przypisane do administracji publicznej. Pewna część ryzyka może być, przykładowo, przeniesiona
na firmy ubezpieczeniowe, czy w przypadku bezpieczeństwa energetycznego na
dystrybutorów energii, dzięki czemu koszty związane z odbudową nie muszą
pochodzić z budżetu państwa (lub budżetu poszczególnych gospodarstw domowych).
Rysunek 6.3.
Fazy zarządzania kryzysowego
Zapobieganie
Przygotowanie
Odbudowa
Reagowanie
Każdej fazie przyporządkowane są określone czynności, które winny być
realizowane poprzez odpowiednie komórki administracji samorządowej i rządowej. W jednostkach samorządu terytorialnego w poszczególnych fazach powinny być realizowane następujące działania:
17 W. Skomra, Zarządzanie Kryzysowe. Przewodnik po nowelizacji, Wyd. Presscom, Wrocław 2010,
s. 36.
– 218 –
1.
Zapobieganie:
− identyfikacja zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego, wynikająca
z braku zasilania w energię lub/i surowce energetyczne;
− kategoryzacja zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego pod kątem
prawdopodobieństwa wystąpienia oraz czasu oddziaływania i ustalenie
na tej podstawie kategorii zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego;
− ocena wrażliwości sfery społecznej na krótko i długookresowe braki zasilania w energię i surowce energetyczne;
− ocena rejonów gminy/powiatu szczególnie narażonych na wystąpienie
zagrożeń braku zasilania w energię i surowce energetyczne;
− ocena wrażliwości infrastruktury mającej podstawowe znaczenie dla
funkcjonowania społeczeństwa i gospodarki na poziomie lokalnym (infrastruktury krytycznej), na zagrożenia energetyczne;
− określenie infrastruktury krytycznej w zależności od kategorii zagrożenia
bezpieczeństwa energetycznego;
− ocena możliwych strat ludzkich, mienia i infrastruktury w wyniku wystąpienia zagrożenia energetycznego określonej kategorii;
− wyposażenie w urządzenia techniczne eliminujące lub minimalizujące zagrożenia w przypadku barku zasilania w energię oraz surowce energetyczne oraz ich bieżąca konserwacja;
− określenie zasad kontroli i nadzoru;
− racjonalne planowanie i gospodarowanie (na przykład odpowiednie zarządzanie zagospodarowaniem przestrzennym, gospodarowanie budżetem, zarządzanie energią);
− informowanie społeczeństwa o potencjalnych zagrożeniach wynikających
z lokalnego kryzysu energetycznego.
2.
Przygotowanie:
− aktualizacja planu reagowania kryzysowego o elementy związane z bezpieczeństwem energetycznym;
− aktualizacja zadań i kompetencji centrum zarządzania kryzysowego
o elementy związane z bezpieczeństwem energetycznym;
− ocena stanu zabezpieczenia infrastruktury krytycznej przed zagrożeniami
związanymi z brakiem zasilania w energię i paliwa energetyczne;
− określenia zasad komunikacji oraz przygotowanie systemów łączności
w przypadku braku zasilania w energię;
− tworzenia bazy danych kontaktów dostawców energii oraz odpowiedzialnych za funkcjonowanie infrastruktury energetycznej;
− organizacja systemu planowania i ostrzegania ludności w przypadku zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego;
– 219 –
− określenie procedur zwracania się o pomoc i jej udzielania;
− analiza posiadanych zasobów pozyskania surowców energetycznych oraz
możliwości ich pozyskania w warunkach lokalnego kryzysu energetycznego;
− tworzenie niezbędnych do reagowania zasobów magazynowych;
− utrzymanie stanu zasobów sprzętu specjalistycznego dla zapewnienia zaopatrzenia i ewakuacji ludności;
− tworzenia baz danych o możliwościach pozyskania środków i materiałów
niezbędnych do reagowania kryzysowego;
− tworzenie aktów prawa miejscowego w dziedzinie zarządzania kryzysowego;
− określania zasad stosowania przymusu prawnego;
− informowanie opinii społecznej w celu akceptacji ponoszonych kosztów
przygotowań;
− organizowanie szkoleń dla organów zarządzających i koordynujących
działania w sytuacji kryzysowej.
3.
Reagowanie:
− uruchomienie opracowanych procedur i koordynacja działań;
− uruchomienie procesu ciągłej informacji (zarządzanie informacją o kryzysie);
− zorganizowanie punktu kontaktowego;
− uruchomienie systemu ostrzegania i alarmowania;
− uruchomienie struktur ratowniczych;
− uruchomienie potencjału własnych sił i środków przygotowanych w celu
likwidacji skutków zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego;
− uruchomienie procesu ewakuacji;
− neutralizowanie przyczyn zagrożeń;
− organizowanie samopomocy społecznej;
− uruchomienie wsparcie ze strony sił zbrojnych, organizacji pozarządowych oraz społeczności lokalnej;
− uruchomienie doraźnych warunków do przetrwania osób poszkodowanych;
− uruchomienie ochrony psychologicznej ofiar.
4.
Obudowa:
− szacowanie szkód w środowisku, mieniu obywateli i infrastrukturze;
− zapewnienie pomocy ludności;
− wypłacanie odszkodowań poszkodowanym;
− informowanie społeczności lokalnej o przysługujących prawach i obowiązkach w związku z zaistniałą sytuacją kryzysową;
− odtwarzanie i uzupełnianie zapasów;
− przywracanie równowagi i bezpieczeństwa ekologicznego;
– 220 –
− odbudowa i przywracanie sprawności infrastruktury, w tym w pierwszej
kolejności infrastruktury krytycznej;
− odtwarzanie baz materiałowych;
− przywracanie sprawności administrowania;
− realizacja zobowiązań finansowych powstałych w procesie reagowania;
− analiza zaistniałej sytuacji kryzysowej;
− aktualizacje i modyfikacja planów reagowania kryzysowego;
− prace dokumentacyjne.
Wszystkie fazy powinny stanowić jeden spójny proces, rozumiany jako cykl
decyzyjny, a realizacja bezpieczeństwa energetycznego w jednostkach samorządu
terytorialnego powinna być jego integralnym elementem. Wszystkie przedstawione działania dotyczą w równym stopniu lokalnego kryzysu energetycznego,
jak i innych sytuacji kryzysowych, więc powinny być brane pod uwagę w procesie
zarządzania bezpieczeństwem energetycznym. Wynika to z faktu, że lokalny kryzys energetyczny może również mieć podobne podłoże i podobne skutki jak inne
zagrożenia bezpieczeństwa publicznego, a, co najistotniejsze, występować w połączeniu z innymi sytuacjami kryzysowymi (na przykład powódź, orkan). Nałożenie
przyczyn i skutków wymusza konieczność jednej, zintegrowanej i kompleksowej
działalności ze strony władz samorządu terytorialnego.
Można jednak wskazać obszary mające szczególnie istotne znaczenie
z punktu widzenia projektowania procesu realizacji bezpieczeństwa energetycznego. Zgodnie z zasadą prewencji najistotniejszą fazą jest zapobieganie występowaniu sytuacji kryzysowej. W przypadku bezpieczeństwa energetycznego jest to
faza o tyle ważna, że szeroko rozumiany system energetyczny (jako całość aspektów związanych z zarządzaniem energią, a nie w ujęciu technicznym) jest systemem w dużej mierze sterowalnym. Poprzez prowadzenie odpowiednich działań,
można więc znacznie zredukować możliwość wystąpienia sytuacji kryzysowych.
Jest to jednak zadanie długofalowe i wieloaspektowe – od prognozowania możliwych scenariuszy zdarzeń mogących wystąpić nie tylko na obszarze jednostki
samorządu terytorialnego, ale także na obszarze kraju, a nawet dziejących się na
arenie międzynarodowej (na przykład dostępność ekonomiczna nieodnawialnych źródeł energii, zależna jest nie tylko od polityki prowadzonej przez państwo, ale przede wszystkim od głównych dostawców surowców energetycznych,
jak Rosja czy kraje OPEC), planowania odpowiedniej polityki energetycznej gmin,
poprzez działania o charakterze ekonomicznym i finansowym, a na działaniach
stricte operacyjnych kończąc. Oznacza to, że najważniejsza faza procesu zarządzania bezpieczeństwem energetycznym jest jak zarządzaniem energetycznym
w JST.
– 221 –
Elementem „spinającym” cały proces zarządzania kryzysowego w jednostce
samorządu terytorialnego jest plan reagowania kryzysowego. Włączanie procesu
zarządzania bezpieczeństwem energetycznym w ogólny proces zarządzania kryzysowego powinno znajdować odzwierciedlenie w tym dokumencie. W praktyce
prace nad aktualizacją planu zarządzania kryzysowego o zagadnienia związane
z bezpieczeństwem energetycznym mogą być działaniami inicjującymi cały proces włączania zarządzanie lokalnym kryzysem energetycznym w zarządzanie
kryzysowe na poziomie jednostek samorządu terytorialnego. Działania planistyczne pozwalają:
•
ukierunkować działania reagowania kryzysowego;
•
określić możliwości i kompetencje stwarzane przez stanowisko kierowania;
•
przedstawić zasoby sił i środków możliwych do wykorzystania w sytuacji
kryzysowej;
•
zapewnić stosowne procedury operacyjne dla działań reagowania.
Plan jest zasadniczym dokumentem określającym zasady działania starosty,
wójta, burmistrza, prezydenta miasta oraz wszystkich innych uczestników procesu zarządzania lokalnym kryzysem energetycznym na poziomie powiatu i gminy.
Elementami składowymi planu są:
•
ocena stanu zagrożenia gminy/powiatu;
•
zakres kompetencji i sposoby reagowania poszczególnych podmiotów
szczebla gminnego/powiatowego na sytuacje kryzysowe;
•
ogólna procedura działań podejmowanych na szczeblu gminy/powiatu
w fazach reagowania i odbudowy;
•
szczegółowe procedury specjalistyczne dotyczące postępowania jednostek
organizacyjnych i instytucji szczebla gminnego/powiatowego w sytuacjach
występowania wytypowanych zagrożeń;
•
bilans sił i środków szczebla gminnego/powiatowego i możliwości ich wykorzystania w procesie reagowania kryzysowego.
Ocena stanu zagrożenia gminy/powiatu
Podstawę określenia stanu zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego stanowią:
•
wcześniejsze występowanie sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego na analizowanym obszarze oraz na innych obszarach kraju będące
następstwem działania sił przyrody, katastrof i wypadków wynikających
z działalności człowieka, zdarzeń naruszających bezpieczeństwo obywateli
i porządek publiczny (działania o charakterze terrorystycznym);
•
charakterystyka systemu energetycznego;
– 222 –
•
charakterystyka gminy/powiatu pod kątem uzależniania zapotrzebowania
różnych obszarów gminy/powiatu na poszczególne rodzaje (źródła) energii.
Tabela 6.1.
Czynniki decydujące o bezpieczeństwie energetycznym
Czynniki decydujące o
bezpieczeństwie
energetycznym
Stan techniczny systemu zaopatrzenia w
energię elektryczną
Zagrożenie lokalnym kryzysem energetycznym
Niskie
Średnie
Wysokie
system dysponuje
potrzebną mocą produkcyjną, przesyłową
i dystrybucyjną, jest
dobrze eksploatowany
i pracuje niezawodnie
system dysponuje
potrzebną mocą produkcyjną, przesyłową
i dystrybucyjną, ale jest
źle eksploatowany
i zawodny
istnieje deficyt mocy
w systemie i występują
częste ograniczenia
w dostawie
do odbiorców
Lokalizacja źródeł
zaopatrzenia w paliwa
energetyczne (oddzielnie dla każdego źródła
energii)
krajowe źródła zaopatrzenia
zaopatrzenie importowane drogą morską
z krajów neutralnych
zaopatrzenie importowane z sąsiednich
krajów lub przez ich
terytorium albo importowane z krajów niepewnych politycznie
Dywersyfikacja źródeł
zaopatrzenia systemu
źródła zróżnicowane,
istotnie niezależne od
siebie
źródła mało zróżnicowane, częściowo
zależne
źródła jednego
zewnętrznego
monopolisty
Własność przedsiękrajowe przedsiębiorbiorstw i dysponowanie
stwa państwowe
systemem zaopatrzenia
krajowe spółki państwowo-prywatne
przedsiębiorstwa
zagraniczne
Magazynowanie
w kraju danego paliwa
(nośnika energii)
istnieją wystarczające
magazyny i zapasy
strategiczne
istniejące zapasy są
niewystarczające
brak możliwości
magazynowania
Planowanie energetyczne
przez kompetentne
organy, samorząd
zaangażowany w proces planowania energetycznego
przez krajowy koncern
energetyczny
przez różne przedsiębiorstwa w ramach
wolnego rynku
Warunki stabilności
międzynarodowej
zaniepokojenie
dobre, stabilne warunki
napięcie w stosunkach
w stosunkach polityczpolityczne i ekonopolitycznych i ekononych lub ekonomicznomiczno-finansowe
miczno-finansowych
finansowych
Źródło: opracowane własne na podstawie W. Bojarski, Bezpieczeństwo energetyczne,
„Wokół Energetyki” 2004 t. 7 nr 3.
– 223 –
Identyfikacja zagrożeń, ich kategoryzacja pod kątem prawdopodobieństwa
wystąpienia oraz czasu oddziaływania oraz ocena wrażliwości sfery społecznej
na poszczególne kategorie zagrożeń są niezwykle istotnymi zadaniami w procesie
realizacji bezpieczeństwa energetycznego. Pozwalają one na określenie skali
i zakresu zagrożenia wystąpienia lokalnego kryzysu energetycznego, a następnie
systematyzację zagrożeń od najniebezpieczniejszych do niegroźnych. Dalsze
etapy zarządzania bezpieczeństwem energetycznym powinny przebiegać podobnie jak w przypadku standardowego zarządzania kryzysowego, ale z uwzględnieniem wniosków płynących z identyfikacji, klasyfikacji i analizy oddziaływania na
sferę społeczną.
Podstawę analizy stanowi charakterystyka systemu energetycznego pod
kątem bezpieczeństwa, na którą składa się siedem czynników (tabela 6.1).
Pozwala ona określić podatność gminy/powiatu na wystąpienie lokalnego kryzysu energetycznego.
Identyfikacja zagrożeń związanych z bezpieczeństwem energetycznym powinna odbywać się w czterech obszarach: energia elektryczna, energia cieplna,
paliwa do produkcji energii cieplnej, paliwa silnikowe. Dla tych obszarów należy
zidentyfikować możliwe zdarzenia prowadzące do przerwania dostaw energii
trwające ponad jedną dobę, określić prawdopodobieństwo wystąpienia oraz czas
oddziaływania. Oczywiście, określenie obu tych wartości jest dość trudnym zadaniem. Prawdopodobieństwo można oszacować w kilku intuicyjnych przedziałach,
przykładowo: niskie, średnie, wysokie. Podobnie stworzyć można przedziały
czasowe, na przykład 1-3 dni, 4-10 dni, ponad 10 dni. Następnie dane należy
zestawić w sposób ułatwiający analizę. Jedną z form takiego zestawienia może
być matryca zagrożeń zaprezentowana na rysunku 6.4.
Ocenę oddziaływania na sferę społeczną zdarzenia należy przeprowadzić
w odniesieniu do czasu trwania oddziaływania. Do określenia siły oddziaływania
można przyjąć skalę punktową (przykładowo pięciostopniową). Ocenę należy
przeprowadzić dla dwóch obszarów funkcjonowania społeczności lokalnych:
sfery publicznej oraz sfery prywatnej (w rozbiciu na gospodarstwa domowe,
gospodarstwa rolne, przedsiębiorstwa).
– 224 –
Rysunek 6.4.
Matryca zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego
Czas trwania zdarzenia
Rodzaj zdarzenia
1-3 dni
4-10 dni
ponad 10 dni
Brak zasilania energetycznego
w wyniku awarii napowietrznych linii przesyłowych
Brak dostaw węgla w wyniku
ataku terrorystycznego na
infrastrukturę kolejową
Brak dostaw paliw silnikowych
w wyniku kryzysu ekonomicznego
...
Prawdopodobieństwo:
– wysokie
– średnie
– niskie
Szczególną uwagę należy zwrócić na sferę publiczną. Ocena oddziaływania
opierać się powinna na analizie możliwości niezakłóconego wykonywania ustawowych zadań własnych oraz zadań zleconych gmin/powiatu. Realizacja zadań
własnych gminy czy powiatu jest ściśle związana z nieprzerwanym dostępem
do energii. Należy szczególną uwagę zwrócić na takie zadania, jak:
•
zaopatrzenie w wodę;
•
usuwanie i oczyszczanie ścieków komunalnych;
•
transport zbiorowy;
•
ochrona zdrowia;
•
utrzymywanie porządku publicznego i bezpieczeństwa obywateli;
•
zapewnienie ochrony przeciwpożarowej;
•
zapewnienie ochrony przeciwpowodziowej.
W dzisiejszych czasach nastąpiła znaczna informatyzacja urzędów wykonujących zadania samorządu. Coraz więcej zadań wykonywanych jest przy użyciu
sprzętu komputerowego i peryferiów, coraz więcej informacji gromadzonych jest
w elektronicznych bazach danych, coraz więcej uwagi poświęca się tworzeniu tak
zwanych e-administracji (elektronicznej administracji). W świetle art. 1 ustawy
o narodowym zasobie archiwalnym i archiwach, materiałami archiwalnymi
– 225 –
są między innymi dokumenty elektroniczne. Decydując się na realizację spraw
drogą elektroniczną, organ administracji publicznej, zgodnie z § 2 ust. 1 rozporządzenia w sprawie szczegółowego sposobu postępowania z dokumentami elektronicznymi, zobowiązany jest ewidencjonować w systemie teleinformatycznym
dokumenty elektroniczne świadczące o wykonywaniu przez niego działalności,
powstające w nim lub napływające do niego, jeżeli odzwierciedlają przebieg załatwiania i rozstrzygania spraw18. Sprawna realizacja zadań samorządu uzależniona jest więc do nieprzerwanego dostępu do energii elektrycznej. Brak zasilania
skutkować może paraliżem urzędów, paraliżem decyzyjnym, a w konsekwencji
problemami w realizacji ustawowych zadań. Należy więc dokładnie określić, jakie
zadania mogą być wykonywane przez urząd gminy/powiatu oraz jednostki im
podległe w przypadku braku zasilania w energię elektryczną.
Dokonana ocena stanu zagrożenia gminy/powiatu powinna stanowić podstawę całego systemu zarządzania bezpieczeństwem energetycznym w jednostce
samorządu terytorialnego, a w szczególności wpływać na dwie pierwsze fazy procesu zarządzania kryzysowego. Po pierwsze, stanowić istotny element w długofalowym procesie zarządzania energią w gminie (faza zapobiegania), po drugie na
podstawie dokonanej oceny zaplanować odpowiednie zasoby sił i środków niezbędne do przetrwania lokalnego kryzysu energetycznego (faza przygotowania).
Zakres kompetencji i sposoby reagowania poszczególnych podmiotów
W działaniach reagowania na lokalny kryzys energetyczny, podejmowanych
w ramach gminy/powiatu udział biorą różne podmioty. W szczególności są to
organy administracji samorządowej, organy administracji zespolonej i niezespolonej, instytucji, służb, organów pozarządowych oraz jednostki sektora prywatnego. Celem sprawnego ich uruchamiania i funkcjonowania niezbędne jest opracowanie tak zwanej matrycy bezpieczeństwa, ustalającej zakres kompetencji
w przypadku zaistnienia ryzyka określonego rodzaju zagrożenia. Najczęściej
wykonuje się siatkę bezpieczeństwa w ujęciu zagrożeń. Wyróżnionym w siatce
podmiotom przypisuje określonego rodzaju role, które zależne są od rodzaju
zagrożenia. Umieszczona w siatce lista zagrożeń odpowiadać powinna tym, które
przedstawiono w gminnym/powiatowym planie reagowania kryzysowego. Istniejące w funkcjonującym planie zarządzania kryzysowego siatki należy uzupełnić o czynniki związane z bezpieczeństwem energetycznym. Przykładowe uzupełnienia przedstawiono na rysunku 6.5.
A. Prasal, J. Rybińska, J. Kozera, Ewidencjonowanie i archiwizacja dokumentów elektronicznych.
Zgłoszenie systemu teleinformatycznego do Krajowej Ewidencji Systemów Teleinformatycznych
i Rejestrów Publicznych, „Elektroniczna Administracja” 2008 nr 6.
18
– 226 –
...
Dyrektor
Ciepłowni
Dostawcy Paliw
Posterunek
Dystrybucji Gazu
Zakład
Energetyczny
Komisariat
Policji
Sekretarz Gminy
Wyszczególnienie
Rada Gminy
Wójt gminy
Rysunek 6.5.
Matryca bezpieczeństwa – konstrukcja i wybrane elementy
związane z bezpieczeństwem energetycznym
Brak zasilania w energię
elektryczną
Brak dostaw gazu
Brak dostaw węgla
Brak dostaw paliw silnikowych
Awaria ciepłowni
Kompetencje:
– główny wykonawca
– wspierający
– pomagający
Ogólna procedura działań podejmowanych na szczeblu
gminy/powiatu w fazach reagowania i odbudowy
Procedura działań w fazach reagowania i odbudowy powinna składać się
z sześciu podstawowych zadań: powiadomienie, rozwinięcie Centrum Zarządzania Kryzysowego, koordynowanie działań reagowania kryzysowego, uruchomienie procedur reagowania, organizacja działań odtwarzania, przekazywanie informacji.19
1. Powiadamianie. Po przekazaniu informacji o potrzebie podjęcia działań
reagowania w związku z wystąpieniem lokalnego kryzysu energetycznego
przez służby, które posiadły informacje o nadzwyczajnym zdarzeniu (poliJ. Ziarko, J. Walas-Trębacz, Podstawy zarządzania kryzysowego. Zarządzanie kryzysowe
w administracji publicznej, Wyd. Krakowskiej Akademii im. Andrzeja Frycza Modrzewskiego,
Kraków 2010, s. 179.
19
– 227 –
2.
3.
4.
5.
6.
cja, straż pożarna, posterunki energetyczne), centrum zarządzania kryzysowego dokonuje wstępnej analizy sytuacji i podejmuje decyzje o powiadomieniu właściwych osób funkcyjnych.
Rozwinięcie gminnego/powiatowego Centrum Zarządzania Kryzysowego.
Na polecenie wójta, starosty, burmistrza, prezydenta miasta Centrum zarządzania kryzysowego przekształca się w gminne/powiatowe Centrum Reagowania. Polega to na uzupełnieniu dodatkowymi osobami funkcyjnymi,
mającymi kompetencje w zakresie reagowania na sytuacje związane z lokalnym kryzysem energetycznym. Tworzony jest także systemu dyżurów całodobowych.
Koordynowanie działań reagowania kryzysowego. Koordynowanie działań
reagowania kryzysowego realizowane jest przez wójta, burmistrza, prezydenta miasta/starostę, który przy pomocy swoich zastępców kompetentnych w zakresie zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego, służb oraz instytucji związanych z energetyką wydaje decyzje dotyczące przebiegu działań
ratowniczych.
Uruchomienie procedur reagowania. Podjęcie zaplanowanych działań związanych z ochroną sfery publicznej i prywatnej przed skutkami lokalnego
kryzysu energetycznego. W szczególności do działań tych należą: zabezpieczenie żywności i wody dla członków gminnego/powiatowego zespołu zarządzania kryzysowego oraz poszkodowanych, wsparcie działań ratowniczych siłami i środkami znajdującymi się w posiadaniu gminy/powiatu,
organizacja pomocy socjalno-bytowej oraz informowanie społeczeństwa
o zagrożeniach i sposobie postępowania.
Organizacja działań odtwarzania. Jest to pierwszy etap fazy odbudowy. Realizowane działania ograniczają się jednak tylko do przywrócenia funkcjonowania systemów energetycznych w zakresie niezbędnym do zapewnienia
życia i zdrowia mieszkańców gminy/powiatu (zapewnienia warunków przetrwania). Działania te prowadzone mogą być równolegle z działaniami reagowania i mają charakter krótkoterminowy.
Przekazywanie informacji, składanie meldunków. Centrum zarządzania
kryzysowego zbiera i opracowuje doraźne informacje na temat stanu lokalnego kryzysu energetycznego. Na tej podstawie składa raporty okresowe
oraz raport końcowy od wszystkich służb i komórek zaangażowanych
w reagowanie oraz do nadrzędnego centrum zarządzania kryzysowego.
– 228 –
***
Zarządzanie bezpieczeństwem energetycznym staje się dziś istotnym zagadnieniem w obliczu rosnących zagrożeń, takich jak zmiany klimatyczne, starzenie się systemu elektroenergetycznego czy sytuacja geopolityczna Polski,
a także w obliczu coraz większego uzależnienia społeczeństwa do nieprzerwanych dostaw energii. W obecnej chwili główny nacisk kładziony jest na realizację
bezpieczeństwa energetycznego w ujęciu strategicznym, na poziomie krajowym.
Zarządzanie operacyjne na poziomie lokalnym zdaje się być jeszcze marginalizowane. Jest to sytuacja dość standardowa – zazwyczaj zmiany w procesach zarządzania (zarówno w ujęciu zarządzania sferą publiczną, jak i w przedsiębiorstwie)
rozpoczynane są „od góry”, czyli od szeregu decyzji strategicznych, a dopiero te,
w dalszej kolejności przekładają się na poziom taktyczny i w ostateczności operacyjny. Nie ulega więc wątpliwości, że będą nabierały znaczenia działania prowadzone na poziomie powiatu/gminy związane z:
•
zapewnieniem długookresowego bezpieczeństwa energetycznego;
•
minimalizacją zagrożeń lokalnym kryzysem energetycznym.
Pierwsza grupa działań związania jest z planowaniem energetycznym
w jednostkach samorządu terytorialnego oraz tworzeniem lokalnych systemów
zarządzania energią w gminach i powiatach. W tej materii od niedawna podejmuje się już działania, czego przykładem może być konieczność sporządzenia planów energetycznych na poziomie gminnym.
Problem zarządzania kryzysowego w przypadku wystąpienia lokalnego
kryzysu energetycznego jest jeszcze niedoceniany w należytym stopniu. Jest to
poważną wadą, ponieważ zarządzanie lokalnym kryzysem energetycznym stanowi istotne dopełnienie całego procesu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, szczególnie w ujęciu operacyjnym. Lekceważenie tego zagadnienia
widoczne jest w planach zarządzania kryzysowego tworzonych przez gminy. Jeśli
w ogóle, pośród zagrożeń pojawiają się aspekty związanie z energią, to dotyczą
one niemal wyłącznie braku zasilania w energię elektryczną, a rozwiązanie problemu sprowadza się do stwierdzenia, że „podmiotem odpowiedzialny za realizację bezpieczeństwa energetycznego na terenie gminy jest zakład energetyczny”.
Zupełnie pomijany jest aspekt barku zasilania w energię cieplną oraz niedostateczną podaż paliw energetycznych. Brakuje analizy zagrożeń, w tym w szczególności związanych z możliwością realizacji ustawowych zadań gminy/powiatu
w warunkach lokalnego kryzysu energetycznego. Nie zapewnia się odpowiednich
sił i środków niezbędnych do walki ze skutkami takiego kryzysu. Nie ma opracowanych procedur postępowania.
– 229 –
Planowanie energetyczne na poziomie lokalnym zdeterminuje z pewnością
wzrost bezpieczeństwa energetycznego, ale korzyści będą odczuwalne po dłuższym okresie. W najbliższej przyszłości, w związku z rosnącymi zagrożeniami,
lokalne kryzysy energetyczne będą pojawiać się coraz częściej. W związku z tym
uzupełnienie systemu zarządzania kryzysowego o aspekty związane z bezpieczeństwem energetycznym jest sprawą niezwykle istotną. System zarządzania
energią jest systemem samodoskonalącym się. Po każdym kryzysie i fazie reagowania następuje faza planowania i przygotowania, w której aktualizuje i poprawia się procedury zarządzania. Im szybciej nastąpi włączenie problemów związanych z lokalnym kryzysem energetycznym, tym sprawniej system będzie
funkcjonował.
– 230 –
Rozdział 7
ZASADY I ALGORYTM
PRZEPROWADZANIA ANALIZY
TECHNICZNO-ENERGETYCZNO-FINANSOWEJ DLA WYBRANYCH
PRZEDSIĘWZIĘĆ Z ZAKRESU
ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII
N
•
•
•
arzędzie w postaci algorytmu jest przygotowane na potrzeby zarządzania energią w gminie. Przy jego konstruowaniu przyjęto trzy następujące założenia:
Będzie służyć do analizy projektów zgłaszanych w gminie. Analiza techniczno-energetyczno-finansowa w tym przypadku nie będzie obejmować pełnego cyklu studium wykonalności projektów, a zatem musi bazować na tych
danych i informacjach, które w „normalnym” studium wykonalności poprzedzają etap analizy finansowej. Nie obejmuje też składników studium
wykonalności, które realizowane są po analizie finansowej, między innymi
analizy ekonomicznej i analizy ryzyka.
Cele i zasady przeprowadzania analizy posiadają pewne elementy wspólne,
które mają zastosowanie dla każdego z następujących przedsięwzięć:
− zakład budowy lokalnej elektrowni biogazowej;
− zakład produkcji paliw stałych z biomasy;
− zakład produkcji biodiesla;
− instalacja kolektorów słonecznych; instalacja ogniw fotowoltaicznych.
Algorytm obejmie trzy obszary – analizę techniczną, energetyczną i finansową.
– 231 –
Biorąc pod uwagę powyższe założenia przyjęto, że algorytm zostanie opisany tylko dla najbardziej skomplikowanego przedsięwzięcia – budowy lokalnej
elektrowni biogazowej. Algorytm dla pozostałych przedsięwzięć będzie uproszczoną wersją algorytmu analizy dla elektrowni biogazowej.
7.1
Cele analiz
Celem analizy techniczno-energetyczno-finansowej jest wskazanie, na podstawie analizy zastosowanych rozwiązań technicznych i energetycznych, projektów przedsięwzięć z obszaru odnawialnych źródeł energii, które zapewnią wykonalność finansową w zakładanym okresie ich eksploatacji.
Celem technicznej części analizy jest wskazanie rozwiązań, spełniających
wymagania sprawności technicznej, bezpieczeństwa użytkowania i zgodności
z obowiązującymi dla danego typu przepisami prawa.
Celem energetycznej części analizy jest wskazanie spełnienia wymagania
efektywności energetycznej sprawnych technicznie projektów.
Celem finansowej części analizy jest wskazanie rozwiązań zapewniających
efektywność finansową oraz weryfikacja trwałości finansowej w zakładanym
okresie eksploatacji obiektu/instalacji dla sprawnych technicznie i efektywnych
energetycznie projektów.
7.2
Zasady prowadzenia analizy techniczno-energetyczno-finansowej – elementy wspólne
Zakłada się, że analiza techniczno-energetyczno-finansowa mieści się
w cyklu zawierającym następujące etapy:
•
Etap A. Definicja celów projektu.
•
Etap B. Identyfikacja projektu.
•
Etap C. Analiza wykonalności i rozwiązań alternatywnych.
•
Etap D. Analiza finansowa.
– 232 –
Na każdym z tych etapów prac powinny być spełnione zasady prowadzenia
analizy sprecyzowane w wytycznych Ministerstwa Rozwoju Regionalnego1.
Etap A. Definicja celów projektu wymaga spełnienia następujących wymagań:
1. Zdefiniowanie celów powinno służyć identyfikacji i analizie projektu. Stanowi ono punkt wyjścia do przeprowadzenia jakiejkolwiek oceny inwestycji.
2. Cele projektu, zarówno bezpośrednie, jak i pośrednie, powinny być ustalone
na podstawie analizy potrzeb danego środowiska gospodarczo-społecznego,
z uwzględnieniem zjawisk najbardziej adekwatnych do skali oddziaływania
projektu.
3. Należy zwrócić uwagę, aby cele projektu spełniały następujące wymogi:
− jasno wskazywały, jakie korzyści społeczno-ekonomiczne można osiągnąć
dzięki wdrożeniu projektu;
− były logicznie powiązane ze sobą, jeżeli w projekcie założono realizację
kilku celów;
− odnosiły się do najważniejszych skutków społeczno-ekonomiczne przedsięwzięcia;
− wskazywały zasadność poniesienia danych kosztów dla osiągnięcia zakładanych korzyści (tak zwany całościowy przyrost dobrobytu) w wyniku
realizacji projektu;
− były logicznie powiązane z ogólnymi celami funduszy z których zostanie
udzielone finansowe wsparcie inwestycji;
Korzyści osiągnięte w ramach danego celu powinny być wyrażone w konkretnych wartościach/parametrach społeczno-ekonomicznych.
Etap B. Identyfikacja projektu zawiera następujące wymagania:
1. Identyfikacja projektu powinna dostarczyć zwięzłej i jednoznacznej informacji na temat całościowej koncepcji i logicznych ram projektu. Obejmuje
ona zatem następujące kwestie:
− zarys i ogólny charakter projektu (to jest prezentację przedmiotu przedsięwzięcia wraz z opisem, całkowitym kosztem inwestycji, lokalizacją);
− analizę projektu w kontekście całego układu infrastruktury, to jest funkcjonalne i rzeczowe powiązania między danym projektem a istniejącą infrastrukturą.
Narodowe Strategiczne Ramy Odniesienia 2007-2013 Wytyczne w zakresie wybranych zagadnień związanych z przygotowaniem projektów inwestycyjnych, w tym projektów generujących dochód, Minister Rozwoju Regionalnego, Warszawa, 27 września 2011.
1
– 233 –
2.
3.
4.
Przy identyfikacji projektu należy zwrócić uwagę na operowanie pojęciami
związanymi z projektem. W związku z powyższym, identyfikacja projektu
powinna również jasno wskazywać, do którego z pojęć odnosi się analiza,
mając na uwadze, że zdefiniowany projekt powinien stanowić samodzielną
jednostkę analizy. Niekiedy dla celów analizy należy uznać kilka podprojektów za jeden duży projekt, szczególnie w przypadku, gdy któraś z faz realizacji nie może być uznana sama w sobie za operacyjną.
Identyfikacja projektu wymaga również ustalenia całkowitego kosztu projektu w celu określenia, czy analizowany projekt został uznany za projekt
duży w myśl art. 39 rozporządzenia Rady (WE) nr 1083/2006 oraz czy podlega zasadom pomocy publicznej w myśl art. 87 Traktat Wspólnot Europejskich.
Niezbędne jest także ustalenie – na podstawie wyników analizy finansowej
oraz przy uwzględnieniu wszystkich przesłanek wskazanych w art. 55 rozporządzenia Rady (WE) nr 1083/2006 – czy projekt należy do którejś z kategorii projektów generujących dochód2.
Oczywiście, w przypadku projektów niekomercyjnych, podejmowanych
przez gospodarstwa domowe, zakres podejmowanych analiz będzie mniejszy.
Etap C. Analiza wykonalności i rozwiązań alternatywnych powinna zawierać
następujące wymagania:
•
wykazanie przez projektodawcę, że wybrany przez niego wariant realizacji
projektu reprezentuje najlepsze rozwiązanie spośród wszelkich możliwych
alternatywnych rozwiązań;
•
przeprowadzenie analizy wykonalności projektu i porównanie do rozwiązań
alternatywnych, obejmującą ograniczoną liczbę istotnych i technicznie wykonalnych rozwiązań;
•
podanie informacji wskazujących zasadność wyboru danego wariantu realizacji projektu;
•
uzasadnienie wyboru danego wariantu realizacji projektu.
Etap D. Analiza finansowa ma na celu ustalenie wartości wskaźników efektywności finansowej projektu, weryfikację trwałości finansowej projektu oraz ustalenie
Rozporządzenie Rady (WE) nr 1083/2006 z dnia 11 lipca 2006 roku ustanawiające przepisy
ogólne dotyczące Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego, Europejskiego Funduszu
Społecznego oraz Funduszu Spójności i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1260/1999, Dz. U.
UE L 210/25, [Dokument elektroniczny] dostęp:http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/ LexUriServ.do?uri=OJ:L:2006:210:0025:0078:PL:PDF [Postęp: 11.09.2011].
2
– 234 –
właściwego (maksymalnego) dofinansowania z funduszy Unii Europejskiej. Dokonywana jest ona zazwyczaj z punktu widzenia właściciela infrastruktury.
W przypadku, gdy właściciel i operator są odrębnymi podmiotami, można zastosować skonsolidowaną metodę analizy.
Analiza skonsolidowana to szczególne podejście w ramach analizy finansowej, stosowane w przypadku projektów realizowanych w systemie kliku podmiotów, w których:
•
obok beneficjenta występuje operator (system beneficjent – operator), przy
czym operator to podmiot odpowiedzialny za eksploatację majątku powstałego lub zmodernizowanego w wyniku zrealizowanych przez beneficjenta
umów związanych z przeprowadzanym projektem inwestycyjnym; operator
może stać się właścicielem majątku wytworzonego w ramach powyższych
umów;
•
występuje wiele podmiotów (system wielu podmiotów).
Rysunek 7.1.
Miejsce analizy techniczno-energetyczno-finansowej w cyklu opracowania projektu
Cykl opracowania projektu
A. Definicja
celów projektu
Analiza techniczno-energetyczno-finansowa
Analiza
techniczna
B. Identyfikacja
projektu
Analiza
energetyczna
Analiza finansowa
C. Analiza wykonalności
i rozwiązań
alternatywnych
D. Analiza finansowa
W przypadku analizowania projektu, w którego realizację zaangażowany
jest więcej niż jeden podmiot, rekomendowane jest przeprowadzenie analizy dla
projektu oddzielnie z punktu widzenia każdego z tych podmiotów, a następnie
sporządzenie analizy skonsolidowanej (to znaczy ujęcie przepływów wcześniej
wyliczonych dla podmiotów zaangażowanych w realizację projektu i wyeliminowanie wzajemnych rozliczeń między tymi podmiotami związanych z realizacją
– 235 –
projektu). Na potrzeby dalszych analiz (analizy ekonomicznej oraz analizy wrażliwości i ryzyka) należy wykorzystywać wyniki analizy skonsolidowanej.
W analizie finansowej, w celu ustalenia wskaźników efektywności finansowej oraz wyliczenia luki w finansowaniu, stosuje się metodę zdyskontowanego
przepływu środków pieniężnych (DCF).
Miejsce analizy techniczno-energetyczno-finansowej w stosunku do cyklu
opracowania projektu przedstawia rysunek 7.1.
7.3
Algorytm podstawowy analizy techniczno-energetyczno-finansowej dla budowy
lokalnej elektrowni biogazowej
Każdy ze składników analizy techniczno-energetyczno-finansowej, to jest
analiza techniczna, analiza energetyczna i analiza finansowa, składa się z etapów.
Dla ułatwienia, poniżej zastosowano sposób zapisu etapów, w którym do numeru
etapu dodano literę T dla analizy technicznej, E dla analizy energetycznej i F dla
analizy finansowej.
Najważniejsze połączenia między etapami poszczególnych składników analizy przedstawiono na rysunku 7.2.
Analiza techniczna
Analiza techniczna w ramach analizy techniczno-energetyczno-finansowej
może być przeprowadzana dla jednego lub kilku wariantów przedsięwzięcia.
Dla każdego projektu analiza techniczna przedsięwzięcia powinna zawierać
następujące etapy:
Etap T1. Analiza przygotowania inwestycji.
Etap T2. Analiza projektów.
Etap T3. Analiza dokumentacji dla etapu realizacyjnego.
Etap T4. Analiza rozwiązań dla etapu eksploatacyjnego.
– 236 –
Rysunek 7.2.
Powiązania między etapami analizy techniczno-energetyczno-finansowej
Etap T1
Etap E1
Etap T2
Etap E2
Etap T3
Etap E3
Etap T4
Etap T5
Etap F1
Etap F2
Etap F3
Etap F4
Etap F5
Etap F6
W przypadku, gdy jest analizowany jeden wariant i w wyniku analizy technicznej okaże się niesprawny technicznie lub nieefektywny energetycznie, konieczne jest sporządzenie innego projektu lub modyfikacja projektu wyjściowego.
Podobna sytuacja może powstać, gdy w analizie finansowej przyjęte rozwiązania
nie zapewnią spełnienia zakładanych celów finansowych. Wówczas następuje
jeszcze jeden etap analizy:
Etap T5 – analiza opcji technicznych – zdefiniowanie ostatecznego zakresu
przedsięwzięcia sektora energetyki.
– 237 –
Analiza techniczna powinna być przeprowadzona dla wszystkich etapów
procedury realizacji budowy bioelektrowni. Można ją przeprowadzić z wyodrębnieniem dwóch elementów: wytwarzanie biogazu, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła.
Analiza technicznych aspektów realizacji budowy biogazowi może być przeprowadzona w formie sekwencji analiz, odpowiadających etapom procedury
realizacyjnej budowy.
Etap T1 – Analiza przygotowania inwestycji
•
•
•
•
•
•
określenie potrzeb i możliwości inwestora:
− wizje lokalne,
− wstępny wybór technologii;
analiza lokalizacji istniejącej infrastruktury:
− określenie powierzchni pod zabudowę,
− ocena możliwości wykorzystania i integracji istniejącej instalacji i obiektów;
analiza i ocena dostępności substratu;
analiza wymaganych badań i prób laboratoryjnych:
− scharakteryzowanie ścieków (temperatura, pH, ChZT, BZT, azot, fosfor,
chlor, siarczany, potas, zawiesina);
analiza przyjętych założeń projektowych;
analiza warunków współpracy z dostawcami:
− terminy,
− płatności,
− gwarancje.
Etap T2 – Analiza projektów
•
•
•
analiza koncepcji projektu technologicznego instalacji;
analiza założeń i wytycznych branżowych:
− ustalenia technologii i zakresu prac inwestycji,
− uzgodnienie z inwestorem;
analiza projektu budowlanego i dokumentacji do pozwolenia na budowę:
− plan zagospodarowania,
− warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej,
− warunki odprowadzenia wód deszczowych,
− warunki podłączenia do sieci wodociągowej,
− warunki odprowadzenia ścieków,
− warunki zabudowy i zagospodarowania terenu,
− projekt branży konstrukcji budowlanych,
– 238 –
•
•
− projekt branży architektonicznej,
− projekt branży instalacji kanalizacyjnych,
− projekt branży instalacji wodnych,
− projekt branży wentylacyjna,
− projekt branży instalacji elektrycznych,
− projekt branży elektroenergetycznej,
− projekt branży AKPiA (aparatura kontrolno-pomiarowa i automatyka),
− projekt branży technologicznej,
− złożenie projektu do urzędu;
analiza dokumentacji do uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na realizację przedsięwzięcia:
− wniosek i mapa do urzędu miasta,
− sprawdzenie wniosku i ustalenie stron przez urząd miasta,
− postanowienie Inspekcji Sanitarnej,
− postanowienie urzędu miasta o konieczności sporządzenia raportu oddziaływania na środowisko bądź nie,
− sporządzenie raportu (opcjonalne),
− decyzja Inspekcji Sanitarnej,
− sposób zagospodarowania osadu resztkowego,
− wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach;
analiza projektu wykonawczego i specyfikacji wyposażenia:
− projekt wykonawczy technologiczny,
− projekt wykonawczy architektoniczny,
− projekt wykonawczy konstrukcji budowlanej,
− projekty wykonawcze instalacji w obiekcie,
− projekt wykonawczy sieci ujętych projektem zagospodarowania,
− instrukcje obsługi eksploatacji: obiektu, instalacji i urządzeń związanych
z obiektem,
− projekty wykonawcze infrastruktury.
Etap T3 – Analiza dokumentacji dla etapu realizacyjnego
•
•
•
•
•
•
•
zakup i dostawa materiałów;
wykonanie i kompletacja wyposażenia;
prace budowlane,
montaż instalacji obiektowych;
montaż wyposażenia technologicznego;
montaż obiektowy instalacji kontrolno – pomiarowych;
próby instalacji, przygotowanie do eksploatacji.
– 239 –
Etap T4 – Analiza rozwiązań dla etapu eksploatacyjnego
•
•
•
•
•
•
•
zaszczepienie zbiornika i rozruch;
eksploatacja próbna;
odbiór, przekazanie do eksploatacji;
obserwacja procesu i kontrola parametrów;
serwis gwarancyjny i pogwarancyjny;
obsługa eksploatacyjna obiektu;
analiza ekonomiczno-techniczna obiektu, sprawdzenie założeń projektowych.
Uproszczona forma analizy polegałaby na sprawdzeniu posiadania wymienionych wyżej elementów dokumentacji (na zasadzie listy sprawdzającej) i skupieniu się na kluczowych elementach analizy. Do nich można zaliczyć te, które są
wymieniane w przewodnikach przygotowania studium wykonalności projektów,
a w szczególności w informacji o wymaganych dokumentach dla podmiotów
ubiegających się o środki pomocowe dystrybuowane przez NFOŚiGW.
Warto podkreślić, że w wielu obszarach analiza techniczna wykorzystuje
elementy z analizy energetycznej i analizy finansowej (oraz na odwrót – sama
dostarcza elementów do analiz w tamtych obszarach). Stąd, na podstawie elementów analizy finansowej powinno nastąpić zdefiniowanie ostatecznego zakresu przedsięwzięcia sektora energetyki – analiza opcji technicznych. Analiza alternatywnych rozwiązań techniczno-organizacyjnych z uzasadnieniem dokonanego
wyboru, następuje w oparciu o planowaną efektywność kosztową inwestycji oraz
wskazanie ostatecznego wyboru wraz z kalkulacją kosztów inwestycyjnych,
z podziałem na kwalifikowane i niekwalifikowane oraz kosztów eksploatacyjnych
wraz z podstawą ich określenia. Należy potwierdzić kwalifikowalność wydatków
zgłoszonych do dofinansowania.
Analiza energetyczna
Analiza energetyczna w ramach analizy techniczno-energetyczno-finansowej powinna przebiegać w trzech etapach:
Etap E1. Analiza dokumentacji opisu przedsięwzięcia
oraz wniosków z analizy wykonalności i rozwiązań alternatywnych w odniesieniu do rozwiązań technicznych
Punktem wyjścia analizy są dokumenty i informacje zgromadzone w trakcie
poprzednich etapów przygotowania projektu, to jest:
•
definicja celów projektu;
– 240 –
•
•
identyfikacja projektu;
analiza wykonalności i rozwiązań alternatywnych w odniesieniu do rozwiązań technicznych.
Z dokumentacji opisu przedsięwzięcia należy w analizie energetycznej
zwrócić uwagę na:
•
zakres przedsięwzięcia;
•
analizę rynku dla produktów energetycznych, surowców i nośników energetycznych;
•
opis celów projektu, w tym opis wskaźników na poziomie produktu, w tym:
wielkość mocy zainstalowanej w MWe i/lub MWt, wydajność biogazowni;
•
wielkość produkowanej rocznej energii elektrycznej i/lub cieplnej ([MW]
i/lub [GJ]), roczna produkcja biogazu (w [GJ] oraz w [m3]) w tym:
− ilość energii zużywanej dla potrzeb własnych,
− ilość energii dla potrzeb produkcji,
− ilość energii niewykorzystanej – traconej do otoczenia;
•
opis strony technicznej przedsięwzięcia, w tym:
− zastosowana technologia wraz ze schematem funkcjonalnym,
− dojrzałość zastosowanej technologii, skala innowacyjności technologicznej przedsięwzięcia i jego efektywność energetyczna;
•
analizę lokalnego rynku energii cieplnej do kogeneracji (odbiorcy energii
cieplnej, ich charakterystyka techniczno-eksploatacyjna, urealnienie założonego poziomu zbytu);
•
analizę konkurencji;
•
analizę rynku substratów do biogazowi – dostawcy surowców, informację
o najbardziej efektywnej strategii agrarnej, w tym aspekty ekonomiczne
uprawy roślin energetycznych z przeznaczeniem do wykorzystania w produkcji biogazu, wydajności uzyskiwanych plonów (masy zielonej) roślin
energetycznych z 1 ha, wycenę kosztów magazynowania;
•
bilans energetyczny, zwłaszcza w odniesieniu do produkcji energii cieplnej
w aspekcie możliwości odbioru tej energii.
W analizie warto zwrócić uwagę na problem sezonowości dostaw surowca.
Energia pozyskiwana z biogazu jest najbardziej potrzebna zimą i na ten okres
należy przygotowywać olbrzymie zapasy biomasy surowcowej. Niestety, każda
biomasa niezależnie od sposobu składowania ma tendencję do naturalnego rozkładu i utraty dużej części składników, które potencjalnie stanowiłyby pożywkę
dla bakterii fermentacji metanowej.
– 241 –
Etap E2. Zbilansowanie strumieni energii
Bardzo istotne jest zbilansowanie strumienia dopływającej i wydatkowanej
energii. W analizie tych strumieni można wykorzystać wskaźniki, które pozwalają
określić wielkość i zasięg pochodzenia substratów do biogazowi3. Przykładowe
dane zawiera tabela 7.1.
Tabela 7.1.
Dane do bilansu produkcji biogazu i energii elektrycznej
a
Wyszczególnienie
Jednostki
Bydło
Trzoda
Drób
Produkcja suchej masy organicznej
na SD
[kg s.m.o./SD/d]
4,20
3,30
7,80
Produkcja suchej masy organicznej
na SD
[Mg s.m.o./SD/rok]
1,53
1,20
2,85
Produkcja metanu (w biogazie)
[m3/Mg s.m.o]
218,00
229,00
330,00
Wydajność energetyczna
[MWh/1 sztukę/rok]
2,485
0,337
0,038
8,49
62,54
550,85
Ilość zwierząt dla biogazowni1 kW (El) [szt]
a1000
sztuk = 1SD (sztuka duża)
Źródło: opracowanie na podstawie: K. Kowalczyk, A. Grzybek, Perspektywy rozwoju produkcji biogazu – szanse i bariery.
Wskaźniki odnoszące się do wydajności uzysku biogazu dla roślin oraz
obornika i osadów ściekowych mogą się kształtować na zróżnicowanym poziomie, w zależności od zastosowanego materiału wsadowego, stopnia wilgotności
masy, zastosowanej technologii. Można uznać następujące granice zawartości
poszczególnych gazów: 55-85% metan, 14-48% CO2 oraz małe ilości siarkowodoru, azotu, tlenu, wodoru i innych substancji. Wartość energetyczna 1 m3 biogazu
będzie w związku z tym różna. Dla warunków średnich można przyjmować,
że wartość energetyczna 1 m3 to około 6,5 kWh to jest 24 MJ.
Sprawność energetyczną procesów wytwarzania energii można analizować
na podstawie danych z opisu technicznego. Gdy nie są one wiarygodne, dla analizy sprawności przemiany energetycznej można przyjmować:
•
sprawność wytwarzania energii elektrycznej – 36%;
•
sprawność wytwarzania energii cieplnej – 47%;
•
sprawność ogólną – 83%.
3 Szczególnie przydatna dla warunków polskich jest publikacja: Biogaz rolniczy – produkcja
i wykorzystanie, Mazowiecka Agencja Energetyczna, Sp. z o.o., Warszawa, grudzień 2009.
– 242 –
Uzysk energii będzie zależny od czasu pracy instalacji, zawartości energii
w surowcu oraz sprawności przemiany.
Rozchód energii elektrycznej powinien zakładać dwa kierunki: potrzeby
własne i na sprzedaż. Produkcja energii cieplnej przeznaczona jest na: ogrzewanie układu fermentacji, sprzedaż i ciepło niewykorzystane.
W przypadkach, gdy dodatkowo nabywa się energię do procesów, należy
także uwzględnić ten strumień. Ogólnie, ilość netto energii elektrycznej będzie
określona na podstawie trzech składników:
•
roczna produkcja energii elektrycznej netto w instalacji (produkcja energii
elektrycznej pomniejszona o zużycie wyprodukowanej energii elektrycznej
na potrzeby własne oraz pomniejszona o zużycie energii elektrycznej z sieci
na potrzeby produkcji energii w instalacji), [MWh];
•
roczna produkcja ciepła netto w instalacji (produkcja ciepła, pomniejszona
o zużycie wyprodukowanego ciepła na potrzeby własne oraz pomniejszona
o zużycie ciepła pobieranego od zewnętrznego dostawcy na potrzeby produkcji energii w instalacji oraz pomniejszona o wielkość ciepła nie wykorzystanego – traconego do otoczenia), [GJ];
•
roczna produkcja paliw netto w instalacji (chodzi o biogaz produkowany na
użytek odbiorcy zewnętrznego) to produkcja biogazu pomniejszona o zużycie wyprodukowanego biogazu na potrzeby własne oraz pomniejszona o zużycie paliw nieodnawialnych i wtórnych paliw odnawialnych pozyskiwanych od zewnętrznych dostawców na potrzeby produkcji energii w instalacji), [GJ].
Wielkości dotyczące przychodu i rozchodu energii są później wykorzystywane w analizie finansowej.
Etap E3. Analiza efektywności energetycznej przedsięwzięcia
Za energetycznie efektywny uznać można projekt, który zapewnia uzyskanie
dodatniej wartości sumy tych trzech składników (po przeliczeniu na GJ), to jest:
•
roczna produkcja energii elektrycznej netto;
•
roczna produkcja ciepła netto w instalacji;
•
roczna produkcja paliw netto w instalacji.
Za najlepszy pod względem energetycznym uznać można ten projekt,
w którym relacja energii uzyskanej do włożonej będzie najwyższa. Minimalny
warunek efektywności w tej formule, to wartość tej relacji większa od 1.
– 243 –
Analiza finansowa
Analiza finansowa w ramach analizy techniczno-energetyczno-finansowej
jest standardowym elementem studium wykonalności. Z uwagi na to, ze projekty
z zakresu OZE wymagają najczęściej dofinansowania ze środków publicznych,
a projektodawcy ubiegają się o takie dofinansowanie, należy uwzględnić zakres
analizy wymaganej dla takich właśnie projektów4.
W analizie finansowej można wyróżnić następujące sześć etapów:
Etap F1. Analiza danych zawartych w opisie przedsięwzięcia
oraz z analizy technicznej i energetycznej
Z danych zamieszczonych w opisie przedsięwzięcia oraz w ocenach z analizy
technicznej i energetycznej analiza finansowa powinna uwzględniać następujące
elementy:
•
zakres przedsięwzięcia;
•
analizę rynku dla produktów energetycznych, surowców i nośników energetycznych (należy wskazać źródło informacji);
•
informację o lokalizacji, w tym:
− uwarunkowania lokalizacyjne, charakterystyczne dla rodzaju przedsięwzięcia, na przykład przy biogazowniach – czy w pobliżu znajdują się tereny rolnicze i w jakiej skali,
− mapę lokalizującą projekt w najbliższym otoczeniu 1:10000. Wnioskodawca powinien przedstawić i udokumentować posiadanie praw do dysponowania nieruchomościami, na których zlokalizowane jest przedsięwzięcie, wydane decyzje o warunkach zabudowy i zagospodarowania
terenu i zgodność z miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego;
•
opis celów projektu, w tym opis wskaźników na poziomie produktu (efekt
rzeczowy) i rezultatu (efekt ekologiczny), w tym: wielkość mocy zainstalowanej w MWe i/lub MWt, wydajność biogazowni;
•
wielkość produkowanej rocznej energii elektrycznej i/lub cieplnej [MWh
i/lub GJ], roczna produkcja biogazu [GJ oraz m3], w tym:
− ilość energii zużywanej dla potrzeb własnych,
− ilość energii dla potrzeb produkcji,
− ilość energii niewykorzystanej – traconej do otoczenia;
•
opis strony technicznej przedsięwzięcia, w tym:
W tej części podstawą są wymagania NFOŚiGW dla analizy finansowej projektów ubiegających się o dofinansowanie.
4
– 244 –
•
•
•
•
•
•
•
− zastosowana technologia wraz ze schematem funkcjonalnym,
− dojrzałość zastosowanej technologii, skala innowacyjności technologicznej przedsięwzięcia i jego efektywność energetyczna;
analizę lokalnego rynku energii cieplnej do kogeneracji (odbiorcy energii
cieplnej, ich charakterystyka techniczno-eksploatacyjna, urealnienie założonego poziomu zbytu);
analizę konkurencji;
analizę rynku substratów do biogazowni (dostawcy surowców, informację
o najbardziej efektywnej strategii agrarnej, w tym aspekty ekonomiczne
uprawy roślin energetycznych z przeznaczeniem do wykorzystania w produkcji biogazu, wydajności uzyskiwanych plonów (masy zielonej) roślin
energetycznych z 1 ha, wycenę kosztów magazynowania):
− sposób zagospodarowania osadu resztkowego (dla biogazowni),
− bilans energetyczny, zwłaszcza w odniesieniu do produkcji energii cieplnej w aspekcie możliwości odbioru tej energii;
organizacja, koszty ogólnozakładowe i zasoby personalne;
zgodność przedsięwzięcia z polityką sektorową Polski i UE, w tym komplementarność z innymi działaniami/programami wspólnotowymi lub/i krajowymi, z wyszczególnieniem ewentualnie wykonanych Prognoz oddziaływania na środowisko, wpływ na bezpieczeństwo energetyczne Polski;
analiza SWOT;
analiza wpływu projektu na realizację polityki energetycznej Polski oraz UE;
znaczenie w kontekście bezpieczeństwa energetycznego (3x20).
Etap F2. Analiza finansowych aspektów planu wdrożenia
i eksploatacji projektu
W etapie tym należy przeanalizować:
•
stan zaawansowania przygotowania inwestycji do realizacji, między innymi
posiadane pozwolenia (na przykład, pozwolenie na budowę), niezbędne
uzgodnienia, raporty i decyzje środowiskowe, ewentualną możliwość podłączenia do sieci bez dodatkowych inwestycji, wydane warunki przyłączenia
do sieci elektroenergetycznej;
•
zakres poszczególnych kontraktów wraz z zaproponowanymi procedurami
kontraktowymi, harmonogramem ogłaszania przetargów i podpisywania
kontraktów ujętych w realnie zaplanowanym harmonogramie realizacji
przedsięwzięcia, zawierającym także czynności związane z niezrealizowanymi dotąd innymi etapami przygotowania projektu;
•
harmonogram realizacji projektu (w postaci wykresu Gantta lub MS Project);
– 245 –
•
•
•
•
•
harmonogram rzeczowo-finansowy;
poprawność zawartej w projekcie analizy rynku substratów (dostawcy
surowców, informację o najbardziej efektywnej strategii agrarnej, w tym
aspekty ekonomiczne uprawy roślin energetycznych z przeznaczeniem do
wykorzystania w produkcji biogazu, wydajności uzyskiwanej zielonej masy
plonów roślin energetycznych z 1 ha, wycenę kosztów magazynowania);
warunki i koszty zagospodarowania osadu resztkowego;
warunki zapewnienia odbioru energii elektrycznej i cieplnej w odpowiedniej
ilości;
możliwości sprzedaży energii i dostaw surowców (powinna zostać udokumentowana w postaci długoterminowych umów, jednoznacznie potwierdzających założenia przyjęte w przedstawionym studium wykonalności, w tym
założenia ilościowe i cenowe).
Etap F3. Sprawdzenie zgodności z ogólnymi zasadami
sporządzania i prezentacji analizy finansowej przedsięwzięć
Sprawdzeniu polega zgodność z następującymi zasadami:
•
poszczególne elementy analizy finansowej powinny posiadać realne i uzasadnione założenia, z przywołaniem źródeł danych lub opisem metodologii
ich sporządzenia;
•
analiza powinna zostać sporządzona w cenach zmiennych (bieżących);
uwzględniających zmianę czynników makroekonomicznych, wykonana
w złotych;
•
zagadnienia podatkowe powinny zostać ujęte zgodnie z obowiązującymi
przepisami prawa;
•
obliczenia analizy finansowej powinny zostać zawarte w modelu finansowym sporządzonym w arkuszu kalkulacyjnym posiadającym odrębnie ujęte
założenia, obliczenia i wyniki; obliczenia powinny być powiązane aktywnymi formułami; arkusz nie powinien być chroniony i nie powinien zawierać
odwołań do innych zewnętrznych arkuszy obliczeniowych;
•
wyniki obliczeń modelu finansowego należy przedstawić w tabelach finansowych;
•
wartość rezydualna; w przypadku zastosowania krótszego okresu prognoz
finansowych niż ekonomiczny okres życia projektu, należy w analizie finansowej oszacować i uwzględnić wartość rezydualną; zaleca się przyjęcie wartości rezydualnej, jako wysokości wartości księgowej aktywów netto, obliczonej jako wartość początkowa rzeczowych aktywów trwałych pomniejszona o amortyzację naliczoną w okresie analizy, z uwzględnieniem
– 246 –
•
•
wartości nieruchomości w cenach nabycia (o ile stanowi koszt inwestycyjny
dla przedsięwzięcia);
zaleca się stosowanie stopy dyskontowej w wysokości 8,0%;
okres prognoz finansowych powinien zawierać planowany okres realizacji
i eksploatacji przedsięwzięcia; zaleca się sporządzanie prognoz finansowych
na 15 lat eksploatacji przedsięwzięcia, lecz na okres nie krótszy niż okres
spłaty ewentualnego dofinansowania ze środków publicznych; okres prognoz finansowych nie powinien być krótszy, niż okres przyjęty dla sporządzania analiz wskaźników efektywności finansowej przedsięwzięcia.
Etap F4. Analiza aktywnego modelu finansowego
Tabele finansowe prezentują wyniki przeprowadzonych w modelu finansowym obliczeń. Podstawą modelu są założenia. Powinny one podlegać analizie.
Analiza założeń do modelu finansowego obejmuje:
•
Stopień szczegółowości analizy finansowej, na który wpływają charakter
i warunki realizacji przedsięwzięcia. Na przykład, analiza efektywności finansowej przedsięwzięcia realizowanego w formule „Project finance” lub
przedsięwzięcia, którego wartość wpływa w istotny sposób na przepływy
pieniężne wnioskodawcy, jest kluczowa dla potwierdzenia wykonalności
i trwałości finansowej wnioskodawcy i powinna stanowić całość lub najistotniejszą część analizy finansowej. W innym przypadku decydujące będzie
potwierdzenie wykonalności i trwałości finansowej wnioskodawcy w oparciu o jego wyniki finansowe i przepływy pieniężne. Podany zakres analizy
finansowej może być rozszerzany odpowiednio do charakteru i struktury
prawnofinansowej przedsięwzięcia. Założenia i wyniki obliczeń ujęte w analizie finansowej powinny uwzględniać, co najmniej, zakres danych podany
w załączonych tabelach finansowych.
•
Poprawność przyjętych założeń makroekonomicznych – w projekcie należy
stosować założenia adekwatne dla charakteru przedsięwzięcia i jego modelu
finansowego, z podaniem źródeł pochodzenia podawanych wartości,
a w przypadku stosowania założeń własnych należy przedstawić uzasadnienie przyjętych wielkości. Zaleca się wykorzystanie prognozy wskaźników
makroekonomicznych na lata 2009-2015 opublikowanych przez Ministerstwo Gospodarki w dokumencie Zaktualizowane warianty rozwoju gospodarczego Polski5, korygując wskaźniki z lat minionych o rzeczywiste warto-
5 Wytyczne w zakresie wybranych zagadnień związanych z przygotowaniem projektów inwestycyjnych, w tym generujących dochód są zamieszczone na stronie: http://www.mrr.gov.pl/
– 247 –
•
•
•
•
ści oraz przyjmując na dalsze lata wartości jak dla ostatniego roku wyżej
wymienionego dokumentu.
Koszty inwestycyjne przedsięwzięcia – w projekcie należy sporządzić zestawienie kosztowe realizowanego przedsięwzięcia w podziale na podstawowe grupy środków trwałych, z wyodrębnieniem podatku VAT (o ile stanowi koszt inwestycyjny), rezerwy inwestycyjne (o ile dotyczy) oraz kosztów
finansowych ponoszonych w okresie realizacji (o ile dotyczy).
Źródła finansowania przedsięwzięcia – w projekcie należy przedstawić
strukturę i źródła finansowania kosztów inwestycyjnych z podziałem na lata
realizacji oraz z uwzględnieniem między innymi wkładu własnego wnioskodawcy (ze wskazaniem źródeł jego pochodzenia, potwierdzeniem dostępności – o ile dotyczy).
Wartości planowanej dotacji lub pożyczki z funduszu ochrony środowiska
i gospodarki wodnej (FOŚiGW), (zgodnej z dopuszczalną wielkością pomocy
publicznej – o ile dotyczy) i ewentualnych innych źródeł finansowania
(na przykład, w postaci kredytów bankowych czy pożyczek podporządkowanych). W projekcie należy przedstawić kwoty, harmonogram wypłat
i spłat z ewentualnym uwzględnieniem karencji, oprocentowanie oraz
ewentualnie inne koszty finansowe. W razie potrzeby należy odrębnie
uwzględnić finansowanie pomostowe.
Zabezpieczenia zwrotu dofinansowania z FOŚiGW lub innych źródeł finansowania (dotacji lub dotacji i pożyczki równocześnie) – w projekcie powinna
być przedstawiona propozycja zabezpieczenia dofinansowania z uwzględnieniem zabezpieczeń istniejącego i przyszłego długu nie związanego z realizacją przedsięwzięcia. Wybór struktury zabezpieczenia dofinansowania
powinien odpowiadać (przewidywanemu na dzień zawarcia umowy o dofinansowanie) stopniowi przygotowaniu do realizacji przedsięwzięcia
(w tym: uwzględniać stabilność struktury instytucjonalnej, posiadane prawa
do nieruchomości, posiadane koncesje i pozwolenia, zawarte umowy, harmonogram realizacji przedsięwzięcia). Wybór ten powinien również być
adekwatny do wyników oceny wykonalności finansowej przedsięwzięcia
zaprezentowanej w studium wykonalności oraz uwzględniać wynik przeprowadzonej analizy ryzyka i wrażliwości. W przypadku transferu ryzyka
związanego ze zwrotem dofinansowania na inny podmiot niż wnioskodawca, należy przedstawić także sytuację finansową tego podmiotu (bieżącą
i prognozowaną – w okresie minimum 5 lat po zakończeniu realizacji przed-
fundusze/wytyczne_mrr/obowiazujace/horyzontalne/Documents/Zaktualizowane_warianty_
rozwoju_gospodarczego_Polski_19072011.pdf. [dostęp: 6-02-2012].
– 248 –
•
•
•
•
•
sięwzięcia lub w okresie do końca spłaty pożyczki z FOŚiGW, ewentualnie
z innych źródeł, lecz za okres nie krótszy niż 5 lat po zakończeniu realizacji
przedsięwzięcia).
Analizy bieżącej sytuacji finansowej projektodawcy – w projekcie analizę
należy przeprowadzić za rok bieżący i za 3 ostatnie lata (nie dotyczy projektów realizowanych w formule „project finance” – jeżeli jednak spółka celowa
rozpoczęła już działalność, to należy przedstawić jej dotychczasowe wyniki
oraz ewentualnie poniesione koszty inwestycyjne).
Prognozy przychodów i kosztów przedsięwzięcia oraz jego przepływów pieniężnych – prognoza w projekcie powinna bazować na czytelnych i przejrzystych założeniach dotyczących między innymi: popytu, podaży, przychodów,
poszczególnych pozycji kosztów operacyjnych (w tym amortyzacji), kosztów
finansowych, zapotrzebowania na kapitał obrotowy. W przypadku uwzględnienia w analizie finansowej przychodów związanych z handlem świadectwami pochodzenia należy szczegółowo opisać i uzasadnić przyjęte założenia.
Prognozy sprawozdań finansowych projektodawcy (to jest bilansu, rachunku zysków i strat, rachunku przepływów pieniężnych) – w projekcie prognozę struktury przychodowo-kosztowej i kapitałowo-majątkowej należy
sporządzić na bazie osiąganych w latach ubiegłych wyników prowadzonej
przez projektodawcę działalności gospodarczej oraz na podstawie prognozy
przychodów i kosztów realizowanego przedsięwzięcia (nie dotyczy projektów w formule „project finance”). Należy przedstawić szczegółowe założenia
dla prognozowanych, poszczególnych pozycji sprawozdań finansowych.
Analizy wskaźnikowe projektodawcy – w projekcie należy przeprowadzić
standardową analizę wskaźnikową (z uwzględnieniem czterech podstawowych grup wskaźników: wskaźniki rentowności, płynności, sprawności działania i zadłużenia) w kontekście zachowania trwałości finansowej projektodawcy realizującego przedsięwzięcie ze szczególnym uwzględnieniem
wartości sald środków pieniężnych (rachunek przepływów pieniężnych)
oraz wskaźnika obsługi pokrycia długu (WOPD) liczonego z przepływów
pieniężnych (wartość wskaźnika powinna zachowywać wielkości zalecane
w literaturze, czyli WOPD ≥ 1,2, natomiast w przypadku realizacji przedsięwzięcia inwestycyjnego w formule „Project finance” WOPD ≥ 1,5 w każdym
roku prognozy);
Wskaźników efektywności finansowej przedsięwzięcia (NPV, IRR, okres
zwrotu). W projekcie należy przyjąć, że na potrzeby obliczenia wskaźników
efektywności finansowej okres analizy powinien zawierać planowany okres
realizacji i eksploatacji przedsięwzięcia. Zaleca się sporządzanie analizy
wskaźników efektywności finansowej na okres 15 lat eksploatacji przedsię-
– 249 –
•
wzięcia, lecz na okres nie krótszy niż okres spłaty dofinansowania ze źródeł
wewnętrznych. W przypadku projektów realizowanych w formule „project
finance” wymagane jest uzyskanie wartości NPV ≥ 0. Zaleca się wyliczenie
wskaźników efektywności finansowej przedsięwzięcia (NPV, IRR, okres
zwrotu):
− bez dofinansowania z FOŚiGW (bez względu na formę dofinansowania),
− z uwzględnieniem dofinansowaniem z FOŚiGW. W przypadku dofinansowania przedsięwzięcia tylko w formie dotacji należy sporządzić analizę
wskaźników efektywności finansowej z uwzględnieniem tej dotacji.
W przypadku dofinansowania przedsięwzięcia w formie dotacji i pożyczki
równocześnie należy sporządzić analizę wskaźników efektywności finansowej z uwzględnieniem pożyczki i dotacji łącznie.
Syntetycznej oceny wyników analizy finansowej – w projekcie należy przedstawić podsumowanie i wnioski z przeprowadzonej analizy finansowej
z punktu widzenia wykonalności finansowej przedsięwzięcia oraz w kontekście zachowania trwałości finansowej wnioskodawcy realizującego przedsięwzięcie.
Etap F5. Analiza uzależnienia projektu od premii z sektora
publicznego
Ten etap analizy finansowej mieści się już, w zasadzie, w analizie ryzyka,
wychodzącej poza zakres analizy techniczno-energetyczno-finansowej. Jednak
wykonalność finansowa projektu może być uzależniona od składników, na przykład od przychodów pochodzących ze sprzedaży świadectw majątkowych.
Uzależnienie od premii z sektora publicznego należy analizować dla dwóch
zakresów oceny projektu: etapu inwestowania i etapu eksploatacji.
Ryzyko nieotrzymania zakładanego dofinansowania inwestycji należy brać
pod uwagę, ponieważ zawsze pula środków na wsparcie jest ograniczona. Zwykle
istnieją konkursowe formy ubiegania się o takie dofinansowanie i nawet „zmieszczenie się w czasie” w okresie funkcjonowania konkursu nie gwarantuje otrzymania dofinansowania.
Należy sprawdzić, czy zakładane kwoty dofinansowania mieszczą się
w przedziałach przewidzianych w odpowiednich programach (szczególnie warto
zwrócić uwagę na kwoty minimalne). Przykładowo, dla wsparcia inwestycji –
dotacje na biogazownie6 z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko
6 I. Polok [Dokument elektroniczny] http://www.wnaprzykladpl/artykuly/lukratywny-ekointeres biogazownie,5713_0 _0_0_0.html [dostęp 23.08.2011].
– 250 –
w ramach Działania 9.1. Wysoko sprawne wytwarzanie energii minimalna kwota
wsparcia to 10 mln PLN, a maksymalna 30 mln PLN. Intensywność wsparcia zależna jest od wielkości przedsiębiorstwa oraz lokalizacji inwestycji może wynieść
od 30 do 70% kosztów kwalifikowanych projektu. W ramach Działania 9.4.
Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych minimalna wartość projektu również wynosi 10 mln PLN dla inwestycji w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z biomasy, biogazu oraz w zakresie budowy lub rozbudowy małych elektrowni wodnych, a maksymalna kwota wsparcia 40 mln PLN. Intensywność
wsparcia zależna jest od wielkości przedsiębiorstwa oraz lokalizacji inwestycji
może wynieść od 30 do 70% kosztów kwalifikowanych projektu (mapa pomocy
regionalnej).
Dla etapu eksploatacji podstawowe przychody finansowe projektu pochodzą
ze sprzedaży energii (gaz, energia elektryczna, ciepło). Przychody finansowe
pochodzą również z innych dodatkowych premii finansowych.
W analizie finansowej powinno się zawsze dokładnie oceniać zakres, w jakim inwestycja i zwroty z kapitału są uzależnione od premii sektora publicznego.
W przeciwnym razie premie za energię wytworzoną ze źródeł odnawialnych nie
powinny być uwzględniane podczas obliczania dochodu w analizie finansowej
rentowności inwestycji – FNPV(C), FRR(C).
Należy poddać analizie zasadność przyjmowania w prognozach takich składników, jak:
•
taryfy dla różnych form energii;
•
opodatkowanie preferencyjne różnych form energii;
•
certyfikaty pochodzenia energii (z tytułu wytwarzania energii w źródle
odnawialnym7, z tytułu kogeneracji, z tytułu zatłaczania biogazu, ewentualnie z tytułu poprawy efektywności energetyczne;
•
uprawnienia do emisji dwutlenku węgla (EUA, ERU, CRU).
Czynniki te należy ocenić w takim horyzoncie czasowym, w jakim jest zagwarantowana ich ważność. Przykładowo, świadectwa pochodzenia energii odnawialnej są powiązane z wydawaniem rozporządzeń w sprawie obowiązku posiadania
tej energii przez dostawców energii. W aktualizacji rozporządzenia w 2006 roku
określono udziały procentowe do 2014 roku, a ostatniej do 2017 roku.
Jeśli horyzont czasowy projektu wynosi minimum 15 lat, a istnienie „zielonych certyfikatów” można traktować jako pewne tylko do 2017 roku włącznie, to
przyjmowanie w prognozach po 2017 roku przychodów ze sprzedaży świadectw
pochodzenia energii.
7 Świadectwo pochodzenia wydaje prezes Urzędu Regulacji Energetyki na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej.
– 251 –
Etap F6. Ocena efektywności finansowej projektów
Końcowym etapem analizy finansowej dla projektów, które przeszły analizę
techniczną i analizę energetyczną oraz zostały przeanalizowane z punktu widzenia etapów F1-F5 analizy finansowej, jest ocena efektywności finansowej projektów.
Do oceny efektywności finansowej stosuje się następujące wskaźniki:
•
FNPV/C Finansowa bieżąca wartość netto inwestycji;
•
FRR/C Finansowa wewnętrzna stopa zwrotu z inwestycji;
•
FNPV/K Finansowa bieżąca wartość netto kapitału;
•
FRR/K Finansowa wewnętrzna stopa zwrotu z kapitału.
W kalkulacji FNPV/K oraz FRR/K nie bierze się pod uwagę wartości dofinansowania z funduszy UE, gdyż celem ustalenia wartości FNPV/K i FRR/K jest
ustalenie zwrotu i wartości bieżącej kapitału krajowego zainwestowanego
w projekt.
Przy ustaleniu rankingu projektów według wskaźników efektywności finansowej wykorzystuje się dwa typy wskaźników:
•
bieżąca wartość netto (NPV): suma zdyskontowanych oddzielnie dla każdego roku przepływów pieniężnych netto (różnica pomiędzy wpływami i wydatkami) zaobserwowanych w całym okresie odniesienia, przy założonym
stałym poziomie stopy dyskontowej;
•
wewnętrzna stopa zwrotu (IRR): stopa dyskontowa, przy której bieżąca
wartość netto strumienia kosztów i korzyści równa jest 0.
Finansowa bieżąca wartość netto inwestycji (FNPV) wyrażona jest w wartościach pieniężnych i zależy od skali projektu, a FRR to czysta liczba. Preferowanym wskaźnikiem powinna zazwyczaj być zaktualizowana wartość netto, ponieważ stopa zwrotu może być myląca, nie zawiera także użytecznej informacji
o „wartości” projektu.
W celu oceny efektywności inwestycji w przyszłości w porównaniu z innymi
projektami lub wymaganą stopą zwrotu stanowiącą punkt odniesienia używany
jest głównie wskaźnik FRR(C). Umożliwia to podjęcie decyzji, czy projekt wymaga
wsparcia finansowego ze strony funduszy publicznych. Jeśli wskaźnik FRR (C)
jest niższy niż zastosowana stopa dyskontowa (lub wskaźnik FNPV(C) jest ujemny), wygenerowane przychody nie pokryją kosztów i projekt wymagać będzie
takiej pomocy. Bardzo niska lub nawet ujemna finansowa stopa zwrotu niekoniecznie oznacza, że projekt nie jest objęty celami funduszy, ale jedynie to, że nie
jest wykonalny z punktu widzenia rynku finansowego.
– 252 –
7.4
Modyfikacje algorytmu analizy techniczno-energetyczno-finansowej dla zakładu
produkcji paliw stałych z biomasy
Zakres analizy jest węższy od przedstawionego algorytmu dla elektrowni
biogazowej. W analizie technicznej nie będą występować:
•
sposób zagospodarowania osadu resztkowego;
•
zaszczepienie zbiornika i rozruch.
W analizie energetycznej nie wystąpią:
•
w opisie celów projektu, wielkość mocy zainstalowanej w MWe i/lub MWt,
wydajność biogazowi, a jedynie w tym opis wskaźników na poziomie produktu;
•
wielkość produkowanej rocznej energii elektrycznej i/lub cieplnej, natomiast można określić wielkość energii zawartej w produkcie;
•
analiza lokalnego rynku energii cieplnej do kogeneracji, ale analiza rynku
zbytu na wytwarzane produkty;
•
analiza konkurencji;
•
analiza rynku substratów do biogazowi, ale surowców dla zakładu produkcji
biomasy stałej (dostawcy surowców, informację o najbardziej efektywnej
strategii agrarnej, w tym aspekty ekonomiczne uprawy roślin energetycznych z przeznaczeniem do wykorzystania w produkcji biogazu, wydajności
uzyskiwanych plonów – masy zielonej – roślin energetycznych z 1 ha, wycenę kosztów magazynowania);
•
bilans energetyczny.
Mniejszą rolę będzie odgrywać problem sezonowości dostaw surowca.
W analizie energetycznej ilość energii netto będzie obliczana jako różnica
między ilością energii dostarczonej w postaci energii cieplnej, elektrycznej i paliw
a ilością energii zawartą w produkcie. Tę ostatnią można obliczyć na podstawie
danych dostawców wyposażenia. Pomocne mogą być dane zawarte w tabeli 7.2.
Za energetycznie efektywny uznać można projekt, który zapewnia uzyskanie
dodatniej wartości energii netto, to jest różnicy między energią zawartą w produkcie a energią włożoną w proces (cieplną, elektryczna, paliw). Za najlepszy pod
względem energetycznym uznać można ten projekt, w którym relacja energii
zawartej w produkcie do włożonej będzie najwyższa. Minimalny warunek efektywności w tej formule, to wartość tej relacji większa od jedności.
– 253 –
Tabela 7.2.
Właściwości typowych form biomasy stałej
Parametr (typowe wartości)
Zrębki drewniane
Drewno
toryfikowane
Pelety
drewniane
Pelety BO2
Wilgotność, [% wag.]
35
0
10
3
Wartość opałowa –
suchy opał [kJ/kg]
17,7
20,4
17,7
20,4
Wartość opałowa –
otrzymana [kJ/kg]
10,5
0,4
15,6
19,9
Gęstość nasypowa
3
[kg/m ]
475
230
650
750
…………. [GJ/m3]
5,0
4,7
10,1
14,9
Źródło: M. Lechwacka, Toryfikacja biomasy – holenderskie doświadczenia, „Czysta Energia”
2008 nr 11.
Analiza finansowa nie będzie zawierać finansowych odpowiedników
elementów pominiętych w analizie technicznej i energetycznej. Ponadto uzależnienie od premii z sektora publicznego można analizować tylko dla etapu inwestowania. Nie występują bowiem elementy stanowiące premię z sektora publicznego, mające wpływ na fazę eksploatacji.
Wsparcie inwestycji jest możliwe w przypadku technologii wytwarzania
spełniającej wymogi innowacyjności. Produkcja pelet z trocin czy słomy nie gwarantuje tego. Pelety nowego typu, składające się z trzech rodzajów surowca wyjściowego, na przykład słomy, trocin i makulatury (lub innych surowców),
w oparciu o innowacyjną technologię może już spełniać kryteria kwalifikujące do
otrzymania dofinansowana z Programu Operacyjnego – Innowacyjna Gospodarka. Zakres wsparcia realizacji projektów celowych może wynieść do 45% kosztów kwalifikowanych dla mikro i małych przedsiębiorców. Dotyczy to jednakże
dużych projektów – powyżej 8 mln zł wydatków inwestycyjnych. Jeśli spełnione
byłyby kryteria innowacyjności, mniejsze projekty mogłyby korzystać z dotacji
na zakup maszyn i urządzeń ujętych w programach regionalnych. Z innych programów unijnych jedynie Program Rozwoju Obszarów Wiejskich na lata 2007-2013 stwarza możliwość uzyskania wsparcia produkcji pelet8.
8
T. Marczuk, Możliwości pozyskania finansowania na produkcję pelet, „Czysta Energia” 2009 nr 6.
– 254 –
7.5
Modyfikacje algorytmu analizy techniczno-energetyczno-finansowej dla zakładu
produkcji biodiesla
Zakres analizy jest nieznacznie węższy od analizy według algorytmu dla
elektrowni biogazowej. Nieco szerszy jest zakres uwzględniania odpadów.
Po procesie transestryfikacji tłuszczu otrzymuje się trzy fazy: biodiesel, fazę glicerynową i rozdzielającą je warstwę mydła. Możliwość zagospodarowania fazy
glicerynowej i mydeł będzie decydowała o opłacalności technologii produkcji
biopaliwa z rzepaku.
Druga modyfikacja odnosi się do zakresu pomocy publicznej. W analizie
uwzględnia się fazę inwestycyjną i eksploatacyjną projektu. Szczegóły form takiej
pomocy zawiera raport Ministra Gospodarki za 2008 rok dla Komisji Europejskiej
wynikający z artykułu 4 ust. 1 dyrektywy 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 roku w sprawie wspierania użycia w transporcie
biopaliw lub innych paliw odnawialnych9.
7.6
Modyfikacje algorytmu analizy techniczno-energetyczno-finansowej dla instalacji
kolektorów słonecznych
Analiza dla instalacji kolektorów słonecznych jest znacznie uproszczoną
podstawowej wersji analizy (dla bioelektrowni). Instalacja solarna stanowi zespół dobranych do siebie urządzeń takich, jak: kolektory słoneczne, panele sterująco-zabezpieczające i pojemnościowe zasobniki wody użytkowej lub przepływowe wymienniki ciepła.
Analiza rozwiązań technicznych skupia się na zagadnieniach lokalizacji
i doboru wielkości instalacji. Nie występują zagadnienia pozyskiwania surowca
ani zagospodarowania odpadów. Istotną rolę odgrywa też dobór wykonawców
9 Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 8 grudnia 2009 roku w sprawie ogłoszenia raportu
dla Komisji Europejskiej dotyczącego wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych
paliw odnawialnych za 2008 roku, Monitor Polski z 24 grudnia 2009, nr 80 poz. 993, załącznik 1.
– 255 –
instalacji. Nie występuje problem ocen oddziaływania na środowisko, a kwestie
uzyskiwania pozwoleń są uzależnione od zakresu prac. Zgodnie z art. 29 ust. 2,
pkt. 15-16 i art. 30 ust 1, pkt. 2 Prawa budowlanego, ani pozwolenia na budowę,
ani zgłoszenia nie wymagają roboty budowlane polegające na montażu wolno
stojących kolektorów słonecznych oraz instalowaniu urządzeń na obiektach budowlanych (z wyjątkiem urządzeń o wysokości powyżej 3 m).
Również w analizie energetycznej można uprościć zakres i formę analizy.
Ilość energii elektrycznej potrzebnej do funkcjonowania kolektora jest w stosunku do uzysku energii cieplnej niewielka i można ją pominąć w analizie (za wyjątkiem kolektorów wykorzystywanych w suszarniach zbóż, gdzie energia zużywana do nadmuchu ogrzanego powietrza jest większa).
Analiza finansowa jest również uproszczona. Ograniczenia analizy będą
dotyczyć większości kwestii technologicznych i energetycznych występujących
w wariancie podstawowym. Praktycznie, w zazwyczaj występującym niekomercyjnym użytkowaniu nie występuje kwestia przychodów ze sprzedaży energii.
W miejsce tego można zastosować wysokość zaoszczędzonych wydatków na
zakup energii do ogrzewania ciepłej wody użytkowej (ewentualnie również do
ogrzewania pomieszczeń).
Zakres uzależnienia projektów od pomocy publicznej dotyczy, w zasadzie,
etapu inwestycji. Istnieją różne programy wsparcia na poziomie gminnym, powiatowym i wojewódzkim W 2010 roku uruchomiony został Program dla przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysoko sprawnej
kogeneracji (Część 3) – Dopłaty na częściowe spłaty kapitału kredytów. Istnieje
jednak wiele warunków dotyczących zakresu i przedmiotu udzielenia kredytu
oraz kwalifikowalności kosztów. Spełnienie tego typu warunków powinno być
przedmiotem analizy. Pozyskiwanie certyfikatów za wytworzenie energii w źródłach odnawialnych dostępne jest tylko dla podmiotów posiadających koncesję
na wytwarzanie energii, a zatem niedostępne dla znakomitej większości potencjalnych użytkowników kolektorów.
W przypadku zastosowań niekomercyjnych analizę efektywności finansowej
z uwzględnieniem dozwolonego wsparcia można uzupełnić o wskaźnik kalkulacyjnego okresu zwrotu nakładów.
– 256 –
7.7
Modyfikacje algorytmu analizy techniczno-energetyczno-finansowej dla instalacji
ogniw fotowoltaicznych
Analiza techniczna i energetyczna ma podobny zakres, jak w przypadku
poprzednio omawianych instalacji kolektorów słonecznych. Na przyszłość różnica może polegać na tym, że w przyszłości energia elektryczna może być sprzedawana do sieci. Obecnie, podobnie jak w przypadku certyfikatów, za wytworzenie
energii w źródłach odnawialnych rozwiązanie to jest dostępne tylko dla podmiotów posiadających koncesję na wytwarzanie energii.
W analizie finansowej rozkład i wysokość kosztów inwestycyjnych mogą
wykazywać ogromne zróżnicowanie. Nakłady inwestycyjne dla systemów fotowoltaicznych różnią się w zależności od kilku czynników takich, jak:
•
wielkość systemu;
•
lokalizacja;
•
możliwości podłączenia do sieci elektroenergetycznej;
•
specyfikacja techniczna z uwzględnieniem kosztów wszystkich elementów
instalacji.
Nakłady inwestycyjne w przypadku systemu samodzielnego będą nieco
większe ze względu na dodatkowy koszt baterii akumulatorów. Niższe koszty
związane są z projektowaniem instalacji w nowo budowanych budynkach w stosunku do istniejących obiektów. Można oczekiwać zmniejszenia wydatków, jeśli
instaluje się systemy jednocześnie na kilku inwestycjach10.
Analiza finansowa jest uproszczona, a większość kwestii finansowych zależy
od przyjętych rozwiązań technologicznych i energetycznych. W zazwyczaj występującym, niekomercyjnym użytkowaniu nie występuje kwestia przychodów ze
sprzedaży energii. W miejsce tego można zastosować wysokość zaoszczędzonych
wydatków na zakup energii elektrycznej.
Pozyskiwanie certyfikatów za wytworzenie energii w źródłach odnawialnych dostępne jest tylko dla podmiotów posiadających koncesję na wytwarzanie
energii, a zatem niedostępne dla znakomitej większości potencjalnych użytkowników ogniw fotowoltaicznych.
10 J. Godlewski, J. Wąsik, A. Wróbel, Kierunki rozwoju organicznych ogniw słonecznych, „Czysta
Energia” 2010 nr 8.
– 257 –
Rozdział 8
INSTRUKCJA ANALIZY FINANSOWEJ
ORAZ EKONOMICZNEJ USPRAWNIENIA
GOSPODARKI ENERGETYCZNEJ
W JEDNOSTKACH SAMORZĄDU
TERYTORIALNEGO I GOSPODARSTWACH
DOMOWYCH
W
rozdziale umieszczono przegląd kluczowych informacji i kroków
analitycznych, które ewaluator projektu powinien wziąć pod uwagę
przy dokonywaniu oceny przedsięwzięcia inwestycyjnego. Proponowana agenda oceny projektu składa się z siedmiu kroków (rysunek 8.1). Niektóre
z nich mają charakter wstępnych działań, ale warunkują prawidłowe przeprowadzenie analizy kosztów i korzyści oraz podjęcie decyzji odnośnie realizacji przedsięwzięcia inwestycyjnego.
– 259 –
Rysunek 8.1.
Agenda oceny projektu inwestycyjnego
1. Definiowanie i cele projektu
2. Analiza rozwiązań alternatywnych
3. Analiza wykonalności
4. Wybór rozwiązania
5. Analiza finansowa:
- szacowanie przepływów pieniężnych,
- horyzont czasowy inwestycji,
- nakłady na aktywa trwałe,
- nakłady na kapitał obrotowy netto,
- pozostałe wydatki,
- amortyzacja,
- wartość rezydualna,
- przychody operacyjne,
- koszty operacyjne,
- koszty finansowe,
- ocena finansowej opłacalności inwestycji,
- trwałość finansowa
6. Analiza ekonomiczna:
- szacowanie przepływów pieniężnych
na potrzeby analizy ekonomicznej (społecznej),
- ocena ekonomicznej opłacalności inwestycji
7. Analiza wrażliwości i ryzyka:
- analiza wrażliwości,
- analiza scenariuszy,
- analiza ryzyka
– 260 –
8.1
Ogólna definicja i cele projektu
Projekt jest to cykl czynności i usług, które mają spełnić niepodzielne zadanie o ściśle określonym charakterze ekonomicznym i technicznym. Ma ono jasno
zdefiniowane cele. Ocena musi koncentrować się w całości na projekcie jako samowystarczalnej jednostce poddawanej analizie, a nie na jego fragmentach czy
punktach. Części projektu wydzielone ze względów administracyjnych nie są
odpowiednimi obiektami analizy.
W określonych przypadkach może zaistnieć potrzeba włączenia niektórych
podprojektów w jeden duży projekt, jeżeli sukces (osiągnięcie celów) zależy od
zrealizowania całości zaplanowanych działań. Należy zatem uwzględnić wówczas
całość projektu. W celu zrozumienia korzyści netto jednej części projektu konieczne może się okazać przeprowadzenie skonsolidowanej analizy kosztów
i korzyści.
Przykładem projektu składającego się z kilku współzależnych, ale stosunkowo samoistnych elementów może być projekt integrujący energię hydroelektryczną, wody irygacyjne i obiekty rekreacyjne. Jeżeli korzyści i koszty każdego
z elementów są niezależne, elementy te są rozdzielne i mogą być traktowane jako
niezależne projekty. Ocena takiego projektu wymaga najpierw osobnego przeanalizowania każdego z elementów, a następnie oceny możliwych kombinacji
poszczególnych elementów.1
8.2
Analiza rozwiązań alternatywnych
Konstruując przepływy pieniężne należy analizować przepływy przyrostowe, co polega na analizowaniu przepływów dla dwóch stanów funkcjonowania
analizowanego podmiotu (gospodarstwa rolnego, mikroprzedsiębiorstwa, gospodarstwa domowego): z rozważanym projektem i bez projektu.
Teoretycznie może istnieć wiele rozwiązań alternatywnych projektu dla
realizacji określonego celu. W wybraniu najlepszego wariantu pomocny jest opis
1 Przewodnik do analizy kosztów i korzyści projektów inwestycyjnych. Fundusze strukturalne,
Fundusz Spójności oraz Instrument Przedakcesyjny, Komisja Europejska, Dyrekcja Generalna do
spraw Polityki Regionalnej. Raport końcowy 16.06.2008, s. 30-31.
– 261 –
scenariusza odniesienia. Zazwyczaj jest to prognoza przyszłości w sytuacji, gdyby
projekt nie był realizowany, to jest prognoza „pracować jak zwykle”. Czasami
stosuje się zamiennie określenie scenariusz braku działań „nie robić nic”. Termin
ten nie oznacza, że dostarczanie dotychczas funkcjonujących usług zostanie
wstrzymane, lecz że działalność będzie kontynuowana bez dodatkowych nakładów kapitałowych. „Pracować jak zwykle” to prognoza tego, co stanie się w przyszłości w rozważanym zagadnieniu bez ponoszenia nakładów kapitałowych.
Scenariusz ten nie musi oznaczać braku kosztów, ponieważ koszty obsługi
i utrzymania są ponoszone na już istniejącą infrastrukturę. W niektórych okolicznościach jako pierwsze rozwiązanie alternatywne wobec scenariusza „pracować
jak zwykle” warto rozważyć projekt „minimum”. Oznacza on pewne nakłady inwestycyjne, na przykład na częściową modernizację istniejącej infrastruktury,
oprócz bieżących kosztów obsługi i utrzymania. Rozwiązanie to oznacza więc
poniesienie kosztów na konieczne udoskonalenie w celu uniknięcia degradacji
lub sankcji. W określonych przypadkach projekty inwestycji publicznych umotywowane są, na przykład, potrzebą dostosowania do nowych przepisów. Wariant
„minimum” oznacza w takim przypadku najmniej kosztowny projekt zapewniający zgodność z przepisami. Nie zawsze jednak jest to najbardziej korzystne rozwiązanie i w niektórych przypadkach koszty inwestycji dostosowawczej mogą
być znaczące.
Po zdefiniowaniu scenariusza „pracować jak zwykle” i scenariusza „minimum” konieczne jest spojrzenie na inne możliwe rozwiązania alternatywne przez
pryzmat ograniczeń technicznych, regulacyjnych i zarządczych oraz możliwości
popytowych. Są to rozwiązania alternatywne „zrobić coś”. Kombinacje lokalizacji,
nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych, polityk cenowych mogą tworzyć ogromne liczby wykonalnych rozwiązań alternatywnych, zazwyczaj jednak
tylko niektóre z nich są warte szczegółowej oceny. Doświadczony analityk projektu skupi się zazwyczaj na scenariuszu „pracować jak zwykle”, wariancie „minimum” i niewielkiej liczbie wariantów „zrobić coś”. Należy przeprowadzić
uproszczoną analizę kosztów i korzyści (lub tylko analizę finansową) dla każdego
z wariantów w celu nadania mu miejsca w rankingu. Uproszczona analiza kosztów i korzyści (lub uproszczona analiza finansowa) zazwyczaj oznacza skupienie
się tylko na kluczowych parametrach finansowych i ekonomicznych (lub tylko
finansowych), zawierających przybliżone szacunki danych. Należy podkreślić,
że także w tym miejscu obliczeń wskaźników efektywności finansowej i ekonomicznej (lub tylko wskaźników efektywności finansowej) należy dokonać na
podstawie przepływów przyrostowych, ujmujących różnice w kosztach i korzyściach między wariantem (wariantami) „zrobić coś” a pojedynczym rozwiązaniem bez projektu, to jest scenariuszem „pracować jak zwykle”.
– 262 –
W niektórych przypadkach scenariusz „nie robić nic” nie może być uznany
za akceptowalny, ponieważ wywołuje efekty „katastrofalne”. W takich wyjątkowych okolicznościach wariant „pracować jak zwykle” powinno się pomijać, a jako
punkt odniesienia należy stosować scenariusz „minimum”. W pewnych przypadkach, także obejmujących projekty w zakresie modernizacji lub rozbudowy istniejącej infrastruktury, przyrost korzyści nie zawsze można wyrazić liczbowo
w odniesieniu do produktu (tutaj produkowanej energii), ponieważ produkt nie
ulega zmianie. W takich przypadkach przyrost korzyści powinien być oceniany
jako ulepszenie, na przykład jakości usług, lub jako koszt unikniony z powodu
przerw w świadczeniu usług (na przykład na podstawie gotowości do zapłaty
za jakość lub ciągłość dostaw energii elektrycznej).2
Tabela 8.1.
Uproszczony schemat konstruowania przepływów przyrostowych
Wyszczególnienie
Nakłady
inwestycyjne
Przychody
Prognoza przepływów
finansowych
wyodrębnionej
jednostki analitycznej
w przypadku realizacji
projektu (A)
występują
- 5 000 000 PLN
wystąpi wzrost
Prognoza przepływów
finansowych wyodrębnionej
jednostki analitycznej w
przypadku braku realizacji
projektu (B)
-
-
+ 1 500 000 PLN
Koszty
Nastąpi spadek
(oszczędności)
- 1 400 000 PLN
brak
0 PLN
utrzymanie obecnego
poziomu
Wartości
przyrostu
=
- 5 000 000 PLN
=
+ 300 000 PLN
=
+ 200 000 PLN
+ 1 200 000 PLN
-
utrzymanie obecnego
poziomu
- 1 600 000 PLN
- 4 500 000 PLN
Znak „-” przy kwocie oznacza wydatek pieniężny. Znak „+” oznacza wpływ środków.
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Podręcznik do opracowania analiz finansowych
i ekonomicznych. Program współpracy transgranicznej Rzeczpospolita Polska – Republika
Słowacka 2007-2013, grudzień 2009, s. 42.
2
Ibidem, s. 33-36.
– 263 –
Uproszczony schemat działania przedstawiono w tabeli 8.1. Wbrew pozorom, stosowanie zasady przepływów przyrostowych nie jest zadaniem prostym.
Poza problemem identyfikacji przepływów dla różnych typów projektów inwestycyjnych (rozwojowych, racjonalizatorskich, odtworzeniowych), pojawia się
kwestia określenia rzeczywiście przyrostowych kosztów, podatków, przychodów
i nakładów inwestycyjnych.
Możliwe jest także opracowanie analizy według tak zwanej metody standardowej. Sytuacja taka jest szczególnie uzasadniona w przypadku, gdy inwestycja
dotyczy rozpoczęcia nowej działalności przez nowo powołany (lub wyodrębniony) do tego podmiot. W takim przypadku możliwe jest obiektywne oddzielenie
strumienia przychodów, kosztów operacyjnych i nakładów inwestycyjnych na
realizację inwestycji od ogólnego strumienia przepływów finansowych podmiotu
(jeżeli B= 0 to A-B=A).
8.3
Analiza wykonalności
Celem analizy wykonalności jest zidentyfikowanie możliwych ograniczeń
i ich rozwiązań w odniesieniu do aspektów technicznych, ekonomicznych, prawnych i menedżerskich. Projekt jest wykonalny, jeżeli jego założenia mieszczą się
w technicznych, prawnych, finansowych i innych ograniczeniach istniejących
w danym regionie czy miejscu. Wykonalność to ogólny wymóg wobec każdego
projektu i należy ją starannie weryfikować. Oczywiście wykonalnych może być
kilka wariantów projektu.
Typowe elementy analizy wykonalności dużych projektów (należy każdorazowo dostosować listę analizowanych elementów, również do podmiotu realizującego projekt, typu projektu oraz jego skali) powinny zawierać informacje dotyczące:
•
analizy popytu;
•
dostępnych technologii;
•
planu produkcyjnego (w tym tempa zużywania się infrastruktury);
•
wymogów wobec pracowników;
•
skali projektu, lokalizacji, nakładów fizycznych, organizacji czasu i realizacji,
etapów rozwoju i planowania finansowego;
•
zagadnień ochrony środowiska.
– 264 –
8.4
Wybór rozwiązania
Głównym wynikiem takiej analizy jest identyfikacja najbardziej obiecującego rozwiązania, wobec którego należy przeprowadzić szczegółową analizę finansową (oraz, w zależności od potrzeb, analizę ekonomiczną). Czasami wybór preferowanego rozwiązania jest oczywisty. Jeżeli tak nie jest, należy sporządzić listę
możliwych rozwiązań – jeżeli lista byłaby długa, należy przeprowadzić weryfikację wstępną na podstawie przyjętych kryteriów jakościowych. Po zidentyfikowaniu niewielkiej liczby wariantów „zrobić coś” należy przeprowadzić uproszczoną
analizę finansową oraz ekonomiczną dla każdego z wariantów (analiza przyrostowa na podstawie porównania z wariantem „pracować jak zwykle” lub wariantem „minimum”) w celu nadania mu miejsca w rankingu. Uproszczona analiza
zazwyczaj oznacza skupienie się tylko na kluczowych tablicach finansowych
i ekonomicznych, zawierających przybliżone szacunki danych. A zatem należy
odnieść się do odrębnych możliwych rozwiązań zakresu inwestycji (zatem alternatywnej inwestycji). Różnorodne rozwiązania odnoszące się do realizacji celów
postawionych przed inwestycją najczęściej dotyczyć będą kwestii technicznych
lub organizacyjnych. Należy przeanalizować przynajmniej jedną opcję alternatywną.
Wariantem alternatywnym nie jest decyzja o zaniechaniu realizacji inwestycji i utrzymanie stanu obecnego. Parametry finansowe i ekonomiczne wariantu
„bez inwestycji” poddawane są szczegółowej analizie jako wariant odniesienia
dla ustalenia przepływów finansowych inwestycji, zgodnie z zasadą konstrukcji
przepływów przyrostowych. Podobnie nieprawidłowy będzie wariant dotyczący
wyłącznie innej formy finansowania. Elementem wspólnym dla proponowanych
rozwiązań powinien być cel przedsięwzięcia oraz porównywalny stopień zaspokojenia potrzeb grup docelowych. Różnice dotyczyć mogą: technologii i terminu
wykonania, kosztów budowy i eksploatacji, lokalizacji, sposobu zarządzania,
technicznych funkcji obiektu, wyposażenia.3
W tabeli 8.2 przedstawiono przykład wyboru najlepszego rozwiązania spośród zidentyfikowanych trzech opcji:
•
wariant 1 – przewiduje realizację projektu zgodnie z pierwotnym zakresem;
3 Podręcznik do opracowania analiz finansowych i ekonomicznych. Program współpracy transgranicznej Rzeczpospolita Polska – Republika Słowacka 2007-2013, grudzień 2009, s. 33.
– 265 –
Tabela 8.2.
Syntetyczna prognoza finansowa i obliczenie wskaźników DGC
dla wariantów alternatywnych
Wariant 1
Jednostka miary
0
1
2
3
4
5
6
Nakłady
[tys. PLN]
2000
1500
Przychody
[tys. PLN]
100
220
250
300
300
300
Koszty operacyjne
[tys. PLN]
120
180
200
240
240
240
Cash flow
[tys. PLN]
-2000
-1520
40
50
60
60
60
Rezultat
[liczba odbiorców]
0
500
2000
2200
2400
2400
2400
NPV (5%)
[tys. PLN]
-3227
DGC
[PLN/efekt
jedn.]
-0,4517
Wariant 2
Jednostka miary 0
1
2
3
4
5
6
Nakłady
[tys. PLN]
800
Przychody
[tys. PLN]
100
220
250
300
300
300
Koszty operacyjne
[tys. PLN]
336
504
560
672
672
672
Cash flow
[tys. PLN]
-1400
-1036
-284
-310
-372
-372
-372
Rezultat
[liczba odbiorców]
0
500
2000
2200
2400
2400
2400
NPV (5%)
[tys. PLN]
-3787
DGC
[PLN/efekt
jedn.]
-0,5087
2
3
4
5
6
1400
Wariant 3
Jednostka miary 0
1
Nakłady
[tys. PLN]
1900
Przychody
[tys. PLN]
100
220
250
300
300
300
Koszty operacyjne
[tys. PLN]
72
108
120
144
144
144
Cash flow
[tys. PLN]
-2500
-1872
112
130
156
156
156
Rezultat
[liczba odbiorców]
0
500
2000
2200
2400
2400
2400
NPV (5%)
[tys. PLN]
-3702
DGC
[PLN/efekt
jedn.]
0,5000
2500
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Podręcznik do opracowania analiz ... op. cit., s. 35.
– 266 –
•
wariant 2 – to wariant minimum – wykonane zostaną tylko podstawowe
prace związane z możliwością technicznej eksploatacji urządzeń, tak że
prowadzenie dotychczasowej działalności nie będzie zagrożone; brak termomodernizacji i wymiany części instalacji oznaczać będzie utrzymanie
kosztów operacyjnych na wysokim poziomie;
•
wariant 3 – oznacza realizację inwestycji w najszerszym zakresie, montaż
instalacji o najwyższych parametrach na rynku. Inwestycja taka będzie
droższa w realizacji ale tańsza w utrzymaniu (na przykład w wyniku montażu kolektorów słonecznych); wybór wariantu nie wpłynie na stronę przychodową (chociaż takie warianty również można rozważać).
Wariant pierwszy charakteryzuje się najniższą stratą netto. Projekt generalnie nie jest opłacalny finansowo z punktu widzenia inwestora.
W przypadku projektów publicznych szczególnie pomocne jest obliczenie
wskaźnika dynamicznego kosztu jednostkowego (Dynamic Generation Cost – DGC).
Opiera się on na mechanizmie dyskontowania nakładów inwestycyjnych i kosztów eksploatacyjnych projektu oraz dyskontowania efektów projektu (na przykład środowiskowych, zdrowotnych) wyrażonych w jednostkach fizycznych (na
przykład, tony unikniętej emisji do atmosfery substancji szkodliwych, liczba osób
korzystających z usług). DGC jest równy cenie jednostkowej, która pozwala
na uzyskanie zdyskontowanych przychodów równych zdyskontowanym kosztom,
a więc minimalnej cenie jednostkowej, która powoduje, że przedsięwzięcie staje
się rentowne. A zatem, w przypadku projektów środowiskowych można go interpretować jako wartość pieniężną jaką powinno się wartościować jednostkowy
efekt środowiskowy projektu, aby był on równy kosztom jego wygenerowania.4
Sposób obliczana wskaźnika DGC jest następujący:
KI t + KE t
(1 + i ) t
DGC = p E = t =0 n
Et

t
t = 0 (1 + i )
n

(8.1)
gdzie:
pE – cena za jednostkę miary rezultatu,
KIt – nakłady inwestycyjne poniesione w danym roku,
KEt – koszty eksploatacyjne poniesione w danym roku,
i – stopa dyskontowa,
t – rok, przyjmuje wartości od 0 do n.
4 Szerzej o DGC w: A Drobniak: Podstawy oceny efektywności projektów publicznych, Wyd. Akademii Ekonomicznych, Katowice 2008, s. 190-192.
– 267 –
Wariant pierwszy charakteryzuje się najkorzystniejszą wartością wskaźnika
DGC ustalonego dla liczby odbiorców. Dla wariantów 2 i 3 DGC są wyższe odpowiednio o około 13% i 10%.
Warianty można również porównywać, na przykład metodami jakościowymi. Analiza wielokryterialna opiera się w tym względnie na ustaleniu zamkniętego katalogu istotnych cech inwestycji, na przykład nakłady, koszty eksploatacyjne, przychody operacyjne, efekt środowiskowy, oszczędność energetyczna, liczba
osób korzystających oraz ustaleniu modelu punktowego oceny, w jakim stopniu
zaproponowane rozwiązanie spełnia wyznaczone wymogi. Następnie punkty
w katalogu cech sumowane są dla każdego rozwiązania. Wybierane jest rozwiązanie z najwyższą sumą punktów.
8.5
8.5.1.
Analiza finansowa
Szacowanie przepływów pieniężnych
na potrzeby analizy finansowej
Typowy proces inwestycyjny (to znaczy ciąg działań realizowanych od momentu podjęcia decyzji o przyjęciu projektu do realizacji aż do zakończenia eksploatacji i likwidacji projektu) dzieli się na trzy etapy: realizacji, eksploatacji
i likwidacji projektu. W każdym etapie pojawiają się pewne specyficzne elementy
przepływów pieniężnych (rysunek 8.2). W fazie realizacji (nazywanej czasem
fazą realizacji i uruchomienia) występują przeważnie wyłącznie wydatki (czyli
wypływy gotówki cash outflows – COF). Można tu wyróżnić trzy grupy wydatków:
•
nakłady na środki trwałe: nakłady na grunty, budynki i budowle oraz zakup,
transport i instalację wyposażenia, są to tak zwane wydatki kapitałowe;
•
nakłady na kapitał obrotowy: nakłady niezbędne do zgromadzenia surowców, materiałów i innych elementów aktywów bieżących niezbędnych do
rozpoczęcia eksploatacji;
•
inne wydatki na szkolenie, reklamę i promocję oraz wynagrodzenie doradców i prawników. Ta grupa wydatków musi być wyodrębniona, gdyż są to
tak zwane koszty uzyskania przychodów i przynoszą firmie korzyści podatkowe.
Wydatki ponoszone w fazie realizacji są nazywane często inwestycyjnymi
nakładami początkowymi (initial investment).
– 268 –
W fazie eksploatacji firmy uzyskują przychody (cash revenue) z prowadzonej
działalności operacyjnej oraz ponoszą koszty (cash expenses) związane z tą działalnością. Różnica między uzyskanymi przychodami i kosztami pomniejszona
o należne podatki (po uwzględnieniu amortyzacji) to tak zwane operacyjne przepływy pieniężne. Dodatkowo, jeśli w okresie eksploatacji występują zmiany
w poziomie zapotrzebowania na kapitał obrotowy, to powinny one być uwzględnione w przepływach pieniężnych.
Ogólny schemat obliczania operacyjnych przepływów środków pieniężnych
przedstawia się następująco:
CFt = (CRt − CEt ) − T [(CRt − CEt ) − At ] + ΔNWC =
(8.2)
= (1 − T )(CRt − CEt ) + TAt + ΔNWC,
gdzie:
CRt – wpływ gotówki z przychodów w okresie t,
CEt – koszty eksploatacji w okresie t,
At – amortyzacja w okresie t,
T – stopa podatkowa,
TAt – osłona amortyzacyjna (tarcza amortyzacyjna),
ΔNWC – zmiana kapitału obrotowego netto (Net Working Capital) – wartość ujemna lub dodatnia.
Rysunek 8.2.
Przepływy pieniężne w poszczególnych fazach procesu inwestycyjnego
operacyjne przepływy pieniężne
CF 1
CF 2
CF n
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
n
przepływy pieniężne
związane z likwidacją
–CF 0
nakłady inwestycyjne
Źródło: T. Jajuga, T. Słoński: Finanse spółek. Długoterminowe decyzje inwestycyjne i finansowe, Wyd. Akademii Ekonomicznej, Wrocław 2000, s. 139.
Sformułowanie „wolne przepływy pieniężne” (free cash floks – FCF) oznacza
nadwyżki środków pieniężnych wygospodarowane przez przedsiębiorstwo
i przynależne odpowiednim stronom finansującym działalność firmy – właścicielom i wierzycielom lub jedynie właścicielom:
– 269 –
•
wolne przepływy pieniężne dla kapitału własnego in. dla właścicieli (free
cash flows to equity – FCFE) – wolne strumienie gotówki ustalone po odliczeniu wszystkich wydatków na działalność operacyjną, finansową (to jest
płatności odsetek i spłaty kapitału obcego) i działalność inwestycyjną;
•
wolne przepływy pieniężne dla firmy in. dla wszystkich stron finansujących
(free cash flows to firm – FCFF) – wolne strumienie gotówki ustalone po odliczeniu wszystkich wydatków na działalność operacyjną i działalność inwestycyjną.
Prawidłowe zastosowanie obu strumieni przepływów pieniężnych powinno
dawać jednakowy rezultat ocenianej wartości przedsięwzięcia, czyli sam wybór
strumieni nie powinien zmieniać tej wartości. Istotne jest odpowiednie dobranie
stopy dyskontowej:
•
FCFE – stopa kosztu kapitału własnego;
•
FCFF – średnio ważony koszt kapitału (WACC).
Przepływy w wartościach bieżących dyskontuje się nominalną stopą kosztu
kapitału, przepływy w wartościach stałych realnym kosztem kapitału.
Schemat obliczania FCFE prezentuje rysunek 8.3.
Rysunek 8.3.
Schemat obliczania wolnych przepływów pieniężnych dla inwestora (FCFE)
Początkowe nakłady
inwestycyjne (FCFE
inwestycyjne)
Nakłady w związku z
podjęciem danej inwestycji (pochodzące
wyłącznie z kapitałów
własnych)
Nakłady na stworzenie
kapitału obrotowego
(pochodzące wyłącznie
z kapitałów własnych i
uwzględniające nakłady
na stworzenie rezerw
środków pieniężnych)
= FCFE inwestycyjne
Przepływy operacyjne (FCFE operacyjne)
Stopa dyskontowa
Przepływy z prowadzonej działalności:
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne bez amortyzacji
Amortyzacja
= Zysk operacyjny (EBIT)
koszty finansowe
= Zysk brutto
Podatek dochodowy
= Zysk netto z inwestycji
+ Amortyzacja
– Niezbędne nakłady na powiększenie kapitału
obrotowego (składniki niepieniężne)
Dodatkowe wydatki inwestycyjne
+ zaciągnięcie nowych kredytów bankowych i
innych zobowiązań oprocentowanych
spłata rat kredytów
Wymagana przez
inwestora stopa
zwrotu z kapitału
zaangażowanego
w daną inwestycję
(oszacowana na
przykład za pomocą
modelu CAPM lub
też metodą składanej stopy procentowej)
– 270 –
+ wartość rezydualna (jeśli dochodzi do likwidacji
projektu – wartość aktywów netto; jeśli działalność
będzie kontynuowana po okresie szczegółowych
analiz – wartość zdyskontowanych przepływów
pieniężnych dla właścicieli)
= Wartość przepływów dla właścicieli (FCFE)
Uwaga! W przepływach operacyjnych uwzględnia się odsetki od kapitału obcego.
Źródło: P. Mielcarz: Materiały dydaktyczne na studia podyplomowe. Inwestycje w OZE, Uniwersytet Ekonomiczny, Wrocław 2010.
Schemat obliczania FCFF przedstawia rysunek 8.4.
Rysunek 8.4.
Schemat obliczania wolnych przepływów pieniężnych dla firmy (FCFF)
Początkowe nakłady
inwestycyjne
(FCFF inwestycyjne)
Wszelkie nakłady ponoszone zarówno z kapitałów własnych, jak
i obcych, w związku
z podjęciem danej
inwestycji.
Nakłady na stworzenie
kapitału obrotowego
pochodzące z kapitałów
własnych i obcych
(uwzględniające nakłady
na stworzenie niezbędnych rezerw środków
pieniężnych)
= FCFF inwestycyjne
Przepływy operacyjne (FCFF operacyjne)
Stopa dyskontowa
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne bez amortyzacji
Amortyzacja
= Zysk operacyjny (EBIT)
a)
Podatek dochodowy
= Zysk netto z inwestycji (NOPAT)
Dla projektów
inwestycyjnych
o „przeciętnym”
ryzyku (mierzonym w stosunku
do dotychczasowej działalności
firmy) – WACC.
Dla projektów
o większym ryzyku
niż dotychczasowa
działalność firmy –
WACC + premia
ryzyka
+ Amortyzacja
Niezbędne nakłady na powiększenie kapitału obrotowego (składniki niepieniężne)
Dodatkowe wydatki inwestycyjne
+ Wartość rezydualna (jeśli dochodzi do likwidacji
projektu – wartość aktywów netto; jeśli działalność
będzie kontynuowana po okresie szczegółowych
analiz – wartość zdyskontowanych przepływów
pieniężnych dla wszystkich stron finansujących)
= Wartość przepływów operacyjnych dla wszystkich
stron finansujących (FCFF)
Uwaga! W przepływach operacyjnych nie uwzględnia się odsetek od kapitału obcego –
podatek liczony od zysku operacyjnego (EBIT).
a)
Źródło: ibidem.
– 271 –
W ostatnim etapie życia projektu, w fazie likwidacji, również są generowane
przepływy pieniężne. Mogą to być zarówno wpływy, jak i wypływy. Wpływy pochodzą z dochodów uzyskanych ze sprzedaży aktywów trwałych (gruntu, budynków, budowli i pozostałego wyposażenia), z odzyskanych podatków, gdy wartość
księgowa majątku była wyższa niż dochód z jego sprzedaży; odzyskiwany jest
także kapitał obrotowy, który ze względu na swą specyfikę nie ulega zużyciu.
Wypływy dotyczą najczęściej kosztów związanych z demontażem oraz podatków,
które muszą być zapłacone w sytuacji, gdy wartość rynkowa sprzedawanego
majątku była wyższa niż jego wartość księgowa.
8.5.2. Horyzont czasowy inwestycji
Przez horyzont czasowy rozumiana jest maksymalna liczba lat objętych
prognozą. Prognozy dotyczące przyszłości projektu powinny być formułowane
dla okresu odpowiadającego jego ekonomicznemu okresowi użytkowania, a także
wystarczająco długiego, aby uwzględnić jego prawdopodobny wpływ średnioterminowy i długoterminowy. Wybór horyzontu czasowego może wywrzeć
ogromny wpływ na wyniki procesu oceny.
Referencyjny horyzont czasowy rekomendowany przez UE dla energetyki
wynosi 25 lat. Jednak w praktyce oceny projektów często spotyka się horyzont
czasowy 20 lat; być może zaniża on rzeczywistą opłacalność inwestycji, ale inwestorzy jednak wolą bazować na krótszym horyzoncie czasowym jako podstawie
oceny opłacalności.
8.5.3.Nakłady na aktywa trwałe
Informacje związane z inwestycjami w aktywa trwałe oparte są na danych
pochodzących ze studium wykonalności dotyczącego lokalizacji i technologii.
Dane do rozpatrzenia w analizie stanowią wydatki pieniężne zanotowane w pojedynczych okresach rozrachunkowych w celu nabycia różnych rodzajów środków trwałych. Pod uwagę należy brać następujące kategorie aktywów trwałych:
•
prawa majątkowe;
•
grunty (w tym prawo użytkowania wieczystego gruntu);
•
budynki, lokale i obiekty inżynierii lądowej i wodnej;
•
urządzenia techniczne i maszyny;
•
środki transportu;
•
inne środki trwałe.
– 272 –
8.5.4. Nakłady na kapitał obrotowy netto
Nakłady na kapitał obrotowy netto stanowią różnicę pomiędzy aktywami
obrotowymi i nieoprocentowanymi zobowiązaniami bieżącymi. Są to więc faktycznie poniesione wydatki niezbędne do zgromadzenia surowców, materiałów
i innych elementów aktywów bieżących (w tym gotówki na rachunku bieżącym
utrzymywanej dla zachowania płynności finansowej) niezbędnych do rozpoczęcia eksploatacji. Przy tym, konstruując przepływy w okresach rocznych przyjmuje się upraszczające założenie, że wszystkie aktywa obrotowe, w tym należności,
pojawiają się w roku zerowym – przed rozpoczęciem eksploatacji.
W kolejnych latach analizowanego okresu życia projektu ujmuje się w przepływach jedynie zmiany stanu kapitału obrotowego netto (przyrost/spadek aktywów obrotowych – przyrost/spadek nieoprocentowanych zobowiązań krótkoterminowych), przy czym wzrost ujmuje się ze znakiem ujemnym (wypływ),
spadek z dodatnim (wpływ). W ostatnim roku życia projektu należy ująć ze znakiem plus kwotę odzysku kapitału obrotowego netto. Ewentualnie czasami
wskaźnikowo obniża się kwotę odzysku, na przykład zakładając określony procent należności nieściągalnych. Celem uproszczenia można ująć kwotę całkowitą.
Szacunek nakładów na kapitał obrotowy netto często jest zagadnieniem
skomplikowanym. Wymaga przyjęcia upraszczających założeń dotyczących zwyczajów płatniczych odbiorców – przeciętny okres spływu należności (OSN), czasu
utrzymywania zapasów w magazynie – okres konwersji zapasów (OKZ), zwyczajów płatniczych dotyczących regulowania zobowiązań handlowych – okres odroczenia płatności (OOP) oraz przeciętnego stanu środków pieniężnych w kasie i na
rachunku bieżącym (SŚP). Kapitał obrotowy netto (KON) oblicza się w następujący sposób:
KON = OKZ × zapas roczny/365 + OSN
× należności roczne/365 + SŚP
– OOP × roczne zobowiązania nieoprocentowane/365.
(8.3)
Następnie w kolejnych latach ujmuje się w przepływach pieniężnych jedynie
oszacowane zmiany w kapitale obrotowym netto.
W zależności od specyfiki przedsięwzięcia inwestycyjnego szacunek kapitału obrotowego netto może mieć zauważalne znaczenie dla oceny opłacalności
oraz zapewnienia trwałości finansowej niektórych inwestycji, na przykład biogazownia rolniczo-utylizacyjna. Są też inwestycje, gdzie nakłady na KON są niewielkie na przykład farma wiatrowa. Stąd też stopień szczegółowości obliczeń nakładów oraz zmian w poziomie KON można dostosować do oczekiwanego wpływu
na wartość projektu.
– 273 –
8.5.5.Pozostałe wydatki
Pozostałe wydatki obejmują przykładowo:
•
wydatki na szkolenie;
•
wydatki na reklamę i promocję;
•
wynagrodzenie doradców i prawników oraz pozostałe wynagrodzenia ogólnego zarządu (nieprzenoszone na aktywa trwałe);
•
wyodrębnione ekspertyzy, w tym studium wykonalności.
Ta grupa wydatków musi być wyodrębniona, gdyż są to tak zwane koszty
uzyskania przychodów i przynoszą firmie korzyści podatkowe. Wymaga to jednak przyjęcia dodatkowych założeń dotyczących rozliczania ewentualnej straty
brutto. Upraszczające podejście polega na wpisaniu zero jako podatku dochodowego w przypadku osiągnięcia straty brutto, ewentualnie również rozliczenia
straty w kolejnych latach obrotowych. Implikuje to założenie, że analizowane
przedsięwzięcie to jedyne przedsięwzięcie inwestora (przedsiębiorstwa). Jeśli
jednak jest to jedno z portfela przedsięwzięć, strata brutto pomniejsza podstawę
opodatkowania przedsiębiorstwa jako całości i należy obliczyć podatek od straty,
wpisując go ze znakiem plus (podatek pomniejsza stratę brutto).
8.5.6. Amortyzacja
Zagadnieniem powiązanym z szacowaniem nakładów na aktywa trwałe jest
wybór sposobu i stawki amortyzacji – chodzi wyłącznie o amortyzację do celów
podatkowych. Przy obliczeniach można przyjąć liniową stawkę przy amortyzacji
w wysokości 10% od całości aktywów trwałych po wyłączeniu gruntów. Takie
podejście często spotyka się w praktyce, również we wnioskach unijnych (choć
równie częsty jest jednak podział na grupy z odmiennymi stawkami amortyzacji).
Wynika ono z tego, że na początkowym etapie oceny projektu inwestor nie chce,
czy też nie potrafi dokonywać wyboru stawek dla poszczególnych grup środków
trwałych. Jest to zagadnienie często skomplikowane, wymagające współpracy
księgowych ze służbami technicznymi w przedsiębiorstwie.
Dokonanie podziału ma na celu, po pierwsze wyodrębnienie gruntów, które
nie są amortyzowane, a po drugie, na dalszym etapie opracowywania projektu
możliwe jest przypisanie odmiennych stawek amortyzacyjnych dla poszczególnych grup środków trwałych.
8.5.7. Wartość rezydualna
Wartość rezydualną nakładów na aktywa trwałe oraz obrotowe należy ująć
w ostatnim roku analizy. Oblicza się ją jako wartość likwidacyjną lub metodą
dochodową jako wartość kontynuacji działania. Wartość likwidacyjną oblicza się
– 274 –
w przypadku zakończenia działalności – gdy przedsięwzięcie nie daje możliwości
generowania przychodów po okresie zużycia aktywów. W przypadku obliczania
wartości likwidacyjnej mogą pojawić się zarówno wpływy, jak i wypływy. Wpływy pochodzą z dochodów uzyskanych ze sprzedaży aktywów trwałych (gruntu,
budynków, budowli i pozostałego wyposażenia), z odzyskanych podatków gdy
wartość księgowa majątku była wyższa niż dochód z jego sprzedaży, odzyskiwany jest także kapitał obrotowy, który ze względu na swą specyfikę nie ulega zużyciu. Wypływy dotyczą najczęściej kosztów związanych z demontażem oraz podatków, które muszą być zapłacone w sytuacji, gdy wartość rynkowa sprzedawanego majątku była wyższa niż jego wartość księgowa.
Wartość kontynuacji działania ma zastosowanie w sytuacji, gdy po okresie
zużycia aktywów pozostaje możliwość generowania przychodów, co jest związane z wyceną rynkową projektu, a nie wyceną księgową. W takim przypadku
najprostszy model wyceny przedsięwzięcia w okresie prognostycznym (następującym po szczegółowym szacunku przepływów pieniężnych w okresie planistycznym) sprowadza się do modelu wartości obecnej renty wieczystej przepływów projektu (FCFFt+1/k).
W przypadku obliczania wartości rezydualnej metodą likwidacyjną w najprostszym ujęciu można przyjąć wartość rezydualną jako wartość księgową netto
środków trwałych (grunt oraz środki trwałe które nie zostały całkowicie zamortyzowane, przyjmując upraszczające założenie, że cena rynkowa jest równa wartości księgowej netto) oraz wartość odzysku KON.
8.5.8. Przychody operacyjne
Przedsięwzięcia inwestycyjne generują przychody ze sprzedaży produktów
i usług. W przypadku projektów energetycznych podstawowym produktem jest
energia elektryczna i ciepło lub oszczędność energii. Przychody te powinny zostać określone przez prognozy ilościowe i przez ich ceny.
Należy również wziąć pod uwagę możliwe przychody z innych tytułów.
W przypadku inwestycji w odnawialne źródła energii (OZE) możliwe są dodatkowe przychody związane z istniejącymi rządowymi mechanizmami wsparcia
(jak również zmniejszenie kosztów oraz różnego rodzaju gwarancje). Poniżej
przedstawiono system wsparcia OZE, możliwe źródła przychodów oraz propozycje cenowe.5
5 M. Ligus: Analiza porównawcza opłacalności finansowo-ekonomicznej technologii odnawialnych źródeł energii, „Ekonomia i Środowisko” 2011 nr 40.
– 275 –
W obecnym kształcie na podstawie ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku –
Prawo energetyczne6 wsparcie dla wytwórców energii z OZE obejmuje:
•
obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej z OZE i kogeneracji lub uiszczenia opłaty
zastępczej, nałożony na sprzedawców energii do odbiorców końcowych;
•
obowiązek zakupu energii produkowanej z OZE nałożony na sprzedawców
z urzędu;
•
obowiązek operatorów sieci elektroenergetycznych priorytetowego udostępniania sieci dla energii z OZE i z kogeneracji;
•
obniżenie o połowę opłaty za przyłączenie do sieci uiszczanej na rzecz operatorów sieci elektroenergetycznych, ustalonej na podstawie rzeczywistych
kosztów poniesionych na realizację przyłączenia, dla odnawialnych źródeł
energii o mocy zainstalowanej nie wyższej niż 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy do 1 MW;
•
zwolnienie wytwórców energii elektrycznej w OZE o łącznej mocy elektrycznej nieprzekraczającej 5 MW z wnoszenia:
− opłaty skarbowej za wydanie koncesji,
− opłaty skarbowej za wydanie świadectwa pochodzenia,
− do budżetu państwa corocznej opłaty za uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii w OZE;
•
specjalne zasady bilansowania handlowego dla farm wiatrowych (także na
podstawie IRiESP PSE Operator SA).
Wsparcie obejmuje zwolnienie energii wyprodukowanej w źródłach odnawialnych z podatku akcyzowego (20zł/MWh) przy jej sprzedaży odbiorcom końcowym.
Ponadto producenci energii elektrycznej z biogazu rolniczego są zwolnieni
z konieczności posiadania koncesji lecz są zobowiązani do dokonania wpisu do
rejestru prowadzonego przez prezesa Agencji Rynku Rolnego.
Z punktu widzenia inwestora na rynku OZE ważne są pewne wartości referencyjne dotyczące obowiązującego systemu wsparcia OZE. Zestawienie wartości
referencyjnych na 2011 roku zawiera tabela 8.3.
6
Tekst jednolity Dz.U. z 2006 r. nr 89, poz. 625 z późn. zm.
– 276 –
Tabela 8.3.
Wartości referencyjne dotyczące systemu wsparcia OZE na 2011 rok
Wyszczególnienie
Jednostkowe wartości
Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym
a
za 2010 rok (ogłoszona przez prezesa URE )
195,32 [zł/MW]
Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogenea
racji w 2010 roku w jednostce kogeneracji: (ogłoszona przez prezesa URE )
a) opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej energii elektrycznej
187,74 [zł/MW]
źródła poniżej 1 MW
b) opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych
w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach
węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy
243,59 [zł/MW]
c) innej niż wymieniona w punkcie a) i b)
190,47 [zł/mW]
Jednostkowa opłata zastępcza (OZE) po waloryzacji obowiązująca w 2011 roku
b
(ogłoszona przez prezesa URE )
274,91 [zł/MW]
Jednostkowe opłaty zastępcze obowiązujące w 2011 roku dla kogeneracji
c
(ogłoszone przez prezesa URE ):
a) opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej energii elektrycznej
127,15 [zł/mW]
źródła poniżej 1 MW, Ozg (odnoszące się do żółtych certyfikatów)
b) opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych
w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub
gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy, Ozm (odnoszące się do fioletowych
certyfikatów)
59,16 [zł/MW]
c) innej niż wymieniona w punkcie a) i b), Ozk (odnoszące się do czerwonych
certyfikatów)
29,58 [zł/MW]
Średnia cena praw majątkowych do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej
wyprodukowanej w OZE (PMOZE_A) z TGE za lipiec 2011 rok
281,84 [zł/MW]
wyprodukowanej w kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW (PMGM) z TGE za lipiec 2011 rok
121,59 [zł/MW]
wyprodukowanej w kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy
dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy (PMMET)
z TGE za 2010 rok
–
wyprodukowanej w pozostałych jednostkach kogeneracyjnych (PMEC) z TGE za 2010
rok
22,6 [zł/MW]
a)
Informacja nr 8/2011 w sprawie średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym za rok
2010, Prezes URE, Warszawa 31 marca 2011.
b)
Informacja nr 3/2011 w sprawie zwaloryzowanej jednostkowej opłaty zastępczej jaką należy stosować w celu
obliczenia opłaty zastępczej przy realizacji obowiązku o którym mowa w art. 9a ust. 1 i 2 ustawy – Prawo energetyczne za 2011 rok, Prezes URE, Warszawa 7 lutego 2011.
c)
Informacja URE nr 9/2010 w sprawie jednostkowych opłat zastępczych dla kogeneracji obowiązujących w 2011
roku, Prezes URE, Warszawa 28 maja 2010.
– 277 –
Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne
oraz o zmianie niektórych innych ustaw7 wprowadza najnowsze zmiany między
innymi dla „zielonej energii” oraz dla energii kogeneracyjnej. Wprowadza trzy
rodzaje certyfikatów dla energii wytworzonej w wysoko sprawnej kogeneracji:
•
dla jednostek o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła do 1 MW
lub opalanych paliwami gazowymi – żółte certyfikaty;
•
dla jednostek o mocy powyżej 1 MW innych niż opalane paliwami gazowymi, metanem i gazem z przetwarzania biomasy – czerwone certyfikaty;
•
dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy lub
metanem uwalnianym i ujmowanym przy odmetanowaniu kopalń – fioletowe certyfikaty.
W myśl dodanego art. 9e ust. 1a ustawy przedsiębiorcy wytwarzający energię elektryczną i ciepło w źródle odnawialnym, spełniającym jednocześnie warunki wysokosprawnej kogeneracji, od 11 marca 2010 roku mogą już ubiegać się
o wydanie, dla tej samej ilości wytworzonej energii elektrycznej, świadectwa
pochodzenia OZE, o którym mowa w art. 9e ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne,
i jednocześnie świadectwa pochodzenia CHP, o którym mowa w art. 9l ust. 1
ustawy – Prawo energetyczne. Zostały tym samym rozwiane dotychczasowe
wątpliwości interpretacyjne na temat możliwości otrzymania dwóch rodzajów
świadectw pochodzenia dla tej samej ilości wytworzonej energii elektrycznej
w źródle odnawialnym, spełniającym jednocześnie warunki wysokosprawnej
kogeneracji. Ustawa stwarza również podstawy prawne dla rozwoju technologii
wtłaczania biometanu do sieci przesyłowej – tak zwane brązowe certyfikaty.
Rozwój tej technologii jest uzależniony od kształtu oczekiwanego rozporządzenia
wykonawczego8 do ustawy – Prawo energetyczne, w którym będą określone
między innymi sposób przeliczania ilości wytworzonego biogazu rolniczego na
ekwiwalentną ilość energii elektrycznej, wytworzonej w OZE, wysokość rekompensaty, oraz warunki techniczne, jakim powinien odpowiadać zatłaczany do
sieci biogaz, a także warunki przyłączenia. Te zmiany zadecydują o opłacalności
ekonomicznej i konkurencyjności tej metody w porównaniu z wytwarzaniem
energii i ciepła w kogeneracji.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 roku w sprawie
sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przed-
Dz. U. nr 21 poz. 104.
Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie potwierdzania danych dotyczących
ilości wytwarzanego biogazu rolniczego wprowadzanego do sieci dystrybucyjnej gazowej,
Projekt z dnia 10.09.2010, Wersja nr 0,10.
7
8
– 278 –
stawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej
w wysoko sprawnej kogeneracji9 wchodzi w życie 10 września 2011 roku i zastępuje poprzednie rozporządzenie umieszczone w Dz. U. 2007 nr 185, poz. 1314.
Zobowiązania ilościowe kształtują się następująco: w odniesieniu do tak zwanych
żółtych certyfikatów – bez zmian w stosunku do rozporządzenia z 2007 roku:
3,3% w 2011 roku, 3,5% w 2012 roku, w odniesieniu do tak zwanych fioletowych
certyfikatów okres wsparcia określono do 2018 roku: 0,4% w 2011 roku, 0,6%
w 2012 roku, 0,9% w 2013 roku, 1,1% w 2014 roku, 1,3% w 2015 roku, 1,5%
w 2016 roku, 1,8% w 2017 roku, 2,3% w 2018 roku, w odniesieniu do tak zwanych czerwonych certyfikatów: 22,2% w 2011 roku, 23,2% w 2012 roku
O ile obowiązywanie świadectw pochodzenia zielonych (do 2017 roku)
i fioletowych (do 2018 roku) jest zagwarantowane na kilka lat do przodu, obowiązywanie świadectw żółtych i czerwonych gwarantuje się, jak dotychczas,
tylko do 2012 roku włącznie. Najnowszy projekt rozporządzenia dotyczącego
zielonej energii elektrycznej i ciepła gwarantuje mechanizm wsparcia do 2020
roku wyznaczając następujące zobowiązania ilościowe uzyskania i przedstawienia do umorzenia prezesowi URE zielonych świadectw pochodzenia lub uiszczenia opłaty zastępczej: 10,4% w 2011 i 2012 roku, 10,9% w 2013 roku, 11,4%
w 2014 roku 11,9% w 2015 roku, 12,4% w 2016 roku, 12,9% w 2017 roku,
13,4% w 2018 roku, 13,9% w 2019 roku, 14,4% w 2020 roku
Dla poszczególnych technologii OZE można wyróżnić dodatkowe źródła
przychodów, na przykład dla biogazowni możliwe są przychody z tytułu przyjęcia
odpadów poubojowych lub komunalnych do utylizacji (odpady jako substrat) –
proponowana średnia cena to 400 zł/t; przychody z tytułu sprzedaży pulpy pofermentacyjnej w celach nawozowych – proponowana średnia cena to 20 zł/t.
Problemem może być szacunek tych wielkości w odniesieniu do konkretnego
projektu biogazowego, gdyż przedsięwzięcia te są bardzo niewystandaryzowane
i zarówno koszty (w szczególności substratów), jak i przychody są mocno uzależnione od uwarunkowań lokalnych.
Niezmiernie istotne jest również przeprowadzenie prognoz cenowych,
w szczególności prognozy cen energii czarnej, ewentualnie świadectw pochodzenia energii z OZE oraz wysoko sprawnej kogeneracji. Aktualną prognozę ekspercką dotyczącą energii elektrycznej wykonał EC BREC Instytutu Energetyki Odnawialnej w Warszawie (IEO) w sierpniu 2011 roku.10 Ze względu na dotychczaDz. U. nr 176, poz. 1052.
Prognoza udostępniona autorce przez IEO. Za punkt wyjścia do prognozy eksperckiej IEO
przyjęło następujące opracowania zawierające prognozy cenowe: (1) „Polityka energetyczna
9
10
– 279 –
sowe trendy cenowe (średnie ceny sprzedaży za rok ubiegły ogłaszane corocznie
przez prezesa URE) wydaje się, że przewidywania o skokowym wzroście cen
energii do 2013 roku nie sprawdzają się. Stąd też bardziej prawdopodobna wydaje się teza o bardziej zrównoważonym i stopniowym wzroście cen energii w ciągu
najbliższych kilku lat. W modelach ekonomicznych stanowiących podstawę do
obliczeń opłacalności inwestycji IEO zakłada obecnie 5% roczne wzrosty cen
energii czarnej do 2020 roku oraz 2% po 2020 roku.
Odnośnie prognozy cen świadectw pochodzenia energii opinia ekspercka
IEO zakłada, że do 2018 roku jednostkowe przychody z tytułu zielonych świadectw pochodzenia oraz do 2020 roku kogeneracyjnych świadectw pochodzenia
będą rosły zgodnie z tempem wzrostu cen energii elektrycznej (5%). Następnie
założono utrzymanie obecnego systemu wsparcia, ale zmniejszenie jego intensywności i skompensowanie względnego spadku cen jednostkowych świadectw
wzrostem cen za sprzedawaną energię. Spełniony jest tym samym warunek zachowania stałego sumarycznego przychodu z tytułu świadectw pochodzenia
i energii elektrycznej.
Należy również wziąć pod uwagę możliwość, że projekt nie będzie generował przychodów – głównie dotyczy to projektów modernizacyjnych, czy też zastąpienie konwencjonalnych odnawialnymi źródłami energii. Opłacalność projektu zostanie wtedy prawidłowo obliczona poprzez przedstawienie oszczędności
w kosztach, jakie pojawią się w przepływach różnicowych.
8.5.9. Koszty operacyjne
Koszty operacyjne zawierają wszystkie dane dotyczące wydatków przewidzianych na zakup materiałów, towarów i usług, które nie mają charakteru inwestycyjnego, ponieważ konsumuje się je w ciągu każdego okresu obrachunkowego.
Dane te mogą być ujęte w tabeli, która zawiera:
•
bezpośrednie koszty produkcji (zużycie materiałów, usługi obce, wynagrodzenia z narzutami, koszty utrzymania, ogólne koszty produkcji);
•
wydatki administracyjne i ogólne;
•
wydatki związane ze sprzedażą i dystrybucją.
Polski do 2030 roku” (w jej ramach prognozę wykonaną przez Agencję Rynku Energii S.A.
w 2009 roku na podstawie danych dostępnych w 2008 roku); Raport „Dostosowanie systemu
wsparcia dla energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii do zmian zachodzących w kosztach wytwarzania energii z paliw kopalnych” wykonany przez Case Doradcy
w grudniu 2009 roku na zlecenie Ministerstwa Gospodarki; praktyka inwestorska w zakresie
prognozowania cen energii czarnej – (3) reprezentowane przez polskie duże przedsiębiorstwa
energetyczne, (4) podejście zagranicznych przedsiębiorstw energetycznych inwestujących
w Polsce.
– 280 –
Możliwe jest również przedstawienie kosztów operacyjnych w układzie
rodzajowym:
1. Zużycie materiałów i energii:
− zużycie materiałów podstawowych i pomocniczych, w tym paliw;
− zużycie opakowań;
− zużycie materiałów biurowych;
− zużycie energii elektrycznej i cieplnej;
− zużycie ciepłej i zimnej wody;
− zużycie gazów;
− zużycie pary wodnej.
2. Usługi obce:
− transportowe;
− budowlane;
− remontowe;
− składowania;
− łączności (telekomunikacyjne, pocztowe);
− poligraficzne;
− informatyczne;
− bankowe,
− przeprowadzenie ekspertyz i badań,
− tłumaczenie tekstu;
− pozostałe usługi, na przykład (pranie odzieży, utrzymanie czystości).
3. Podatki i opłaty:
− podatek od nieruchomości;
− podatek od środków transportu;
− podatek akcyzowy;
− opłaty skarbowe;
− opłaty sądowe i notarialne;
− opłaty za wieczyste użytkowanie gruntów;
− roczne opłaty licencyjne uprawniające do wykonywania działalności.
4. Wynagrodzenia:
− wartości wynagrodzenia brutto wypłacanego w formie pieniężnej;
− wartości świadczeń w naturze bądź ich ekwiwalent.
5. Ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia z tytułu wynagrodzeń:
− składki z tytułu ubezpieczeń społecznych opłaconych ze środków pracodawcy;
− składki na fundusz pracy;
− składki na zakładowy fundusz świadczeń socjalnych;
− odzież ochronna i robocza;
– 281 –
6.
7.
− świadczenia rzeczowe związane z bezpieczeństwem i higieną pracy;
− szkolenie pracowników;
− dopłaty do okresowych biletów za dojazdy pracowników do pracy.
Amortyzacja:
− planowe zużycie środków trwałych;
− planowe zużycie wartości niematerialnych i prawnych.
Pozostałe koszty:
− ubezpieczenia majątkowe;
− koszty krajowych i zagranicznych podróży służbowych;
− koszty reprezentacji i reklamy;
− koszty wynajęcia kwater lub ryczałtu za noclegi w przypadku czasowego
zatrudnienia pracowników poza miejscem stałego zatrudnienia;
− wypłaty ryczałtów za używanie przez pracowników własnych samochodów dla celów służbowych.
Pozycje kosztów operacyjnych należy dostosować do specyfiki projektu.
8.5.10. Koszty finansowe
Sposób ujęcia spłaty odsetek w analizie finansowej uzależniony jest od rodzaju przepływów pieniężnych – przepływy dla właścicieli (FCFE) – stopa kosztu
kapitału własnego lub przepływy dla firmy (FCFF) – średnioważony koszt kapitału11. W pierwszym przypadku w przepływach pieniężnych należy ująć spłatę
odsetek (odsetki pomniejszą też podstawę opodatkowania), pamiętając, że w tym
ujęciu stopa dyskontowa jest kosztem kapitału własnego. Koszt kapitału to koszt
utraconych korzyści, za jaki proponuje się przyjąć:
•
dla gospodarstw domowych – stopę oprocentowania długoterminowych
lokat bankowych lub obligacji skarbowych około 5%;
•
dla pozostałych podmiotów – stopę kosztu kapitału własnego referencyjną
dla sektora energetycznego 8%.
8.5.11. Zróżnicowanie typów projektów oraz użytkowników
Dobór założeń do analizy finansowej jest zależny od użytkownika (gmina,
przedsiębiorstwo, gospodarstwo domowe, gospodarstwo rolne). Na przykład w
przepływach pieniężnych gospodarstw domowych będzie to brak podatku dochodowego oraz amortyzacji. Poniżej przedstawiono przepływy pieniężne oraz
przeprowadzono ocenę opłacalności inwestycji polegającej na instalacji kolekto11
Patrz punkt 8.5.1.
– 282 –
rów słonecznych w dwóch wariantach: dla przygotowania ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) dla czteroosobowego gospodarstwa domowego oraz dla podmiotu
gospodarczego (szpitala).
Analiza opłacalności instalacji kolektorów słonecznych do przygotowania c.w.u
opiera się na analizie unikniętych kosztów związanych ze zużyciem paliw konwencjonalnych w tradycyjnych (podstawowych) systemach przygotowania c.w.u.
Analiza opłacalności została przeprowadzona przy założeniu, że energia z kolektorów słonecznych zmniejsza koszty związane z użytkowaniem kotła gazowego.
Przyjęto następujące założenia do analizy opłacalności instalacji kolektorów
słonecznych:12
•
średnia roczna produkcja ciepła – 2484 kWh;
•
nakłady inwestycyjne – 13 200 PLN;
•
koszty operacyjne: wymiana płynu solarnego co 5 lat – 600 PLN, koszt przeglądów i napraw – 240 PLN rocznie (górna wartość), energia zużyta na pracę pompy cyrkulacyjnej – 48 PLN;
•
uniknione koszty zakupu gazu – 571 PLN rocznie
•
kredyt bankowy w wysokości 80% nakładów inwestycyjnych, oprocentowanie kredytu – 8,5%, okres kredytowania – 12 lat.
•
czas życia instalacji – 20 lat.
Przepływy pieniężne dla inwestora oraz wartości kryteriów oceny opłacalności inwestycji przedstawia tabela 8.4. Inwestycja wykazuje niewielką stratę
netto rzędu 1 125 PLN.
12 Założenia opracowane głównie na podstawie: G. Wiśniewski i in., Kolektory słoneczne. Energia słoneczna w mieszkalnictwie, hotelarstwie i drobnym przemyśle, Medium Dom Wydawniczy,
Warszawa 2008.
– 283 –
Tabela 8.4.
Przepływy pieniężne dla właścicieli i kryteria oceny opłacalności inwestycji – instalacja kolektorów słonecznych
dla przygotowania c.w.u. w domu jednorodzinnym
Przepływy pieniężne dla właścicieli
Lp.
Rok analizy 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Wyszczególnienie
1.
Oszczędność (zmniejszone zużycie gazu)
-
813,86
878,97
949,29
1025,23
1107,25
1195,83
1291,50
1394,82
1506,40
1626,91
2.
Koszty operacyjne
-
51,52
55,64
322,34
335,02
1043,88
362,27
376,92
392,31
408,50
1231,87
102,98
– eneria zużyta na pracę pompy cyrkulacyjnej
-
51,52
55,64
60,09
64,90
70,09
75,69
81,75
88,29
95,35
– roczne koszty przegkądów i napraw
-
0,00
0,00
262,25
270,12
278,23
286,57
295,17
304,02
313,15
– koszt wymiany płynu solarnego
-
3.
Odsetki od kredytu
-
897,60
851,69
801,87
747,82
689,17
625,54
556,50
481,59
400,31
312,13
4.
Spłata części kapitałowej kredytu
-
540,17
586,09
635,91
689,96
748,61
812,24
881,28
956,19
1037,46
1125,65
5.
Nakłady inwestycyjne finan. kapitałem
własnym
2640,00
6.
(1-2-3-4-5)
-2640,00
-675,43
-614,44
-810,83
-747,56
-1374,40
-604,21
-523,20
-435,27
-339,87
-1042,73
Skumulowane przepływy pieniężne
-2640,00
-3315,43
-3929,87
-4740,70
-5488,26
-6862,66
-7466,87
-7990,06
-8425,34
-8765,21
-9807,94
Zdyskontowane przepływy pieniężne
-2640,00
-643,26
-557,32
-700,42
-615,02
-1076,88
-450,87
-371,83
-294,61
-219,08
-640,15
Zdyskontowane skumulowane przepływy
pieniężne
-2640,00
-3283,26
-3840,58
-4541,00
-5156,02
-6232,90
-6683,77
-7055,60
-7350,21
-7569,29
-8209,44
Stopa dyskontowa
5%
NPV (PLN)
-1125
IRR (%)
3,86 %
695,56
322,54
806,35
Kryteria oceny efektywności inwestycji
PB (lata)
17,6
DPB (lata)
>20
PI
0,57
Tabela 8.4.
c.d.
Lp.
Rok analizy 11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Wyszczególnienie
1.
1757,07
1897,63
2049,44
2213,40
2390,47
2581,71
2788,24
3011,30
3252,21
3512,39
2.
Koszty operacyjne
443,444
462,30
482,17
503,13
1460,01
548,55
573,17
599,19
626,70
655,79
– eneria zużyta na pracę pompy cyrkulacyjnej
111,22
120,12
129,73
140,10
151,31
163,42
176,49
190,61
205,86
222,33
332,22
342,18
352,45
363,02
373,91
385,13
396,68
408,58
420,84
433,47
– koszt wymiany płynu solarnego
934,78
3.
Odsetki od kredytu
216,45
112,64
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4.
1221,32
1325,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5.
Nakłady inwestycyjne finan. kapitałem
własnym
6.
(1-2-3-4-5)
-124,14
-2,44
1567,27
1710,27
930,47
2033,16
2215,07
2412,11
2625,51
2856,59
-9932,08
-9934,52
-8367,25
-6656,98
-5726,51
-3693,35
-1478,28
933,83
3559,34
6415,93
-72,58
-1,36
831,16
863,80
447,57
931,41
966,43
1002,28
1039,00
1076,62
pieniężne
-8282,02
-8283,38
-7452,22
-6588,42
-6140,85
-5209,44
-4243,01
-3240,73
-2201,72
-1125,10
Stopa dyskontowa
NPV (PLN)
IRR (%)
PB (lata)
DPB (lata)
PI
Tabela 8.5.
wraz z ekonomizerami w Wojewódzkim Szpitalu Specjalistycznym w Częstochowie
Lp
Rok analizy 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
203759,80
215985,39
228944,52
242681,19
257242,06
272676,58
289037,18
306379,41
324762,17
Wyszczególnienie
1.
-
192226,23
2.
Koszty operacyjne
-
99891,04
100088,71
100297,57
100518,36
100751,89
100999,05
101260,75
101538,03
101831,95
102143,68
2a
– amortyzacja
-
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
2b
– eneria zużyta na pracę
pompy cyrkulacyjnej
1312,20
1417,18
1530,55
1652,99
1785,23
1928,05
2082,30
2248,88
2428,79
2623,09
2c
– roczne koszty
przegkądów i napraw
-
3090,00
3182,70
3278,18
3376,53
3477,82
3582,16
3689,62
3800,31
3914,32
4031,75
2d
– koszt wymiany płynu
solarnego
-
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3.
Odsetki od kredytu
-
53389,75
49627,80
45752,98
41761,93
37651,14
33417,03
29055,89
24563,93
19937,20
15171,67
4.
-
125398,43
129160,39
133035,20
137026,25
141137,04
145371,15
149732,29
154224,26
158850,98
163616,51
5.
Podatek dochodowy
-
-7399,63
-10268,23
-13287,62
-16466,20
-19812,85
-23336,94
-27048,39
-30957,69
-35075,95
-39414,90
6.
Nakłady inwestycyjne
finan. kapitałem
własnym
130118,47
7.
Przepływy pieniężne dla
-130118,47
właścicieli (1-2-3-4-5)
1636,21
10103,52
19100,86
28660,61
38817,10
49606,73
61068,09
73242,11
86172,17
99904,25
Lp
Rok analizy 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Wyszczególnienie
-130118,47
-128482,25
-118378,73
-99277,87
-70617,87
-31800,16
17806,57
78874,66
152116,77
238288,94
338193,19
Zdyskontowane
-130118,47
1515,01
8662,14
15162,88
21066,40
26418,27
31260,65
35632,65
39570,43
43107,54
46275,00
Zdyskontowane
skumulowane przepływy pieniężne
-130118,47
-128603,45
-119941,31
-104778,44
-83712,03
-57293,77
-26033,11
9599,54
49169,97
92277,51
138552,51
Stopa dyskontowa
8%
NPV (PLN)
1127895
IRR (%)
30,93
PB (lata)
5,6
DPB (lata)
6,7
PI
9,67
Tabela 8.5.
c.d.
Lp
Rok analizy 11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
434605,04
434605,35
488322,23
517621,56
548678,85
581599,59
Wyszczególnienie
1.
344247,90
364902,78
386796,94
410004,76
2.
Koszty operacyjne
102474,48
102825,70
103198,78
103595,30
104016,92
104465,48
104942,90
105451,30
105992,93
106570,23
2a
– amortyzacja
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
95488,84
2b
– eneria zużyta na pracę
pompy cyrkulacyjnej
2832,94
3059,58
3304,34
3568,69
3854,19
4162,52
4495,52
4855,16
5243,58
5663,06
2c
4152,70
4277,28
4405,60
4537,77
4673,90
4814,12
4958,54
5107,30
5260,52
5418,33
2d
– koszt wymiany płynu
solarnego
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3.
Odsetki od kredytu
10263,17
5207,42
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4.
Spłata części kapitałowej
168525,01
kredytu
173580,76
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5.
Podatek dochodowy
-43986,95
-48805,23
-53883,65
-58217,80
-62811,74
-67681,02
-72842,07
-78312,35
-84110,33
-90255,58
6.
finan. kapitałem własnym
7.
właścicieli (1-2-3-4-5)
114487,13
129972,50
325203,35
343680,50
363265,21
384023,69
406026,09
429346,75
454064,43
480262,61
Lp
Rok analizy 11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Skumulowane przepływy
452680,32
pieniężne
582652,82
907856,17
1251536,67
1614801,88
1998825,57
2404851,66
2834198,41
3288262,85
3768525,46
49101,57
51613,87
119576,60
117009,82
114516,35
112092,25
109736,25
107,443,61
105212,21
103039,48
pieniężne
187654,07
239267,94
358844,54
475854,36
590370,70
702463,56
812199,80
919643,41
1024855,62
127895,10
Wyszczególnienie
Stopa dyskontowa
NPV (PLN)
IRR (%)
PB (lata)
DPB (lata)
PI
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych udostępnionych przez WSzS w Częstochowie.
Przepływy pieniężne dla instalacji kolektorów słonecznych w Wojewódzkim
Szpitalu Specjalistycznym w Częstochowie przedstawia tabela 8.5. Instalacja
kolektorów słonecznych (598 kolektorów) wspomaganej ekonomizerami spalin
została oddana w lutym 2007 roku. Swego czasu była to największa tego typu
instalacja solarna w Polsce. Trzy obiegi kolektorów słonecznych zainstalowane
w WSzS w Częstochowie przedstawiono na zdjęciach 8.1-8.3.
Zdjęcie 8.1.
Zestawy kolektorów słonecznych na dachach – obieg nr1 (148 kolektorów)
Do obliczenia opłacalności instalacji przyjęto następujące założenia:
•
średnia roczna produkcja ciepła (instalacja solarna wspomagana ekonomizerami spalin) – 2965 GJ;
•
średnia roczna oszczędność gazu – 94 500 m3;
•
roczne koszty przeglądów i napraw (głównie dolewanie płynu solarnego,
wymiana odpowietrzników, uszczelek) – 3000 PLN;
•
roczne zużycie energii przez pompę cyrkulacyjną – 2700 kWh;
•
czas życia instalacji – 20 lat.
– 290 –
Zdjęcie 8.2.
Zestawy kolektorów słonecznych – obieg nr 2 (174 kolektorów)
Zdjęcie 8.3.
Zestawy kolektorów słonecznych – obieg nr 3 (276 kolektorów)
Zestawienie źródeł finansowania inwestycji podano na rysunku 8.5.
– 291 –
Rysunek 8.5.
Źródła finansowania instalacji kolektorów słonecznych i ekonomizerów
w WSzS w Częstochowie
Źródło: Dane WSzS w Częstochowie.
Inwestycja wykazuje wysoką opłacalność z punktu widzenia właściciela
(szpitala). Wartość bieżąca netto inwestycji wynosi 1 127 895 PLN. Należy jednak
zauważyć, że aż 53,62% nakładów inwestycyjnych było finansowane dotacją,
a 43,22% nakładów kredytem preferencyjnym.
Istnieją gotowe programy wspomagające podejmowanie decyzji inwestycyjnych, jak na przykład szeroko znany program RETScreen rządu Kanady1, dotyczący czystej energii. Na stronie projektu podana jest zamknięta lista projektów,
których efektywność można obliczyć. Użytkownik może też zdefiniować własny
typ projektu. Jest to duże ułatwienie dla użytkownika – należy wypełnić listę
założeń, które są dobrane pod konkretny projekt; program liczy również uzysk
energii elektrycznej, ciepła, biogazu. Również EC BREC Instytut Energetyki
Odnawialnej oferuje programy do obliczania opłacalności inwestycji w poszczególnych technologiach OZE. Funkcjonują obecnie programy Kolektorek2 oraz
BiogazInwest3. Ten ostatni umożliwia obliczenie uzysku biogazu w zależności od
mieszanki substratów, zastosowanej technologii i urządzeń, a także uzysku energii elektrycznej, ciepła, biometanu, przeliczenie ilości uzyskanych zielonych
i fioletowych/żółtych, brązowych certyfikatów, ilość pulpy pofermentacyjnej oraz
http://www.retscreen.net/pl/home.php [dostęp: 10.10.2010]
http://www.kolektorek.pl/ [dostęp: 10.10.2010]
3http://www.ieo.pl/pl/aktualnosci/39-biezace/312-program-biogaz-inwest-dostpny-ju-wsklepie-ieo.html [dostęp: 10.10.2010]
1
2
– 292 –
ostatecznie ocenę opłacalności inwestycji oraz analizę wrażliwości na kluczowe
parametry projektu.
8.5.12. Ocena finansowej opłacalności inwestycji
Poniżej opisano podstawowe, najczęściej stosowane kryteria oceny opłacalności inwestycji.
Okres zwrotu
Okres zwrotu jest to oczekiwany czas, potrzebny do odzyskania pierwotnego nakładu inwestycyjnego. Określa więc, po jakim okresie dodatnie przepływy
generowane przez projekt pokryją koszty jego uruchomienia. Jest to bardzo proste, intuicyjne narzędzie, bardzo popularne w praktyce. Może być stosowane do
analizy wstępnej projektów. Posiada jednak wady:
•
nie uwzględnia zmian wartości pieniądza w czasie;
•
samowolny sposób ustalania punktu krytycznego (na przykład, przyjmuje
się projekty o okresie zwrotu poniżej 3 lat);
•
niemożliwe jest uwzględnienie ryzyka związanego z danym projektem,
co powoduje, że nie można stosować okresu zwrotu do porównywania projektów z różnych klas ryzyka (zwykle ryzyko uwzględnia się w stopie dyskonta);
•
nie uwzględnia przepływów po okresie zwrotu.
Szczególnie kłopotliwa jest ostatnia wada, w szczególności dla projektów
nietypowych, gdzie po okresie zwrotu znak przepływów może się zmienić na
ujemny oraz dla porównywania projektów o innym rozłożeniu przepływów
w czasie (na przykład, przepływy malejące w czasie i rosnące w czasie). Wady tej
pozbawiona jest NPV, którą zawsze stosuje się jako podstawowe, „nieomylne”
kryterium oceny opłacalności.
Zdyskontowany okres zwrotu
Zdyskontowany okres zwrotu jest to oczekiwany czas potrzebny do odzyskania nakładu inwestycyjnego ze zdyskontowanych przepływów środków pieniężnych. Uwzględnia zmienną wartość pieniądza w czasie oraz umożliwia
uwzględnienie ryzyka projektu, pozostałe wady i zastosowania pozostają bez
zmian.
– 293 –
Wartość bieżąca netto
Wartość bieżąca netto projektu (NPV) jest sumą zdyskontowanych przepływów netto projektu.
N
NPV = 
t =0
CFt
(1 + k )t
(8.4)
gdzie:
N – liczba lat analizy,
CFt – przepływy pieniężne w t-tym roku,
k – stopa dyskontowa.
Jeżeli:
•
NPV > 0 – stopa zwrotu jest wyższa niż koszt pozyskania kapitału; przedsięwzięcie zwiększa zasoby firmy i projekt powinien być wstępnie zaakceptowany;
•
NPV = 0 – stopa zwrotu jest równa kosztowi pozyskania kapitału; przedsięwzięcie nie zwiększa zasobów firmy, ale również nie zmniejsza;
•
NPV < 0 – stopa zwrotu jest niższa niż koszt pozyskania kapitału; przedsięwzięcie zmniejsza zasoby firmy i projekt powinien być odrzucony.
W pierwszych latach realizacji inwestycji saldo kosztów i korzyści jest na
ogół ujemne i osiąga wartości dodatnie dopiero po upływie kilku lat. Wraz ze
stopniowym spadkiem czynnika dyskontującego ujemnym wartościom z pierwszych lat przypisuje się większe wagi niż wartościom dodatnim z późniejszych lat
realizacji projektu. Wartość stopy dyskontowej i wybór horyzontu czasowego
mają zasadnicze znaczenie przy określaniu NPV projektu.
Wartość bieżąca netto jest bardzo prostym i dokładnym wskaźnikiem efektywności. Dodatnia wartość NPV oznacza, że projekt przynosi korzyść netto (ponieważ suma ważonych przepływów kosztów i korzyści jest dodatnia) i jego realizacja jest zasadniczo pożądana pod względem finansowym. W przypadku
rozważania różnych możliwości ranking rozwiązań alternatywnych pod względem ich NPV wskazuje najlepszy wybór. Z rysunku 8.6 wynika na przykład, że
projekt 1 jest bardziej pożądany niż projekt 2, ponieważ wartość NPV jest wyższa
dla wszystkich zastosowanych stóp dyskontowych (i).
– 294 –
Rysunek 8.6.
Ranking projektów według wartości bieżącej netto
NPV
i
Źródło: Przewodnik do analizy kosztów ...op. cit., s. 237.
Rysunek 8.7.
Wykresy przeplatające się
NPV
x
i
Źródło: ibidem, s. 237.
Istnieją przypadki, gdy NPV danego projektu przewyższa NPV innego projektu nie dla każdej wartości i. Takie zjawisko jest nazywane „przeplataniem się”.
Przeplatanie się występuje, gdy wykresy wartości NPV dwóch projektów przecinają się, jak na rysunku 8.7. Jeśli stopa dyskontowa jest większa niż x, wartość
NPV jest wyższa dla projektu 1, jeśli mniejsza – dla projektu 2. Dla wybrania najlepszej możliwości zasadnicze znaczenie ma definicja stopy dyskontowej
(i w rozstrzygnięciu nie można odwoływać się do IRR).
– 295 –
Wskaźnik rentowności
Wskaźnik rentowności (PI) jest podobny do kryterium NPV. Jest on miarą
relatywnej, a nie bezwzględniej opłacalności projektu. Określa wygenerowany
zysk w stosunku do nakładów.
N
PI =

i=0
N

i=0
(+)
CF i
(1 + k ) i
CF i ( − )
(1 + k ) i
(8.5)
Jeżeli:
•
PI < 1 – projekt należy odrzucić;
•
PI=1 – projekt neutralny;
•
PI>1 – projekt powinien być wstępnie zaakceptowany.
Wskaźnik rentowności daje odpowiedź zgodną z NPV tylko dla porównania
projektów, które mają identyczną wartość bieżącą przepływów ujemnych. Jest to
jednak kryterium bardzo przydatne przy wyborze projektów w warunkach racjonowania kapitału (ograniczenia budżetowe).
Wewnętrzna stopa zwrotu
Z procedury liczenia wartości NPV wynika, że wraz ze wzrostem stopy dyskontowej (k) wartość NPV maleje (dla projektów typowych) – a więc dla odpowiednio dużej stopy dyskontowej wartość NPV staje się ujemna.
Wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) to wartość stopy dyskontowej, dla której
wartość NPV = 0, a więc projekt jest neutralny. Wyznacza się ją za pomocą wzoru:
N
CFi
 (1 + IRR)
i =0
i
=0
(8.6)
Do odczytania wartości IRR można wykorzystać profil NPV (rysunek 8.8).
Wartość IRR to punkt przecięcia wykresu z osią odciętych.
– 296 –
Rysunek 8.8.
Profil NPV projektu typowego
NPV
IRR
r
Wewnętrzna stopa zwrotu oznacza średnią w jednym okresie stopę zwrotu
z inwestycji. Dodatnie odchylenie IRR jest miarą bezpieczeństwa projektu. Informuje, w jakim stopniu stopa procentowa może się zmienić, nie prowadząc do
ujemnej wartości NPV. Duży margines IRR oznacza, że projekt charakteryzuje się
małą wrażliwością na zmiany kosztu kapitału. Wewnętrzna stopa zwrotu wskazuje względną efektywność inwestycji i należy ją stosować ostrożnie. Jeśli znak
przepływów pieniężnych zmienia się w poszczególnych latach realizacji projektu
(na przykład –, +, –, +, –), dla danego projektu mogą istnieć wielokrotne IRR (rysunek 8.9). W takim przypadku przy podejmowaniu decyzji nie można się kierować kryterium IRR.
Rysunek 8.9.
Wielokrotna wewnętrzna stopa zwrotu
NPV
IRR
IRR’
IRR’’
Źródło: Przewodnik do analizy kosztów…, op. cit., s. 238.
– 297 –
i
W takim przypadku wartości IRR nie mają żadnej interpretacji ekonomicznej.
Przykładami takich projektów są kopalnie i elektrownie jądrowe, które zazwyczaj
notują znaczne wydatki pieniężne na końcu okresu życia projektu wynikające
z kosztów zamknięcia.
Do innych niedostatków wewnętrznej stopy zwrotu zalicza się:4
•
wrażliwość na okres użyteczności ekonomicznej: w razie potrzeby porównania projektów o różnych okresach użyteczności ekonomicznej w podejściu zorientowanym na IRR zwiększają się efekty projektu krótkoterminowego, ponieważ IRR jest funkcją zarówno czasu, jak i wysokości nakładów
kapitałowych;
•
wrażliwość na rozłożenie korzyści w czasie: w przypadku projektów, które
przez wiele lat nie przynoszą korzyści, IRR jest zazwyczaj niższe niż w przypadku projektów o korzyściach dość równomiernie rozłożonych w czasie,
nawet jeśli zaktualizowana wartość netto projektów pierwszego rodzaju jest
wyższa;
•
wskaźnik IRR nie ma zastosowania w przypadkach, gdy stosowane są stopy
dyskontowe zmieniające się w czasie; w takich przypadkach zaktualizowana
wartość netto umożliwia łatwe uwzględnienie w obliczeniach zmian stopy
dyskontowej.
Jedną z zalet IRR (przy odpowiednich założeniach) jest to, że jest to wartość
wyrażona liczbowo, co ułatwia porównywanie projektów różniących się wyłącznie wielkością.
Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu
Główną przyczyną nieoptymalnych decyzji w przypadku posługiwania się
metodą IRR jest trudne do zrealizowania w praktyce założenie o możliwości reinwestycji nadwyżek po stopie IRR Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu
(MIRR) to kryterium, w którym usunięto to nierealne założenie.
Konstrukcja zmodyfikowana polega na sprowadzeniu wszystkich przepływów dodatnich do momentu ostatniego przez skapitalizowanie za pomocą przewidywanej stopy reinwestycji, sprowadzeniu wszystkich przepływów ujemnych
do momentu zerowego przez zdyskontowanie za pomocą właściwej dla projektu
stopy dyskontowej i następnie znalezieniu stopy dyskontowej (MIRR), która
użyta do zdyskontowania sumy skapitalizowanych przepływów dodatnich spowoduje równość ich wartości obecnej ze zdyskontowanymi przepływami ujemnymi. A więc MIRR to taka wartość stopy dyskontowej, dla której zdyskontowana
4
Przewodnik do analizy kosztów ..., op. cit., s. 239.
– 298 –
wartość końcowa inwestycji TV (terminal value) jest równa zaktualizowanej wartości kosztów tej inwestycji. Terminal value inwestycji, to wartość przyszła dodatnich wartości przepływów pieniężnych generowanych przez projekt.
N
 CF
(+)
i
MIRR = N
* (1 + rei ) N −i
i =0
CFi ( − )

i
i = 0 (1 + k )
N
−1
(8.7)
Wzór ma charakter warunkowy – przepływ w danym okresie, w zależności
od znaku, jest albo kapitalizowany w liczniku albo dyskontowany w mianowniku.
Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu jest pozbawiona kilku wad zwykłej IR. Można ją stosować do każdego rodzaju projektów – zarówno odwrotnych
do typowych, jak i całkowicie nietypowych.
8.5.13. Trwałość finansowa projektu
Projekt jest trwały finansowo, kiedy nie generuje ryzyka wyczerpania środków pieniężnych w przyszłości. A zatem projekt może być opłacalny, a równocześnie wykazywać problemy z zapewnieniem płynności finansowej. W tym przypadku istotne znaczenie ma moment, w którym następują wpływy i płatności
gotówkowe. Należy wskazać, w jaki sposób w horyzoncie czasowym projektu
wpływy będą systematycznie odpowiadać wydatkom rok do roku. Trwałość występuje wtedy, gdy suma przepływów netto w ramach skumulowanych strumieni
pieniężnych generowanych przez projekt jest dodatnia we wszystkich rozpatrywanych latach.
Strumienie przychodzące obejmują:
•
możliwe przychody ze sprzedaży;
•
środki pieniężne netto uzyskane w wyniku zarządzania zasobami finansowymi.
Strumienie wychodzące związane są z:
•
nakładami inwestycyjnymi;
•
kosztami operacyjnymi;
•
spłatą kredytów i odsetek;
•
podatkami;
•
innymi wydatkami (na przykład dywidendami, bonusami emerytalnymi).
– 299 –
Różnica między strumieniami przychodzącymi i wychodzącymi wykaże
deficyt lub nadwyżkę, która będzie kumulowana każdego roku (skumulowane
przepływy pieniężne projektów zawierają tabele 8.4 i 8.5).
8.6
Analiza ekonomiczna
Analiza ekonomiczna dokonywana jest z punktu widzenia społecznego
(a nie inwestora). W związku z tym jej wykonanie uzasadnione jest przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych w sektorze publicznym oraz w przypadku ubiegania się o dotację z funduszy publicznych na przykład UE. Powodem przeprowadzania analizy ekonomicznej są niedoskonałości rynku i fakt, że dane
finansowe, mimo że są istotne z powodów budżetowych, jako wskaźniki dobrobytu mogą wprowadzać w błąd.
Analiza ekonomiczna posługuje się wartościami ekonomicznymi, odzwierciedlającymi wartości, jakie społeczeństwo byłoby gotowe zapłacić za określone
dobro lub usługę. Ogólnie rzecz ujmując, analiza ekonomiczna wycenia wszystkie
czynniki zgodnie z ich wartością użytkową lub kosztem alternatywnym dla społeczeństwa.5
Opisana powyżej analiza ekonomiczna ma w istocie takie samo znaczenie
jak analiza kosztów i korzyści (cost-benefit analysis – CBA).6 Jest to schemat analityczny, którym posłużyć się można w ramach dowolnej, usystematyzowanej,
ilościowej oceny wstępnej projektu do ustalenia tego, czy lub w jakiej mierze
dany projekt zasługuje na realizację ze społecznego punktu widzenia. Analiza
kosztów i korzyści różni się więc od zwykłej oceny finansowej tym, że uwzględnia
wszystkie korzyści i koszty, niezależnie od tego, kto je ponosi.7 Przyczyną różnic
pomiędzy efektywnością ekonomiczną a finansową projektów inwestycyjnych
jest występowanie niedoskonałości rynku (market failures) takich, jak: brak doskonałej konkurencyjności (na przykład występowanie monopoli, także naturalnych), występowanie efektów zewnętrznych oraz dóbr charakteryzujących się
cechami dobra publicznego, jak i działalność państwa: cła, podatki.
Analiza kosztów i korzyści projektów inwestycyjnych: Przewodnik. Komisja Europejska, Dyrekcja Generalna – Polityka Regionalna, Warszawa 2003, s. 155.
6 Ibidem, s. 155.
7 Ibidem, s. 154.
5
– 300 –
Różne konfiguracje wykonalności finansowej i efektywności ekonomicznej
oraz rekomendacje dla projektów wynikające z danego układu tych kryteriów
obrazuje tabela 8.6.
Tabela 8.6.
Efektywność ekonomiczna a wykonalność finansowa projektów inwestycyjnych
Efektywność ekonomiczna
Charakterystyka
projektu
Tak
Nie
Tak
Projekt powinien być zrealizowany; sam rynek jest to w stanie
zapewnić
Projekt nie powinien być zrealizowany,
ale rynek może doprowadzić do jego
wdrożenia; potrzebna jest ingerencja
z zewnątrz (na przykład podatek dla
zniwelowania efektów zewnętrznych)
Nie
Projekt powinien być zrealizowany; sam rynek nie jest w stanie
tego zapewnić; potrzebna jest
ingerencja z zewnątrz (na przykład dotacja z funduszu publicznego)
Projekt nie powinien być zrealizowany;
sam rynek nie dopuści do jego wdrożenia
Wykonalność
finansowa
Źródło: T. Żylicz i in. Analiza ekonomiczna i ekologiczna przedsięwzięć ochronnych finansowanych przez NFOŚiGW. Raport Warszawskiego Ośrodka Ekonomii Ekologicznej dla
Ministerstwa Środowiska, Warszawa 2000.
W przypadku zgodności kryteriów efektywności ekonomicznej i wykonalności finansowej nie jest potrzebna ingerencja państwa, gdyż sam rynek doprowadzi do efektywnej alokacji zasobów. Jednak w przypadku niezgodności tych kryteriów pełny liberalizm gospodarczy mógłby doprowadzić do utraty dobrobytu
społecznego poprzez odrzucanie projektów efektywnych ekonomicznie lecz niewykonalnych finansowo oraz wdrażanie projektów wykonalnych finansowo lecz
nieefektywnych ekonomicznie.
8.6.1. Szacowanie przepływów pieniężnych
na potrzeby analizy ekonomicznej
Przepływy na potrzeby analizy ekonomicznej można oszacować poprzez
dokonanie pewnych korekt przepływów obliczonych na etapie analizy finansowej (rysunek 8.10).
– 301 –
Rysunek 8.10.
Schemat korekt od przepływów finansowych
do przepływów ekonomicznych projektu
EIRR
Część operacyjna
rk. przepływów
pieniężnych (FCF)
Nakłady
Przychody
Koszty
Zmiana kapitału
obrotowego,
Wartość
rezydualna
Korekta fiskalna
Korekta cen
rynkowych
Czynniki
zewnętrzne
(pozarynkowe)
Społeczne,
gospodarcze,
środowiskowe
+ Koszty
- Korzyści
Odliczenie
podatków
pośrednich,
Eliminacja
transferów
Wynik
ekonomiczny
przedsięwzięcia
Korekta do cen
z roku bazowego
(dyskontowanie
dla stopy 5,5%)
ENPV
Źródło: Podręcznik do opracowania analiz finansowych i ekonomicznych. Program współpracy transgranicznej Rzeczpospolita Polska – Republika Słowacka 2007-2013, grudzień
2009, s. 74.
Typowe korekty to:8
•
Eliminacja transferów – zalicza się do nich podatki, cła, subwencje, dotacje,
transakcje kredytowe (o ile zostały uwzględnione na etapie analizy finansowej). Należy pamiętać o wyeliminowaniu transferów w postaci instrumentów wsparcia ze strony państwa, przykładowo inwestycji w OZE (różnego rodzaju certyfikaty), gdyż korzyści środowiskowe pojawiają się jako
korzyści zewnętrzne. Należy uważać, aby nie ująć ich w przepływach dwukrotnie. Ewentualnie dopuszczalne jest rozwiązanie, aby przyjąć ceny certyfikatów energii z OZE jako równoznacznych korzyściom środowiskowym
generowanym przez te projekty. Jednak należy mieć na względzie trudność
w prognozowaniu instrumentów wsparcia oraz ich cen w całym okresie życia projektu oraz możliwość że wsparcie zakończy się w trakcie trwania projektu, a faktyczne korzyści środowiskowe odnoszone są w całym cyklu życia;
a także uwzględnić fakt, że skoro dostępne są wskaźniki bardziej precyzyjne
należy je zastosować.
M. Ligus, Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Analiza kosztów i korzyści, Wyd.
Fachowe CeDeWu, Warszawa 2010, s. 60.
8
– 302 –
•
•
Przeliczanie cen rynkowych na ceny kalkulacyjne (odzwierciedlające wartość społeczną dóbr i usług) – w praktyce zadanie trudne, gdyż nie ma dla
Polski referencyjnych wskaźników przeliczeniowych. Jeśli cena określonego
dobra lub usługi ma istotne znaczenie dla opłacalności ekonomicznej projektu, to można skorygować cenę lokalną do ceny światowej lub przynajmniej średniej ogólnopolskiej. W Przewodniku do analizy kosztów i korzyści zasugerować, że dopuszczalne jest przyjęcie cen rynkowych energii jako
efektywnych.
Szacowanie cen dóbr publicznych oraz efektów zewnętrznych – przepływy
na poziomie analizy ekonomicznej należy skorygować o oszacowaną wartość kosztów i korzyści zewnętrznych inwestycji. Warunkiem uwzględnienia
korzyści zewnętrznych w procesie decyzyjnym jest określenie ich wiarygodnych wartości. Pomimo, że efekty zewnętrzne produkcji energii są
przedmiotem wieloletnich intensywnych badań, obliczenie ich pieniężnej
wartości jest sprawą złożoną i ciągle kontrowersyjną.
Poniżej wylistowano typowe zniekształcenia cenowe oraz koszty i korzyści
zewnętrzne w sektorze energetycznym.9 W analizie ekonomicznej projektów
dotyczących transportu i dystrybucji energii należy uwzględnić następujące efekty zewnętrzne:
•
wycena wartości obsługiwanego obszaru przez aktualizację cen nieruchomości i gruntów;
•
niekorzystne efekty zewnętrzne związane z możliwym wpływem na środowisko (utrata gruntów, zniszczenie walorów krajobrazowych, oddziaływanie na środowisko przyrodnicze, spadek wartości gruntów lokalnych i nieruchomości w wyniku niedogodności takich jak hałas) i na inne infrastruktury;
•
niekorzystne efekty zewnętrzne związane z ryzykiem wypadku (takiego jak
pożar czy wybuch w przypadku zakładów ponownej gazyfikacji);
•
niekorzystne efekty zewnętrzne związane z uruchomieniem budowy,
zwłaszcza w przypadku sieci miejskich (niekorzystny wpływ na funkcje
mieszkaniowe, produkcyjne i usługowe, możliwości poruszania się ludności,
warunki w rolnictwie i na infrastrukturę).
Przewodnik do analizy kosztów ... op. cit., 2008, za: M. Ligus: Koszty i korzyści społeczne w ocenie
ekonomicznej efektywności gospodarowania energią na poziomie lokalnym, w: Efektywność –
rozważania nad istotą i pomiarem, red. T. Dudycz i G. Osbert-Pociecha, Prace Naukowe Uniwersytetu Ekonomicznego nr 144, Wyd. UE, Wrocław 2010, s. 266-286.
9
– 303 –
W analizie ekonomicznej projektów dotyczących produkcji energii i odnawialnych źródeł energii należy uwzględnić następujące efekty zewnętrzne oraz
zniekształcenia cenowe:
•
przychód ze sprzedaży energii (według odpowiednich cen kalkulacyjnych);
przychód ten można przedstawić w miarę możliwości na podstawie szacunkowej gotowości do zapłaty za energię, na przykład przez skwantyfikowanie
kosztów krańcowych, jakie użytkownik powinien ponieść w celu nabycia
energii (na przykład instalacja i eksploatacja prywatnych generatorów) lub
cen światowych;
•
wspomniane wyżej ceny kalkulacyjne energii należy zastosować również do
ilości zaoszczędzonej energii (lub unikniętego zużycia) w projektach dotyczących oszczędności energii;
•
w przypadku wdrożeniem projektów, które wykorzystują energię odnawialną lub których celem jest oszczędność energii należy uwzględnić środowiskowe efekty zewnętrzne tego typu projektów;
•
wartość związana z większym lub mniejszym uzależnieniem od energii
z zagranicy; ocenę należy przeprowadzić przy zastosowaniu odpowiednich
cen kalkulacyjnych dla zastąpionej energii importowanej;
•
wartość wynikająca ze wzrostu bezpieczeństwa energetycznego;
•
koszt działań niezbędnych do zneutralizowania ewentualnych niekorzystnych skutków dla powietrza, wód i gruntów, zarówno w wyniku budowy, jak
i działania zakładów;
•
koszt innych negatywnych efektów zewnętrznych, których nie można uniknąć, jak na przykład utrata gruntów, zniszczenie walorów krajobrazowych.
•
ustalenie kosztu alternatywnego rozmaitych czynników nakładczych; ekonomiczne koszty surowców należy oszacować, biorąc pod uwagę stratę dla
społeczeństwa na skutek spożytkowania ich w sposób odbiegający od optymalnego przeznaczenia alternatywnego.
Jedną z najistotniejszych grup korekt są efekty środowiskowe projektów
w sektorze energetycznym. Metody wyceny korzyści i strat środowiskowych
zostały rozwinięte właśnie w kontekście potrzeb zgłaszanych przez analizę kosztów-korzyści. Obecnie mają już znacznie szersze zastosowanie. Ocenia się, że
istnieje około 40 mniej lub bardziej istotnych metod szacowania korzyści i strat.
Metody te różnią się także zaawansowaniem teoretycznym i kompleksowością.10
Za najbardziej poprawne uważa się tak zwane nowoczesne metody wyceny, zali-
10Zarządzanie
w sektorze publicznym – rozwój zrównoważony – metody wyceny, red. P. Jeżowski,
Wyd. SGH, Warszawa 2002, s. 160.
– 304 –
czane do grup metod ujawnionych (ang. revealed preference techniques) i deklarowanych preferencji (ang. stated/expressed preference techniques), 11 pozwalające na oszacowanie w przybliżeniu całkowitej wartości ekonomicznej dobra.12
W ramach wyceny korzyści środowiskowych inwestycji w OZE w lutym
2007 roku autorka przeprowadziła ogólnopolskie badanie metodą wyceny warunkowej (Contingent Valuation Method – CVM) zaliczaną do grupy metod deklarowanych preferencji.13 Metoda ta polega na przeprowadzaniu wywiadów z konsumentami, podczas których podają oni swoje hipotetyczne wyceny dóbr i usług
środowiskowych. Przeprowadzane eksperymenty dowodzą, że przy obecnym
poziomie zaawansowania metodycznego badań CVM odpowiednie skonstruowanie kwestionariusza badania oraz włączenie testów poprawności i wiarygodności
otrzymanych wyników powinno prowadzić do uzyskania miarodajnych szacunków wartości. Badanie ankietowe zostało przeprowadzone we współpracy
z ośrodkiem badawczym na reprezentatywnej ogólnopolskiej próbie dorosłych
mieszkańców Polski. Badanie dotyczyło jakości powietrza w Polsce w odniesieniu
do subiektywnego postrzegania tego zagadnienia przez respondentów i do gotowości płacenia części własnego dochodu w celu poprawy jakości powietrza. Wyceniano odrębnie wpływ jakości powietrza na śmiertelność ludzi, zachorowania
(głównie choroby oddechowe), widoczność, materiały budowlane, zabytki oraz
ekosystemy i rolnictwo. Zasadniczym celem badania było oszacowanie średniej
miesięcznej kwoty gotowości do zapłaty (Willingness To Pay – WTP) gospodarstwa domowego za energię elektryczną w celu poprawy jakości powietrza. Badanie ankietowe ostatecznie posłużyło do oszacowania wskaźnika jednostkowego
korzyści środowiskowych produkcji energii z OZE według procedury zaproponowanej przez autorkę. Korzyści środowiskowe produkcji energii z OZE zostały
obliczone na podstawie szacunku unikniętych kosztów środowiskowych produkcji „czarnej” energii przez energetykę zawodową. A zatem przyjęto założenie, że
energia z OZE zastępuje energię ze źródeł konwencjonalnych. Obliczony na tej
podstawie wskaźnik jednostkowy korzyści środowiskowych produkcji energii
z OZE wynosi 7,22 zł/MWh, a w przeliczeniu na energię ciepła 2,01 zł/GJ.
Obecnie za najbardziej zaawansowaną i autorytatywną metodykę szacowania środowiskowych kosztów zewnętrznych uznaje się metodykę rozwiniętą
D. Pearce, E. B. Barbier: Blueprint for a Sustainable Economy, Earthscan Publications Ltd,
London 2000, p. 62.
12 Szerzej na temat metod wyceny: Ligus (Baron) M.: Techniki pomiaru preferencji w analizie
kosztów-korzyści projektów środowiskowych, Prace Naukowe Akademii Ekonomicznej nr 1042
Zarządzanie finansami firm – teoria i praktyka t.1, Wrocław 2004, s. 33-47.
13 M. Ligus, Efektywność inwestycji ... op. cit., s. 60.
11
– 305 –
w ramach projektu ExternE (External Costs of Energy) Komisji Europejskiej14
kontynuowaną w projekcie CASES (Costs Assessment of Sustainable Energy Systems).15 Metodyka ExternE określa koszty zewnętrzne stosując podejście ścieżki
oddziaływań, innymi słowy analizując serię zdarzeń łączących każdą z rozpatrywanych aktywności (na przykład emisji SO2) z jej skutkami (oddziaływaniem na
zdrowie ludzi, florę i faunę, dobra materialne) we wszystkich lokalizacjach dotkniętych tymi skutkami, a następnie określając wartość pieniężną tychże skutków. Szkody i ich koszty sumowane są dla wszystkich receptorów. Następnie
możliwe jest na przykład obliczenie kosztu na jednostkę emitowanego zanieczyszczenia, poprzez podzielenie sumarycznego kosztu szkód w wyniku emisji
wybranego zanieczyszczenia przez całkowita emisję tego zanieczyszczenia.16
Poniżej zostanie przedstawiona uproszczona analiza ekonomiczna dwóch
opisanych przykładów instalacji kolektorów słonecznych. W przypadku inwestycji w OZE istotne korekty polegają na oszacowaniu wartości środowiskowych
korzyści oraz ewentualnych kosztów zewnętrznych. Zastosowano szacunki będące rezultatem wspomnianego projektu Komisji Europejskiej CASES z 2008 roku.
Przeprowadzone w projekcie CASES analizy dowiodły, że analizowane tam technologie OZE to generalnie „czyste” technologie (dotyczy technologii do produkcji
energii elektrycznej; odrębnie przeprowadzano analizy inwestycji CHP) – udział
kosztów zewnętrznych w całkowitym koszcie produkcji stanowi, w zależności od
technologii OZE, od 1% do 2% kosztu całkowitego (dla porównania – dla technologii węglowych najwyższy udział kosztów zewnętrznych – około 50% kosztu
całkowitego). Korzyści środowiskowe inwestycji w OZE mogą być oszacowane na
podstawie wysokości kosztów uniknionych. W warunkach polskich można przyjąć, że OZE zastępują paliwa konwencjonalne. Jako unikniony koszt środowiskowy przyjęto wysokość kosztu środowiskowego produkcji energii w elektrowni
węglowej kondensacyjnej. Oszacowania kosztów zewnętrznych obejmowały
wpływ na zdrowie ludzi, florę i faunę, emisję substancji radioaktywnych oraz
emisję gazów cieplarnianych w całym cyklu życia. Zestawienie kosztów zewnętrznych w Polsce dla wybranych technologii OZE zawiera tabela 8.7.
ExternE: Externalities of energy: Volume 7 – Methodology 1998 update. European Commission, EUR 18835, 1999.
15 CASES – Costs assessment of sustainable energy systems, WP 6 Report: Development of a set
of full cost estimates of the use of different energy sources and its comparative assessment in
EU countries, EC, September 2008.
16 U. Radović: Energia elektryczna ze źródeł odnawialnych w Polsce – czy uniknięty koszt zewnętrzny uzasadnia dodatkowy koszt dla odbiorców finalnych? I Regionalna Konferencja i Wystawa
„Energia odnawialna na Pomorzu Zachodnim” Szczecin, 26 listopada 2003, s. 85.
14
– 306 –
Tabela 8.7.
Koszt zewnętrzny produkcji energii w Polsce
dla wybranych technologii OZE wg CASES
Środowiskowy
koszt zewnętrzny
2005-2010
[Ec/kWh]
Środowiskowy
koszt zewnętrzny
2005-2010
PLN/MWh
[1EUR=4PLN]
Środowiskowy
koszt zewnętrzny
2020 roku
[Ec/kWh]
Środowiskowy
koszt zewnętrzny
2030 roku
[Ec/kWh]
Energetyka wiatrowa lądowa
0,1069
(2% kosztu całkowitego)
4,276
0,0804
(1% kosztu
całkowitego)
0,0839
(1% kosztu
całkowitego)
Biogazownia
(CHP)
3,5405
(około 11%
kosztu całkowitego)
141,62
4,6702
(26% kosztu
całkowitego)
5,0597
(44% kosztu
całkowitego)
Kolektory słoneczne (produkcja
energii elektrycznej)
0,1248
(1% kosztu całkowitego)
5
0,1292
(1% k. całkowitego)
0,1248
(1% kosztu
całkowitego)
Elektrownia węglowa kondensacyjna
3,2518
(49% kosztu
całkowitego)
130
3,8018
(54% kosztu
całkowitego)
4,7108
(60% kosztu
całkowitego)
Technologia
Źródło: CASES, Full cost estimates of the use of different energy sources, EC, September
2008; opracowanie własne: M. Ligus: Analiza porównawcza opłacalności finansowoekonomicznej technologii …, op. cit.
Może dziwić wysokość kosztu zewnętrznego dla elektrociepłowni biogazowej (większość tego kosztu związana z wpływem na zdrowie ludzi), jest on nawet
nieco wyższy w porównaniu z kosztem zewnętrznym dla elektrowni węglowej
kondensacyjnej. Technologia biogazowa jest generalnie droga (koszt prywatny
ponad 30Ec/kWh), więc w ujęciu procentowym koszt zewnętrzny stanowi niewielką część kosztu całkowitego (inaczej społecznego: koszt prywatny plus zewnętrzny), podczas gdy dla elektrowni węglowej stanowi około 50% kosztu całkowitego. Oczekiwany koszt prywatny dla biogazowni na 2020 rok jest około
trzykrotnie niższy ale koszt zewnętrzny nieco wzrasta aż do 2030 roku (okres
objęty prognozą). To samo dotyczy innych technologii (poza wiatrową, która
obciążona jest minimalnymi kosztami zewnętrznymi). Należy pamiętać, że kategorie kosztów stanowiące największy udział w oszacowanym koszcie zewnętrznym to wpływ na zdrowie i życie ludzi, które to kategorie w większości opierają
się na szacunku gotowości do zapłaty (willingness to pay – WTP). Wraz ze wzrostem zamożności społeczeństw WTP będzie rosło.
– 307 –
Zamiana finansowej na społeczną stopę dyskontową – finansowa stopa dyskontowa opiera się na preferencjach wyrażanych na rynku kapitałowym. Ekonomiczna stopa dyskontowa jest to stopa aktualizacji wyrażająca preferencje społeczeństwa w zakresie spożycia w czasie. Stopę taką przyjęto określać jako
społeczną stopę dyskontową (social discount rate – SDR). W literaturze naukowej,
jak i w praktyce międzynarodowej spotkać można wiele koncepcji dotyczących
interpretacji i zasad ustalania wartości SDR Zazwyczaj proponowane wartości są
stosunkowo niskie. Ministerstwo Rozwoju Regionalnego17 proponuje, za Komisja
Europejską, zastosowanie jako referencyjnej społecznej stopy dyskontowej na
poziomie 5,5%.
Przepływy pieniężne na potrzeby CBA projektów w sektorze energetycznym
przedstawia tabela 8.8.
Tabela 8.8.
Poglądowe zestawienie przepływów dla społeczeństwa
Lp.
Wyszczególnienie
1.
NOPAT
2.
Amortyzacja
3.
Zmiana kapitału pracującego netto
4.
Nakłady inwestycyjne (bez dotacji)
5.
Korekta o transfery (a+b-c-d)
a. Podatek dochodowy
b. Podatek od nieruchomości
c. Dotacje
d. Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii z OZE
6.
Korzyści zewnętrzne (środowiskowe i pozaśrodowiskowe)
7.
Koszty zewnętrzne (środowiskowe i pozaśrodowiskowe)
8.
Korekty cen
9.
Przepływy pieniężne dla społeczeństwa (1+2+3-4+5+6-7+8)
Pozycje 1-4 to typowe przepływy obliczone na poziomie analizy finansowej,
a pozycje 5-9 to korekty dokonywane na potrzeby analizy ekonomicznej.
17 Wytyczne w zakresie wybranych zagadnień związanych z przygotowaniem projektów inwestycyjnych, w tym projektów generujących dochód, MRR, Warszawa 2009, s.36.
– 308 –
Tabela 8.9.
Przepływy pieniężne dla społeczeństwa i kryteria oceny opłacalności ekonomicznej inwestycji –
instalacja kolektorów słonecznych dla przygotowania c.w.u. w domu jednorodzinnym
Przepływy pieniężne dla społeczeństwa
Lp.
Rok analizy 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
-1042,73
Wyszczególnienie
1.
FCFE
-13200,00
-675,43
-614,44
-810,83
-747,56
-1374,40
-604,21
-523,20
-435,27
-339,87
2.
Korekta o transfery (a+b+c)
0,0
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
1437,77
a.
Podatek dochodowy
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
b.
Raty kapitałowe kredytu
540,17
586,09
635,91
689,96
748,61
812,24
881,28
956,19
1037,46
1125,65
c.
Raty odsetkowe
0,00
897,60
851,69
801,87
747,82
689,17
625,54
556,50
481,59
400,31
312,13
3.
Korzyści zewnętrzne (środowiskowe)
383,85
393,45
403,28
413,36
423,70
434,29
445,15
456,28
467,68
479,38
.4.
Koszty zewnętrzne (środowiskowe)
14,76
15,13
15,51
19,90
16,30
16,70
17,12
17,55
17,99
18,44
5.
Korekty cen
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.
społeczeństwa (1+2+3-4+5)
-13200
1131,43
1201,65
1014,72
1087,68
470,78
1251,15
1342,61
1441,23
1547,60
855,98
8.
-13200
1072,45
1079,62
864,15
877,99
360,21
907,39
922,96
939,10
955,84
501,12
9.
Zdyskontowane skumulowane
-13200
-12127,55
-11047,93
-10183,78
-9305,79
-8945,58
-8038,19
-7115,23
-6176,13
-5220,28
-4719,16
Stopa dyskontowa
5,50%
ENPV (PLN)
5685
ERR (%)
3,01
PB (lata)
18,8
DPB (lata)
31
B/C
1,43
Tabela 8.9.
c.d.
Lp.
Rok analizy 11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Wyszczególnienie
1.
FCFE
-124,14
-2,44
1567,27
1710,27
930,47
2033,16
2215,07
2412,11
2625,51
2856,59
2.
1437,77
1437,77
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
a.
Podatek dochodowy
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
b.
1221,32
1325,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
c.
Raty odsetkowe
216,45
112,64
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3.
491,36
503,64
516,24
529,14
542,37
555,93
569,83
584,07
598,68
613,64
.4.
18,90
19,37
19,86
20,35
20,86
21,38
21,92
22,46
23,03
23,60
5.
Korekty cen
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.
(1+2+3-4+5)
1786,09
1919,61
2063,65
2219,06
1451,98
2567,71
2762,98
2973,72
3201,16
3446,63
8.
991,12
1009,68
1028,85
1048,66
650,39
1090,20
1111,95
1134,37
1157,47
1181,26
9.
pieniężne
-3728,04
-2718,36
-1689,51
-640,85
9,54
1099,74
2211,69
3346,07
4503,54
5684,80
Stopa dyskontowa
ENPV (PLN)
ERR (%)
PB (lata)
DPB (lata)
B/C
Tabela 8.10.
wraz z ekonomizerami w Wojewódzkim Szpitalu Specjalistycznym w Częstochowie
Lp.
Rok analizy 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Wyszczególnienie
1.
FCFE
-4117673,00
1636,21
10103,52
19100,86
28660,61
38817,10
49606,73
61068,09
73242,11
86172,17
99904,25
2.
0,00
186187,82
189056,41
192075,80
195254,39
198601,03
202125,12
205836,57
209745,87
213864,13
218203,08
a.
Podatek dochodowy
0,00
-7399,63
-10268,23
-13287,62
-16466,20
-19812,85
-23336,94
-27048,39
-30957,69
-35075,95
-39414,90
b.
125398,43
129160,39
133035,20
137026,25
141137,04
145371,15
149732,29
154224,26
158850,98
163616,51
c.
Raty odsetkowe
53389,75
49627,80
45752,98
41761,93
37651,14
33417,03
29055,89
24563,93
19937,20
15171,67
3.
Korzyści zewnętrzne
(środowiskowe)
131717,23
165668,74
139738,81
143930,97
148248,90
152696,37
157277,26
161995,58
166855,44
171861,11
.4.
Koszty zewnętrzne
(środowiskowe)
5066,05
5218,03
5374,57
5535,81
5701,88
5872,94
6049,13
6230,60
6417,52
6610,04
5.
Korekty cen
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.
-4117673,00
314475,21
329610,64
345540,90
362310,16
379965,15
398555,28
418132,80
438752,96
460474,22
483358,39
0,00
pieniężne
-4117673,00
-3803197,79
-3473587,15
-3128046,25
-2765736,09
-2385770,94
-1987215,66
-1569082,86
-1130329,90
-669855,68
-186497,28
8.
Zdyskontowane przepływy
pieniężne
-4117673,00
298080,77
296139,48
294267,35
292462,83
290724,39
289050,56
287439,88
285890,94
284402,35
282972,78
9.
Zdyskontowane skumulowane przepływy pieniężne
-4117673,00
-3819592,23
-3523452,75
-3229185,40
-2936722,57
-2645998,18
-2356947,63
-2069507,75
-1783616,82
-1499214,46
-1216241,68
Stopa dyskontowa
5,50 %
ENPV (PLN)
1546939
ERR (%)
8,99
PB (lata)
10,4
DPB (lata)
14,4
B/C
1,38
Tabela 8.10.
c.d.
Lp.
Rok analizy 11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
480262,61
Wyszczególnienie
1.
FCFE
114487,13
129972,50
325203,35
343680,50
363265,21
384023,69
406026,09
429346,75
454064,43
2.
222775,13
227593,42
53883,65
58217,80
62811,74
67681,02
72842,07
78312,35
84110,33
90255,58
a.
Podatek dochodowy
-43986,95
-48805,23
-53883,65
-58217,80
-62811,74
-67681,02
-72842,07
-78312,35
-84110,33
-90255,58
b.
168525,01
173580,76
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
c.
Raty odsetkowe
10263,17
5207,42
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3.
177016,94
182327,45
187797,27
193431,19
199234,13
205211,15
211367,48
217708,51
224239,76
230966,96
.4.
6808,34
7012,59
7222,97
7439,66
7662,85
7892,74
8129,52
8373,40
8624,61
8883,34
5.
Korekty cen
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6.
507470,85
532880,77
559661,30
587889,83
617648,23
649023,12
682106,13
716994,20
753789,92
792601,80
pieniężne
320973,57
853854,34
1413515,64
2001405,47
2619053,70
3268076,82
3950182,95
4667177,15
5420967,06
6213568,87
8.
Zdyskontowane przepływy
pieniężne
281600,91
280285,44
279025,12
277818,72
276665,05
275562,94
274511,24
273508,84
272554,65
271647,59
9.
Zdyskontowane skumulowane
-934640,77
-654355,34
-375330,22
-97511,50
179153,56
454716,50
729227,74
1002736,59
1275291,23
1546938,83
Stopa dyskontowa
ENPV (PLN)
ERR (%)
PB (lata)
DPB (lata)
B/C
Przepływy dla społeczeństwa oraz kryteria oceny efektywności ekonomicznej rozważanych przykładowych instalacji kolektorów słonecznych przedstawiono w tabelach 8.9 i 8.10. Z analizy wynika, że inwestycje wykazują opłacalność
ekonomiczną na wysokim poziomie.
8.6.2. Ocena ekonomicznej opłacalności inwestycji
W analizie kosztów i korzyści stosuje się kryteria oceny efektywności analogiczne do kryteriów wykorzystywanych w analizie finansowej, takich jak wartość
bieżąca netto (NPV), wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) oraz wskaźnik rentowności
(PI). Ze względu na to, że analiza obejmuje tutaj koszty i korzyści społeczne, często stosuje się nieco odmienne nazewnictwo.
Odpowiednikiem NPV jest ekonomiczna wartość bieżąca netto (ENPV), dana
wzorem:
N
ENPV = 
t =0
ECFt
(1 + SDR )t
(8.8)
gdzie:
ECFt – społeczny przepływ pieniężny w okresie t-tym,
SDR – społeczna stopa dyskontowa,
N – liczba okresów analizy.
Odpowiednikiem IRR jest ekonomiczna wewnętrzna stopa zwrotu (ERR)
dana wzorem:
N
ECFt
 (1 + ERR)
t =0
t
=0
(8.9)
Odpowiednikiem PI jest wskaźnik korzyści-koszty (B/C) dany wzorem1:
B PV ( B )
=
C PV (C )
gdzie:
PV(B) – wartość obecna korzyści,
PV(C) – wartość obecna kosztów.
1
Przewodnik do analizy kosztów i korzyści …, op. cit.
– 313 –
(8.10)
Interpretacja tych kryteriów jest identyczna jak w analizie finansowej; ENPV
stanowi różnicę między zdyskontowanymi korzyściami i zdyskontowanymi kosztami projektu. Warte wdrożenia są projekty charakteryzujące się dodatnią wartością ENPV; ERR jest stopą dyskontową, dla której ENPV projektu jest równe zero.
Warte wdrożenia są projekty o ERR większej od stopy dyskontowej projektu.
Wskaźnik B/C jest ilorazem zdyskontowanych korzyści i zdyskontowanych kosztów projektu, warte wdrożenia są projekty o wskaźniku większym od jedności.
Należy również pamiętać o zależnościach pomiędzy tymi kryteriami oceny
efektywności. W przypadku rozważania różnych możliwości ranking rozwiązań
alternatywnych pod względem ich ENPV wskazuje najlepszy wybór. Istnieją
przypadki, gdy ENPV danego projektu przewyższa ENPV innego projektu nie dla
każdej wartości stopy dyskontowej. Takie zjawisko jest nazywane „przeplataniem
się”. Przeplatanie się występuje, gdy wykresy wartości ENPV dwóch projektów
przecinają się. Dla wybrania najlepszej możliwości zasadnicze znaczenie ma definicja stopy dyskontowej (i w takim przypadku przy wyborze wariantu projektu
nie można odwoływać się do ERR, nawet jako do kryterium pomocniczego).
Ekonomiczna wewnętrzna stopa zwrotu jest to stopa dyskontowa, dla której
ENPV jest równe zero. Wady i zalety oraz możliwe zastosowania są analogiczne
jak dla IRR.
Podobnie jak ERR, wskaźnik B/C jest niezależny od wielkości inwestycji, ale
w przeciwieństwie do ERR nie występują przypadki niejednoznaczne; w związku
z tym wskaźnik ten może być traktowany jako uzupełnienie ENPV w tworzeniu
rankingu projektów, których dotyczą ograniczenia budżetowe. W takich przypadkach można zastosować wskaźnik B/C, aby przeprowadzić ocenę efektywności projektu.2
Zasadą jest, że według kryterium maksymalizacji dobrobytu społecznego, za
optymalny przyjmuje się projekt maksymalizujący ENPV. W przypadku, gdy okaże się niemożliwe wyrażenie w wartościach pieniężnych wszystkich elementów
po stronie nakładów oraz efektów poszczególnych wariantów projektu, możliwe
jest przyjęcie do realizacji projektu o ujemnym ENPV. Sytuacja taka występuje,
gdy projekt generuje istotne korzyści niezmonetaryzowane. Należy to jednak
traktować jako rzadki przypadek, a w analizie ekonomicznej nadal należy wykazać w sposób przekonujący, systematycznie uzasadniony i poparty odpowiednimi
danymi, że w pewnym sensie korzyści społeczne są większe niż koszty społeczne,
nawet jeżeli inwestor nie jest w stanie dokonać pełnej kwantyfikacji korzyści.
2
Ibidem, s. 236-239.
– 314 –
8.7
Analiza wrażliwości i ryzyka
Przeprowadzenie oceny ryzyka ma na celu oszacowanie trwałości i realności
celów inwestycji. Poprzez analizę ryzyka należy przede wszystkim rozumieć
identyfikację istniejących i potencjalnych zagrożeń, określenie prawdopodobieństwa ich wystąpienia oraz wpływu na inwestycję. Głównie chodzi o wpływ czynników ryzyka na wartość projektu (możliwe jest określenie również wpływu
czynników ryzyka na inne parametry opisujące projekt, jak na zmianę harmonogramu, jakości, wykonalności i zakresu projektu, zasobów projektu, satysfakcji
klienta).
8.7.1. Analiza wrażliwości
Analiza wrażliwości (sensitivity analysis) umożliwia ustalenie „decydujących” zmiennych lub parametrów modelu. Za decydujące zmienne uznaje się
takie, których zmienność – dodatnia lub ujemna – wywiera największy wpływ na
opłacalność finansową i/lub ekonomiczną projektu. Dokonuje się ją, zmieniając
za każdym razem jeden element i ustalając wpływ takiej zmiany na wskaźnik NPV
lub IRR.
Kryteria, jakie należy przyjąć przy wyborze zmiennych decydujących, różnią
się w zależności od konkretnego projektu i muszą być dokładnie ustalane w trybie indywidualnym. Według wytycznych KE zalecanym kryterium ogólnym jest
uwzględnianie tych zmiennych lub parametrów, w przypadku których bezwzględna zmienność rzędu 1% w odniesieniu do najlepszego oszacowania skutkuje odpowiednią zmiennością NPV nie mniejszą niż jeden punkt procentowy
(to znaczy elastyczność równa jest jedności lub większa).
Procedura przeprowadzania analizy wrażliwości obejmuje następujące
etapy:
•
identyfikacja zmiennych;
•
eliminacja zmiennych w pełni zależnych;
•
analiza elastyczności;
•
wybór zmiennych decydujących.
Przykładowe zmienne poddawane analizie na etapie analizy finansowej
i ekonomicznej przedstawia tabela 8.11.
– 315 –
Tabela 8.11.
Identyfikacja zmiennych na etapie analizy finansowej i ekonomicznej
Kategorie
Przykłady zmiennych
Dynamika cen
stopa inflacji, stopa wzrostu realnych wynagrodzeń, ceny energii, zmiany cen
towarów i usług
Dane o popycie
populacja, wskaźnik wzrostu demograficznego, specyficzny typ konsumpcji,
zachorowalność;
kształtowanie się popytu, natężenie ruchu, wielkość obszaru do nawodnienia,
obroty handlowe dla danego towaru
Koszty inwestycji
czas trwania inwestycji budowlanej (opóźnienia w realizacji), godzinowy koszt
robocizny;
wydajność na godzinę, koszt ziemi, koszt transportu, koszt kruszywa
betonowego, odległość od kamieniołomu, koszty czynszów, głębokość studni,
żywotność wyposażenia i produkowanych dóbr
Koszty operacyjne
ceny wykorzystywanych towarów i usług, koszt personelu na godzinę,
cena energii elektrycznej, gazu i innych paliw
Ilościowe parametry specyficzny typ konsumpcji energii oraz innych towarów i usług, liczba
zatrudnionych osób
kosztów operacyjnych
Ceny produktów
taryfy, ceny sprzedaży produktów, ceny półproduktów
Ilościowe parametry produkcja na godzinę (lub inny okres) sprzedawanych towarów, wolumen
świadczonych usług;
przychodów
wydajność, liczba użytkowników, wskaźnik penetracji obsługiwanego obszaru,
penetracja rynku
Ceny kalkulacyjne
(koszty i korzyści)
współczynniki do przeliczania cen rynkowych, wartość czasu, koszt hospitalizacji, koszt;
uniknionych zgonów, ceny dualne towarów i usług, waloryzacja efektów
zewnętrznych
Ilościowe parametry wskaźnik uniknionych zachorowań, powierzchnia wykorzystanego obszaru,
wartość dodana na
kosztów i korzyści
nawodniony hektar, ilość energii wytworzonej lub surowców wykorzystanych
Źródło: Przewodnik do analizy kosztów i korzyści …, op. cit., s. 66-67.
Typowe parametry projektów w sektorze energetycznym, które należy poddać analizie to:
•
pozycje nakładów inwestycyjnych;
•
poszczególne koszty operacyjne;
•
ceny energii elektrycznej, ciepła, ewentualnie certyfikatów i innych elementów po stronie przychodów typowych dla konkretnego projektu;
•
stopa dyskontowa.
– 316 –
Tabela 8.12 przedstawia wpływ zmiennych na wartość projektu (NPV) dla
omawianego przykładu instalacji kolektorów słonecznych w domu jednorodzinnym. Analizowano wpływ na NPV projektu zmienności o +/-10% od wartości
bazowych zmiennych.
Tabela 8.12.
Wpływ zmiennych na wartość projektu (NPV) dla przykładu instalacji
kolektorów słonecznych w domu jednorodzinnym
NPV przy
wzroście
zmiennej o 10%
Wartość bazowa
NPV
NPV przy spadku
zmiennej o 10%
Zmiana
procentowa
NPV
Oszczędności
na gazie ziemnym
928
-1 125
-3 178
182%
Zużycie energii elektrycznej
(pompa cyrkulacyjna)
-1 255
-1 125
-995
11,6%
Koszty przeglądów i napraw
NPV dla zmiennej
-1 473
-1 125
-777
30,9%
Koszt wymiany płynu solarnego -1274
-1 125
-976
13,2%
-2 663
-1 125
413
137%
Stopa dyskontowa
-1 540
-1 125
-665
39% (średnia)
Jako wynik analizy, KE proponuje:
tabelę, w której parametry byłyby klasyfikowane w trzech grupach: elastyczność wysoka, średnia, niska i/lub wybór zmiennych krytycznych;
•
analizę punktu progowego, lub innej wartości wyłączającej – wartość, jaką
musiałaby przyjąć zmienna, aby wskaźnik NPV wyniósł 0.
W przykładzie za zmienne krytyczne można uznać oszacowaną kwotę oszczędności z tytułu zmniejszenia zużycia gazu ziemnego oraz wysokość nakładów
inwestycyjnych. Istotne znaczenie dla wartości projektu mają również wysokość
stopy dyskontowej (przyjętej na poziomie kosztu alternatywnego kapitału własnego) oraz koszt przeglądów i napraw. Najmniejszy wpływ na wartość projektu
ma koszt wymiany płynu solarnego oraz koszt energii zużytej na pracę pompy
cyrkulacyjnej.
•
8.7.2. Analiza scenariuszy
W praktyce do analizowania projektów w warunkach niepewności stosuje
się często analizę scenariuszy (scenario analysis). Dla projektu sporządzane są
prognozy dotyczące poszczególnych zmiennych (zwykle koncentruje się na
– 317 –
zmiennych krytycznych wyznaczonych na etapie analizy wrażliwości) decydujących o wartości NPV projektu w przypadku różnych scenariuszy rozwoju sytuacji
w przyszłości. Najczęściej rozpatruje się trzy scenariusze: najbardziej prawdopodobny (best), optymistyczny (optimistic), pesymistyczny (pessimistic). Stąd zresztą wywodzi się spotykana czasem angielska nazwa metody – analiza BOP.
W efekcie otrzymuje się trzy możliwe wartości NPV projektu. Te informacje można wykorzystać w różny sposób. Jeśli znane są prawdopodobieństwa realizacji
scenariuszy można wyliczyć wartość oczekiwaną NPV, to jest E(NPV) oraz odchylenie standardowe NPV, to jest s(NPV). Jeśli brakuje danych do wiarygodnego
określenia prawdopodobieństwa realizacji scenariuszy wnioski mogą być wyciągane na podstawie samych wartości NPV. Gdy NPV w scenariuszu pesymistycznym jest większa od zera projekt można uznać za bezpieczny i warty realizacji.
Jeśli NPV w scenariuszu optymistycznym jest mniejsza od zera projekt należy
odrzucić. W pozostałych przypadkach (często spotykanych w praktyce) decyzja
nie jest jednoznaczna i pozostaje w gestii menedżera projektu.
Analizy wrażliwości/scenariuszy nie należy traktować jako substytutu analizy ryzyka, lecz jedynie jako procedurę pośrednią.
8.7.3. Analiza ryzyka
Głównym ograniczeniem analizy wrażliwości i scenariuszy (najczęściej) jest
to, że nie uwzględniają one prawdopodobieństwa wystąpienia zdarzeń.
Kolejnym krokiem jest przypisanie każdej ze zmiennych decydujących rozkładu prawdopodobieństwa, zdefiniowanego w precyzyjnym zakresie wokół
najlepszej wartości szacunkowej, stanowiącej przypadek bazowy, w celu obliczenia oczekiwanych wartości finansowych i ekonomicznych wskaźników opłacalności.
Rozkład prawdopodobieństwa dla każdej zmiennej można uzyskać z różnych źródeł takich, jak dane eksperymentalne, rozkłady znalezione w literaturze
przedmiotu, konsultacje z ekspertami. Rzecz jasna, jeżeli proces określania rozkładów nie jest realistyczny, nierealistyczna jest także ocena ryzyka. W wersji
najprostszej (na przykład rozkład trójkątny) etap ten jest jednak zawsze przydatny i w istotnym stopniu ułatwia zrozumienie mocnych i słabych stron projektu w porównaniu z przypadkiem bazowym.3
Po ustaleniu rozkładów prawdopodobieństwa dla zmiennych decydujących
można przystąpić do obliczenia rozkładu prawdopodobieństwa w odniesieniu do
wskaźnika IRR lub NPV projektu. Do tego celu sugeruje się metodę Monte Carlo,
3
Przewodnik do analizy kosztów i korzyści…, op. cit., s. 69.
– 318 –
wymagającą oprogramowania kalkulacyjnego. Polega ona na wielokrotnym losowym wyborze zbiorów wartości dla zmiennych decydujących, pobieranych
w odpowiednio określonych odstępach, a następnie obliczeniu wskaźników IRR
lub NPV na podstawie każdego z wybranych zbiorów wartości. Powtarzając tę
procedurę dla wystarczająco dużej liczby wybranych zbiorów (zwykle nie większej niż kilkaset), można uzyskać uprzednio zdefiniowaną zbieżność kalkulacji
z rozkładem prawdopodobieństwa IRR lub NPV.
Najbardziej przydatny sposób prezentacji wyniku polega na wyrażeniu go
w kategoriach rozkładu prawdopodobieństwa lub skumulowanego prawdopodobieństwa IRR bądź NPV w uzyskanym w ten sposób przedziale wartości.
– 319 –
BIBLIOGRAFIA
Druki zwarte i ciągłe
Agenda 21 – Program wdrażania zrównoważonego rozwoju świata, przyjęty na Konferencji Narodów Zjednoczonych „Środowisko i Rozwój” w Rio de Janeiro, w:
Dokumenty końcowe konferencji Narodów Zjednoczonych „Środowisko i Rozwój”,
Wyd. Instytutu Ochrony Środowiska, Warszawa 1998.
Biogaz rolniczy – produkcja i wykorzystanie, Mazowiecka Agencja Energetyczna,
Sp. z o.o., Warszawa, grudzień 2009.
Biopaliwa, red. P. Gradziuk, Wyd. Wieś Jutra, Warszawa 2003.
Buczek J., Kryńska B., Zasoby biomasy – zasady i wskaźniki sporządzania bilansu biomasy. Materiały szkoleniowe „Innowacje w technologiach roślinnych podstawą
kształtowania rolniczej przestrzeni produkcyjnej przez samorząd terytorialny”,
Uniwersytet Rzeszowski, Rzeszów 2007.
CASES – Costs assessment of sustainable energy systems, WP 6 Report: Development of a set
of full cost estimates of the use of different energy sources and its comparative assessment in EU countries, EC, September 2008.
Ciepła D., Rynek, energia, klimat, „Nowy Przemysł” 2011 nr 5.
Dolnicki B., Samorząd terytorialny, Kantor Wydawniczy Zamykacze, Kraków 2001.
Domagała M., Bezpieczeństwo energetyczne. Aspekty prawno-administracyjne, Wyd. KUL,
Lublin 2008.
Drobniak A., Podstawy oceny efektywności projektów publicznych, Wyd. Akademii
Ekonomicznej, Katowice 2008.
Efektywność wykorzystania energii w latach 1999-2009, GUS, Warszawa 2010.
European Biomass Statistics, AEBIOM, Belgium 2007.
ExternE: Externalities of energy: Volume 7 – Methodology 1998 update. European
Commission, EUR 18835, 1999.
Fundusze strukturalne jako instrument wsparcia rozwoju gospodarki niskoemisyjnej
i zasobooszczędnej, red. W. Piontek, Wyd. Wyższej Szkoły Ekonomicznej, Białystok 2011.
Godlewski J., Wąsik J., A. Wróbel, Kierunki rozwoju organicznych ogniw słonecznych,
„Czysta Energia” 2010 nr 8.
Gołębiewski J., Poradnik menedżera programów kryzysowych, Wyd. Szkoły Aspirantów Państwowej Straży Pożarnej, Karków 2003.
Gospodarka mieszkaniowa w 2005 roku, GUS, Warszawa, sierpień 2006.
Gospodarka mieszkaniowa w 2007 roku, GUS, Warszawa, październik 2008.
Gospodarka mieszkaniowa w 2009 roku, GUS, Warszawa, październik 2010.
Grzybek A., Gradziuk P., Kowalczyk K., Słoma – energetyczne paliwo, Wyd. Wieś Jutra,
Warszawa 2001.
– 321 –
Jajuga T., T. Słoński, Finanse spółek. Długoterminowe decyzje inwestycyjne i finansowe,
Wyd. Akademii Ekonomicznej, Wrocław 2000, s. 139.
Jankowski A., Po co gminie energetyk, „Przegląd Komunalny” 2008 nr 9.
Klugmann-Radziemska E., Odnawialne źródła energii – przykłady obliczeniowe. Wyd.
Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2009.
Kopaliński W., Słownik wyrazów obcych i zwrotów obcojęzycznych z almanachem,
Wyd. Muza SA, Warszawa 2000.
Kopczewski M., Zarządzanie kryzysowe elementem systemu bezpieczeństwa wewnętrznego państwa, w: M. Gawrońska-Garstka, Edukacja dla bezpieczeństwa. Bezpieczeństwo intelektualne Polaków, Wyd. Wyższej Szkoły Bezpieczeństwa, Poznań
2009.
Kosakowski B., Sprawne i elastyczne zarządzanie w kryzysie, Difin SA, Warszawa 2008.
Kuś J., Faber A., Alternatywne kierunki produkcji rolniczej, w: Współczesne uwarunkowania organizacji i produkcji w gospodarstwach rolniczych, Studia i Raporty,
IUNG-PIB 2007 nr 7.
Lechwacka M., Toryfikacja biomasy – holenderskie doświadczenia, „Czysta Energia”
2008 nr 11.
Lewandowski W., Proekologiczne odnawialne źródła energii, WNT, Warszawa 2006.
Ligus M., Analiza porównawcza opłacalności finansowo-ekonomicznej technologii odnawialnych źródeł energii, „Ekonomia i Środowisko” 2011 nr 40.
Ligus M., Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Analiza kosztów i korzyści, Wyd. Fachowe CeDeWu, Warszawa 2010.
Ligus M., Koszty i korzyści społeczne w ocenie ekonomicznej efektywności gospodarowania energią na poziomie lokalnym, w: Efektywność – rozważania nad istotą
i pomiarem, red. T. Dudycz i G. Osbert-Pociecha, Prace Naukowe Uniwersytetu
Ekonomicznego nr 144, Wyd. Uniwersytetu Ekonomicznego, Wrocław 2010.
Ligus M., Techniki pomiaru preferencji w analizie kosztów-korzyści projektów środowiskowych, Prace Naukowe Akademii Ekonomicznej nr 1042 Zarządzanie finansami firm – teoria i praktyka, t.1, Wrocław 2004.
Makowski A., Kubiak K., Morski kierunek importu ropy naftowej i gazu ziemnego a bezpieczeństwo energetyczne państwa, Warszawa 1998.
Marczuk T., Możliwości pozyskania finansowania na produkcję pelet, „Czysta Energia”
2009 nr 6.
Mielcarz P., Materiały dydaktyczne na studia podyplomowe. Inwestycje w OZE, Uniwersytet Ekonomiczny, Wrocław 2010.
Możliwości wykorzystania energii odnawialnej w Polsce do rok 2020, Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa 2007.
Nowicki M., Czy energetyka słoneczna ma w Polsce przyszłość? „Aura” 2011 nr 11.
Ocena możliwości zagospodarowania osadów ściekowych i innych odpadów ulegających biodegradacji w Polsce w świetle propozycji zmian prawa Unii Europejskiej,
Politechnika Częstochowska, Częstochowa 2004.
Pakiet klimatyczno-energetyczny, Urząd Komitetu Integracji Europejskiej, Warszawa
2008.
Partnerstwo publiczno-prywatne. Poradnik, Urząd Zamówień Publicznych, Warszawa
2010.
Pearce D., Barbier E. B., Blueprint for a Sustainable Economy. Earthscan Publications
Ltd, London 2000.
– 322 –
Podręcznik do opracowania analiz finansowych i ekonomicznych. Program współpracy
transgranicznej Rzeczpospolita Polska – Republika Słowacka 2007-2013, grudzień 2009.
Polacy w zwierciadle ekologicznym. Raport z badań nad świadomością ekologiczną
Polaków w 2008 roku, red. A. Bołtromiuk, Wyd. Instytut na rzecz Ekorozwoju,
Warszawa 2009.
Popczyk J., Energetyka rozproszona, Wyd. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2010.
Poskrobko B., T. Poskrobko, Zarządzanie środowiskiem w Polsce, Wyd. PWE, Warszawa (w druku).
Prasal A., Rybińska J., Kozera J., Ewidencjonowanie i archiwizacja dokumentów elektronicznych. Zgłoszenie systemu teleinformatycznego do Krajowej Ewidencji Systemów Teleinformatycznych i Rejestrów Publicznych, „Elektroniczna Administracja” 2008 nr 6.
Radović U., Energia elektryczna ze źródeł odnawialnych w Polsce – czy uniknięty koszt
zewnętrzny uzasadnia dodatkowy koszt dla odbiorców finalnych? I Regionalna
Konferencja i Wystawa „Energia odnawialna na Pomorzu Zachodnim” Szczecin,
26 listopada 2003.
Sienkiewicz-Małyjurek K., Krynojewski F., Zarządzanie kryzysowe w administracji
publicznej, Wyd. Difin SA, Warszawa 2010.
Sims H., Assessment of energetic potential of biomass, Proceedings of ECOpole, Opole 2009.
Skomra W., Zarządzanie Kryzysowe. Przewodnik po nowelizacji, Wyd. Presscom, Wrocław 2010.
System reagowania kryzysowego, red. J. Gryz, W. Kitler, Wyd. Adam Marszałek, Toruń
2007.
Tańczuk M., Ulbrich R., Assessment of energetic potential of biomass. Proceedings of
ECOpole, Opole 2009.
Tu trzeba nowej energii, „Polityka” 2011 nr 51.
Waloryzacja rolniczej przestrzeni produkcyjnej Polski według gmin, red. T. Witek,
IUNG, Puławy 1994.
Wiśniewski G. i in.: Kolektory słoneczne. Energia słoneczna w mieszkalnictwie, hotelarstwie i drobnym przemyśle, Medium Dom Wydawniczy, Warszawa 2008.
Zarządzanie w sektorze publicznym – rozwój zrównoważony – metody wyceny, red.
P. Jeżowski, Wyd. SGH, Warszawa 2002.
Zawistowska A., Świadomość energetyczna badanych, w: E. Sidorczuk-Pietraszko,
A. Zawistowska, Stan gospodarowania energią w gminach w świetle wyników badań, Wyd. Wyższej Szkoły Ekonomicznej, Białystok, 2011
Zbyt wysokie koszty hamują partnerstwo publiczno-prywatne w Polsce, „Gazeta Prawna” 2011, 25 października.
Ziarko J., Walas-Trębacz J., Podstawy zarządzania kryzysowego. Zarządzanie kryzysowe w administracji publicznej, Wyd. Krakowskiej Akademii im. Andrzeja Frycza
Modrzewskiego, Kraków 2010.
Zimniewicz K., Współczesne koncepcje i metody zarządzania, PWE, Warszawa 2003.
Zysnarski J., Partnerstwo publiczno-prywatne w sferze usług komunalnych, ODDK,
Gdańsk 2007.
Żylicz T. i in. Analiza ekonomiczna i ekologiczna przedsięwzięć ochronnych finansowanych przez NFOŚiGW. Raport Warszawskiego Ośrodka Ekonomii Ekologicznej
dla Ministerstwa Środowiska, Warszawa 2000.
– 323 –
Źródła prawa europejskiego
Decyzja Komisji 2007/589/UE z dnia 18 lipca 2007 r. ustanawiająca wytyczne dotyczące monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE, Dz. Urz. WE, 2007, L 229/1.
Dyrektywa 1992/75/EWG z dnia 22 września 1992 r. w sprawie wskazanie poprzez
ekoetykietowanie oraz standardowe informacje o produkcie, zużycia energii orz
innych zasobów przez urządzenia gospodarstwa domowego, Dz. Urz. EWG,
1992, L 297/16.
Dyrektywa 1999/94/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 grudnia 1999 r.
odnosząca się do dostępności dla konsumentów informacji o zużyciu paliw
i emisji CO2 w odniesieniu do obrotu nowymi samochodami osobowymi, Dz. Urz.
WE, 2000, L 12/16.
Dyrektywa 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 r.
w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej
wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, Dz. Urz. WE, 2001, L 283/33.
Dyrektywa 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 r.
w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw i innych paliw odnawialnych, Dz. Urz. WE, 2003, L 123/42.
Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r.
dotyczące wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej uchylająca dyrektywę 96/92/WE, Dz. Urz. WE, 2003, L 176/37.
Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października
2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych
we Wspólnocie, Dz. Urz. WE, 2003, L 275/32.
Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2001 r.
w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii, Dz. Urz. WE 2003, L 283/33.
Dyrektywa 2005/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16 lipca 2005 r.
ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla
produktów wykorzystujących energię, Dz. Urz. WE, 2005, L 191/29.
Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r.
w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych, Dz. Urz. WE, 2006, L 114/64.
Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r.
w sprawie efektywności i końcowego wykorzystani energii u usług energetycznych, Dz. Urz. WE 2006, L114/64.
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2002/91/WE z dnia 16 grudnia 2002 r.
w sprawie charakterystyki energetycznej budynków, Dz. Urz. WE L 1, z dnia
5.01.2003.
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z 23 kwietnia 2009 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca
i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, Dz. Urz.
WE L 140 z dnia 5.06.2009.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca
– 324 –
i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, Dz. Urz.
WE L 140 z 5.06.2009.
zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia
wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Dz. Urz. WE L 140 z 5.06.2009.
Dokumenty unijne
Analiza kosztów i korzyści projektów inwestycyjnych: Przewodnik. Komisja Europejska,
Dyrekcja Generalna – Polityka Regionalna, Warszawa 2003.
Biała Księga. Plan utworzenia jednolitego europejskiego obszaru transportu – dążenie do
osiągnięcia konkurencyjnego i zasobooszczędnego transportu, KOM (2011)144.
Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the
European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions
Energy Efficiency Plan 2011, COM/2011/0109 final.
Fundusz Spójności oraz Instrument Przedakcesyjny, Komisja Europejska, Dyrekcja
Generalna do spraw Polityki Regionalnej. Raport końcowy 16.06.2008.
Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu
Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Europa efektywnie korzystająca z zasobów – inicjatywa przewodnia strategii „Europa 2020”, KOM (2011)21.
Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Plan działań na rzecz przejścia
do konkurencyjnej gospodarki niskoemisyjnej do 2050 roku, KOM(2011) 112.
Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów: Plan działań na rzecz efektywności energetycznej z 2011 roku, KOM(2011)109.
Komunikat Komisji, Europa 2020, Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu społecznemu, KOM(2010) 220.
Przewodnik do analizy kosztów i korzyści projektów inwestycyjnych. Fundusze strukturalne, Fundusz Spójności oraz Instrument Przedakcesyjny. Komisja Europejska,
Dyrekcja Generalna do spraw Polityki Regionalnej. Raport końcowy 16.06.2008.
Rozporządzenie Rady (WE) nr 1083/2006 z dnia 11 lipca 2006 roku ustanawiające
przepisy ogólne dotyczące Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego, Europejskiego Funduszu Społecznego oraz Funduszu Spójności i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1260/1999, Dz. Urz. WE L 210/25.
Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on energy
efficiency and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC COM/2011/
0370 final – COD 2011/0172.
Wytyczne dotyczące udanego partnerstwa publiczno-prywatnego, Komisja Europejska,
DG Polityka Regionalna, styczeń 2003 roku.
– 325 –
Źródła prawa polskiego
Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 8 grudnia 2009 r. w sprawie ogłoszenia
raportu dla Komisji Europejskiej dotyczącego wspierania użycia w transporcie
biopaliw lub innych paliw odnawialnych za 2008 r., Monitor Polski z 24 grudnia
2009, nr 80 poz. 993, załącznik 1.
Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie potwierdzania danych dotyczących ilości wytwarzanego biogazu rolniczego wprowadzanego do sieci dystrybucyjnej gazowej, projekt z dnia 10.09.2010, Wersja nr 0,10.
Rozporządzenie Ministra Finansów z dnia 23 grudnia 2010 roku w sprawie szczegółowego sposobu klasyfikacji tytułów dłużnych zaliczanych do państwowego
długu publicznego, w tym do długu Skarbu Państwa, Dz. U. nr 252, poz. 1692.
Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów RP z dnia 10 listopada 2010 roku.
Ustawa z 20 grudnia 1996 r. o gospodarce komunalnej, Dz. U. 1997, nr 9, poz. 43
z późn. zm.
Ustawa z dnia 1 lipca 2011 r. o zmianie ustawy o utrzymaniu czystości i porządku
w gminach oraz niektórych innych ustaw, Dz. U., nr 152, poz. 897.
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, t.j. Dz. U. 2006, nr 89, poz.
625 z późn. zm.
Ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej, Dz. U. nr 94, poz.
551.
Ustawa z dnia 19 grudnia 2008 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym, Dz. U. 2009,
nr 19, poz. 100 z późn. zm.
Ustawa z dnia 20 grudnia 1996 r. o gospodarce komunalnej, Dz. U. 1997, nr 9, poz.
43 z późn. zm.
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska, Dz. U. 2008, nr 25,
poz. 10 z późn. zm.
Ustawa z dnia 27 sierpnia 2009 r. o zmianie ustawy – Prawo budowlane oraz ustawy
o gospodarce nieruchomościami, Dz. U. nr 161, poz. 1279.
Ustawa z dnia 28 kwietnia 2011 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych, Dz. U. nr 122, poz. 695.
Ustawa z dnia 28 lipca 2005 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym, Dz. U. nr 169,
poz. 1420.
Ustawa z dnia 4 marca 2011 r. o efektywności energetycznej, Dz. U., nr 94, poz. 551.
Ustawa z dnia 5 marca 2010 r. o zmianie ustawy o wspieraniu termomodernizacji
i remontów, Dz. U. nr 76, poz. 493.
Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, Dz. U. 2006, nr 156, poz. 1118
z późn. zm.
Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym, Dz. U. 2001, nr 142, poz.
1591 z późn. zm.
– 326 –
Dokumenty rządowe i sejmowe
Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Ministerstwo
Gospodarki, Warszawa 2010.
Krajowy plan działań dotyczący efektywności energetycznej (EEAP) 2007, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2007.
Narodowe Strategiczne Ramy Odniesienia 2007-2013. Wytyczne w zakresie wybranych zagadnień związanych z przygotowaniem projektów inwestycyjnych,
w tym projektów generujących dochód, MRR, Warszawa, 27 września 2011.
Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Rada Ministrów, Warszawa 2009.
Ramowa konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzona dnia 9 maja 1992 roku Nowym Yorku, Dz.U.1996, nr 53, poz.238.
Strategia rozwoju obszarów wiejskich i rolnictwa na lata 2007-2013, MRiRW, Warszawa 2005.
Dokumenty elektroniczne:
http://www.mrr.gov. pl/fundusze/wytyczne_mrr/ obowiazujace/ horyzontalne/
Documents/Zaktualizowane_warianty_rozwoju_gospodarczego_Polski_ 19072011.
pdf. [dostęp: 6-02-2012]
Polacy o oszczędzaniu energii, Rockwool Polska, TNS OBOP 2007. http://www.rockwool.pl/ files/ RW-PL/ 6%20fuel/ Files%20for%20download/ Polacy_o_
oszczedzaniu_energii.pdf
http.//www.oze.szczecin.pl/ files/ download/ 57Perspektywy%20rozwoju% 20produkcji %20biogazu.pdf
Koc D., Stan i jakość wdrożenia dyrektywy 2002/91/WE z 16 grudnia 2002 roku
o jakości energetycznej budynków, Krajowa Agencja Poszanowania Energii, Warszawa 2010, s. 2. http://www.kape.gov.pl/ zb/docs/Dyrektywa_i_Recast.pdf
Polok I. http://www.wna przykladpl/ artykuly/ lukratywny-ekointeres biogazownie,
5713_0 _0_0_0.html
– 327 –
SPIS TABEL
1.1.
1.2.
2.1.
2.2.
3.1.
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
4.6.
4.7.
4.8.
4.9.
4.10.
4.11.
4.12.
4.13.
4.14.
4.15.
4.16.
4.17.
4.18.
4.19.
5.1.
5.2.
Budynki mieszkalne według roku budowy
w badanych województwach [%] ....................................................................................... 35
Mieszkania komunalne poddane termomodernizacji [%] ...................................... 37
Zadania strony publicznej i prywatnej ............................................................................. 76
Obszary i elementy ryzyka .................................................................................................... 86
Wskaźniki i dane niezbędne do planowania energetycznego w gminach ..... 134
Zasoby biomasy drzewnej z lasów .................................................................................. 142
Zasoby drewna odpadowego z sadów ........................................................................... 144
Zasoby drewna z zadrzewień ............................................................................................ 145
Zasoby słomy na cele energetyczne ............................................................................... 146
Stosunek plonu słomy do plonu ziarna a) zbóż .......................................................... 147
Normatywy zapotrzebowania słomy na paszę i ściółkę
oraz produkcji obornika [t/rok] ...................................................................................... 148
Współczynniki reprodukcji i degradacji substancji organicznej w glebie .... 149
Zasób siana do wykorzystania na cele energetyczne ............................................. 150
Zasób biomasy roślin uprawianych na cele energetyczne ................................... 151
Plony wieloletnich roślin energetycznych [t s.m./ha/rok] .................................. 151
Plony ziarna jednorocznych roślin energetycznych oraz kukurydzy
na zielonkę [t/ha/rok] .......................................................................................................... 153
Parametry oceny zasobu biogazu .................................................................................... 154
Wskaźnik produkcji biogazu Wbsd [m3/DJP/d] .......................................................... 156
Kategoryzacja odpadów z wybranych gałęzi przemysłu
rolno-spożywczego innych niż komunalne i niebezpieczne ............................... 158
Potencjał biogazu z wybranych odpadów przemysłu rolno-spożywczego .. 159
Źródła danych o powierzchni uprawy i plonach rzepaku .................................... 161
Wartość opałowa różnych rodzajów biomasy oznaczona
dla absolutnie suchej masy Qid [MJ/kg] oraz wilgotności W [%] ...................... 162
Ciepło spalania i wartość opałowa różnych rodzajów drewna .......................... 163
Wskaźniki przeliczania jednostek energetycznych ................................................. 165
Struktura lokalnej energetyki ........................................................................................... 182
Zakres oceny zgodności planu energetycznego z innymi
dokumentami gminnymi ..................................................................................................... 188
– 328 –
5.3.
5.4.
5.5.
6.1.
7.1.
7.2.
8.1.
8.2.
8.3.
8.4.
8.5.
8.6.
8.7.
8.8.
8.9.
8.10.
8.11.
8.12.
Miejsca pracy generowane przez inwestycje w energetyce ................................
Zestaw danych niezbędnych w procesach planowania energetycznego
w gminach pozyskanych przez wykonawcę planu z urzędu gminy .................
Elementy przepływów finansowych w rozwoju i modernizacji
lokalnej energetyki .................................................................................................................
Czynniki decydujące o bezpieczeństwie energetycznym .....................................
Dane do bilansu produkcji biogazu i energii elektrycznej ...................................
Właściwości typowych form biomasy stałej ..............................................................
Uproszczony schemat konstruowania przepływów przyrostowych ..............
Syntetyczna prognoza finansowa i obliczenie wskaźników DGC
dla wariantów alternatywnych ........................................................................................
Wartości referencyjne dotyczące systemu wsparcia OZE na 2011 rok ..........
Przepływy pieniężne dla właścicieli i kryteria oceny
opłacalności inwestycji– instalacja kolektorów słonecznych
dla przygotowania c.w.u. w domu jednorodzinnym ...............................................
Przepływy pieniężne dla właścicieli i kryteria oceny opłacalności
inwestycji – instalacja kolektorów słonecznych wraz z ekonomizerami
w Wojewódzkim Szpitalu Specjalistycznym w Częstochowie ............................
Efektywność ekonomiczna a wykonalność finansowa projektów
inwestycyjnych ........................................................................................................................
Koszt zewnętrzny produkcji energii w Polsce
dla wybranych technologii OZE według CASES ........................................................
Poglądowe zestawienie przepływów dla społeczeństwa .....................................
Przepływy pieniężne dla społeczeństwa i kryteria oceny
opłacalności ekonomicznej inwestycji– instalacja kolektorów
słonecznych dla przygotowania c.w.u. w domu jednorodzinnym ....................
Przepływy pieniężne dla właścicieli i kryteria oceny opłacalności
inwestycji – instalacja kolektorów słonecznych wraz z ekonomizerami
w Wojewódzkim Szpitalu Specjalistycznym w Częstochowie ............................
Identyfikacja zmiennych na etapie analizy finansowej i ekonomicznej .........
Wpływ zmiennych na wartość projektu (NPV) dla przykładu
instalacji kolektorów słonecznych w domu jednorodzinnym ............................
– 329 –
190
193
201
223
242
254
263
266
277
284
286
301
307
308
309
311
316
317
SPIS RYSUNKÓW
1.1.
1.2.
2.1.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.
3.9.
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
5.1.
5.2.
5.3.
6.1.
6.2.
6.3.
6.4.
6.5.
7.1.
Ścieżka redukcji wewnętrznej emisji gazów cieplarniach
w Unii Europejskiej do 2050 roku ...................................................................................... 19
Struktura budynków mieszkalnych w badanych gospodarstwach
domowych według roku budowy [%] .............................................................................. 36
Wykorzystanie komparatorów PPP a etapy projektu ............................................... 79
Model funkcjonowania systemu zarządzania energią ........................................... 108
Ogólny model systemów zarządzania ........................................................................... 115
Przedmiot zarządzania energią w gminie .................................................................... 116
Zakres i siła wzajemnych oddziaływań problemów
w systemie zarządzania energią w gminach .............................................................. 117
Obiekt zarządzania – aspekt podmiotowy ................................................................... 118
Narzędzia zarządzania energią w gminie .................................................................... 119
Elementy systemu zarządzającego ................................................................................. 123
System gospodarowania energią jako element systemu
zarządzania gminą .................................................................................................................. 125
Podstawowe dane w planowaniu energetycznym w gminie .............................. 130
Roczne sumy promieniowania słonecznego na optymalnie
pochyłej powierzchni ............................................................................................................ 166
Mapa wietrzności Polski oraz energia wiatru [kWh/m2] ..................................... 170
Mapa strumienia cieplnego Polski .................................................................................. 173
Zasoby energii geotermalnej w Polsce .......................................................................... 175
Zakres gminnej gospodarki energetycznej .................................................................. 182
Etap opracowania planu energetycznego w gminie ................................................ 186
Schemat planowania lokalnego ........................................................................................ 187
Zależności między płaszczyzną czasową i przestrzenną
bezpieczeństwa energetycznego ..................................................................................... 208
System zarządzania kryzysowego w Polsce ............................................................... 214
Fazy zarządzania kryzysowego ........................................................................................ 218
Matryca zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego ............................................... 225
Matryca bezpieczeństwa – konstrukcja i wybrane elementy
związane z bezpieczeństwem energetycznym .......................................................... 227
Miejsce analizy techniczno-energetyczno-finansowej
w cyklu opracowania projektu ......................................................................................... 235
– 330 –
7.2.
8.1.
8.2.
8.3.
8.4.
8.5.
8.6.
8.7.
8.8.
8.9.
8.10.
Powiązania między etapami analizy techniczno-energetyczno-finansowej .................................................................................................................................
Agenda oceny projektu inwestycyjnego .......................................................................
Przepływy pieniężne w poszczególnych fazach procesu
inwestycyjnego ........................................................................................................................
Schemat obliczania wolnych przepływów pieniężnych
dla inwestora (FCFE) ............................................................................................................
Schemat obliczania wolnych przepływów pieniężnych
dla firmy (FCFF) ......................................................................................................................
Źródła finansowania instalacji kolektorów słonecznych
i ekonomizerów w WSzS w Częstochowie ...................................................................
Ranking projektów według wartości bieżącej netto ...............................................
Wykresy przeplatające się ..................................................................................................
Profil NPV projektu typowego ..........................................................................................
Wielokrotna wewnętrzna stopa zwrotu .......................................................................
Schemat korekt od przepływów finansowych do przepływów
ekonomicznych projektu .....................................................................................................
– 331 –
237
260
269
270
271
292
295
295
297
297
302

gospodarowanie energią na poziomie lokalnym

Transkrypt

Podobne dokumenty

Ulotka w jezyku polskim