docPlanowanie i zarządzanie w energetyce
download 
Reklamacja Transkrypt
Planowanie i zarządzanie w energetyce
Planowanie i zarządzanie w energetyce Redakcja naukowa Piotr Borowski Małgorzata Powałka Wydawnictwo SGGW Warszawa 2009 1 Recenzent: Zbigniew Majewski ISBN 978-83-7583-123-8 Wydawnictwo SGGW ul. Nowoursynowska 166, 02-787 Warszawa tel. (0 22) 593 55 20 (-22 -25 – sprzedaż), fax (0 22) 593 55 21 e-mail: [email protected] www.wydawnictwosggw.pl Druk: Agencja Reklamowo-Wydawnicza A. Grzegorczyk, www.grzeg.com.pl 2 Spis treści CZĘŚĆ 1 MAKROOTOCZENIE PRZEDSIĘBIORSTW ENERGETYCZNYCH Rozdział 1 Główne przyczyny globalnego kryzysu energetycznego Franciszek KRAWIEC Rozdział 2 Efektywne planowanie systemu elektroenergetycznego i jego znaczenie gospodarcze Konrad ZARĘBA Rozdział 3 Polityka energetyczna z Polskiej perspektywy Piotr JEŻOWSKI Rozdział 4 Kształtowanie uwarunkowań fiskalno-prawnych w zakresie biopaliw transportowych w Polsce Adam KUPCZYK, Piotr BOROWSKI Rozdział 5 Regulacje prawne jako podstawowy element strategii rozwoju rynku biopaliw Ewa RADZIEMSKA, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER 6 16 24 34 47 Rozdział 6 Legislacja i regulacje w sektorze energetycznym Piotr BOROWSKI 56 Rozdział 7 Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej Krzysztof GOLACHOWSKI 64 Rozdział 8 Security analysis of energy systems’ control centers Henryka JORMAKKA, Pekka KOPONEN, Heimo PENTIKÄINEN, Hanna BARTOSZEWICZ-BURCZY Rozdział 9 Photovoltaics at the tipping point: The beginning of the new energy revolution Lawrence L. KAZMERSKI 3 71 83 CZĘŚĆ 2 ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII Rozdział 1 Strategia wykorzystania zasobów energetycznych w Polsce ze szczególnym uwzględnieniem źródeł odnawialnych Ewa RADZIEMSKA, Piotr OSTROWSKI, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER Rozdział 2 Koncepcja tworzenia klastrów regionalnych a intensyfikacja wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce Alicja SOSNOWSKA 98 111 Rozdział 3 Koszty budowy farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń z demontażu – studium przypadku 120 Dariusz CZEKALSKI Rozdział 4 Wind power in the United States: Growth and challenges Stella KRAWIEC 125 Rozdział 5 Toryfikacja – proces bliskiej przyszłości Jan Wiesław DUBAS 138 Rozdział 6 Czynniki rozwoju produkcji energii ze źródeł odnawialnych Eugeniusz MICHALSKI 149 Rozdział 7 Opłacalność produkcji biokomponentów i biopaliw w Polsce Dorota NIEDZIÓŁKA 156 Rozdział 8 Produkcja biopaliw a zagrożenie stabilności łańcucha żywnościowego w Europie Piotr MĘDRZYCKI, Marek GAWORSKI Rozdział 9 Produkcja biopaliw a zasoby surowców odpadowych Adam KUPCZYK, Małgorzata POWAŁKA Rozdział 10 Energy use in cereal cultivation over Turkey Can ERTEKİN, Recep KULCU, Salih SÖZER, Nursel HEYBELİ, Osman YALDİZ Rozdział 11 Zarządzanie jakością w Instytucie Energetyki Grażyna Paulina WÓJCIK 4 168 180 188 195 CZĘŚĆ 1 MAKROOTOCZENIE PRZEDSIĘBIORSTW ENERGETYCZNYCH 5 Rozdział 1 GŁÓWNE PRZYCZYNY GLOBALNEGO KRYZYSU ENERGETYCZNEGO Franciszek KRAWIEC WSTĘP Niniejsze opracowanie przedstawia refleksje autora na temat wpływowej monografii Thomasa L. Friedman’a pt. „Hot, Flat, and Crowded. Why We Need a Green Revolution – and How It Can Renew America”, wydanej przez wydawnictwo Farrar, Straus and Giroux, New York 2008. Stała się ona inspiracją i głównym źródłem informacji do opracowania poniższych refleksji. Nasza planeta pozostaje pod wpływem trzech sił: rosnącej w galopującym tempie światowej populacji, nadzwyczajnego rozwoju średniej klasy dochodowej i efektu cieplarnianego. Konwergencja tych trzech, wysoce dynamicznych sił, prowadzi ludzkość do nowej epoki, którą Thomas L. Friedman określił jako Erę Klimatu Energetycznego (Energy-Climate Era). Te trzy siły, charakteryzujące się wysoką dynamiką rozwojową, powodują: • gwałtowny wzrost zapotrzebowania na coraz bardziej ograniczone organiczne zasoby energetyczne i surowce naturalne, • masowy transfer bogactwa do krajów bogatych w zasoby ropy i ich petrodictators, • intensyfikujący się efekt cieplarniany, • pogłębiający się niedobór energii, który wyraźnie dzieli świat na tych co posiadają i tych co nie posiadają energię elektryczną, • szybko rosnące straty biodiversity. Każdy z tych problemów może, jeśli jest niewłaściwie zarządzany, wywołać katastroficzne, nieodwracalne zakłócenia, które mogą dotknąć wiele ludzkich pokoleń. Thomas Friedman pisze, że jeśli ludzkość zamierza rozwiązać te problemy, to będzie potrzebowała nowych narzędzi, nowej infrastruktury, nowych sposobów myślenia i nowych form współpracy z innymi. GWAŁTOWNY WZROST POPULACJI ŚWIATA Wydział Ludności Organizacji Narodów Zjednoczonych (United Nation Population Division) podaje w raporcie z 13-go marca 2007 roku, że populacja świata wzrośnie o 2,5 miliarda w okresie następnych 43 latach z 6,7 miliarda w 2007 roku 6 do 9,2 miliarda w 2050 roku. Wzrost ten wystąpi głównie w mniej rozwiniętych regionach, których populacja wzrośnie z 5,4 miliarda w 2007 roku do 5,4 miliarda w 2050 roku. Natomiast oczekuje się, że w tym samym okresie liczba ludzi zamieszkujących w bardziej rozwiniętych regionach pozostanie mniej więcej na tym samym poziomie 1,2 miliarda, a nawet zmalałaby, gdyby migracja (net migration) z rozwijających się i rozwiniętych krajów, która wynosi przeciętnie 2,3 miliona rocznie. Jeśli wydaje się nam, że świat jest obecnie przeludniony, to po prostu poczekajmy kilka dekad. W 1800 roku, Londyn był największym miastem świata, w którym mieszkało milion ludzi. Statystyki ONZ Population Fund wskazują, że w 1960 roku było już 111 miast o populacji większej niż jeden milion. Do końca 1995 roku było już 280 a obecnie jest ich ponad 300. Te same statystyki wskazują, że liczba mega miast (liczących 10 milionów i więcej mieszkańców) w świecie wzrosła z 5 w 1975 roku do 14 w 1995 roku, a w 2015 roku ma być 26. Należy zauważyć, że ten gwałtowny wzrost ludności w różnych regionach świata ma niesamowity ujemny wpływ na infrastrukturę tych miast (np. 19 milionów mieszkańców tylko w samym mieście Mumbai) ma bardzo ujemny wpływ na infrastrukturę tych miast, a także na redukcję obszarów nadających się pod uprawę, obszarów zalesionych (deforestation), brak wody oraz zanieczyszczenie wody i powietrza. To zjawisko będzie się intensyfikowało. Wskazują na to dane przedstawione ww. raporcie ONZ opublikowanym w 2007 roku. Wynika z nich, że do końca 2008 roku więcej niż połowa ludności będzie mieszkać w miastach. Z kolei Associated Press w Londynie podała (27 czerwca 2007 roku), że do końca 2030 roku liczba ludności mieszkającej w miastach wzrośnie do 5 miliardów. Ta zwyżkowa tendencja wystąpi w szybko rozwijających się małych miastach o populacji 500000 lub więcej, w których często brakuje wody i zasobów energetycznych oraz odpowiednich agencji, które zarządzałyby efektywnie wzrastającą migracją ludności. Brak elektryczności oznacza, że ludzie nie będą mogli wejść online i nie będą mogli konkurować, połączyć się i współpracować globalnie, a także nawet lokalnie. Ludzie bez elektryczności nie będą wstanie wiercić głębszych studni lub odsalać wody. Oznacza to, że ich zdolność do adoptacji do nowych ekstremalnych warunków będzie malała. W zatłoczonym świecie coraz więcej ludzi zaliczać się będzie do kategorii bez sieci i bez szczęścia. Dla tych, którzy już teraz są ubodzy w energię i nigdy nie mieli elektryczności, pogłębiający się brak energii nie ma znaczenia. Jednakże dla tych, którzy ją teraz mają, i których aspiracje wzrastają z każdym kilowatem, nagle tracąc ją staje się polityczną eksplozją. Ten nadzwyczajny wzrost ludności jest wysoce niepokojący. W ocenie analityków amerykańskiej Central Intelligence Agency, najbardziej przerażającym trendem w świecie nie jest terroryzm, lecz wyż demograficzny. Zwracają oni uwagę na to, że występuje prawdopodobieństwo tego, że ten wzrost wystąpi w krajach, które nie będą wstanie radzić sobie z tym zjawiskiem. Przewiduje się, że liczba ludności krajów takich jak: Afganistan, Liberia, Niger i Demokratyczna Republika Kongo, charakteryzujące się brakiem stabilnego systemu polityczno-ekonomicznego, potroi się do końca pierwszej połowy XXI wieku. Ponadto liczba ludności w Etiopii, Nigerii i Jemenie prawdopodobnie zwiększy się ponad dwukrotnie. Jednakże na szczególną uwagę zasługuje to, że w tych krajach wystąpi duża koncentracja młodych ludzi. Jeśli ich podstawowe wolności i potrzeby w zakresie żywności, 7 mieszkań, kształcenia i zatrudnienia nie zostaną zaspokojone, to mogą stać się główną przyczyną przemocy, ataków terrorystycznych i ekstremalnych zachowań. NADZWYCZAJNY ROZWÓJ ŚREDNIEJ KLASY DOCHODOWEJ Kombinacja technologicznych, rynkowych i geopolitycznych wydarzeń pod koniec XX wieku wyrównała globalne warunki ekonomiczne, które umożliwiły większej ilości ludzi z dużo większej liczby regionów niż kiedykolwiek przedtem wziąć udział w globalnej działalności gospodarczej i w rezultacie wejść do średniej klasy. Zjawisko to było wyrazem pojawienia i rozpowszechniania się PC, Internetu, WWW i powiązanych z nimi technologii teleinformatycznych. Pierwszy raz w historii, indywidualności mogły tworzyć słowa, dane, arkusze obliczeniowe, fotografie, projekty, video, wykresy i muzykę przy pomocy swoich własnych PC w formie cząstki (bit) czy cząstek (bites) w cyberprzestrzeni. W procesie szybkiego rodzenia się średniej klasy dochodowej dużą rolę odegrała rewolucja w zakresie oprogramowania parametrycznego i protokołów przekazywania informacji. Wartość jednostki wyrażona w formie cyfrowej mogła być kształtowana na wiele innych sposobów i przesłana do wielu innych miejsc. Istotną rolę odegrały także wydarzenia geopolityczne takie jak upadek komunizmu i muru berlińskiego. Upadek Związku Radzieckiego i jego kurtyny żelaznej można przyrównać do eliminacji dużej fizycznej i politycznej blokady drogowej do demokratyzacji rynku globalnego. Globalna gospodarka rynkowa staje się normą. Tworzy się nieograniczony rynek globalny. W tej globalnej cyberprzestrzeni czy agorze, miliony nowych konsumentów i producentów mają możliwość sprzedaży lub zakupu swoich dóbr i usług – jako jednostki lub firmy i mogą współpracować z większą ilością ludzi w dużo większej ilości miejsc w zakresie realizacji wielu programów czy projektów z dużo większą łatwością przy mniejszych nakładach niż kiedykolwiek przedtem. W rezultacie powyższych wydarzeń tylko w Chinach i Indiach 200 milionów ludzi mogło, jak podaje International Monetary Fund, opuścić klasę ludzi biednych w latach 80. i 90. XX wieku, zaś dziesiątki milionów więcej mogło przejść do średniej klasy. Setki milionów ludzi opuściły biedne wioski udając się do miast, gdzie znajdowały płatne zatrudnienie. Wzrost dochodów umożliwił tej ludności większą konsumpcję większej ilości dóbr i produkować więcej produktów. Wszyscy ci nowi konsumenci wkroczyli do tego globalnego obszaru możliwości ze swoimi własnymi wersjami „amerykańskiego snu” („american dream”) – samochód, dom, klimatyzator, telefon komórkowy, komputer iPod – tworząc olbrzymie nowe zapotrzebowanie na „rzeczy”, z których każda wymaga wiele energii, naturalnych zasobów, ziemi i wody i emituje gazy cieplarniane powodujące zmianę klimatu od czasu ich produkcji do czasu, kiedy są porzucone. Do zbudowania 7-trilionowej gospodarki świata 1950 roku trzeba było całej historii ludzkości. Dzisiaj działalność gospodarcza wzrasta o tę sumę w ciągu każdej dekady. Przy obecnej stopie wzrostu, gospodarka światowa podwoi się w ciągu następnych 14 lat. Rodzące się średnie klasy dochodowe w krajach rozwijających się adoptują styl życia amerykańskiej klasy średniej. Społeczności miejskie takich miast jak Doha, Dalian, Calcuta, Kasablanca i Cairo wprowadzają amerykański styl powierzchni mieszkalnej, kupują amerykańskiego stylu samochody, jedzą amerykańskiego stylu potrawy w punktach szybkiej obsługi. Nasza planeta nigdy nie widziała tylu „Amerykanów.” 8 Miasta dookoła świata zaraziły się amerykańską grypą – z pewnością jedną z najbardziej zaraźliwych chorób jaką człowiek dotychczas znał. Przez wiele lat na świecie, amerykański styl życia przyjął się w Ameryce Północnej i Europie oraz w niewielkim zakresie w Azji, Ameryce Łacińskiej i Środkowym Wschodzie. Dzisiaj ten styl życia rozpowszechnia się w całym świecie. Miasta, których społeczności zaadoptowały amerykański styl życia zostały ostatnio zbudowane lub są budowane w Chinach, Singapurze, Malezji, Wietnamie, Tajlandii, Indonezji Tajwanie, Australii, Nowej Zelandii, Hong Kongu, Korei, Południowej Ameryce i Środkowym Wschodzie, Japonii, Rosji i Europie Centralnej. Powyższe rozważania to nie powieść o turystyce. To jest opowieść o zużyciu i energii w skali świata, w którym coraz więcej ludzi zaczęło prosperować, zużywając energię i emitując CO2 na tym samym poziomie co Amerykanie. Czy ty wyobrażasz sobie ile wszystkie te nowe drapacze chmur będą zużywały energii i jak dużo oni, samochody będące w ich posiadaniu oraz tych, którzy ich odwiedzają będą emitowały CO2? Dynamiczny rozwój gospodarczy krajów rozwijających się powoduje nie tylko szybki wzrost średniej klasy i jej dochodów, ale przede wszystkim to, że ludność świata wzrośnie z 3 miliardów w 1955 roku do 9 miliardów w 2050 roku. Jednakże nie to jest najważniejsze. Istotnego znaczenia nabiera to, że udział ludzi o amerykańskim stylu życia w ogólnej populacji świata wzrośnie z około jednego miliarda do 2-3 miliardów. W krajach Zatoki Perskiej, w Rosji i innych krajach rozwijających się, dzięki nagłym masowym wpływom dochodów ze sprzedaży ropy, rodzą się rodziny drapaczy chmur ze szkła, stali i betonu. W niektórych miastach Kataru i Chin pojawiły się mini- Manhattan, nowoczesne masowe ośrodki konwencji i wystaw, a największe są w Azji. Wywołuje to oczywiście bezprecedensową konkurencję o energię, minerały, wodę i produkty leśne w czasie, kiedy rozwijające się kraje takie jak Brazylia, Indie, Rosja i Chiny usiłują zapewnić komfort, dobrobyt i bezpieczeństwo ekonomiczne dla coraz większej ilości swoich ludzi. Należy pamiętać, że znajdujemy się dopiero na początku tego procesu. Oczekuje się, że tylko w ciągu następnych dwunastu lat, ludność świata wzrośnie o prawie jeden miliard, a większość z nich stanie się nowymi konsumentami i producentami. Kiedy to się wydarzy, prawo wielkich liczb da o sobie znać – wszystko zacznie podążać w kierunku dużej skali. Zwróćmy uwagę na to, co się wydarzy, jeśli ten jeden miliard nowych ludzi stanie się rzeczywistością w świecie i każdej osobie damy jedną żarówkę o mocy 60 W. Każda żarówka waży zaledwie jedną uncję (31,1 g) razem z opakowaniem ale miliard tych żarówek razem waży 20 000 ton. Te żarówki zapalone wszystkie w tym czasie stanowią moc 60 000 MW. Jeśli będą użyte tylko przez cztery godziny w ciągu dnia, będą zużywały 10 000 MW w każdym momencie. Oznacza to, że ciągle będzie potrzeba 20 nowych 500 MW elektrowni zasilanych spalaniem węgla – po prostu po to, aby następny miliard ludzi mógł zapalić żarówkę! Jeszcze jest czas na to, aby Chiny i inni rozwijające się kraje zaadoptowały inne podejście. Jednakże to prawdopodobnie nie wydarzy się, chyba, że amerykanie pokażą im, jak to zrobić. To jest palący problem, ponieważ jeśli obecnie rozwijające się kraje zamkną się w amerykańskim stylu konsumpcji, amerykańskim systemie budowy i transportu, ludzkość będzie żyła w świecie znacznego niedoboru energii i innych zasobów naturalnych. 9 Chiny nie są już krajem komunistycznym – jest to obecnie najbardziej kapitalistyczny kraj pod względem determinacji i entuzjazmu ludzi. Uwolniona olbrzymia energia kapitalistyczna z tak dużej ilości ludzi będzie miała niezwykły wpływ na zasoby naturalne. Tylko jeden Sam Club, należący do sieci sklepów Wal-Mart, w mieście Shenzhen w Południowych Chinach sprzedał około 1100 klimatyzatorów w jeden upalny tydzień. Beijing dzisiaj to gęsty las olbrzymich i architektonicznie oszałamiających budynków. Bez przesady, Beijing ma obecnie 30 lub więcej biurowców, które są gigantyczne, super rozmiarów i o zapierających dech rozwiązaniach architektonicznych. Deweloperzy oferują bogatym Chińczykom domy, w najbardziej ekskluzywnych osiedlach, o powierzchni mieszkalnej 15 000 m2, których cena wynosi około 5 milionów dolarów. W sierpniu 2007 roku, na chińskiej wyspie Macau otwarto największe kasyno na świecie Venetion. Budowa potężnego budynku, największego w Azji, wymagała zatrudnienia 20 000 robotników i 3-metrowych złotych liści. Hotel zatrudnia 16 000 osób i zużywa energię, która wystarcza dla zasilenia 300 000 domów. W budynku znajduje się 350 sklepów, więcej powierzchni detalicznej niż w którymkolwiek centrum handlowym Hong Kongu. Pamiętajmy, że to tylko początek chińskiego kapitalizmu. Chińscy deweloperzy budują więcej niż 52700 mil autostrad w całym kraju. Każdego dnia 14000 nowych samochodów wyjeżdża na drogi. Przewiduje się, że do końca 2020 roku, Chiny będą miały 130 milionów samochodów, a do końca 2050 roku – lub być może do końca 2040 roku – będą miały więcej samochodów niż USA. W latach 2000-2030 chińscy przywódcy planują przemieścić 400 milionów ludzi do nowo rozwiniętych centrów urbanistycznych. Planują wznieść połowę wszystkich domów, jakie mają być zbudowane w świecie w tym okresie. Jest to przerażająca perspektywa, zważywszy, że chińskie budynki są o niskiej efektywności energetycznej – zużywają 2,5 razy więcej energii niż budynki niemieckie. Ponadto nowo-zurbanizowani chińczycy, którzy używają klimatyzatorów, TV i lodówek, zużywają ok. 3,5 razy więcej energii niż mieszkańcy wsi. Jeszcze nie tak dawno w Moskwie były, zasadniczo, trzy rodzaje sklepów, w których można było kupić chleb, mleko i mięso oraz praktycznie nie było prywatnych samochodów. Gospodarki komunistyczne były skorumpowane, nieefektywne i niezbyt produktywne, co powodowało, że zaopatrzenie w energię, produkty żywnościowe itp. było znacznie ograniczone. Rządy Związku Radzieckiego i Chin nie przywiązywały uwagi do środowiska naturalnego. W rezultacie ich brudne technologicznie, energochłonne przedsiębiorstwa przemysłowe dokonały znacznej degradacji środowiska naturalnego. Stopień degradacji był relatywny, ponieważ ogólny puls działalności gospodarczej i rozwoju był powolny w porównaniu z dynamiką rozwoju i wzrostu gospodarek krajów wysoko rozwiniętych. Dzisiaj na ulicach Moskwy jest tyle samochodów, że bardzo trudno jest poruszać się. Miasto, które miało mieć 30 000 samochodów, dziesięć lat później miało już 300 000 samochodów, dzisiaj ma 3000000 samochodów. Do tego dochodzą szybko rozwijające się przedmieścia, do których mieszkańcy Moskwy muszą dojeżdżać tam i z powrotem. Nawet kraj taki jak Indie doświadcza dynamicznego rozwoju i wzrostu gospodarczego. Po odzyskaniu niepodległości, w okresie 1950-1980, przywódcy 10 tego kraju wprowadzili socjalistyczny system centralnie planowanej gospodarki z pewną dozą wolnorynkowego kapitalizmu, który miał zapewnić trwały wzrost wg 3,5 procentowej stopy rocznie. Po upadku ideologii socjalistycznej Indie zaczęły podążać śladami Chin. Indie prawie potroiły 3,5 procentową stopę rocznego wzrostu. Ma to olbrzymi wpływ na siłę nabywczą ludności i rozwój gospodarki Indii. Przy 7,5 procentowym rocznym wzroście w 2005 roku, wzrost dochodu Indii był wyższy niż łączny dochód Portugalii (194 miliardów USD), Norwegii (183 miliardów USD) lub Danii (187 miliardów). Oznacza to także, że przy dodatkowym wzroście populacji Indii o 156 milionów mieszkańców (liczba równa łącznej populacji Wielkiej Brytanii, Francji i Hiszpanii) w ostatniej dekadzie liczba ludności biednej w rzeczywistości spadła o 37 milionów. W ciągu ostatnich 30 lat w Chinach i Indiach około 200 milionów ludzi opuściło szeregi ludzi biednych. Ponadto 200 milionów innych, a za nimi dalszych 200 milionów czeka na swoją kolej. Rządy tych krajów nie mogą odmówić im takiej możliwości. W świecie rodzących się możliwości, gdzie każdy kraj ma pewną formę gospodarki rynkowej i każdy może obserwować, jak inni żyją, nikt nie chce zatrzymać machiny rozwoju i wzrostu. Bezgraniczne kopiowanie wszystkiego co amerykańskie tworzy w krajach rozwijających się olbrzymie trudności w zaspokajaniu potrzeb żywnościowych, surowcowych i energetycznych. Obecna konsumpcja per capita w Chinach jest 11 razy mniejsza niż w USA. Jednakże, gdyby osiągnęła poziom amerykański, przy założeniu, że konsumpcja nie wzrosłaby w żadnym innym kraju, a populacje wszystkich krajów, włączając chińską, pozostałyby takie same, chińska konsumpcja na styl amerykański prawie podwoiłaby światową konsumpcję. Światowe zużycie ropy wzrosłoby o 106 procent, materiałów metalowych o 94 procent. Jeśli także Indie chciałyby dorównać poziomowi konsumpcji amerykańskiej, światowa stopa konsumpcji potroiłaby się. Natomiast, gdyby wszystkie kraje rozwijające się chciały osiągnąć ten cel wówczas poziom konsumpcji światowej wzrósłby jedenaście razy Powyższym tendencjom rozwojowym towarzyszy masowy transfer bogactwa – setek miliardów dolarów rocznie – z krajów zużywających energię do krajów produkujących energię w czasie, kiedy ceny ropy i gazu wzrosły i utrzymują się na wysokim poziomie. Ten bezprecedensowy finansowy transfer wzmacnia niedemokratycznych aktorów i trendy w wielu krajach produkujących ropę. To wzmacnia pozycję liderów, którzy nie zasłużyli sobie na to poprzez budowę swoich gospodarek lub edukację swoich ludzi. To wzmacnia także najbardziej konserwatywnych ortodoksyjnych kleryków w przekroju całego świata muzułmańskiego, którzy usiłują pozyskać środki finansowy od Arabii Saudyjskiej, Iranu i innych krajów Zatoki Perskiej bogatych w ropę. EFEKT CIEPLARNIANY Nasza planeta doświadcza intensyfikującego się efektu cieplarnianego, który w dużym stopniu jest wynikiem działalności ludzkiej związanej z wytwarzaniem dóbr i świadczeniem usług. W rezultacie ludzkość stoi przed istotnym problemem klimatycznym. Zarządzanie klimatem i naturalnym systemem ziemi staje się potencjalnie niemożliwe. Huragan Katrina dał nam próbkę jak mogła wyglądać nie dająca się zarządzać zmiana klimatu, kiedy 29 sierpnia 2005 roku, ten okrutny czy srogi 11 huragan zdewastował Nowy Orlean, który w opinii wielu klimatologów był zasilany przez cieplejsze wody w Zatoce Meksykańskiej przyczyniając się do ocieplenia globalnego. Zdaniem światowych ekspertów z zakresu klimatu, ten wzrost temperatury od 1950 roku jest przypisywany emisji gazów cieplarnianych generowanych przez działalność ludzką. Bez znacznej redukcji emisji CO2, zmiana klimatu może przynieść nieodwracalne wpływ na powietrze, oceany, lodowce, ziemię i wybrzeża. Klimatolodzy należący do międzynarodowej grupy Sigma Xi przeprowadzili, na prośbę ONZ, naukowe badanie tego zjawiska. Jego wyniki zostały przedstawione w raporcie pt. „Confronting Climate Change” opublikowanym w lutym 2007 roku. Naukowcy doszli do wniosku, że nawet relatywnie małemu wzrostowi przeciętnej globalnej temperatury, o 0,8°C, który zaobserwowano dotychczas od 1750 roku, towarzyszył istotny wzrosty przypadków powodzi, posuch, gorących fal i dzikich pożarów, a także duży wzrost letniego topnienia powierzchni lodu na akwenach Grenlandii, znaki niestabilności powierzchni lodu na akwenach Zachodniej Antarktydy i przesunięcia w odległościach geograficznych dużej ilości gatunków roślinnych i zwierzęcych. Ponieważ nie jest możliwe zatrzymanie emisji CO2, przewiduje się, że do końca 2001 roku kumulowane ocieplenie będzie się zawierać pomiędzy 3 i 5°C. To zjawisko wywoła zwiększenie poziomu wód w oceanach oraz susze i powodzie na lądach. Zadaniem ludzkości w Erze Klimatu Energetycznego jest zarządzanie tymi efektami, których nie da się już uniknąć. Dla wielu polityków i ekologów powyższe oceny są niepodważalne. Jednakże są również tacy, którzy twierdzą, że problem globalnego ocieplenia klimatu ma charakter polityczny a nie ekologiczny. Na przykład Siegfried F. Singer, profesor University of Wirginia i George Mason University zwraca uwagę na to, że rządy pod wpływem nacisków zmieniają politykę energetyczną, która szkodzi gospodarkom, obniża poziom życia i zwiększa ubóstwo na świecie. Z kolei organizacje proekologiczne takie jak Greenpeace i Environmental Defense Fund gromadzą miliardowe dochody dzięki olbrzymim subsydiom rządowym na projekty zapobiegania efektom cieplarnianym, co w efekcie przyczynia się do znacznego napięcia budżetów wielu państw. Ponadto dochody z handlu certyfikatami emisji gazów cieplarnianych niedługo osiągną wartość 100 miliardów USD rocznie. Do tego trzeba dodać ogromne opłaty dla brokerów i innych pośredników uczestniczącym w tym przedsięwzięciu. Wyniki zjawiska wskazują, że można nieźle zarobić na strachu przed globalnym ociepleniem. Profesor Singer powiada, że wzrost ilości CO2 prowadzi do zwiększenia się plonów, a więc w ostatecznym rachunku jest korzystny dla ludzi i zwierząt. Zwraca uwagę na to, że ociepleniu klimatu przyniesie znaczne korzyści społecznościom zamieszkującym chłodne regiony. Na przykład kanadyjscy farmerzy będą mieli rekordowe plony. Grenlandia zacznie zbierać miliardy na rybołówstwie i wydobyciu ropy naftowej. Statki będą mogły przepływać z Atlantyku na Pacyfik krótkim szlakiem arktycznym. Rozszerzy się powierzchnia lasów. Robert O. Mendelssohn, profesor leśnictwa i nauk o środowisku w Yale University, wskazuje, że korzyści z ocieplenia w rolnictwie będą przewyższały straty w innych sektorach Kanady, Rosji, Mongolii i krajów Europy Północnej. Prawdą jest, że wzrasta ilość CO2 w atmosferze i równocześnie podnosi się temperatura na ziemi. Nie ma to dowodu, że to wina człowieka. W ubiegłym stuleciu obserwowaliśmy globalne ochłodzenie mimo wzrostu poziomu CO2. Nawet w okresie 12 ostatnich ośmiu lat nie obserwowano ocieplenia mimo wzrostu stężenia poziomu gazów cieplarnianych. Nauka przyjmuje, że główną przyczyną ocieplenia klimatu jest aktywność słońca, która zmienia się w cyklach 11-letnich. W obecnym cyklu słońce jest wyjątkowo spokojne. Może oznaczać to początek występującego co kilka stuleci zjawiska Maunder Minimum, które ostatni raz miało miejsce w XVII wieku. Ostre zimy i chłodne lata zaczęły się około 1650 roku i trwały do roku 1715, powodując wymarzanie upraw, głód i śmierć w Europie Północnej. Potem nastąpiło globalne ocieplenie. Powyższe argumenty przemawiają, jak się wydaje, za słusznością wniosku, że wzrost zawartości CO2 w atmosferze nie ma znaczenia dla zmian klimatycznych. Jednakże nie spieszmy się z postawieniem przysłowiowej kropki nad „i”. Niech nauka ma ostatnie słowo w tym dziejowym sporze. Jedno jest pewne a mianowicie to, że obecnie, kiedy ludzkość wkracza w Erę Klimatu Energetycznego: jest powszechnie wiadomo, że organiczne paliwa wyczerpują się, są coraz droższe oraz politycznie, ekologicznie oraz klimatycznie trujące. Co jest przyczyną tego zjawiska? Odpowiedź na to pytanie jest bardzo prosta. Globalizacja gospodarki dzięki rewolucji teleinformacyjnej nagle umożliwiła dużo szybciej coraz większej ilości ludzi poprawę swojej stopy życiowej. Kiedy około 2000 roku postępujące zatłoczenie i nadzwyczajny rozwój średniej klasy świata połączyły się globalne zapotrzebowanie energii, naturalnych zasobów i żywności zaczęło wzrastać w galopującym tempie. Do zachodnich uprzemysłowionych krajów, zużywających znaczne ilości energii i zasobów naturalnych, dołączyły duże wyłaniające się kraje. Wymowną graficzną ilustrację tego co się wydarza w świecie przedstawia Richard Richels z Electric Power Research Institute. Przyrównuje świat do wanny kąpielowej wypełnionej po brzegi przez rozwój i stały wzrost. Teraz wyłoniły się Chiny, Indie i inne kraje, które odkręciły swoje krany. W rezultacie to łączne zapotrzebowanie przelewa się na podłogę łazienki. Wiodący ekonomista amerykański w zakresie energetyki Philip K. Verleger, Jr., wskazuje, że w latach 1951-1970 globalna konsumpcja energii wzrastała 5 procent rocznie. Ten szybki wzrost odbywał się w okresie odbudowy gospodarek Europy i Japonii po drugiej wojnie światowej, a także powojennego wzrostu w USA. Verleger powiada, że to historyczne zjawisko może się powtórzyć w latach 20012020, w których Chiny i Indie przechodzą transformacje z rozwijających się do rozwiniętych krajów. Można oczekiwać, że konsumpcja będzie wzrastała wg zbliżonej stopy wzrostu do tej wg, której następuje wzrost gospodarek tych krajów, podobnie jak to miało miejsce w Europie, Japonii i USA po drugiej wojnie światowej. Jak wskazuje raport przygotowany przez Royal Dutch Shell Corporation w 2008 roku globalne zużycie wszystkich form energii, przynajmniej podwoi się do końca 2050 roku. Główne przyczyny tego zjawiska to wzrost populacji i znaczne dochody osiągane dzięki globalizacji rynków. W 2004 roku zapotrzebowanie na ropę miało, zgodnie z prognozą International Energy Agency, wzrosnąć o 1,5 milionów baryłek na dzień. Tymczasem wzrosło o trzy miliony baryłek na dzień, gdyż tylko w Chinach zapotrzebowanie na ropę wzrosło o jeden milion dziennie. Ten drastyczny wzrost zapotrzebowania na ropę w 2004 roku był kontynuowany w galopującym tempie z roku na rok mimo wysokiej dynamiki cen ropy aż do połowy 2008 roku. Szybki wzrost cen ropy i gazu nie jest jedynym zjawiskiem godnym uwagi. Wiele innych istotnych zjawisk wydarzyło się w tym okresie. W tym czasie 13 2,4 miliarda ludzi na świecie utrzymywało się, jak podaje Bank Światowy, za około 2 dolary dziennie. Miliony z nich usiłuje pomnożyć szeregi średniej klasy, która tworzy olbrzymie nowe zapotrzebowanie na inne zasoby naturalne – błogosławieństwo dla stabilności świata, lecz wyzwanie dla ekologii i klimatu. Dzisiaj wszystkiego brakuje: stali, cementu, boksytu, maszyn budowlanych, inżynierów, statków itp. Zjawiska te wzmagają się. Recesja globalna może zwolnić tę tendencję rozwojową na chwilę, lecz rosnące zapotrzebowanie jest nową fundamentalną zmienną. 15-go maja 2008 roku, The Wall Street zamieścił ciekawy artykuł traktujący o konsekwencjach, jakie wywołują wzrosty ceny stali. Wzrosty ceny stali w przekroju świata wstrzymują lub zwalniają realizację głównych projektów budowę statków, a także poszukiwanie ropy i gazu. Wzrost cen paliwa w ostatnich latach spowodował, że rolnicy na całym świecie przestawiają uprawy na potrzeby przemysłu rafineryjnego i doprowadzają do braków żywności i gwałtownego wzrostu jej cen. Dlatego politycy, np. Unii Europejskiej, usiłują wycofać swoje poparcie programów produkcji paliw z biomasy takich jak etanol. Według unijnych dyrektyw sprzed pięciu lat do 2010 roku biopaliwa miały stanowić około 5,75 wszystkich paliw sprzedawanych w krajach członkowskich, a do końca 2020 roku około 20 procent. Jednakże politycy zmieniają definicję biopaliw. 11 września 2008 roku Komisja ds. Energii poparła projekt dyrektywy, zgodnie z którą do 2020 r. co najmniej 40 procent sprzedawanych biopaliw muszą stanowić tzw. biopaliwa drugiej generacji. Czyli nie wytwarzane z rzepaku czy kukurydzy lecz np. słomy. Technologia ich produkcji jest niedopracowana i nieudokumentowana, a koszty wytwarzania są nieznane. Ponadto wzrastające ceny ropy powodują to, że kraje rozwijające się nie mogą sobie pozwolić na wykorzystanie wszystkiego możliwego areału pod uprawę. 22-go kwietnia 2008 roku BBC podała, że rolnicy w Rift Valley w Kenii, ze względu na podwojenie się ceny nawozów sztucznych, w 2007 roku uprawiali o jedną trzecią mniejszą powierzchnię pól uprawnych niż w poprzednim roku. Powstaje pytanie: „Dlaczego rynek nie zareagował uprzednio poprzez naturalne prawa podaży i popytu?” Po części, jak wskazują eksperci Banku Światowego, dlatego, że gwałtowny skokowy wzrost zapotrzebowania nie przełożył się natychmiast na wyższe ceny dla konsumentów, ze względu na masowe subsydia dla energii i żywności. Tylko rządy Chin i Indii oraz Środkowego Wschodu w 2007 roku wydały 50 miliardów na subsydia cen benzyny, oleju opałowego i energii elektrycznej – importując energię po cenach globalnych, sprzedając swoim mieszkańcom po zdyskontowanych cenach i pokrywając różnice ze swoich budżetów. W ten sposób ceny były sztucznie niskie i zapotrzebowanie sztucznie wysokie. Przy rosnących cenach na globalnym rynku, popyt obniżyłby się. Jednakże do tego nie dopuszczono. W 2007 roku Indonezja wydała 30 procent budżetu na subsydia cen energii i tylko 6 procent na edukację. W tym samym czasie Zachodnie kraje uprzemysłowione wydały zaledwie 270 miliardów dolarów na subsydia dla rolnictwa. W ten sposób ich farmerzy stali się bogatsi, ich konsumenci mogli nabyć tanią żywność, zaś farmerzy Trzeciego Świata mieli znaczne trudności w sprostaniu konkurencji. Wzrost średniej klasy i zatłoczenie świata jest z jednej strony siłą napędową rozwoju gospodarczego, handlu, budowy dróg i autostrad i urbanizacji, zaś z drugiej 14 siłą rujnującą otwarte grunta, rafy koralowe i tropikalne lasy, zakłócającą ekosystemy, zanieczyszczającą rzeki i niszczącą rzadkie organizmy biologiczne (biodiversity) w obszarze całej naszej planety. James G. Speth napisał, że połowy tropikalnych i umiarkowanych lasów już nie ma. Wycinanie lasów (deforestation) w tropikach kontynuuje się wg stopy 40 arów czy jednego akra na sekundę. Szacuje się, że około połowy obszarów mokrych i jednej trzeciej powierzchni uprawianej przez rolników ludzkich już nie ma. Do tego należy dodać zniknięcie 90 procent dużych drapieżnych ryb, 20 procent raf koralowych, a drugich 20 procent jest zagrożonych. Rzadkie gatunki zwierząt giną około 1000 razy szybciej niż normalnie. W 2006 roku ludzkość straciła delfiny rzeczne (baiji – duży mamal), które żyły w rzece Yangtze. Tych pięć podstawowych problemów: podaż i popyt energii, petropolityka czy petrodyktatorstwo, zmiana klimatu i strata biodiversity (bioróżnorodności), które intensyfikowały się przez wiele lat wszystkie osiągnęły punkt ciężkości na krótko przed 2000 rokiem. 2000 lat temu świat przeszedł od Ery Przed Chrystusem (E.P.C.) do Ery po Chrystusie (E.C.). Już dzisiaj można powiedzieć, że jednego dnia historycy spojrzą wstecz i dojdą do wniosku, że 31 grudnia 1999 roku, to po prostu nie koniec milenium, lecz koniec okresu, który nazywaliśmy erą powszechną – i że 1 stycznia 2000 roku był faktycznie pierwszym dniem nowej ery – Ery Klimatu Energetycznego. POTRZEBA ZIELONEJ REWOLUCJI Wyjście z przedstawionego powyżej, w ogólnym zarysie, globalnego kryzysu energetycznego wymaga zielonej rewolucji jakiej świat dotychczas nie widział. Jej głównym celem powinno być gojenie ran środowiskowych zadanych ziemi i budowa strategii rozwoju zrównoważonych programów zaopatrzenia w energię społeczności i gospodarek świata. U jej podstaw powinny znajdować się racjonalna polityka energetyczna państw i narodowe programy innowacyjne obejmujące rozwój i implementację odnawialnych systemów energetycznych, programów DSM w zakresie poszanowania energii i wyrównywania krzywych obciążeń systemów energetycznych. Wysiłki w tym kierunku powinny być podejmowane w ścisłej koordynacji z budowanymi i realizowanymi programami dotyczącymi technologii czystego spalania węgla, energii wodorowej, ogniw paliwowych itp. Tylko takie podejście zapewni czyste środowisko naturalne i racjonalne zaspokojenie potrzeb energetycznych, szczególnie krajów uzależnionych od ropy, i będzie inspirować narody do łączenia we wspólnym wysiłku swoich inteligencji, kreatywności, bezmiernego oddania i troski o wspólne dobro. Rewolucja zielona powinna mieć wymiar globalny. Powinna obejmować zarówno kraje wysoko rozwinięte, rozwijające się jak i kraje Trzeciego Świata. Jednakże jej początek powinien mieć miejsce w krajach takich jak USA, Niemcy, Francja, Anglia, Japonia i innych krajach wysoko rozwiniętych, zaś koniec w najbiedniejszych krajach świata. Kraje wysoko rozwinięte powinny nie tylko świecić przykładem, lecz także służyć pomocą tym ostatnim. 15 Rozdział 2 EFEKTYWNE PLANOWANIE SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO I JEGO ZNACZENIE GOSPODARCZE Konrad ZARĘBA WSTĘP Zmiany uwarunkowań gospodarczych i ekologicznych oraz rozwój nowoczesnych technologii stwarzają potrzebę tworzenia nowego modelu systemu elektroenergetycznego. Dzisiaj nie można osiągnąć wysokiego poziomu wzrostu gospodarczego bez zapewnienia niezawodnego i stabilnego systemu dostaw energii elektrycznej. Eksperci podkreślają, że w wielu państwach nie ma możliwości spełniania wymogów bezpieczeństwa energetycznego bez wzrostu efektywności energetycznej. Odbiorcy również poszukują na rynku elektroenergetycznym towarów i usług zapewniających niezawodność, wysoką efektywność, stosunkowo niską cenę i wysoką sprawność techniczną. Poprawa sytuacji energetycznej nie może być działaniem akcyjnym czy pełzającym, ale powinna być traktowana jako proces długoterminowy, dobrze zaplanowany na wielu płaszczyznach całej działalności gospodarczej. Według Kassenberga Polska jest 2,67 razy mniej efektywna w użytkowaniu energii niż kraje „starej” piętnastki (to 444 do 166 toe na milion euro PKB), zatem posiada możliwość dynamicznego rozwoju bez wzrostu zużycia energii przez lata. Podkreśla on również, że sprawność źródeł ciepła i systemów ciepłowniczych jest u nas znacznie niższa niż w krajach piętnastki [3]. Odbiorcy przemysłowi są świadomi, że moce wytwórcze w polskich elektrowniach są przestarzałe i powinny znaleźć się pieniądze na budowę „nowych mocy”, a do cen energii muszą być doliczane koszty emisji CO2. Rozumieją również, że wzrost cen energii związany jest z obowiązkowym zakupem energii odnawialnej. Oczekują jednak skutecznych rozwiązań tych nawarstwionych problemów i rzetelnych wyliczeń kosztów energii, zamiast generowania znacznych zysków poprzez wytwórców energii elektrycznej. Wszystkie te uwarunkowania pokazują, że oczekiwania społeczne i gospodarcze są ukierunkowane na trafne i efektywne przewidywania przyszłości sektora energetycznego. 16 OGÓLNA KONCEPCJA ELEKTROENERGETYCZNEGO PLANOWANIA ROZWOJU SYSTEMU Po przystąpieniu Polski do UE zaistniała konieczność powstania jednolitego rynku energii elektrycznej i gazu, będącego jednym ze strategicznych celów polityki energetycznej państwa. W 2004 roku opracowany został dokument programowy „Polityka Energetyczna Polski do 2025 roku”, który zawiera plany działań długoterminowych. Do głównych celów polityki energetycznej Polski należy: zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrostu konkurencyjności gospodarki, jej efektywności energetycznej, ochrona środowiska (przed negatywnymi skutkami działalności energetycznej związanej z wytwarzaniem, przesyłaniem i dystrybucją energii i paliw), budowa konkurencyjnych rynków energii i gazu zgodnych z polityką energetyczną UE, redukcja kosztów funkcjonowania energetyki, aktywne kształtowanie struktury organizacyjno – funkcjonalnej sektora energetycznego. Planując rozwój systemu elektroenergetycznego należy wykorzystać wszystkie zdobycze nauki w tym zakresie, techniki, sprawdzone wzory i doświadczenia międzynarodowe oraz głosy ekspertów. Umożliwi to obiektywną ocenę przyszłych potrzeb, szans i ewentualnych zagrożeń [1]. Ważne jest też opracowanie planów, rozwiązań awaryjnych i kryzysowych, trafnych systemów rozpoznawania błędów i ustalania ich rozmiarów, sposobów korygowania i eliminacji. Rysunek nr 1 prezentuje przykładowy proces panowania systemu elektroenergetycznego. Planowanie celów Wyznaczenie czynników kluczowych Planowanie środków Planowanie nowych systemów technologicznych i modernizacji istniejących Planowanie zestawu narzędzi i wybór metod Planowanie zasobów Planowanie nowych struktur zarządzania i regulacji Planowanie systemów awaryjnych i kryzysowych Planowanie efektów i scenariuszy alternatywnych Planowanie mechanizmów ich funkcjonowania i kontroli Wybór wariantów realistycznych Budowanie modeli i ich weryfikacja Rys. 1. Proces planowania systemu elektroenergetycznego. Źródło: opracowanie własne 17 Łatwo zauważyć, jak trudno planować przyszłość nawet jednego podmiotu gospodarczego, a co dopiero całego sektora elektroenergetycznego. Nie eliminuje to jednak konieczności podejmowania takich działań. Niestety, wobec coraz szybszego tempa zmian w gospodarce i coraz większej jej złożoności, trafne planowanie staje się nie tylko coraz trudniejsze, ale i coraz mniej wiarygodne (pomimo, że obecnie dysponujemy całą gamą nowoczesnych narzędzi i metod). Chybione plany, zwłaszcza w sektorze energetycznym, mogą spowodować poważne perturbacje w całej gospodarce. Lepsze zrozumienie procesu planowania i wszystkich jego etapów oraz tego co jest realne, pozwala na zajmowanie się równocześnie większą liczbą sytuacji niż tą, którą planuje się oddzielnie; (tym samym pozwala to na większą zdolność reagowania w przyszłości). A zatem przystępując do planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego należy wziąć pod uwagę wiele uwarunkowań wpływających na ten system i umożliwiających jego sprawne funkcjonowanie, wśród nich: rozwój technologiczny, bezpieczeństwo ciągłości dostaw, oddziaływanie na środowisko, jakość życia społeczeństwa, dystrybucję i konkurencję. Według F. Krawca proces planowania w sektorze elektroenergetycznym rozpoczyna się od opracowania prognozy zapotrzebowania na energię. Proces ten jest bardzo złożony, bo jest wynikiem indukcji przyszłych i przeszłych informacji [4]. Prognozy muszą objąć wszystkie składniki rynku energetycznego, w tym: konkurencyjność, szacunki finansowe, warunki i ograniczenia w budowie nowych elektrowni. Należy dokonać szczegółowych prognoz ekonomicznych, demograficznych popytu sprzedaży i dystrybucji. U podstaw opracowania prognoz zużycia energii elektrycznej jest wydzielenie grup jej użytkowników czyli przemysłu, sektora handlu i usług oraz sektora mieszkaniowego. Każdy proces prognozowania zapotrzebowania na energię powinien następować po dokładnej analizie istniejącej sytuacji gospodarczej w skali mikro i makro oraz dokładnej ocenie czynników warunkujących jej wytwarzanie, dystrybucję, odbiór oraz zużycie. Zapotrzebowanie jest prognozowane i mierzone na wielu płaszczyznach: produktu, odbiorcy i przedziału czasowego. Prognozowanie zapotrzebowania na energię jest zadaniem niezwykle złożonym z uwagi na fakt, że szereg czasowy zapotrzebowania wykazuje sezonowość – dobową, tygodniową i roczną, jak również ze względu na czynniki zewnętrzne (które mają istotny wpływ na wysokość zapotrzebowania), np. czynniki meteorologiczne. Rozpoznanie rynków docelowych Rozpoznanie rynków docelowych znaczy tyle, co zidentyfikowanie wszystkich podmiotów na nim działających, w tym konkurencyjnych. Następnie zebranie o nich dostępnych informacji, opisujących specyfikę ich funkcjonowania i opracowanie prognozy szans rozwoju (rozmiaru rynku, jego tendencji rozwojowych). Rozpoznanie rynków docelowych polega również na identyfikacji wszystkich produktów konkurujących na tym rynku, określenie rzędu jego sprzedaży, następnie dokonania szacunku wzrostu dla przyszłego rynku. Po wyborze docelowych odbiorców i określeniu ich potrzeb, zdefiniowaniu łańcucha „dodatkowych wartości produktów i usług”, należy określić pozycję produktu 18 lub usługi na rynku, co również nie jest sprawą łatwą. Bo to wzrost konkurencji na runku wymusza podejmowanie strategicznych decyzji, dotyczących pozycji firmy na rynku. Im większa konkurencja, tym trudniej określić pozycję. Uczestnikami rynku elektroenergetycznego są: odbiorcy końcowi, wytwórcy energii elektrycznej, przedsiębiorstwa obrotu hurtowego i detalicznego, Operator Systemu Przesyłowego, Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego, Operatorzy Handlowo – Techniczni, Operatorzy Handlowi. Głównym celem działania rynku elektroenergetycznego jest optymalizacja kosztów całkowitych produkcji, dostaw energii elektrycznej dla gospodarki i społeczeństwa poprzez wprowadzenie mechanizmów konkurencyjnych do wytwarzania i obrotu energią elektryczną [5]. W ogólnym ujęciu rynek usług elektroenergetycznych to ogół transakcji w zakresie usług elektroenergetycznych, których obecnie liczba systematycznie rośnie, a tym samym wzrasta jego rola w gospodarce. Metody prognozowania Celem prognozy jest opracowanie zestawu informacji, mierników, wskaźników oraz prawdopodobnych warunków przyszłości. Wśród metod prognozowania i zapotrzebowania na energię wyróżnia się: 1. Podejście ekonometryczne (do prognozowania tego, co ma się zdarzyć w przyszłości, wykorzystuje się kombinację zasad ekonomicznych i metod statystycznych). Podejście to składa się z określenia statystycznych współzależności pomiędzy zmienną zależną (zużycie energii elektrycznej / gazu), a zmiennymi niezależnymi, objaśniającymi (dochód, wielkość produkcji wytworzonej, ceny energii, zmiany demograficzne i technologiczne, regulacje rządowe, warunki środowiskowe). Stwarza to możliwość zbudowania ścisłych modeli zależności zapotrzebowania na energię, ale warunkiem ich budowy powinna być dobra znajomość tych czynników. 2. Podejście inżynierskie (końcowego zapotrzebowania), wykorzystująca wysoko zdezagregowane informacje dotyczące zapotrzebowania na energię przez różnego rodzaju odbiorniki, urządzenia i typy zastosowań. Bazuje ono na szczegółowych informacjach dotyczących liczby urządzeń, wykorzystujących każdy rodzaj nośnika energii w projektowanym przedziale czasowym, przewidywanych wskaźnikach jednostkowego zużycia dla każdego z typów urządzeń i liczby urządzeń danego typu będącego aktualnie w użytkowani. Iloczyn aktualnej liczby urządzeń i ich obliczeniowy współczynnik zużycia energii i wskaźnik jego rzeczywistego wykorzystania daje prognozowane zapotrzebowanie na energię przez tę kategorie urządzeń. Metoda ta ułatwia bezpośrednie określenie racjonalnego wykorzystywania energii przez dany sprzęt oraz zmian w zachowaniach odbiorców. 3. Podejście zintegrowane, wyznacza dwie metody integracji. W pierwszym – podejście końcowego zapotrzebowania może być włączone do modelu ekonometrycznego i spełniać funkcję pomocniczą w całościowym procesie pełnego prognozowania. W drugim - parametry ekonometryczne mogą być odzwierciedlone w kategoriach końcowego zużycia energii. Obie kombinacje są praktyczne, ale w dużym stopniu zależą od danych dotyczących przedsiębiorstw energetycznych oraz strategii przyjętych przy 19 prognozowaniu [2]. W „Polityce Energetycznej Polski do 2025 roku” prognozę zapotrzebowania na paliwa i energię opracowano na podstawie scenariusza makroekonomicznego rozwoju kraju. Prognozę tę sporządzono w czterech wariantach: − Wariant Traktatowy (w którym uwzględniono postanowienia Traktatu Akcesyjnego), − Wariant Podstawowy Węglowy, różni się tym od poprzedniego, że wymóg spełnienia postanowień w zakresie emisji z dużych obiektów spalania został zastąpiony przez realizację Krajowego Planu Redukcji Emisji (KPRE), − Wariat Podstawowy Gazowy, różni się od Podstawowego Węglowego tym, że dostawy węgla do produkcji energii elektrycznej są utrzymywane na obecnym poziomie, a paliwem dodatkowym w tym wariancie będzie przede wszystkim gaz ziemny, − Wariant Efektywnościowy, spełnia takie same kryteria ekologiczne jak warianty podstawowe (założono w nim uzyskanie dodatkowej poprawy efektywności energetycznej w obszarach: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji). W trzech pierwszych wariantach przewidywane zapotrzebowanie na energię finalną (konsumowaną przez podmioty gospodarcze i gospodarstwa domowe), wzrośnie do 2025 roku o koło 55%. W Wariancie Efektywnościowym zapotrzebowanie na energię finalną wzrośnie do tego samego okresu o 48%, a osiągnięte oszczędności poszczególnych nośników będą na poziomie 4 – 6%, wzrośnie również zużycie energii ze źródeł odnawialnych. Do opracowania prognozy zapotrzebowania na energię użyteczną do 2030 roku zastosowano model zużycia końcowego (end-use) o nazwie MAED (gdzie tworzone są projekcje zapotrzebowania na energię użyteczną, dla każdego kierunku użytkowania energii w ramach każdego sektora gospodarki). Wyniki modelu MAED są wsadem do symulacyjnego modelu energetyczno – ekologicznego BALANCE wyznaczającego zapotrzebowanie na energię finalną z podziałem na poszczególne nośniki oraz krajowe bilanse energii i wielkości emisji zanieczyszczeń, którego istotą jest podejście rynkowe. Wynikiem działania tego modelu jest najbardziej prawdopodobna projekcja przyszłego stanu gospodarki energetycznej przy przyjętych założeniach i warunkach brzegowych, dotyczących cen paliw pierwotnych, polityki energetycznej państwa, postępu technologicznego oraz ograniczeń w dostępnie do nośników energii, a także ograniczeń czasowych w procesach inwestycyjnych. Prognozę struktury systemowych źródeł energii elektrycznej o najmniejszych zdyskontowanych kosztach wytwarzania wytworzono za pomocą modelu WASP4 [6]. GOSPODARCZE ZNACZENIE ELEKTROENERGETYCZNEGO PLANOWANIA ROZWOJU SYSTEMU Planowanie rozwoju systemu elektroenergetycznego stanowi jeden z ważniejszych obszarów badań w gospodarce. Przedsiębiorstwa, w tym również branży elektroenergetycznej, potrzebują zarówno planów jak i prognoz krótko i długoterminowych. Znaczenie ich wzrasta wraz ze wzrostem konkurencji i mechanizmów wolnorynkowych na rynku energii elektrycznej. 20 Rynek energii w Polsce pomimo wielu zastrzeżeń działa pozytywnie. Jego zmiany są jednak niezbędne, gdyż odbiorca powinien otrzymywać konkurencyjną ofertę sprzedaży nowego produktu lub usługi. Gwarantem niedyskryminowania niezależnych dostawców wydaje się być unbuilding właścicielski, gdyż przekłada się on na stopień faktycznej konkurencji na rynku detalicznym. Trafne plany rozwoju systemu elektroenergetycznego są bardzo ważne dla rozwoju całej gospodarki, gdyż od tego zależy jej funkcjonowanie i rozwój. Największe znaczenie dla sektora elektroenergetycznego w gospodarce ma rynek przemysłowy, stanowi on bowiem najbardziej atrakcyjną grupę odbiorców wykazujących ciągłe tendencje rozwojowe. Na tym rynku najważniejszymi klientami są duże i średnie firmy. Niemałe znaczenie dla tego sektora posiada również rynek handlowo – usługowy, którego głównymi segmentami są duże i średnie zakłady handlowo – usługowe, szkoły, uczelnie, instytucje rządowe. Polska gospodarka musi stawiać na energooszczędność i konieczną zmianę struktury zużycia energii. Należy też tworzyć skuteczne programy działań energooszczędnych. Tabela 1. Efekty trafnego planowania systemu elektroenergetycznego EKONOMICZNE: REGULACYJNE: - brak strat spowodowanych błędnymi decyzjami, brak strat spowodowanych nieplanowanymi przestojami, - efektywne funkcjonowanie rynków paliw i energii, - w miarę stabilne ceny paliw i energii oraz ciepła sieciowego, zysk z tytułu nowoczesnego wytwarzania i oszczędności energii elektrycznej, - synergia przepływu kapitału pomiędzy różnymi podmiotami gospodarczymi, - minimalizacja kosztów transakcyjnych, - czytelne przepisy i korzystne regulacje prawne, - równoprawność wszystkich podmiotów działających na rynku elektroenergetycznym, - zapewnienie bezpieczeństwa dostaw paliw i energii, - wprowadzenie i respektowanie przepisów dotyczących wykorzystywania odnawialnych źródeł energii elektrycznej, - dywersyfikacja struktury wytwarzania, EKOLOGICZNE: DLA SEKTORA ELEKTROENERGETYCZNEGO: - poprawa stanu środowiska naturalnego w wyniku ograniczenia szkodliwego oddziaływania energetyki, - poprawa jakości życia, - ciągłe zmniejszanie energochłonności, - rozwój technologii uwzględniających aspekty ekologiczne, - większy udział odnawialnych źródeł energii, - termiczne przetwarzanie odpadów w celu pozyskiwania energii, - uprawa roślin energetycznych. - dążenie do wzrostu gospodarczego, - wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii, - modernizacje technicznej infrastruktury elektroenergetycznej, - większa elastyczność wytwarzania energii elektrycznej, - mała awaryjność systemów energetycznych, budowa i modernizacja urządzeń pracujących dla energetyki, - nowoczesne technologie wytwarzania energii. Źródło: opracowanie własne 21 Zapotrzebowanie na energię w sektorze przemysłowym jest funkcją zmian w wielkości produkcji, strukturze produkcji i usług i zużycia energii na jednostkę produkcji. Sektor ten charakteryzuje wielka ilość stosowanych procesów, zużywanych materiałów, wyposażenia technicznego zakładów i dlatego jest najbardziej czuły na zachodzące zmiany w gospodarce. Charakteryzuje się najwyższą fluktuacją zapotrzebowania na energię [4]. Konsumpcja energii w skali kraju jest napędzana przez przemysł, dlatego efektywny i dobrze zaplanowany system elektroenergetyczny wydaje się być nie tylko motorem rozwoju gospodarczego, ale jego gwarantem, może i powinien przynosić korzyści. wybrane z nich zestawiono w tabeli 1. Podstawowym celem gospodarczym systemu elektroenergetycznego jest konieczność ciągłego, bezawaryjnego zaopatrzenia odbiorców w energię w optymalnej ilości. System ten jest ściśle powiązany z innymi nie energetycznymi systemami tworząc system społeczno-gospodarczy. Wśród tych zależności można wydzielić następujące grupy powiązań [7]: − powiązania wynikające z przepływów międzygałęziowych (gospodarka energetyczna kraju z pozostałymi gałęziami gospodarki narodowej), − powiązania o charakterze ograniczeń dotyczących środków finansowych, terenów i siły roboczej, − powiązania wynikające ze współzależności gospodarki energetycznej i innych gałęzi w procesie postępu technicznego, − powiązania ekonomiczne gospodarki energetycznej z gospodarką narodową i środowiskiem, − powiązania będące wynikiem wymiany międzynarodowej. Obecnie szczególną uwagę zwraca się na powiązania systemu energetycznego ze środowiskiem naturalnym i jego wpływem na wszystkie jego elementy. PODSUMOWANIE I WNIOSKI Gospodarka narodowa stanowi nadrzędną kategorię w stosunku do gospodarki energetycznej, której elementem jest system energetyczny, (wywierający wpływ na gospodarkę). Dlatego rozpatrując plany rozwoju systemu energetycznego nie sposób pominąć wzajemnej zależności gospodarki od energetyki i energetyki od kierunków rozwoju gospodarczego. Obecnie zaspokajanie potrzeb elektroenergetycznych jest podstawą komfortu życia, a cena energii elektrycznej w znacznym stopniu wpływa na konkurencyjność gospodarki i modernizację gospodarstw domowych. Wobec coraz szybszego tempa zmian w gospodarce i coraz większej jej złożoności trafne prognozowanie i planowanie funkcjonowania systemu elektroenergetycznego staje się coraz trudniejsze i mniej prawdopodobne. Nie bez znaczenie dla gospodarki są możliwości wykorzystania metod matematycznych i ekonometrycznych w procesie modelowania i prognozowania popytu i podaży, mocy, zapotrzebowania na energię elektryczną. Prognozy długoterminowe charakteryzuje duży stopień niepewności, wynikający z różnorodności scenariuszy rozwoju techniki i technologii oraz cech strukturalnych rozwoju gospodarczego. Wymagają one zatem korekt wraz z upływem czasu. Nietrafne prognozy, obarczone nawet małym błędem, powodują wysokie koszty finansowe w gospodarce. 22 Plany technologiczne rozwoju całej branży energetycznej powinny obejmować kluczowe grupy technologii oraz kierunki niezbędnych działań w sferze badawczo – rozwojowej, a także legislacyjnej i społeczno-politycznej. Końcowym wynikiem opracowania trafnego planu zapotrzebowania na energię powinna być identyfikacja rozwoju kluczowych technologii z zakresu energetyki oraz sporządzenie scenariuszy ich rozwoju. Praktycy podkreślają, że wdrażając plany rozwoju sektora elektroenergetycznego, można ograniczyć ryzyko finansowe, techniczne, ale trudno w polskich realiach ocenić ryzyko społeczne i polityczne. LITERATURA: [1] Ackoff L. R., Magidson J., Addison J. H.: Projektowanie ideału, WSiP S.A., Warszawa 2007. [2] Chochowski A., Krawiec F.: Zarządzanie w energetyce, Difin, Warszawa 2008. [3] Kassenberg A.: Energetyka a zrównoważony rozwój, XI Międzynarodowa Konferencja Energetyczna Europower, Warszawa, 1 -2 października 2008. [4] Krawiec F.: Zarządzanie projektem innowacyjnym produktu i usługi, Difin, Warszawa 2000. [5] Krawiec F., Krawiec S.: Zarządzanie marketingiem w firmie energetycznej, Difin, Warszawa 2001. [6] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku, Załącznik 2 do projektu „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, projekt z dnia 5.03.2009, Warszawa, marzec 2009. [7] Ziębik A., Szargut J.: Podstawy gospodarki energetycznej, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 1997. 23 Rozdział 3 POLITYKA ENERGETYCZNA Z POLSKIEJ PERSPEKTYWY Piotr JEŻOWSKI WSTĘP Polityka energetyczna Unii Europejskiej stanowi zmieniający się obszerny zespół regulacji dotyczących systemu prawa, systemów regulacyjnych, struktur organizacyjnych, cen i taryf oraz mechanizmów ekonomiczno-finansowych. Polityka energetyczna UE stawia sobie następujące główne cele: • zapewnienie krótko- i długookresowego bezpieczeństwa energetycznego, • zapewnienie konkurencyjności gospodarki poprzez minimalizację cen energii w warunkach samofinansowania sektorów energetycznych, • ochronę środowiska poprzez minimalizację szkodliwości technologii energetycznych dla środowiska i klimatu Ziemi, • poprawę efektywności energetycznej. Założenia ekologiczne i klimatyczne powodują, że polityka energetyczna UE jest w zasadzie częścią polityki ekologicznej UE, która uwzględnia zasady rozwoju zrównoważonego, to jest uznania nadrzędności wymogów ekologicznych w procesie rozwoju społeczno-gospodarczego, oraz wymagania dotyczące ochrony klimatu, związane z realizacją porozumienia z Kioto a uznające katastroficzne opinie pewnej części klimatologów. Polityki energetycznej i strategii rozwoju energetyki UE nie można rozpatrywać w oderwaniu od unijnej strategii rozwoju zrównoważonego oraz strategii ochrony klimatu. Przyjmując ambitne cele, polityka energetyczna, UE stawia przed członkami Wspólnoty wielkie wyzwania w zakresie osiągnięć ekologicznych i energetycznych, a przede wszystkim kosztów przestawienia krajowych sektorów energetycznych na nowe tory. Przy tym nie są to zadania i obciążenia równomiernie i sprawiedliwie rozłożone między poszczególne państwa członkowskie. Ze względu na strukturę bilansu energetycznego Polska, znajduje się tu w naprawdę trudnej sytuacji. Celem opracowania jest przedstawienie na tle głównych kierunków polityki energetycznej UE, próby syntetycznej oceny konsekwencji społeczno-gospodarczych realizacji przez Polskę celów energetyczno-ekologicznych. Praca pomija dwa ważne aspekty polityki energetycznej UE – bezpieczeństwo energetyczne i funkcjonowanie rynków energetycznych. 24 NOWA POLITYKA ENERGETYCZNA UE Podstawą wyjściową polityki energetycznej były i są takie akty prawne i wytyczne ogólne o charakterze strategiczno-taktycznym jak: Traktat karty energetycznej, Europejska karta energetyczna, czy białe i zielone księgi UE i konkluzje prezydencji[1]. Jednak zasadnicze regulacje sektorów energetycznych w UE stanowią dyrektywy. Do najważniejszych dyrektyw o charakterze energetycznoekologicznym zaliczają się: • Dyrektywa 96/61/WE (dyrektywa IPPC) w sprawie zintegrowanego zapobiegania i ograniczenia zanieczyszczeń, wprowadzająca pozwolenia zintegrowane (PZ) dla większych instalacji, które są oparte na najlepszej dostępnej technice (BAT), • Dyrektywa 2001/80/WE (dyrektywa LPC) w sprawie ograniczenia niektórych zanieczyszczeń powietrza atmosferycznego z dużych obiektów energetycznego spalania paliw, wprowadzająca niskie limity emisji SO2, NOx i pyłów dla instalacji energetycznych o mocy wyższej niż 50 MW, • Dyrektywa 2001/81/EC (dyrektywa NEC) w sprawie narodowych pułapów emisji zanieczyszczeń, wprowadzająca łączne limity emisji SO 2 i NOx dla poszczególnych państw UE, • Dyrektywa 2003/87/WE (dyrektywa ETS) dotyczącą zasad handlu emisjami gazów cieplarnianych, zmieniona dyrektywą łącząca 2004/101/EC (linking directive) – wprowadzająca od 1 stycznia 2005 r. handel CO2, • Dyrektywa 2001/77/WE (dyrektywa RES) w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, • Dyrektywa 2003/30/WE w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych, • Dyrektywa 2004/8/WE (dyrektywa CHP) w sprawie wspierania kogeneracji (gospodarki skojarzonej) w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii, zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG. Ponadto obowiązuje kilka dyrektyw regulujących efektywność energetyczną. Najważniejsze z nich to: • Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylająca dyrektywę 93/76/EWG, • Dyrektywa 2005/32/WE ustanawiająca ogólne zasady ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla produktów wykorzystujących energię, • Dyrektywa 2002/91/WE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków. W ostatnich trzech latach Komisja i Parlament Europejski wypracowują nową politykę energetyczną o większej spójności niż poprzednia. Najważniejszymi dokumentami w tym zakresie są: • Zielona księga 2006 „Europejska strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii”. Jest to formalny dokument początkujący nową politykę energetyczną, zakreślający i modyfikujący główne cele dotychczasowej polityki energetycznej UE nakierowane obecnie na wzrost konkurencyjności rynku energii, poprawę bezpieczeństwa dostaw energii oraz rozwój energetyki odnawialnej ograniczający wpływ na środowisko [2]. 25 • Pakiet energetyczny 2007 (Energy package 2007) przedstawiony do konsultacji w styczniu 2007 r. Pakiet stanowi zestaw dokumentów dotyczących propozycji działań legislacyjnych i innych w zakresie rynku energii elektrycznej i rynku energii gazowej, energii jądrowej, technologii energetycznych, w tym także mapy drogowej dla źródeł odnawialnych [2]. W istocie jest to skonkretyzowany zarys nowej europejskiej polityki energetycznej, określający cele do 2020 r. oraz cele dalszej perspektywy do 2050 r.1 W marcu 2007 r. na szczycie w Brukseli przyjęto trzy wiążące cele do 2020 roku, to jest: redukcję gazów cieplarnianych o 20%, wzrost udziału energii odnawialnej do 20% oraz oszczędność zużycia energii pierwotnej – 20% (pakiet 3x20). W styczniu 2008 r. Komisja Europejska opublikowała wchodzący w skład pakietu energetyczno-klimatycznego projekt ramowej dyrektywy dotyczącej promocji źródeł odnawialnych (RES). Cele dyrektywy są ponowieniem i uszczegółowieniem ustaleń szczytu marcowego 2007 r. Do 2020 r. zostały one sformułowane następująco: redukcja emisji gazów cieplarnianych o 20%, wzrost udziału energii ze źródeł odnawialnych do 20% całkowitego zużycia z 10-procentowym udziałem biopaliw w transporcie oraz wzrost efektywności energetycznej o 20%. Do ważniejszych zalecanych kierunków działań realizacji dyrektywy RES powinny być czyste technologie węglowe i technologie wychwytywania i magazynowania CO2 (carbon capture and storage – CCS) [3]. Nowa polityka energetyczna UE obejmuje również zmiany innych obowiązujących dyrektyw, a mianowicie: nowelizację dyrektywy IPPC modyfikującej zapisy dyrektywy LPC, nowelizację dyrektywy NEC, przegląd i projekt nowej dyrektywy ETS. Zmiany te uzupełnia nowa dyrektywa o wychwytywaniu i składowaniu dwutlenku węgla (dyrektywa CCS). Zmiany dyrektyw idą w kierunku wyraźnego zaostrzenia wymogów ekologiczno-energetycznych oraz poszerzenia liczby instalacji podlegających regulacji. Przesądzony został kierunek zmian w dyrektywie ETS i dyrektywie RES. Pierwsza zobowiązuje elektrownie do wykupu pozwoleń emisyjnych CO2 od 2013 r., druga natomiast nakłada na poszczególne kraje UE zróżnicowane cele wskaźnikowe w zakresie OZE, ustalając m. in. dla Polski poziom 15% [4]. UE jako promotor rozwoju zrównoważonego, obrońca klimatu Ziemi i lider OZE stawia sektorom energetycznym coraz wyższe wymagania ekologiczne i efektywnościowe. Uznając słuszność założeń i kierunków polityki energetycznej UE należy zauważyć jednak rosnące zaangażowanie Komisji i Parlamentu Europejskiego w tym zakresie. Polityka energetyczna i ekologiczna UE mają znamiona licytacji pokerowej. Jeszcze nie osiągnięto pierwotnych celów, a już następne wyśrubowane zadania są formułowane nie tylko dla perspektywy 2020 r., lecz także do 2050 r. Często oznacza to zmianę reguł i zasad w trakcie ich realizacji. Rosnące zaangażowanie nie zawsze jest dobrym doradcą w rozwiązywaniu poważnych problemów, zwłaszcza gdy UE daleko jest do samowystarczalności energetycznej, co więcej zależność energetyczna UE rośnie w perspektywie (z 50% do 70%). W Komisji Europejskiej nie ukrywa się, że zmiany tylko dyrektyw ETS i RES mogą przyczynić się wzrostu cen energii. Jednak szacunki 30-procentowego wzrostu wydają się skromne nie tylko dla krajów węglowych, lecz także całej Unii. Pakiet 3 x 20 ma również to do siebie, że zmusza kraje opierające energetykę na węglu do 1 Por. Europejska polityka energetyczna. Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego. KOM(2007)1. Bruksela 10 stycznia 2007 26 znacznie większego wysiłku finansowego niż te, które mają korzystny bilans energetyczny. W ostatnich 2 latach zmieniły się ogólne parametry ekonomiczno-finansowe gospodarki światowej, która przeżywa głęboki kryzys finansowy i gospodarczy. Konsekwentna realizacja polityki ochrony klimatu (opartej na nieaktualnych przesłankach i nie dość dobrze uzasadnionych podstawach merytorycznych) tylko w ramach UE w oderwaniu od światowych rynków energii, z pominięciem ważnych gospodarek globalnych może się okazać zagrożeniem dla rozwoju przemysłu w Europie i utratą konkurencyjności względem reszty świata. Wprawdzie oddziaływanie czynników wzrostu cen paliw kopalnych, zwłaszcza ropy naftowej, niezależnych od polityki energetycznej UE, zostało czasowo przesunięte przez spadek koniunktury, to jednak szukanie źródeł sukcesu w kryzysie gospodarczym jest trudne do akceptacji. Zamiana darmowego przydziału (grandfathering) pozwoleń na emisję CO2 dla elektrowni na wymóg ich wykupu po 2012 r., to de facto wprowadzony tylnymi drzwiami semi-podatek ekologiczny, zwiększający dochody budżetu państwa, ale bezpośrednio podnoszący koszty produkcji konwencjonalnej energii elektrycznej. Zasada wykupu jest też skutkiem benchmarkingu z I fazy ETS, gdy cały system zbankrutował w 2007 r. Wykup jest zabezpieczeniem się przed ponownym załamaniem ETS z powodu braku koniunktury czy korzystnych warunków pogodowych. Głównym celem wykupu jest wzmocnienie zmian relatywnych cen energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych i odnawialnych. KONSEKWENCJE DLA POLSKI Wpływ dotychczasowej polityki energetycznej UE na polską energetykę i gospodarkę jest bez wątpienia bardzo silny. W pierwszym rzędzie konieczne było dostosowania polskiego prawa ochrony środowiska i prawa gospodarczego do wymogów dyrektyw UE. Polska musiała dokonać również zmian organizacyjnych oraz wprowadzić monitoring ekologiczny. Do głównych przepisów prawa zmienionych lub utworzonych pod wpływem wymogów UE należą ustawy – Prawo ochrony środowiska (2000), Prawo energetyczne (1997) oraz ustawy o węższym zakresie przedmiotowym jak np. ustawa o handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych i innych substancji (2004) [10]. Ważne w tym zakresie są dokumenty rządowe, będące skutkiem zmian prawa ekologicznego i energetycznego, m. in. takie, jak: kolejne edycje polityki ekologicznej państwa, Strategia zrównoważonego rozwoju Polski do 2025 roku, Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r., Polityka ekologiczna państwa na lata 2003-2006, Polityka energetyczna Polski do roku 2025, Program dla elektroenergetyki, Polityka dla (sic!) przemysłu gazu ziemnego oraz kolejne wersje programów realizacji polityki właścicielskiej sektorów energetycznych. Obecnie w końcowej fazie rodzi się z bólem polityka energetyczna Polski do 2030 r. Ze względu na zmieniające się uwarunkowania i zmiany podejścia kolejnych rządów, ale również i pośpiech legislacyjny i miałkość opracowań zarówno prawo, jak i dokumenty rządowe szybko się dezaktualizowały, co wymagało częstych nowelizacji czy też przygotowania nowych dokumentów. Kolejne rządy nie interesowały się specjalnie problematyką energetyczną, dając podstawę do pozorowanego zaskoczenia zmianami podejścia UE. Kardynalnym błędem procesu negocjacji akcesyjnych i harmonizacji prawa była zgoda na wygórowane żądania UE dziedzinie ochrony środowiska i energetyki 27 oraz brak rzetelnego i realistycznego rozpoznania niezbędnych nakładów na realizację poszczególnych dyrektyw i zobowiązań. Stąd też realizacyjna faza wymogów UE zarówno przed, jak i po akcesji Polski do UE stanowi podstawowy problem polityki energetycznej. Wiele różnych przedsięwzięć inwestycyjnych znajduje się w dalszym ciągu w fazie realizacji, często ze znacznym opóźnieniem czasowym. Jeszcze większe wyzwania i niewiadome niesie nowa polityka energetyczna UE. Problem bowiem tkwi w tym, iż zarówno obniżenie emisji zanieczyszczeń, jak i promocja OZE czy też dywersyfikacja dostaw energii nierozerwalnie wiążą się z wysokimi kosztami, przynajmniej w krótkiej i średniej perspektywie [1]. Ochrona środowiska, bezpieczeństwo energetyczne, czy promocja OZE kosztują i niewiele jest działań w tym zakresie, które dają się zrealizować tanio. Kluczowymi problemami polskiej energetyki, a zwłaszcza elektroenergetyki, są: • jednostronne uzależnienie elektroenergetyki i ciepłownictwa od węgla (95% w porównaniu z 27% w EU-15), • niedostosowanie technologiczne elektroenergetyki i ciepłownictwa pod względem osiągnięć emisyjnych, • struktura przychodu gazu oparta w dużej mierze na dostawach zagranicznych od jednego dostawcy, • niska efektywność energetyczna, wynikająca z przestarzałych źródeł i sieci elektroenergetyki i ciepłownictwa, • ogólna nieefektywność sektorów energetycznych i nadmierne zatrudnienie w porównaniu z koncernami energetycznymi Europy (kilka razy wyższe w przeliczeniu na zainstalowaną moc i produkcję energii), • niewielki zakres wykorzystania OZE oraz brak energetyki jądrowej. Tak więc poza bezpieczeństwem energetycznym związanym z gazem ziemnym, polska energetyka wymaga ogromnych nakładów inwestycyjnych na modernizację techniczno-ekologiczną majątku produkcyjnego oraz sieci elektroenergetycznych i ciepłowniczych. Energetyka polska potrzebuje również zrealizowania nowych kapitałochłonnych inwestycji w zakresie nowych bloków elektroenergetycznych (w tym też jądrowych), rozbudowy transgranicznych połączeń z systemami sąsiedzkimi, zdecentralizowanych inwestycji w biotechnologie energetyczne i energetykę wiatrową oraz budowy nadrzędnej infrastruktury gazowniczej (gazociągi międzynarodowe i terminal LNG). Energetyka i przemysł w Polsce dokonały wielkiego wysiłku finansowotechnicznego w kierunku realizacji dyrektywy IPPC. Natomiast jeszcze nierozwiązanym problemem jest realizacja wymagań dotyczących emisji SO2 i NOx wynikających z dyrektywy LPC. Jest to zagadnienie szczególnie istotne w powiązaniu z wymogami dyrektywy NEC, ponieważ jest związane nie tylko z ogromnymi nakładami inwestycyjnymi, lecz także z szybko ubiegającymi terminami. Ogólnie ocenia się, że energetyka znajduje się dopiero na półmetku i Polska nie jest w stanie wywiązać się w terminach ze zobowiązań wynikających z dyrektyw LPC i NEC. Opóźnienia modernizacji elektrowni w zakresie instalacji odsiarczania spalin powodują, że niektóre bloki są już obecnie wyłączne z ruchu ze względu na przekroczenia emisji SO2. Co więcej, na skutek nowych zaostrzonych wymogów proponowanych w nowej polityce energetycznej UE, może okazać się, że wiele dotychczasowych inwestycji ekologicznych w energetyce jest chybionych i nie uchroni instalacji przed wyłączeniami. Handel emisjami CO2 w II fazie ETS (2008-2012) okazał się dla Polski niekorzystny z powodu znacznie niższego przydziału pozwoleń niż oczekiwano, także niższego niż w I fazie 2005-2007. Na lata 2008–2012 Polska otrzymała 28 pozwolenia na 208,5 mln t CO2 wobec 239,1 mln t w I fazie oraz wobec żądanych 286 mln t. Początkowo oceniano, że polskiej gospodarce może zabraknąć ok. 30 mln t rocznie uprawnień na emisję CO2. To powodowało problemy sprawiedliwego rozdziału uprawnień między branżami a proces uzgodnień na lata 2008-2012 długo pozostawał niezakończony i budzący emocje. Główne sprzeczności interesów tkwią między energetyką zawodową (elektrownie i elektrociepłownie) a hutnictwem żelaza i stali, przemysłem cementowym, wapienniczym, rafineryjnym i chemicznym oraz ciepłownictwem komunalnym. Ostatecznie dopiero 1 lipca 2008 r. rząd podjął rozstrzygające decyzje. Konieczne redukcje (11%) dotknęły elektrownie i elektrociepłownie zawodowe, ponieważ z przyczyn bilansowych w pozostałych branżach swoboda manewru jest ograniczona. Druga faza ETS to nie tylko ograniczone możliwości produkcyjne i finansowe polskiej gospodarki, lecz także zupełnie inna sytuacja na europejskich rynku handlem uprawnieniami. Do tego dochodzi podwyżka kar na przekroczenia emisji CO2 z 40 do 100 euro/t. O ile w I fazie system ETS zbankrutował ze względu na przewymiarowanie liczby pozwoleń, co spowodowało spadek cen na giełdach do poziomu śladowego, o tyle w II fazie ceny pozwoleń są znaczące. Mimo kryzysu rynek wtórny funkcjonuje. Obecny stan koniunktury gospodarczej łagodzi obciążenie polskich przedsiębiorstw z tego tytułu. Projektowane zmiany ETS dla III fazy (2013-2020) postanowiły przed Polską bardzo poważny problem. Propozycja wykupu przez elektrownie 100% pozwoleń emisyjnych, CO2 od 2013 r. mogła je kosztować 5 mld euro rocznie, jako dodatkowe obciążenie energetyki zawodowej do już istniejących ciężarów wynikających z dyrektyw IPPC i LPC oraz z dyrektywy ETS w II fazie. Konsekwencją zmian handlu CO2 byłby wzrost cen energii elektrycznej o 50-70% [3]. Niektóre szacunki podają wzrost tych cen po 2012 r. nawet w granicach 70-90%. Jeśli już obecne ceny energii są relatywnie wysokie a URE ma problemy z ukierunkowaniem polityki cen energii elektrycznej, to prognozy takiej skali podwyżek postawiały rząd Polski w bardzo trudnej sytuacji. Problemu nie rozwiązują sugestie ad hoc komisarza ds. środowiska S. Dimasa, że na wykupie pozwoleń zarobi budżet państwa, gromadząc w ten sposób fundusze na rekompensaty dla najbiedniejszych odbiorców energii elektrycznej. Tworzenie programów socjalnych dla szerokiego kręgu gospodarstw domowych z tytułu cen energii jest niebezpieczne i na razie nikt nie wie jak to ma funkcjonować. Ostatecznie Polsce udało się złagodzić warunki wykupu pozwoleń przez elektroenergetykę. Niemniej jednak nie rozwiązuje to problemów ekonomicznofinansowych, tylko je oddala w czasie. Natura CO2 nie pozwala na szybkie złagodzenie sytuacji przez postęp techniczny. Technologie wychwytywania i składowania CO2 (CCS) znajdują się in statu nascendi, w zasadzie w fazie badań jako słabo zaawansowane. Nie są one jeszcze technicznie i ekonomicznie w pełni rozpoznane. Uruchomienia bloków energetycznych z tymi rozwiązaniami dotyczą projektów małej skali, do tego bardzo drogich w budowie (instalacja Vattenfall na bloku 30 MW w "Schwartze Pumpe" okazała się 3 razy droższa od konwencjonalnej). UE dopiero chce uruchomić instalacje demonstracyjne. Pokazowy charakter rozwiązań oznacza to ze autorzy tych pomysłów nie do końca są przekonani o wykonalności technicznej i ekonomicznej. Przyjmuje się, że dopiero po 2020 r. bezemisyjne technologie węglowe będą miały komercyjny charakter. Ryzyko ekonomiczne realizacji technologicznej redukcji CO2 jest nieokreślone. Spodziewany koszt wychwytywania i składowania w wysokości 20 euro/t już obecnie poddawany jest w wątpliwość [5]. Deklarowany optymizm rządu polskiego w sprawie pozytywnego wpływu na badania 29 i rozwój nowej gałęzi przemysłu nie jest uzasadniony, przede wszystkim ze względu na 3-ktotnie większą skalę naszego "nawęglenia" elektroenergetyki i ciepłownictwa. Oznacza to, że wpływ technologii na obniżenie emisji CO2 może się okazać znacznie mniejszy niż deklarowane oczekiwania, co ujawni nierealność 20procentowego celu nie tylko w Polsce, ale także w całej UE. Problemy z prowadzeniem węglowych elektrowni systemowych w warunkach wzrostu kosztów zarządzania uprawnieniami do emisji CO2 stały się powodem poważnego zastanowienia się nad rozwojem energetyki jądrowej. Jest to tym bardziej uzasadnione, gdyż obecnie widać w UE rosnące przyzwolenie na wykorzystanie energii atomowej. Głównymi przeszkodami w rozwoju energetyki jądrowej w Polsce jest jej wysoka czasochłonność kapitałochłonność inwestycji. Opinia publiczna kraju natomiast wykazuje rosnącą społeczną akceptację elektrowni jądrowych nowej generacji Jeśli idzie o energię odnawialną (OZE) to obecnie główną rolę grają elektrownie wodne, które w szczególności korzystają z faktu, że ich koszty są niewielkie a certyfikaty mają cenę dwukrotnie wyższą niż średnie ceny energii eklektycznej. Drugim producentem OZE są w Polsce instalacje (głównie energetyki i przemysłu papierniczego) spalające biomasę. Jednak opłacalność instalacji na biomasę jest coraz mniejsza ze względu na rosnące ceny biomasy leśnej, rolniczej i uprawowej. W sytuacji, w której kończą się możliwości taniego spalania biomasy za nowe kierunki produkcji energii odnawialnej uznaje się biogazownie i farmy wiatrowe [6]. Pozytywnym czynnikiem w tym zakresie jest niewątpliwie duża liczba inwestorów w dziedzinie energetyki wiatrowej oraz biotechnologii związanych z rolnictwem energetycznym (produkcja paliwa płynnego i gazowego z roślin uprawnych). Biomasa stanowi potencjalnie zasadniczy zasób energii odnawialnej w Polsce. Niektórzy mówią tu o możliwościach zagospodarowania nawet 4 mln ha, co dawałoby w przeliczeniu 20 mld m3 gazu a więc dużo więcej niż obecne zużycie krajowe [7]. Wydaje się jednak, że są to szacunki nazbyt optymistyczne. Przy tej skali przeszkodą rozwoju mógłby stać się tu konflikt zastosowań energetycznych biomasy z produkcją żywności oraz nieznane jeszcze parametry ekonomiczne produkcji biogazu. Obiecującym kierunkiem jest energetyczne wykorzystanie odpadów komunalnych (spalarnie). Należy jednak zdawać sobie sprawę z tego, że promocja energii odnawialnej musi prowadzić do ogólnego wzrostu cen energii w kraju. Instalacje na źródła i paliwa odnawialne (wiatr, biomasa, odpady) są bardzo drogie, stąd elektroenergetyka i ciepłownictwo wykorzystujące OZE jak dotąd nie wykazują wysokiej efektywności ekonomicznej. Czynnikiem wpływającym na gorsze wskaźniki ekonomiczne źródeł OZE jest ich niewielka skala urządzeń OZE, uniemożliwiająca uzyskanie ekonomii skali w produkcji. W tym świetle dziwią polskie deklaracje na wyrost, co do osiągnięcia wyższych wskaźników OZE niż wymaga tego UE. Wychodzenie przed szereg nie jest tu niczym uzasadnione. Nawet intensywny rozwój OZE, w tym także dzięki pomocy finansowej z funduszy unijnych, nie zapewni automatycznego osiągnięcia celu wskaźnikowego OZE dla Polski (15%), ponieważ start energetyki odnawialnej w Polsce zaczął się z bardzo niskiego poziomu. Brakuje także jasnych systemowych rozwiązań wspierania OZE i zniesienia barier organizacyjno-technicznych przyłączenia do sieci elektrycznej źródeł OZE [8]. Wydaje się, że osiągnięcie 20-procentowej oszczędności energii pierwotnej jest tym celem, który najłatwiej będzie osiągnąć. Promocja efektywności energetycznej jest także dobrą drogą uniknięcia części problemów związanych 30 z zarządzaniem emisjami SO2, NOx i CO2 oraz łagodzenia deficytu nośników energii końcowej. Generalnie ocenia się, że potencjał oszczędzania energii w kraju jest wysoki. Przemawia za tym z jednej strony dotychczasowe rozrzutne gospodarowanie nośnikami energii w przemyśle, transporcie i gospodarstwach domowych, z drugiej strony fakt, że istotną rolę w poprawie efektywności energetycznej może odegrać postęp techniczny i wymiana odbiorników energii oraz wdrażanie inteligentnej aparatury kontrolno-pomiarowej. Ponieważ działania te dotyczą wielkiej liczby różnych podmiotów, a więc mają wyraźnie zdecentralizowany charakter, to niewątpliwym czynnikiem sprzyjającym może być edukacja ekologiczna, podnosząca świadomość energetyczną i zmieniająca kulturę użytkowania energii poprzez wyższe umiejętności oszczędzania oraz właściwe postawy i zachowania. Od strony administracji ważne jest etykietowanie urządzeń, stanowienie standardów minimalnego zużycia energii, ustalenie wymogów dotyczących budynków, prooszczędnościowego opodatkowania czy też wspierania finansowego inwestycji zwiększających efektywność energetyczną. W sektorze energetycznym działaniami zwiększającymi efektywność energetyczną muszą być poprawa sprawności energetycznej wytwarzania energii, ograniczenie strat sieciowych oraz promocja gospodarki skojarzonej [9]. PODSUMOWANIE I WNIOSKI Polityka energetyczna UE nie do końca realizuje postawionych celów, przede wszystkim niskich cen energii, albowiem wymogi ekologiczne kosztują a ceny energii w całej UE i w poszczególnych krajach w ostatnim okresie zdecydowanie rosną. Konsekwentna realizacja nowej polityki energetycznej UE będzie podtrzymywać te tendencje. Nie ulega wątpliwości, że polityka energetyczna UE w kluczowych obszarach jest obiektywnie sprzeczna z interesami i możliwościami polskiej gospodarki. Dekarbonizacja energetyki nie służy dobrze polskiej gospodarce. Kolejne rządy polskie źle negocjowały warunki przystąpienia do UE, nie dysponując rzetelnym rozpoznaniem wszystkich kosztów akcesji w obszarze energetyki, i łatwo zgodziły się na wygórowane, ale niewykonalne żądania UE. Nota bene podobna sytuacja dotyczy dyrektyw regulujących gospodarkę wodną, gospodarkę ściekową i gospodarkę odpadami. Co więcej, następnie niechętnie uczestniczyły w podejmowaniu ważnych decyzji dotyczących polityki energetycznej i ekologicznej UE. Z tego powodu protesty strony polskiej związane z faktem, że pakiet 3x20 okazał się dla Polski zdecydowanie niekorzystny, są spóźnione i słabe. Dotychczasowa polityka energetyczna Polski jest niekonsekwentna, pasywna, deklaratywna, mało konkretna, chaotyczna i w słabym stopniu skoordynowana. Świadczą o tym m. in. częste nowelizacje prawa, lawina dokumentów strategicznych, powtarzające się problemy z przydziałem uprawnień do emisji CO2, brak zdecydowania w sprawie kierunków restrukturyzacji organizacyjno-prawnej, niekonsekwencje w polityce uwolnienia cen energii, brak jasnych reguł działania na rynkach OZE. Dokumenty polityki energetycznej kraju nie są zbieżne z okresami planistycznym w UE. Konsekwencją słabości polskiej polityki energetycznej jest przede wszystkim to, że Polska nie jest w stanie wywiązać się ze wszystkich zobowiązań wobec UE w zakresie SO2 i NOx. ze skutkami dla polskiej gospodarki trudnymi do przecenienia . Nowy negatywny impuls przyniesie realizacja pakietu 3x20. Przede wszystkim chodzi 31 o jego wpływ na wzrost cen energii elektrycznej, niemożliwy do absorpcji przez dużą część budżetów domowych. Wobec ogromu dotychczasowych i nadchodzących zadań Polski nie stać na tzw. dobre prezentowanie się i podejmowanie zobowiązań ponad to, co jest minimalnym wymogiem UE. W warunkach zmian parametrów ekonomiczno-finansowych i zaopatrzeniowych w gospodarce globalnej oraz drastycznych zmian reguł polityki energetycznej i ekologicznej UE koniecznością jest skonkretyzowanie i urealnienie polityki energetycznej kraju oraz sfinalizowanie opracowania nowej strategii energetycznej kraju. Dotychczasowe wskaźniki wyjściowe całkowicie się zdezaktualizowały, w związku z tym prowadzone prace nad strategią energetyczną kraju do 2030 r. okazały się nieprzydatne dla projektowania zmian w wewnętrznej polityce energetycznej. Nota bene faktycznie powinna to być strategia do 2020 r. z perspektywą do 2050 r. Nie ulega bowiem wątpliwości, że dla polskiej energetyki i jej segmentów lat 2008-2020 są krytyczne zarówno ze względu na zewnętrzne wymogi (dyrektywy), jaki i uwarunkowania wewnętrzne (modernizacja i nowe inwestycje). Najważniejszymi celami polskiej polityki energetycznej w nadchodzącym okresie do 2020 r. i w dalszej perspektywie powinny być przede wszystkim: • kontynuacja inwestycji w instalacje ochrony środowiska, pierwszym rzędzie w instalacje odsiarczania, a następnie również w instalacje odazotowania spalin, • wspieranie rozwoju OZE, przede wszystkim opartej na biomasie, przez intensywny rozwój produkcji biomasy i energetyczne wykorzystanie odpadów oraz promocję produkcji i użytkowania biopaliw przy przejrzystych mechanizmach wspierania rozwoju energetyki odnawialnej, oraz likwidacji techniczno-organizacyjnych barier wejścia nowych operatorów na rynki energetyczne, • wykorzystanie potencjału oszczędzania energii, w tym również przez wykorzystanie możliwości gospodarki skojarzonej oraz racjonalizacji transportu towarowego i pasażerskiego przez wybór środków transportu, • rozwój energetyki jądrowej oraz technologii CCS. Kształtowanie i realizacja polityki energetycznej wymaga także koordynacji badań naukowych i użytkowych pod kątem wyzwań, jakie niesie pakiet energetyczno-ekologiczny do 2020 r. i dalszej perspektywy. LITERATURA [1] Borgosz-Koczwara M., Herlender K.: Bezpieczeństwo energetyczne a rozwój odnawialnych energii. Energetyka 2008 nr 3; Łakomiak A.: Polityka ekologiczna Państw Unii Europejskiej. Rynek Energii 2005 nr 12; Malko J.: Energetyczna Strategia Unii Europejskiej. Wokół Energetyki 2006 nr 6. [2] Tokarski S., Janikowski J.: Tworzenie polityki energetycznej Unii Europejskiej. „Koncern” – Gazeta PKE SA 2007 listopad [3] Kowalska A.: Nowe dyrektywy Unii Europejskiej dla obszaru elektroenergetyki. Energia Elektryczna 2008 nr 4 [4] Tokarski S., Janikowski J.: Projekt nowej dyrektywy o źródłach odnawialnych. „Koncern” – Gazeta PKE SA 2008 nr 3 [5] Gąsiorowska E., Piekacz J.: Wychwytywanie i składowanie CO2 – doświadczenia praktyczne. Czysta energia 2009 marzec [6] Kozmana M.: Rosną kary za czystą energię. Rzeczpospolita 2008-05-16 32 [7] Popczyk J.: Działania na 2008 oraz strategia na okres przejściowy (do 2020) uwzględniająca perspektywę 2050. Energetyka Cieplna i Zawodowa 2007 nr 6; Żmijewski K.: Wymiary bezpieczeństwa energetycznego. Energetyka Cieplna i Zawodowa 2007 nr 5. [8] Kamieński Z.: Owocne negocjacje. Czysta Energia 2007 listopad [9] Tokarski S., Janikowski J.: Plan działania w sprawie efektywności energetycznej. „Koncern” – Gazeta PKE S.A. 2006 nr 11 i 12 [10] Ustawa z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych i innych substancji. Dz. U. 2004 nr 281, poz. 2784 33 Rozdział 4 KSZTAŁTOWANIE UWARUNKOWAŃ FISKALNO-PRAWNYCH W ZAKRESIE BIOPALIW TRANSPORTOWYCH W POLSCE Adam KUPCZYK, Piotr BOROWSKI WPROWADZENIE W świecie globalnym dynamika zmian warunków funkcjonowania niektórych dziedzin nauki, czy sektorów gospodarki jest tak duża, że w krótkim okresie może wywołać zamieszanie i wrażenie chaosu. Znacznie szybciej pod wpływem prac i osiągnięć naukowych, w warunkach nieskrępowanego przepływu informacji efektywność technologii wyczerpuje się i na rynek wchodzą technologie nowej generacji, bardziej wydajne [1]. I tak właśnie stało się przypadku sektorów biopaliw transportowych 1-szej generacji (bioetanolu, biodiesla wytwarzanych z roślin jadalnych) po Szczycie Klimatycznym w Poznaniu, gdy powstały nowe wytyczne na najbliższe kilkanaście lat przyznające priorytet biopaliwom produkowanym z surowców odpadowych i biopaliwom 2-giej generacji. Badania nad biopaliwami 2. generacji, produkowanymi z roślin energetycznych i odpadów, w wielu krajach są na tyle zaawansowane, że obecnie planowana jest ich produkcja w skali przemysłowej. W krajach, gdzie uregulowania prawne, nakazujące zbieranie tłuszczów odpadowych funkcjonują sprawnie (np. Austria), znaczną cześć biokomponentów 1.generacji produkowana jest z surowców odpadowych. W Polsce sektor bioetanolu, wytwarzanego z roślin jadalnych, funkcjonujący od lat 90. ub. stulecia2, był w fazie wzrostu i przejścia z bardziej energochłonnej produkcji dwufazowej (gorzelnia rolnicza-zakład odwadniający) na produkcje 1-fazową, energooszczędna (wytwarzanie bioetanolu w jednym miejscu), z zimną metodą zacierania Zmodernizowano ok. 10% gorzelni rolniczych, zredukowano liczbę małych i średnich gorzelni rolniczych o ok. 80%, powstało kilka dużych, nowoczesnych obiektów przemysłowych (1-fazowych), zorganizowano logistykę i dokonano znaczących inwestycji w produkcję etanolu 1. generacji [2]. Trend rozwoju sektora bioetanolu 1. generacji zaobserwowano w całej UE a także w USA. Duże inwestycje w UE, głownie w 1.generację bioetanolu zwiększające zdolności produkcyjne o ok. 3 mld l/rok, do roku 2008 opisuje Podlaski [3] 2 W okresie powojennym do benzyn dolewano nawet 20% obj. etanolu. 34 Jeszcze większe niepokoje w związku z obserwowanymi zmianami prawnymi mogą wystąpić u krajowych producentów biodiesla produkowanego głównie z oleju rzepakowego. Sektor biodiesla jest nowym sektorem w fazie powstawania i rozwoju. Pierwszy duży zakład biodiesla w Polsce - Rafineria Trzebinia należąca do Grupy PKN Orlen- uruchomił produkcję na przełomie 2004 i 2005 r. Po nim powstały trzy następne duże zakłady. Łączne zdolności produkcyjne estrów w naszym kraju wynoszą ok. 480 tys. t/rok. Docelowo zdolności produkcyjne w tym sektorze miały przekroczyć 1,5 mln t/rok, mimo że baza surowcowa nie zabezpieczała takich możliwości [2] Pewne negatywne zmiany w zakresie otoczenia prawnego sektorów biopaliw transportowych 1.generacji sygnalizowano w zaprezentowanej propozycji do Dyrektywy na początku 2008 roku [4]. Jednak sama Dyrektywa [22] po Szczycie Klimatycznym w Poznaniu, w grudniu 2008 poszła niespodziewanie daleko z niekorzystnymi rozwiązaniami dla 1.generacji, szczególnie w kontekście opisanych w dalszej części publikacji propozycji organizacji ITRE3. W niniejszej, drugiej części publikacji przedstawione zostaną aktualne uwarunkowania prawne dotyczące biopaliw transportowych 1.generacji w Polsce i ich modyfikacje związane z preferowaną w ustawodawstwie UE 2. generacją. W tabeli 1, poniżej przedstawiono krótkie charakterystyki poszczególnych generacji biopaliw transportowych, od 1 do 4. Należy podkreślić, że w Polsce prowadzone są jeszcze prace naukowo-badawcze z zakresu biopaliw transportowych 1. generacji, w tym z czystego oleju rzepakowego. Należy też zauważyć ogromną rolę surowca lignino-celulozowego przy produkcji biopaliw transportowych kolejnych generacji, które nastąpią po generacji pierwszej. Dużą wagę należałoby przyłożyć do surowców odpadowych, których wytworzenie nie wymaga dużych nakładów energetycznych czy środowiskowych. Natomiast w zakresie samego surowca prowadzone są intensywne badania w rożnych ośrodkach naukowo-badawczych krajowych i zagranicznych, odbywają się liczne konferencje z udziałem naukowców i specjalistów.[5] 4 Tabela 1. Generacje biopaliw transportowych Nazwa Opis generacji 1. generacja Bioetanol (BioETOH), produkowany z roślin jadalnych - czyste oleje roślinne (PVO) biodiesel stanowiący estry metylowe (RME) albo etylowe oleju rzepakowego biodiesel powstający z transestryfikacji olejów posmażalniczych - biogaz oczyszczony, powstający z zawilgoconego gazu wysypiskowego, z oczyszczalni ścieków lub biogaz rolniczy - bioETBE - powstający w wyniki 3 Uwagi/ Faza życia w Polsce i innych krajach Pierwsza faza biopaliw mająca wiele wad. W Polsce estry w fazie rozwoju, bioetanol w fazie dojrzałości. Nadal prowadzone są wieloletnie badania nad tą generacją. Przewidywana była silna pozycja Polski w UE w tych sektorach. Modernizacja (bioetanol) wzrost zdolności produkcyjnych (biodiesel, Komisja Przemysłu Parlamentu Europejskiego Przykład: Konferencja pt. „Energia odnawialna”, Wieś Jutra, 4-5 grudnia 2008 r., Poświętne, cykliczna konferencja pt. „Dni ślazowca” w SGGW i UP Lublin, i wiele innych. 4 35 przeróbki chemicznej bioetanolu (przelicznik bioetanolowy= 0,45) 2. generacja - bioetanol otrzymywany w wyniku zaawansowanych procesów hydrolizy i fermentacji biomasy lignocelulozowej - syntetyczne biopaliwa stanowiące produkty przetwarzania biomasy odpadowej i lignocelulozowej poprzez zgazowanie i odpowiednią syntezę na ciekłe komponenty paliwowe (BtL) - biodiesel, otrzymywany w wyniku wodorowych procesów hydroodtleniania i dekarboksylacji olejów roślinnych i tłuszczów zwierzęcych biogaz jako syntetycznie otrzymywany gaz ziemny (SNG) - biowodór 3. generacja biowodór i biometanol, otrzymywane w wyniku zgazowania lignocelulozy i syntezy produktów zgazowania lub w wyniku procesów biochemicznych (opracowanie technologii powszechnego otrzymywania i wdrożenia biopaliw 3. generacji szacowane na 2030 r.) 4.generacja bioetanol 1-fazowy). Koncepcja biopaliw 2. generacji opiera się na założeniu, że surowcem do ich wytwarzania powinna być zarówno biomasa jak i odpadowe oleje roślinne i tłuszcze zwierzęce oraz wszelkie odpadowe substancje pochodzenia organicznego, nieprzydatne w przemyśle spożywczym czy też leśnym. Otrzymywane podobnie jak biopaliwa 2. generacji ale z odpowiednio modyfikowanego surowca na etapie uprawy m.in. przy pomocy molekularnych technik biologicznych (uprawy drzew o niskiej zawartości ligniny, rozwój upraw z wbudowanymi enzymami (biowodór, biometanol, biobutanol). - surowcami mogą być rośliny o Dłuższa w czasie perspektywa zwiększonej, nawet genetycznie wdrożenia. asymilacji C02 już w czasie uprawy, a stosowane technologie muszą uwzględniać wychwyt ditlenku węgla w odpowiednich formacjach geologicznych poprzez doprowadzenie do stadium weglanowego lub składowanie w wyrobiskach ropy naftowej i gazu. - wydzielona nowa generacja ze względu na konieczność zamknięcia bilansu ditlenku węgla lub eliminacji jego oddziaływania na środowisko. Źródło: opracowanie własne na podstawie: Kulczycki A., Dołęga A., Biopaliwa w Polsce. Konferencja nt. Rynek paliw-Strategia rządowa, 24-25 listopada 2008, Infor-media, Hotel Marriott, Warszawa 36 KSZTAŁTOWANIE UWARUNKOWAŃ PRAWNYCH W POLSCE W ZAKRESIE BIOPALIW TRANSPORTOWYCH Wprawdzie w całym okresie powojennym w Polsce produkowano i stosowano w ilościach przemysłowych etanol a od 1990 r. bioetanol jako dodatek do benzyn, to praktycznie przez cały ten okres brak było jednoznacznych i stabilnych uwarunkowań fiskalno-prawnych jego stosowania. W przypadku firm specjalizujących się w produkcji biopaliw, jednym z ważniejszych składników makrootoczenia oddziałującym na sektor jest otoczenie prawne.[6] Granice wytyczane przez zestawy norm, oczekiwania rządów krajowych i władz lokalnych, polityka państwa, oczekiwania społeczne wytyczają przestrzeń, w obrębie której przedsiębiorstwa mogą prowadzić swoją działalność.[7] Również uwarunkowania pierwszej ustawy biopaliwowej z 2003 r.[8] nigdy w pełni nie zostały wprowadzone w życie. Z dużymi perturbacjami rozwijał się też polski rynek estrów, bazujący na oleju rzepakowym, który na skalę przemysłową zaistniał na przełomie 2004 i 2005 r., kiedy ich produkcję podjęto w Rafinerii Trzebinia. Uruchomiona produkcja przeznaczana była początkowo na eksport, w niewielkich ilościach na rynek krajowy jako paliwo B20 (z 20% udziałem estrów). Natomiast rozporządzenie dotyczące jakości biokomponentów i biopaliw, zostało ogłoszone dopiero w październiku 2006 r.[9], stanowiąc podstawę prawną do ich krajowego wykorzystania. W latach 2004-2006 obowiązywało dość korzystne rozporządzenie Ministra Finansów5 w sprawie zwolnień z podatku akcyzowego, z jednej strony promujące biopaliwa, z drugiej krytykowane przez producentów i inwestorów za okres obowiązywania (możliwość zmiany przez rząd w każdym momencie). W tym czasie obowiązywały progi zwolnień akcyzowych6 wynoszące: 1,5 zł/l - za każdy litr biopaliwa zawierającego 2-5% biokomponentu, 1,8 zł/l - za każdy litr biopaliwa zawierającego 5-10% biokomponentu, 2,2 zł/l - za każdy litr biopaliwa zawierającego powyżej 10% biokomponentu. Ze względu na tak wysokie zwolnienia akcyzowe Rafineria Trzebinia (Grupa PKN Orlen) produkowała z dużym powodzeniem rynkowym biopaliwo B20 (z 20% udziałem estrów w ON), korzystając z najwyższego zwolnienia akcyzowego wynoszącego 2,2 zł za każdy litr dodanego biokomponentu. Po wejściu Polski do UE i stopniowym przyjmowaniu jej uwarunkowań prawnych [10], zaczęły stopniowo ożywać nadzieje na biopaliwa jako źródło biznesu wśród plantatorów, przetwórców i inwestorów-producentów biokomponentów. Potencjalne zainteresowanie inwestycjami w biopaliwa przekładało się na planowane inwestycje o zdolnościach produkcyjnych sięgających ok. 1,5 mln ton rocznie dla estrów i ok. 0,5 mln ton dla bioetanolu. Rozpoczęto też wzmożone prace początkowo nad nowelizacją ustawy o biopaliwach ciekłych i biokomponentach z 2003 r., a potem nad nową ustawą. Ostatecznie powstało szereg aktów prawnych, które znacznie przybliżyły Polskę do uwarunkowań prawnych UE, w tym do wiodącej dyrektywy o promocji biopaliw ciekłych 2003/30/EC. W Polsce odnośnie biopaliw obowiązuje ustawa z 25 sierpnia 2006 roku oraz Wieloletni Program Promocji Biopaliw Transportowych, bardzo nowoczesny 5 Od 1 maja 2004 r. obowiązywało rozporządzenie Ministra Finansów z dnia 26 kwietnia 2004 r. w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego (Dz. U. z 2006 r., Nr 72, poz. 500 ze zm.) 6 Jedna z zachęt do produkcji biokomponentów 37 zakładający dodatkowo rozwój biopaliwa na potrzeby gospodarstwa rolnego, na potrzeby flot komunikacyjnych (pow. 10 pojazdów), paliw specjalnych np. B-20, B100 czy E-85.[11] Uchwalone 25 sierpnia 2006 roku ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych [12] oraz o systemie monitorowania i kontrolowania paliw [13] miały na celu dostosowanie polskiego prawa do rozwiązań UE i umożliwienie osiągnięcia 5,75 % udziału biokomponentów w rynku paliw transportowych w docelowym 2010 roku7. Przyjęta ustawa o biokomponentach i biopaliwach ciekłych zastąpiła wadliwy pod względem prawnym dokument z 2 października 2003 r. o biokomponentach stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych. Za organizację i kontrolę jakości paliw ciekłych odpowiada jednocześnie uchwalona nowa ustawa o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw ciekłych i biopaliw ciekłych, która zastępuje poprzednią ustawę z 23 stycznia 2004 r. Weszły one w życie od 1 stycznia 2007 roku. Ustawa z 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych określa zasady wykonywania działalności gospodarczej polegającej na wytwarzaniu biokomponentów i biopaliw ciekłych. Znacznie rozszerzono zakres pojęcia biokomponent, którym w myśl tej ustawy może być: bioetanol, biometanol, ester, dimetyloeter, czysty olej roślinny, oraz węglowodory syntetyczne. W szczególności ustawa umożliwia sprzedawanie na stacjach paliwa wyprodukowanego w całości z olejów roślinnych, wprowadzanie do obrotu oleju napędowego z 20. procentowym dodatkiem estrów oraz produkcję biodiesla na własne potrzeby przez rolników. Na przełomie lat 2007 i 2008 na rynku europejskim nie można było poza Polską, Szwecją i Czechami sprzedawać paliwa zawierającego ponad 5 procent biokomponentów8. Ustawodawca przyjął zasadę, Ze udział biokomponentów do 5 procent stanowi paliwo standardowe, które nie musi być oznakowane w sposób specjalny, dopiero w przypadku zwiększenia ich udziału powyżej 5% musi być sprzedawane w specjalnie oznakowanych dystrybutorach. Dystrybutory używane na stacjach muszą być oznakowane w sposób umożliwiający identyfikację rodzaju biopaliwa i procentowego udziału w nim biokomponentów. Ustawa wprowadziła też pewne ograniczenia dotyczące wykorzystania surowców do produkcji biopaliw. Wprowadzono ustawowy wymóg, aby surowce rolnicze do produkcji biokomponentów były pozyskiwane z gospodarstw rolnych położonych na obszarze co najmniej jednego państwa UE a surowce do produkcji biokomponentów z innych źródeł mogą stanowić nie więcej niż 25 procent w skali roku9. Ustawa o systemie monitorowania i kontroli jakości paliw [13] daje możliwość badania paliw stosowanych w pojazdach, ciągnikach rolniczych, maszynach nie poruszających się po drogach, statkach, wybranych flotach oraz biodiesla produkowanego przez rolników na własne potrzeby. Jakość paliw sprawdzana może być w transporcie, magazynach handlowych oraz stacjach paliwowych. Zanim jednak dość nowoczesne, dwie ustawy weszły w życie doszło do opublikowania niekorzystnego dla producentów biopaliw rozporządzenia ministra finansów z dnia 22 grudnia 2006 r.[14] zmieniającego rozporządzenie (z dnia 26 7 Obecnie już wiadomo, że udziału tego UE nie osiągnie; będzie to prawdopodobnie ok. 4%. Każdorazowe wprowadzenie paliwa transportowego z zawartością pow. 5% biokomponentu wymaga zgody KE. 9 Spór polskich gorzelni z PKN Orlen (2007 rok), że owe bazowe 75% powinno pochodzić z terenu Polski został przez gorzelnie przegrany. Bazowa ilość może bowiem pochodzić z krajów UE. 8 38 kwietnia 2004 r.) w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego. Zgodnie z rozporządzeniem zlikwidowano dotychczasowe progi zwolnień akcyzowych lecz również ograniczono samą wysokość zwolnienia, do wysokości: dla benzyn zawierających powyżej 2 % biokomponentów - 1,5 zł na litr biokomponentu, dla oleju napędowego zawierającego powyżej 2% biokomponentu - 1,0 zł na litr biokomponentu. Rozporządzenie to spowodowało niezadowolenie i lawinę protestów, zawieszenie sprzedaży na rynku polskim estrów przez głównych producentów ze względu na brak opłacalności, kierowanie produkcji na rynek innych krajów UE. Spółki biopaliwowe (Skotan S.A. i Elstar Oils S.A.), notowane na warszawskiej giełdzie straciły niemal natychmiast na wartości akcji, po ogłoszeniu grudniowego rozporządzenia. Wydaje się że rozporządzenie w nieco mniejszym stopniu dotknęło sektora bioetanolu, ale i tu nie brak było protestów. W poprzednich bowiem latach (2004-2006) do benzyn dolewano nieco pow. 2% bioetanolu i paliwo takie miało 1,5 zł l zwolnienia akcyzowego na każdy litr dolanego biokomponentu. Sytuacja od stycznia 2007 praktycznie utrwaliła tę praktykę. Rozporządzenie akcyzowe z 22 grudnia 2006 r. miało zdecydowany wpływ na „zamarcie” rynku biodiesla w Polsce w roku 2007 (rys.1b), w tym również inwestycji w sektorze biodiesla. 2007 rok jest również rokiem niskiego eksportu biokomponentów [15], znacznie niższego niż w 2006 r. Natomiast w 2007 r. wyeksportowaliśmy ok. 1 mln t rzepaku, surowca do produkcji estrów [16]. Na początku 2007 r. inwestorzy chętniej zaczęli wspominać o bioetanolu jako biokomponencie bardziej interesującym do inwestycji. Jedną z konsekwencji rozporządzenia akcyzowego z 22 grudnia 2006 r. był niski wskaźnik wykorzystania biopaliw transportowych w Polsce, który w 2005 r. wyniósł 0,48%, w następnym przy korzystnych uwarunkowaniach prawnych i zapowiedzi zmiany ustawy biopaliwowej - wzrósł do około 0,9%, by w 2007 r. prawdopodobnie ponownie zmniejszyć się do ok. 0,68% [17]. Na rys. 1 i 2 pokazano miesięczne wykorzystanie biokomponentów w Polsce. 38 28 23 19 19 18 13 6 6 3, 06 4, 06 9 6 2, 06 8 8 7 9 11 12 8 10 12 9 9 11 13 11 10 10 12 11 13 12 13 14 14 16 19 18 17 18 Źródło: Dep. Podatku Akcyzowego, Ministerstwo Finansów 39 7, 08 8, 08 5, 08 6, 08 4, 08 2, 08 3, 08 1, 08 Rys. 1. Miesięczne wykorzystanie bioetanolu w Polsce 9, 08 10 ,0 8 2006,2007,2008 12 ,0 7 11 ,0 7 8, 07 9, 07 10 ,0 7 7, 07 5, 07 M onths 6, 07 4, 07 2, 07 3, 07 1, 07 12 ,0 6 11 ,0 6 9, 06 10 ,0 6 7, 06 8, 06 6, 06 -2 5, 06 3 1, 06 U tilization(m lnliters) 33 20 54 46 50 41 41 44 40 34 25 30 38 28 17 20 11 10 2 0 3 3 3 4 4 4 5 4 4 4 0 1 0 1 1 3 2 1 2 2 2 2 1, 06 2, 06 3, 06 4, 06 5, 0 6, 6 06 7, 06 8, 0 9, 6 0 10 6 ,0 11 6 , 12 06 ,0 6 1, 07 2, 0 3, 7 07 4, 07 5, 0 6, 7 07 7, 07 8, 07 9, 0 10 7 ,0 11 7 , 12 07 ,0 7 1, 08 2, 0 3, 8 08 4, 08 5, 0 6, 8 08 7, 08 8, 0 9, 8 0 10 8 ,0 8 [Utylization [mln liters] 60 Mont hs 2006,2007,2008 Rys. 2 Miesięczne wykorzystanie estrów w Polsce Źródło: Dep. Podatku Akcyzowego, Ministerstwo Finansów Pod wpływem nacisków społecznych, politycznych oraz środowiska gospodarczego, zainteresowanych produkcją biodiesla, w tym na własne potrzeby i tworzących się flot w 2007 r. powstało szereg ważnych ustaw i rozporządzeń w zakresie biopaliw transportowych a w tym: rozporządzenie ministra gospodarki z dnia 22 stycznia 2007 r. w sprawie wymagań jakościowych dla biopaliw ciekłych stosowanych w wybranych flotach oraz wytwarzanych przez rolników na własne potrzeby, liberalizujące wymagania jakościowe dla tego typu biopaliw (Dz. U. Nr 24, Poz.149), rozporządzenie ministra gospodarki z 28 lutego 2007 r. w sprawie metod badania jakości biopaliw ciekłych (Dz. U. Nr 44, Poz. 280 i 281), ustawa z dnia 11 maja 2007 r.(Dz. U. nr 99, poz. 666), o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz o zmianie niektórych innych ustaw, podaje wysokości stawek/zwolnień akcyzowych na biopaliwa, gwarantuje ustawowo dopłaty do roślin energetycznych w wysokości 176 zł/ha. Wysokość zwolnień akcyzowych, po pozytywnej notyfikacji Komisji Europejskiej miały być następujące: - 1,565 zł/l – od każdego litra biokomponentów dodanego do benzyn, - 1,048 zł/l - od każdego litra biokomponentu dodanego do oleju napędowego. Wysokość akcyzy dla biokomponentów stanowiących samoistne paliwo ustalono na poziomie 10 zł/1000 litrów. Ustawa ta ponadto znacząco podnosi wysokości kar za niestosowanie się do przepisów ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U. Nr 169, poz. 1199). rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 15 czerwca 2007 w sprawie Narodowych Celów Wskaźnikowych na lata 2008-20013 (Dz. U. Nr 110, Poz. 757). ustawa z dnia 29 czerwca 2007 r. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych. Zgodnie z ustawą, producenci będą mogli odliczyć kwotę stanowiącą 19 proc. nadwyżki kosztów wytworzenia biokomponentów nad kosztami wytworzenia paliw tradycyjnych, o takiej samej wartości opałowej. uchwała Nr 134/2007 Rady Ministrów z dnia 24 lipca 2007 r. w sprawie Wieloletniego Programu Promocji Biopaliw lub Innych Paliw Odnawialnych na lata 2008-2014 (M.P. rok 2007, nr 53, poz. 607). Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014 stanowi wykonanie art. 37 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. 40 o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Jest on również niezbędny do wypełnienia przez Polskę, wynikającego z dyrektywy 2003/30/WE z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych, 5,75 % udziału biokomponentów w rynku paliw transportowych w 2010 r. oraz 10 % udziału w 2020 r., zgodnie z ustaleniami posiedzenia Rady Europejskiej w dniach 8 - 9 marca 2007 r. Powyższe uwarunkowania prawne umożliwić miały ekonomicznie efektywną produkcję biopaliw transportowych w Polsce i wznowienie ich produkcji. Komisja Europejska jednak odrzuciła polski wniosek (zmiana ustaw i rozporządzeń, opisanych powyżej) o zwiększenie zachęt do stosowania biopaliw. Wg Krajowej Izby Biopaliw10 wprowadzenie wyższej ulgi na biopaliwa i innych zmian prawnych będzie możliwe najwcześniej w pierwszym kwartale 2009 roku” Zgodnie z ,,Wieloletnim programem promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych’’[18], Ministerstwo Gospodarki proponuje narzędzia wsparcia, w zakresie poprawy opłacalności produkcji biokomponentów takie m.in. jak: • zwolnienia z opłaty paliwowej (paliwa zawierające biokomponenty zostaną zwolnione z opłaty proporcjonalnie do zawartości biokomponentu w tym paliwie. Tym samym biopaliwa ciekłe stanowiące samoistne paliwa zostaną całkowicie zwolnione z opłaty paliwowej), • wsparcie finansowe inwestycji w zakresie wytwarzania biokomponentów i biopaliw ciekłych z funduszy UE oraz krajowych środków publicznych, • działania mające na celu zwiększenie popytu na biopaliwa ciekłe (wydzielenie stref dla ekologicznego transportu publicznego, zwolnienia z opłat za parkowanie i za korzystanie z autostrad dla pojazdów zasilanych biopaliwami, zwolnienie z opłat za korzystanie ze środowiska, w ramach zamówień publicznych - preferencje przy zakupie pojazdów i maszyn przystosowanych do spalania biopaliw, obowiązek zakupu przez administrację rządową pojazdów przystosowanych do spalania biopaliw ciekłych), • wsparcie rozwoju technologii produkcji biopaliw drugiej generacji i wiele in. W końcu 2007 r. pierwszy raz krajowi producenci paliw transportowych PKN Orlen i LOTOS zorganizowali przetargi na dostawy biokomponentów do produkcji swoich paliw (głównie z krajów UE) [19] co spowodowało import ok. 2/3 biokomponentów do Polski i znaczne niezadowolenie, protesty wśród producentów bioetanolu jak i estrów. W związku z tym w końcu 2008 r. i na początku 2009 r. mówi się o konieczności nowelizacji ustawy o biopaliwach z 25 sierpnia 2006 r., szczególnie pod kątem zapewnienia interesów polskich producentów biokomponentów. Godne podkreślenia jest to, że na przełomie 2008 i 2009 roku w Polsce uwarunkowania prawne w zakresie biopaliw transportowych- wysiłkiem wielu urzędów, ministerstw i organizacji- są dostosowane do uwarunkowań prawnych UE; w wielu obszarach polskie prawo jest bardziej nowoczesne. 10 Informacja bezpośrednia Tomasz Pańczyszyn- KIB, 2009 41 ZMIANY MIĘDZYNARODOWYCH UWARUNKOWAŃ PRAWNYCH W ZAKRESIE BIOPALIW TRANSPORTOWYCH W OSTATNIM OKRESIE Pod koniec 2007 r., w warunkach światowego wzrostu cen żywności zaczęto w UE zastanawiać się nad redefinicją pojęcia „zrównoważoność” w produkcji i wykorzystaniu biopaliw transportowych. Wtedy też w większym stopniu niż dotychczas zaczęto zauważać wszelkiego rodzaju odpady, które mogą stanowić substrat do produkcji biogazu11. Parlament Europejski w rezolucji z dnia 12 marca 2008 r. w sprawie zrównoważonego rolnictwa i biogazu zauważa potrzebę przeglądu prawodawstwa UE uwzględniając wszystkie komunikaty KE dotyczące odnawialnych źródeł energii i doszedł m.in. do następujących wniosków: 1. podkreśla, że produkcja biogazu z nawozu zwierzęcego, osadów oraz odpadów miejskich, zwierzęcych i organicznych służy zróżnicowaniu źródeł energii i może w ten sposób coraz bardziej przyczyniać się do poprawy bezpieczeństwa, konkurencyjności i trwałości dostaw energii UE oraz otwierać przed rolnikami nowe perspektywy uzyskania dochodów; 2. podkreśla, że w dłuższej perspektywie czasowej odnawialne źródła energii, takie jak biogaz i biopaliwa, w połączeniu z energią słoneczną i energią wiatrową i przy uwzględnieniu dalszych zintensyfikowanych wysiłków badawczych mogą stać się jeszcze bardziej niezależne od kopalnych i jądrowych źródeł energii; 3. zachęca zarówno UE, jak i państwa członkowskie do wykorzystywania ogromnego potencjału biogazu poprzez tworzenie sprzyjających warunków oraz utrzymywanie i rozwijanie systemów wsparcia w celu pobudzania inwestycji w biogazownie i ich utrzymywanie; 4. podkreśla, że produkcja agropaliw z odpadów nie powinna stać się celem samym w sobie; zaznacza, że zmniejszenie ilości odpadów powinno pozostać priorytetem polityki UE i państw członkowskich w dziedzinie środowiska; 5. wzywa do zwiększenia wysiłków w zakresie promocji oraz badań nad nowymi technologiami dotyczącymi wykorzystania biogazu jako biopaliwa, w szczególności służącymi do wykorzystania biomasy (biogaz drugiej generacji) oraz zwiększenia rentowności biogazowni najbardziej przyjaznych dla środowiska, ponieważ tylko w oparciu o innowacyjne technologie, takie jak technologia uzdatniania gazu, można znacznie zwiększyć efektywność energetyczną biogazowni. Biogaz i biopaliwa odpadowe oraz biopaliwa 2.generacji (w tym bioetanol lignino-celulozowy) znalazły też „deklaratywne” wsparcie sceny politycznej w Polsce12 13, co może mieć niemałe znaczenie dla ich rozwoju. W Polsce jest do zagospodarowania na cele biopaliwowe (biodiesel) ok. 160180 mln l/ rok tłuszczów posmażalniczych i odpadowych tłuszczów zwierzęcych; brak jedynie odpowiednich uregulowań prawnych wspierających ich odbiór od przedsiębiorstw [20]. 11 Produkcja biogazu może się odbywać wg różnych technologii; jeden z podziałów technologii to wg. temperatury: metoda niskotemperaturowa (np. biogaz rolniczy z odchodów zwierzęcych) lub wysokotemperaturowa (zgazowywanie surowca drzewnego). 12 M. Sawicki, minister rolnictwa i rozwoju wsi, wypowiedź dla AgroTrendy, nr 5, 11 marzec 2008, str.9 13 W. Pawlak, premier RP, wyraził poparcie dla rozwoju sektora energii atomowej, niekonwencjonalnego i ekologicznego wykorzystania węgla oraz innych projektów innowacyjnych 42 Dalsze funkcjonowanie polskiego prawodawstwa wpierającego produkcję i wykorzystanie biopaliw, zależeć będzie od ostatecznej wersji Pakietu Klimatycznego i dyrektywy o promocji stosowania odnawialnych źródeł energii, w szczególności w zakresie stosowania kryteriów zrównoważoności środowiskowej, które ograniczyć mogą wsparcie dla estrów metylowych pozyskiwanych z oleju rzepakowego i bioetanolu produkowanego ze zbóż. Wg A. Fabera UE prawdopodobnie zaostrzy wymagania stawiane przed uprawami roślin na cele energetyczne. Po raz pierwszy wymagać się będzie aby uprawy te nie konkurowały z żywnością oraz nie zmniejszały bezpieczeństwa żywnościowego. Po wtóre wymagać się będzie aby spełniały bardzo rygorystyczne wymagania dotyczące zrównoważonej produkcji i energetycznego wykorzystania biomasy, aż po obowiązek wykonania analiz LCA dla produkcji i przetwarzania surowców rolnych na paliwa płynne. Jeżeli KE uwzględni postanowienia Komitetu ITRE Parlamentu Europejskiego14 to z chwilą wejścia w życie dyrektywy w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych systematycznemu ograniczeniu ulegać będą biopaliwa 1. generacji, w tym bioetanol produkowany w Polsce i UE ze zbóż [21], 15. Projekt Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w Sprawie Promowania Stosowania Energii ze Źródeł Odnawialnych [22] zakłada m.in. : - Oszczędność emisji GHG (wytwórcy) poprzez wykorzystywanie biopaliw i innych biopłynów w stosunku do paliw kopalnych powinna wynieść minimum 35%. Komisja ITRE proponowała podnieść ten limit do 45%, co wykluczyłoby z rynku od razu polski bioetanol, produkowany jako 1. generacji16. Dane odnośnie redukcji CO2 dla poszczególnych biokomponentów podają dwie tabele, zamieszczone na stronie następnej. Tabela 2 dotyczy tradycyjnych biokomponentów, spotykanych na rynku europejskim zaś tabela 3 biokomponentów, których pojawienie się na rynku planowane jest w ciągu kilku lat [23]. W drugim przypadku widać dużą rolę jaką się stwarza dla materiałów lignino-celulozowych, w tym odpadowych. - Od 1 stycznia 2015 r. (lub 2017) oszczędność emisji GHG w wyniku stosowania biopaliw powinna wynieść minimum 50%. Komisja ITRE proponowała podnieść ten limit do 60%, co oznaczałoby również wykluczenie z rynku polskich estrów, drugiego biokomponentu obecnie produkowanego w Polsce. Jak widać dużym zagrożeniem dla produkowanych w Polsce biokomponentów są radykalne propozycje zmian uwarunkowań prawnych. W kontekście tych zmian szanse stwarza modernizacja obiektów (surowcowa) w tym produkcja oparta na surowcach odpadowych. Pewnym wyjściem z trudnej sytuacji byłaby też oczywiście 2. generacja biopaliw transportowych. Obiekty produkujące zaawansowane biopaliwa 2.generacji działające jako RD&D (badania-rozwój- upowszechnienie) budowane są w UE czy w USA (kilka obiektów)[42] 17. W Niemczech ma zacząć produkcję obiekt w bardzo dużej skali, produkujący 200 tys. t/rok etanolu lignino-celulozowego. 14 Komisja Przemysłu Parlamentu Europejskiego- Committee on Industry, Research and Energy Bioetanol, produkowany z roślin żywnościowych, uprawnych ma dodatkowo niską redukcję C02, ok. 35%. Dla porównania biodiesel – 45%. 16 Redukcja emisji CO2 dla obiektu zależy od wielu czynników, w tym od rodzaju paliwa i sposobu jego wytwarzania u producenta, transportu i in. Szczegółowa metodyka obliczeń znajduje się w propozycji dyrektywy. System 2-fazowy produkcji bioetanolu, który w Polsce nadal nie należy do rzadkości charakteryzuje niska redukcja CO2. 17 W USA kilka zakładów produkuje etanol 2.generacji w małej skali: Abengoa (11,4 mln galonów /rok), Alico (13,9) i Ethanol Bluefire (19,0). 15 43 PODSUMOWANIE 1. Jeżeli nowe uwarunkowania prawne, niekorzystne dla biopaliw 1. generacji produkowanych w naszym kraju wejdą w życie Polska może mieć problemy z osiągnięciem celu wskaźnikowego w 2020 r., kiedy to będzie prawdopodobnie obowiązywał 10% udział biopaliw transportowych (w ujęciu energetycznym) w dostawie paliw transportowych ogółem. Owe 10% może być obligatoryjne w związku z tym grożą Polsce kary za niewykonanie celów wskaźnikowych. 2. Z drugiej strony jest jeszcze kilkanaście lat na stworzenie nowoczesnych sektorów biopaliw transportowych; modernizacje obecnie istniejących sektorów 1.generacji, oparcie się w większym stopniu na biogazie, odpadach, utworzenie od podstaw obiektów 2. czy 3. generacji. 3. W przypadku wszystkich generacji biopaliw transportowych mamy potencjał surowcowy znacznie lepszy niż większość krajów UE (12 % biomasy zlokalizowano w Polsce) [23]. Tabela 2. Typowe i standardowe wartości dla biopaliw produkowanych bez emisji netto dwutlenku węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów dla wybranych ścieżek produkcji (Załącznik VII) Standardowe Ścieżka produkcji biopaliw Typowe ograniczenie ograniczenie emisji gazów emisji gazów cieplarnianych cieplarnianych etanol z buraka cukrowego 61% 52% etanol z pszenicy (paliwo technologiczne 32% 32% nieokreślone) etanol z trzciny cukrowej 71% 71% część ze źródeł odnawialnych ETBE (eter Takie same wartości jak dla etylowo-t-butylowy) wybranej ścieżki produkcji etanolu biodiesel z ziaren rzepaku 45% 38% biodiesel ze słonecznika 58 % 51 % biodiesel ze zużytego oleju roślinnego lub 88% 83% zwierzęcego czysty olej roślinny z ziaren rzepaku 58% 57% biogaz z organicznych odpadów komunalnych 80% 73% jako sprężony gaz ziemny biogaz z mokrego obornika jako sprężony gaz 84% 81% ziemny biogaz z suchego obornika jako sprężony gaz 86% 82% ziemny * Nie obejmuje oleju zwierzęcego wyprodukowanego z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 3 zgodnie z rozporządzeniem (WE) 1774/2002 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 3 października 2002 r. ustanawiającym przepisy sanitarne dotyczące produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego nieprzeznaczonych do spożycia przez ludzi [25]. 44 Tabela 3. Przewidywane typowe i standardowe wartości dla przyszłych biopaliw, które nie występują lub występują w niewielkich ilościach na rynku w styczniu 2008 r., produkowanych bez emisji netto dwutlenku węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów Standardowe Ścieżka produkcji biopaliw Typowe ograniczenie ograniczenie emisji gazów emisji gazów cieplarnianych cieplarnianych etanol ze słomy pszenicy 87 % 85 % etanol z odpadów drzewnych 80 % 74 % etanol z drewna uprawianego 76 % 70 % olej napędowy Fischer-Tropsch z odpadów 95 % 95 % drzewnych olej napędowy Fischer-Tropsch z drewna 93 % 93 % uprawianego DME (eter dimetylowy) z odpadów drzewnych 95 % 95 % DME (eter dimetylowy) z drewna uprawianego 92 % 92 % metanol z odpadów drzewnych 94 % 94 % metanol z drewna uprawianego 91 % 91 % część ze źródeł odnawialnych MTBE (eter Takie same wartości jak dla metylowo-t-butylowy) wybranej ścieżki produkcji metanolu LITERATURA [1] Nestorowicz P.: Organizacja na krawędzi chaosu. WPSB, Kraków, 2002. [2] Kupczyk A., Ruciński D.: Actual status and perspective of biofuels in Poland. IEO ECBREC, Warszawa 2007. [3] Podlaski S.: Burak cukrowy jako surowiec do produkcji etanolu, SGGW, 2007. [4] Proposal for a DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLAMENT AND THE COUNCIL on the promotion of the use of energy from renewable sources. 23.01.2008 [5] Borkowska H., Styk B.: Ślazowiec pensylwański, uprawa i wykorzystanie, AR Lublin, 1997, ss. 51 [6] Borowski P.: Wpływ makrootoczenia na rozwój przedsiębiorstw funkcjonujących w sektorze biopaliw w Polsce, [w:] VI Międzynarodowa konferencja naukowa, Problemy techniki rolniczej i leśnej, SGGW 2007, s.201. [7] Borowski P.: Elementy makrootoczenia oddziałujące na sektor biopaliw w Polsce, [w:] Inżynieria Rolnicza, 1/2008, s.27. [8] Ustawa z dnia 2 października 2003 r. o biokomponentach stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych (Dz. U. Nr 199, poz. 1934 oraz z 2004 r. Nr 34, poz. 293, Nr 109, poz. 1160 i Nr 173, poz. 1808) [9] Rozporządzenie ministra gospodarki z dnia 8 września 2006 r. w sprawie wymagań jakościowych dla biopaliw ciekłych (Dz. U. nr 166, poz. 1182 z dnia 18 września 2006 r.). Zał. 1 i 2 określa wymagania jakościowe dla estrów, stanowiących paliwo samoistne w pojazdach, ciągnikach rolniczych a także maszyn nie poruszających się po drogach oraz ON z zawartością do 20% estrów. [10] Dyrektywa 2003/30/EC Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 roku w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych. 45 [11] Kupczyk A., Borowski P.: Narzędzia wsparcia dla biopaliw transportowych w Polsce na tle wybranych krajów UE, [w] Borowski P. Stawicka M, Nojszewska E. (red) Kierunki zmian w gospodarce opartej na wiedzy, Warszawa 2009, s.136. [12] Ustawa o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, z dnia 25 sierpnia 2006 r. (Dz. U. Nr 169 poz. 1199 z dnia 25 września 2006). [13] Ustawa o systemie monitorowania i kontrolowania jakości z 25 sierpnia 2006 r. (Dz. U. Nr 169 poz. 1200 z dnia 25 września 2006). [14] Rozporządzenie Ministra Finansów w sprawie zwolnień od podatku akcyzowego z dnia 22 grudnia 2006r. (Dz.U. Nr 243, poz. 1766 z dnia 27 grudnia 2006 r.). [15] www.ure.gov.pl [16] Rynek rzepaku. Stan i perspektywy. Nr 33, IERiGZ, ARR, MRiRW czerwiec 2008 [17] Raport za 2007 r. dla Komisji Europejskiej wynikający z art. 4(1) Dyrektywy 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych, MG, 2008 r. [18] Uchwała nr 134/2007 Rady Ministrów w sprawie „Wieloletniego programu promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014’’, (M.P. z 2007r. nr 53, poz. 607). [19] Kupczyk A.: Czy gorzelnicy wierzą w wyjście z impasu. Rynki Alkoholowe, 2008, S.42-43 [20] Kupczyk A., Manteuffel W., Ruciński D., Wiśniewski G.: Analiza rynku paliw płynnych pochodzenia roślinnego do celów energetycznych, IEO na zlecenie EC Rzeszów, 2008 r. [21] Faber. A.: Prognoza wykorzystania przestrzeni rolniczej dla produkcji roślin na cele energetyczne oraz przyrodnicze skutki uprawy tych roślin. W: Energia Odnawialna, pod redakcją P. Gradziuka, MODR, Płońsk, 2008 [22] Promotion of the use of energy from renewable sources. [23] Kupczyk A., Londo M., Wiśniewski G.: Prezentacja nt. „Rola Polski w planie działania UE dla biopaliw w 2020 r. Analiza wstępna wyników Projektu UE REFUEL”.W ramach: Dni Holendersko-Polskich pt. ”Warsztaty Biomasa i Biopaliwa w Polsce”. 19 czerwca 2007 r., Warszawa. [24] The energy act of 2007: A New chapter for the US Biofuel Industry. World Ethanol@Biofuels Report FO Licht, vol. 6, No 10, Jan. 29, 2008 [25] Dz.U. L 273 z 10.10.2002, s. 1. 46 Rozdział 5 REGULACJE PRAWNE JAKO PODSTAWOWY ELEMENT STRATEGII ROZWOJU RYNKU BIOPALIW Ewa RADZIEMSKA, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER WSTĘP Postępujące zanieczyszczenie środowiska naturalnego, będące wynikiem zużywania wyczerpujących się w szybkim tempie zasobów nieodnawialnych źródeł energii, powoduje stały wzrost zainteresowania wykorzystaniem alternatywnych, odnawialnych i przyjaznych ekologicznie metod wytwarzania energii. Jednocześnie, sytuacja na światowych rynkach handlu energią oraz paliwami ropopochodnym staje się z dnia na dzień coraz bardziej niestabilna. Znaczne wahania światowych cen ropy naftowej czy gazu ziemnego wpływają negatywnie na poczucie bezpieczeństwa energetycznego społeczeństwa. Produkcja estrów metylowych kwasów tłuszczowych jest jedną z najważniejszych metod pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych w Polsce. Biopaliwo, produkowane w naszym kraju głównie z oleju rzepakowego, wykorzystywane jest jako biokomponent dodawany do oleju napędowego. Przedstawione poniżej podstawowe cechy, charakteryzujące biopaliwa, świadczą o ich pozytywnym wpływie na środowisko i gospodarkę: • mniejsza w porównaniu z paliwami tradycyjnymi emisja CO, HC, PM,CO2 oraz zadymienie spalin, • nie zawierają siarki, • wykazują się niską toksycznością,, • mają niskie działanie drażniące na ludzki organizm i biodegradowalność, • mają niższą niż ON wartość opałową, • mają wyższą niż ON lepkość i gorsze właściwości niskotemperaturowe, • pozwalają zagospodarować tereny skażone przez przemysł lub odłogowane, • 1000 ton wytworzonych biokomponentów generuje 10 nowych miejsc pracy oraz wywołuje efekt zwielokrotnienia zatrudnienia w innych branżach. Zważywszy na fakt obligowania krajów członkowskich organizacji międzynarodowych takich jak UE do stałego zwiększania wykorzystania zasobów odnawialnych w pokrywaniu całkowitego zapotrzebowania na energię, wysoce 47 prawdopodobne jest, ze aktualna sytuacja gospodarcza na świecie spowoduje nie tylko wzrost ilości firm inwestujących w stosowanie biopaliw czy biokomponentów, co już teraz jest widoczne w przemyśle rafineryjnym, ale spowoduje również restrukturyzację produkcji energii ze wzrostem atrakcyjności indywidualnej produkcji w warunkach domowych, w celu uniezależnienia się od zewnętrznych dostaw. Szczególnie interesująca perspektywą dla indywidualnych producentów energii w Polsce jest możliwość wytwarzania biodiesla – biopaliwa uzyskanego z oleju rzepakowego, na własne potrzeby – produkcja taka cechuje się łatwym w środowiskach rolniczych dostępem do głównego surowca, niższymi wymogami jakościowymi stawianymi paliwu oraz zwolnieniem z opłaty akcyzowej. Istnieje jednak wciąż kilka kwestii związanych z technologią produkcji, które stanowią przeszkodę dla potencjalnego producenta – jest to m.in. wymóg posiadania podstawowej wiedzy z zakresu technologii produkcji czy też spore ilości szkodliwego odpadu w postaci fazy glicerynowej, której skup, ze względu na stały wzrost zainteresowania biopaliwami, staje się coraz trudniejszy. Założenia do rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce zostały określone w dokumencie rządowym zatytułowanym: „Strategia rozwoju energetyki odnawialnej” (przyjętej przez Sejm w dniu 23 sierpnia 2001 r.) oraz w dokumentach: „Polityka energetyczna Polski do roku 2025” (przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 r.) i w „Programie dla elektroenergetyki” (przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 28 marca 2006 r.). Celem strategicznym polityki państwa jest zwiększanie wykorzystania zasobów energii odnawialnej, tak aby udział tej energii w zużyciu energii pierwotnej osiągnął w 2010 roku 7,5%, a w 2020 roku 14% [1]. Jednym z najważniejszych czynników decydujących o tempie rozwoju inwestycji związanych z biopaliwami w Polsce jest przychylność przepisów kontrolujących wszystkie etapy technologii produkcji estrów oleju rzepakowego, m.in. obrót surowcami czy wymogi jakościowe stawiane surowcom oraz produktom procesu transestryfikacji. Wziąwszy pod uwagę niestabilną sytuację ekonomiczną na światowych rynkach, w najbliższym czasie można się spodziewać przynajmniej częściowej restrukturyzacji trybu produkcji biopaliw ze strategicznym wzmocnieniem roli produkcji indywidualnej, za pokrycie własnych potrzeb energetycznych. Ważne jest zatem, aby szczególnie ten sektor rynku biopaliw zarządzany był poprzez korzystne, łatwe do spełnienia oraz zachęcające rolników do indywidualnej produkcji przepisy prawne. W październiku 2008 roku produkcja samochodów osobowych i dostawczych w Polsce wyniosła 85 tys. 56 sztuk [2]. Pomimo wzrostów cen oleju napędowego powyżej cen benzyny rośnie udział w rejestracjach silników wysokoprężnych. Po sześciu miesiącach bieżącego roku zbliżył się on do poziomu 42% (dla porównania w roku 2003: 22,4%). Dynamika wzrostu sprzedaży diesla przekracza poziom 26%, podczas gdy sprzedaż samochodów napędzanych silnikami benzynowymi zwiększyła się o niecałe 5%. Obserwowane wzrosty są w dużej mierze zasługą firm kupujących auta. W ich przypadku czynnikiem decydującym jest ekonomia, a ta w przypadku samochodu napędzanego silnikiem diesla wyraża się w mniejszym zużyciu paliwa. Tak więc, nawet przy nieco wyższym poziomie cenowym oleju napędowego, ostateczny koszt eksploatacji jest mniejszy. 48 PRODUKCJA PRZEMYSŁOWA BIODIESLA Podstawy prawne regulacji rynku biopaliw we Wspólnocie Europejskiej zawarte są przede wszystkim w Dyrektywie 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady UE z dnia 8 maja 2003 roku w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych oraz w Dyrektywie 2003/96/WE Rady UE z dnia 27 października 2003 roku, w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej. Dyrektywa nakłada na państwa członkowskie obowiązek podjęcia działań, mających na celu stopniowe zwiększenie udziału biopaliw w sektorze transportu. Unia Europejska zakłada, że udział biopaliw i innych paliw odnawialnych, w stosunku do wszystkich paliw silnikowych, osiągnie - począwszy od 2005 roku wartości procentowe, przedstawione w Tabeli 1. Tabela 1. Udział procentowy biopaliw w ogólnej masie paliw w krajach UE Rok 2005 2006 2007 2008 2009 2010 % 2,00 2,75 3,50 4,25 5,10 5,75 2020 20,00 Źródło: projekt Dyrektywy 2001/0625 (COD) w sprawie promocji użytkowania biopaliw w sektorze transportu Regulacje te mają jednak charakter ramowy, co oznacza, że pozostawiają krajom członkowskim pewien zakres swobody w tworzeniu krajowych norm prawnych w tej dziedzinie. Prawo unijne reguluje zaledwie kilka istotnych kwestii, wymagających implementacji w prawie krajowym. Do 2006 obserwowano wzrost produkcji estrów oleju rzepakowego w Polsce. W Tabeli 2 przedstawiono dane Głównego Urzędu Statystycznego, dotyczące produkcji oleju napędowego w Polsce , a w Tabeli 3 – dane odnośnie biodiesla [3]. Tabela 2. Produkcja oleju napędowego w Polsce w roku 2008 2008 WYROBY Jednostka X I-X X I-X wg Polskiej Klasyfikacji miary Wyrobów i Usług Liczby X IX I-X (PKWiU) / PRODPOL bezwzględne 2007=100 2008=100 2007=100 Oleje napędowe tys. ton 875 7522 123,1 97,5 119,6 Źródło: Ilość produkcji wytworzonej wybranych wyrobów przemysłowych wg PKWiU, GUS 15.01.2008 Tabela 3. Bilans biodiesla w Polsce w latach 2005 – 2007 2005 2006 Wyszczególnienie tony TJ tony TJ 64 336 2 471 89 126 3 423 Pozyskanie 5 142 Import 48 599 1 866 51 528 1 979 Eksport 49 52 1 282 1 344 Zmiana zapasów 17 081 657 39 022 1 498 Zużycie krajowe ogółem: - w tym do mieszania z olejem 14 652 563 32 516 1 249 napędowym 94 6 506 249 2 439 - końcowe w transporcie Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2008 49 2007 tony TJ 47 447 1 822 19 440 746 -4 -107 27 900 1 072 25 307 2 593 972 100 W 2006 r., w stosunku do roku 2005, produkcja biodiesla była większa o 38,5%, a jego zużycie odpowiednio o 128,0%. Zużyty w kraju biodiesel był w 83,4% dodawany do oleju napędowego. W roku 2007 zaobserwowano jednak zahamowanie tempa rozwoju inwestycji związanych z produkcją biopaliw - wystąpił spadek w produkcji, co znalazło również odzwierciedlenie w spadku eksportu. Strukturę zużycia tego paliwa w latach 2005 – 2007 przedstawiono na rysunku 1. 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 2005 -do 2005 - 2006 - do 2006 - 2007 - do 2007 mieszania z końcowe mieszania z końcowe mieszania z końcowe ON zużycie w ON zużycie w ON zużycie w transporcie transporcie transporcie Rys. 1. Produkcja biodiesla w Polsce w latach 2005 - 2007 Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2008 Tabela 4 przedstawia dane, opublikowane przez Urząd Regulacji Energetyki, dotyczące ilości biokomponentów wytworzonych, zakupionych oraz sprzedanych w IV kwartale roku 2006. Tabela 4. Biopaliwa – zestawienie za IV kwartał 2006 Wyszczególnienie Jedn. miary Bioetanol Ilość biokomponentów [ton] 230 wytworzonych w IV kwartale 2006 r. [ton] 28578 Ilość biokomponentów zakupionych w IV kwartale 2006 r., z tego: - od podmiotów krajowych: [ton] 23337 - od podmiotów [ton] 5241 zagranicznych: Wyszczególnienie Jedn. miary Benzyna silnikowa o zawartości biokomponentu powyżej 5% [m³]-15º C 0 Ilość sprzedanych w IV kwartale 2006 r. ciekłych, z tego: - podmiotom krajowym [m³]-15º C 0 - podmiotom zagranicznym [m³]-15º C 0 Źródło: Urząd Regulacji Energetyki 50 Ester 18472 10125 7223 2902 Olej napędowy o zawartości biokomponentu powyżej 5% 62474 62474 0 Wysokie ceny rzepaku i zbóż oraz niskie światowe ceny ropy naftowej sprawiają, że koszty produkcji ekologicznego paliwa do silników Diesla przewyższają koszty zakupu konwencjonalnego oleju napędowego. Wprawdzie istniejące już wytwórnie biopaliw w Polsce mogą zaspokoić nasze potrzeby na kilka najbliższych lat, jednak istnieje uzasadniona konieczność zwiększania udziału biokomponentów w sektorze paliwowym. Polska ma podobne problemy z wykorzystaniem biopaliw, jak obserwowane w innych krajach UE [4]: 1. Trudności w osiągnięciu 10% celu w roku 2020 na bazie własnej produkcji biokomponentów stwarzają konieczność zwiększenia importu bioetanolu z krajów trzecich, skąd pojawia się postulat liberalizacji rynku unijnego i zniesienia unijnych stawek celnych (Szwecja, Holandia, Finlandia, Dania, Francja, Litwa, Włochy, Wielka Brytania). 2. Dla krajów, które mają możliwość zwiększenia produkcji biomasy i biopaliw na rynek własny (Polska, Rumunia, Węgry) istotne byłoby wprowadzenie zasady bliskości – priorytetu dla samo-zaopatrzenia w ramach UE („Surowce energetyczne pochodzenia rolniczego powinny być wykorzystywane lokalnie”), i zapewnienie wsparcia przez UE dla rozwoju produkcji biomasy i biopaliw i generacji w kontekście reformy polityki rolnej (dopłaty). 3. Zastępowanie importu ropopochodnych importem biomasy lub biopaliw nie poprawia bezpieczeństwa energetycznego UE. Konieczne jest zapewnienie równowagi między bezpieczeństwem żywnościowym a bezpieczeństwem energetycznym i przeciwdziałanie wzrostowi cen na produkty żywnościowe na skutek przeznaczania obszarów rolnych i wykorzystania produkcji rolnej na cele nieżywnościowe. 4. Bardzo powoli następuje rozwój sektora produkcji biopaliw II generacji (na bazie np. odpadowej celulozy i ligniny). 5. Decyzja, odnośnie zwiększenia importu biopaliw z krajów trzecich i w tym celu redukcji taryf celnych lub autonomiczne zawieszenia ceł, powinna być poprzedzona analizą zapotrzebowania i zdolności wytwórczych w krajach członkowskich, a import do UE biopaliw powinien odbywać się z zachowaniem wymagań zrównoważonego rozwoju – konieczne są certyfikaty, gwarantujące zachowanie ekologicznych, społecznych zdrowotnych wymagań w krajach trzecich. W dniu 8 lutego 2006 r. Komisja Europejska przyjęła „Strategię na rzecz biopaliw”. Dokument ten zakłada: • promocję biopaliw w UE i krajach rozwijających się oraz zagwarantowanie, że produkcja i wykorzystywanie biopaliw ma globalnie pozytywne skutki dla środowiska i że przyczyniają się one do realizacji celów strategii lizbońskiej; • przygotowanie do stosowania biopaliw na szeroką skalę dzięki poprawie ich konkurencyjności cenowej poprzez optymalizację wyspecjalizowanych upraw energetycznych oraz wspieranie wprowadzenia biopaliw do obrotu w drodze rozszerzenia zakresu projektów demonstracyjnych i usuwania barier o nietechnicznym charakterze; 51 • badanie możliwości otwierających się przed krajami rozwijającymi się, w zakresie produkcji roślin energetycznych i biopaliw, szczególnie tymi, które zostały poszkodowane w wyniku reformy systemu cukrowego UE. INDYWIDUALNA PRODUKCJA BIODIESLA Indywidualna produkcja biopaliwa (na pokrycie własnych potrzeb energetycznych) stanowi tanią i łatwą do wdrożenia na wielką skalę, metodę produkcji energii ze źródeł alternatywnych oraz stwarza możliwość częściowego uniezależnienia się od zewnętrznych dostaw energii. Zasady wytwarzania przez rolników biopaliw ciekłych na własny użytek określa Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 o biokomponentach i biopaliwach ciekłych [5], przy czym przez biopaliwa ciekłe – w myśl tej ustawy - rozumie się: benzyny silnikowe zawierające powyżej 5,0% objętościowo biokomponentów lub powyżej 15,0% objętościowo eterów, olej napędowy zawierający powyżej 5,0% objętościowo biokomponentów, ester, bioetanol, biometanol, dimetyloeter oraz czysty olej roślinny –stanowiące samoistne paliwa, ale także: biogaz, biowodór i biopaliwa syntetyczne. Ustawa o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw weszła w życie z dniem 1 stycznia 2007 r. i uchyla Ustawę z dnia 2 października 2003 r. o biokomponentach stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych. Jest ona zgodna z prawem Unii Europejskiej oraz uwzględnia zalecenia zawarte w komunikacie Komisji Europejskiej w sprawie „Planu działania w zakresie biomasy”. Nakłada ona na ustawowo zdefiniowane podmioty z branży paliwowej obowiązek realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego, czyli obowiązkowego procentowego udziału biokomponentów w ogólnej puli paliw ciekłych i biopaliw ciekłych wprowadzonych przez nie do obrotu, Rolnicy mogą wytwarzać biopaliwa ciekłe na własny użytek, po uzyskaniu wpisu do rejestru rolników wytwarzających biopaliwa ciekłe na własny użytek, który prowadzi organ rejestrowy. Wpis do rejestru musi określać: • miejsce i rodzaju wytwarzanych biopaliw ciekłych na własny użytek, • rodzaj i wydajność instalacji do wytwarzania biopaliw ciekłych na własny użytek, • maksymalną dopuszczalną ilość biopaliw ciekłych, do wytwarzania których rolnik jest uprawniony w okresie roku kalendarzowego, • powierzchnię użytków rolnych będących w posiadaniu rolnika. Rolnik, wytwarzając biopaliwa ciekłe na własny użytek jest obowiązany spełniać następujące warunki: 1) dysponować odpowiednimi urządzeniami technicznymi i obiektami budowlanymi, spełniającymi wymagania określone w szczególności w przepisach o ochronie przeciwpożarowej, sanitarnych i o ochronie środowiska, umożliwiającymi prawidłowe wytwarzanie biopaliw ciekłych; 2) posiadać zezwolenie na prowadzenie składu podatkowego. Rolnicy, wytwarzający biopaliwa ciekłe na własny użytek, są obowiązani do przekazywania sprawozdań rocznych zawierających informacje, dotyczące ilości i rodzajów: surowców użytych do wytworzenia biopaliw ciekłych oraz biopaliw ciekłych wytworzonych i zużytych na własny użytek. Ustalono roczny limit dla estru oraz czystego oleju roślinnego stanowiących samoistne paliwo w wysokości 100 litrów na hektar powierzchni użytków rolnych będących w posiadaniu rolnika. 52 Z praktycznego punktu widzenia istotne jest wymaganie niesprzedawania i niezbywania w innej formie biopaliw ciekłych, przestrzegania wymagań jakościowych, nieprzekraczania dopuszczalnego limitu ilości wytworzonych biopaliw ciekłych, składania rocznych sprawozdań, a także przestrzegania innych wymagań wynikających z ustawy. Pomimo faktu, że normy jakości dla estrów metylowych oleju rzepakowego są mniej restrykcyjne niż w przypadku wymagań w produkcji przemysłowej, wymóg, aby wytwarzane przez rolników biopaliwa ciekłe na własny użytek spełniały standardy jakościowe określone w przepisach o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw jest niezwykle trudny do spełnienia, jako że rolnik nie dysponuje możliwością kontrolowania jakości zgodnej z obowiązującymi normami, określonymi w odpowiednim rozporządzeniu [6, 7]. Ustawa określa także wysokość kar, jakie grożą rolnikowi w przypadku nie zastosowania się do powyższych zapisów ustawy. Pomimo dość restrykcyjnego charakteru ustawy wobec indywidualnych producentów biopaliwa, ostatni artykuł ustawy zapowiada działania, mające na celu wsparcie sektora biopaliw w postaci przyjęcia Wieloletniego Programu Promocji Biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014, stanowiącego mechanizm wsparcia oferujący m.in. szereg ulg akcyzowych oraz inne formy pomocy publicznej. Dokument taki został przyjęty przez Radę Ministrów 24 lipca 2007 roku [8]. Najważniejsze postanowienia Programu to: 1. Wieloletnie zwolnienia i obniżki stawek podatku akcyzowego dla biokomponentów, biopaliw lub innych paliw odnawialnych; 2. Wsparcie finansowe, ze środków publicznych, w tym środków funduszy Unii Europejs w ramach Narodowej Strategii Spójności, na wsparcie finansowe inwestycji w zakresie wytwarzania biokomponentów, biopaliw ciekłych lub innych paliw odnawialnych; 3. Wsparcie finansowe dla upraw roślin energetycznych wykorzystywanych na produkcje biopaliw; 4. Działania mające na celu zwiększanie popytu na biopaliwa poprzez wparcie dla transportu publicznego działającego w aglomeracjach miejskich, w uzdrowiskach, na obszarach chroniących środowisko naturalne, wykorzystującego biopaliwa ciekłe lub inne paliwa odnawialne; 5. Wsparcie badań związanych z opracowywaniem nowych rodzajów biopaliw ciekłych lub innych paliw odnawialnych, związanych z tym nowych rozwiązań konstrukcyjnych jak też wdrożeń eksploatacyjnych; 6. Wsparcie programów edukacyjnych promujących szerokie wykorzystanie biopaliw ciekłych lub innych paliw odnawialnych. Innym aktem prawnym, stwarzającym udogodnienia dla indywidualnych producentów biopaliwa rzepakowego jest Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia, będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii [9], które określa warunki udzielania pomocy publicznej przeznaczonej na przedsięwzięcia, związane z odnawialnymi źródłami energii, polegające między innymi na: • budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biopaliw ciekłych, stałych lub gazowych; • budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biokomponentów stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych. 53 Pomoc może być udzielana w postaci dotacji, pożyczek preferencyjnych lub preferencyjnych kredytów bankowych, dopłat do oprocentowania kredytów oraz częściowych umorzeń pożyczek lub kredytów. Istnieją dodatkowo akty prawne, wspierające rozwój sektora biopaliw w zakresie regulacji podatkowych [4]: 1. Ustawa z dnia 26 stycznia 2007 r. o płatnościach do gruntów rolnych i płatności cukrowej, wraz z pakietem rozporządzeń wykonawczych, umożliwiająca prowadzenie dopłat do upraw energetycznych; 2. Ustawa z dnia 11 maja 2007 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz zmianie niektórych innych ustaw zmieniająca zasady z rozporządzenia MF na ustawowe określenie sposobu i wysokości naliczanych ulg z tytułu stosowania biokomponentów. Ponadto wprowadzono zwolnienie z opłaty paliwowej biopaliw stanowiących samoistne paliwa oraz zagwarantowano dopłaty z budżetu krajowego w wysokości 176 zł/ha uprawy rzepaku przeznaczanego na cele energetyczne. 3. Ustawa z dnia 23 sierpnia 2007 r. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych. WNIOSKI KOŃCOWE Czynnikiem warunkującym dalszy wzrost tempa rozwoju indywidualnej produkcji biopaliw w Polsce jest zmiana podejścia organów ustawodawczych do kwestii restrykcyjności norm jakościowych oraz wymogów prawnych, stawianych rolnikom produkującym biopaliwa na zaspokojenie własnych potrzeb energetycznych. Działania takie jak: ograniczenie liczby procedur prawnych związanych z uruchomieniem indywidualnej produkcji, upowszechnienie systemów wspierania inwestycji, związanych z ochroną środowiska czy też zapewnienie rolnikom dogodniejszych wymogów jakościowych na produkowane paliwo, mogą przyczynić się zarówno do zwiększenia atrakcyjności ekonomicznej inwestycji związanych z biopaliwami, jak i do dalszego wzrostu zainteresowania odnawialnymi źródłami energii wśród społeczeństwa. LITERATURA [1] Polityka Energetyczna Polski do roku 2025, dokument przyjęty przez Radę Ministrów 4 stycznia 2005 r. [2] Produkcja samochodów w Polsce - samochody osobowe i dostawcze, Instytut badań rynku motoryzacyjnego SAMAR, listopad 2008 [3] Energia ze źródeł odnawialnych w roku 2007, Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2008 [4] Panek-Gondek K.: Ministerstwo Środowiska, Forum Czystej Energii, Targi POLEKO Poznań 2007, Ekologiczne aspekty wykorzystania biopaliw [5] Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, Dz. U. Nr 169 z r. 2006, poz. 1199, Nr 35 z 2007 r., poz. 217, Nr 3 z 2009 r., poz.11 [6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla biopaliw ciekłych, Dz. U. Nr 166 z dnia 18 września 2006 r., poz. 1182 [7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla biopaliw ciekłych stosowanych w wybranych flotach oraz wytwarzanych przez rolników na własny użytek Dz. U. Nr 169 z 2006 r., poz. 1200. 54 [8] Wieloletni Program Promocji Biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014, dokument przyjęty przez Radę Ministrów 24 lipca 2007 r. [9] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia, będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii, Dz. U. Nr 14, poz. 89 z 29 stycznia 2008 r. 55 Rozdział 6 LEGISLACJA I REGULACJE W SEKTORZE ENERGETYCZNYM Piotr BOROWSKI WSTĘP Po wejściu Polski do Unii Europejskiej nasz rynek stał się częścią rynku europejskiego, a przez to również połączył się z rynkiem światowym. Wejście na rynek międzynarodowy spowodowało konieczność dostosowania się polskich przedsiębiorstw do funkcjonowania w dużo bardziej skomplikowanym otoczeniu [1], jak również dostosowania krajowej legislacji do przepisów Unii Europejskiej.18 W UE fundamentem prawnym dla określenia celów polityki energetycznej, instytucji i narzędzi regulacyjnych wobec energetyki są dyrektywy energetyczne, a ich krajowymi odpowiednikami — specjalne ustawy stanowiące tzw. prawo energetyczne. Przepisy z obszaru energii dotyczą przede wszystkim zasad dostępu do unijnego rynku gazu i energii elektrycznej, przejrzystości cen, warunków tranzytu gazu, współdziałania w zakresie rozwoju transeuropejskich sieci energetycznych, utrzymywania obowiązkowych zapasów paliw płynnych, jak również zasad pomocy publicznej i energetycznej efektywności urządzeń. Pierwsze dyrektywy, kierujące państwa członkowskie na drogę liberalizacji rynków, stanowiące ich podwaliny, przyniosły wiele korzystnych następstw, zarówno w sferze ładu instytucjonalnego, jak i — co ważniejsze — realne skutki w naruszeniu monopolistycznych układów rynkowych. LIBERALIZACJA RYNKU ENERGII Polska, jako kraj członkowski Unii Europejskiej, czynnie uczestniczy w tworzeniu wspólnotowej polityki energetycznej, a także dokonuje implementacji jej głównych celów w specyficznych warunkach krajowych, biorąc pod uwagę ochronę interesów odbiorców, posiadane zasoby energetyczne oraz uwarunkowania technologiczne wytwarzania i przesyłu energii. Rynek energii elektrycznej jest silnie regulowany. W Polsce podstawową instytucją regulującą jest Urząd Regulacji 18 Ważne było skuteczne przeniesienie przepisów unijnych do ustawodawstwa krajowego, lecz jeszcze ważniejszym zadaniem było ich właściwe wdrożenie w danej dziedzinie za pośrednictwem odpowiednich struktur administracyjnych oraz sądowych istniejących w państwach członkowskich. Postępowi w przenoszeniu do polskiego prawa ustawodawstwa Unii towarzyszyły konkretne środki wprowadzania, szczególnie poprzez stworzenie skutecznych struktur administracyjnych. 56 Energetyki. Głównym zadaniem URE jest prowadzenie działań regulacyjnych realizowanych poprzez: koncesjonowanie, uzgadnianie projektów planów rozwoju, zatwierdzanie taryf dla energii elektrycznej, zatwierdzanie planów ograniczeń w poborze energii elektrycznej, zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, wyznaczanie operatorów sieci dystrybucyjnej i przesyłowej. Regulacja działalności podmiotów gospodarczych funkcjonujących na rynku polega na stymulowaniu, nadzorowaniu i kontroli zachowań wspomnianych podmiotów gospodarczych w ramach istniejących szczegółowych uregulowań prawnych i instytucjonalnych. Regulacja jest formą ingerencji w swobodę gospodarczą w celu ograniczania praktyk monopolistycznych, które mogą być stosowane przez przedsiębiorstwa funkcjonujące w warunkach monopolu naturalnego. Energetyka jest tą dziedziną gospodarki, która z natury rzeczy nie spełnia wszystkich warunków rynku konkurencyjnego, jest bowiem obciążona cechami monopolu naturalnego. Ten splot uwarunkowań niezwykle trwale zakorzenił się zarówno w strukturach energetyki, jej zasadach funkcjonowania, jak i w zachowaniach przedsiębiorstw energetycznych. Promotorem liberalizacji rynku energii mogą być jedynie władze publiczne, na których ciąży niezbywalna odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne. Dlatego aktywność państwa lub takich instytucji integracji międzynarodowej, jak np. UE, przybiera wobec energetyki formę wyspecjalizowanej regulacji, podporządkowanej celom polityki energetycznej. Na gruncie polskim tę funkcję pełni Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Działaniom tym często towarzyszy wzmacnianie roli instytucji antymonopolowych i to zarówno w obszarze władzy wykonawczej, jak i sądowniczej. Należy podkreślić, że tworzone w państwach członkowskich UE instytucje regulatorów stanowią jedynie część ogólnego mechanizmu kształtującego sektor energetyczny. Podstawowe znaczenie w kształtowaniu systemu regulacji posiada parlament, który określa ramy prawne, dotyczące m.in. uprawnień i obowiązków regulatora. Nie można pominąć innych instytucji, których kompetencje leżą często na granicy zadań wykonywanych przez organy regulacyjne, a dotyczące m.in. ochrony środowiska, zmian właścicielskich przedsiębiorstw energetycznych, ochrony najbiedniejszych grup społecznych. Wszystko to sprawia, że system regulacji jest bardzo złożony i wskazuje, że istnieje wiele różnych rozwiązań. Niemniej efektem działania systemu w każdym przypadku jest transformacja rynkowa energetyki. Do głównych narzędzi realizacji polityki energetycznej wymienionych w raporcie Ministerstwa Gospodarki należy zaliczyć: • Regulacje prawne określające zasady działania sektora paliwowoenergetycznego oraz ustanawiające standardy techniczne, • Efektywne wykorzystanie przez Skarb Państwa, w ramach posiadanych kompetencji, nadzoru właścicielskiego do realizacji celów polityki energetycznej, • Bieżące działania regulacyjne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, polegające na weryfikacji i zatwierdzaniu wysokości taryf oraz zastosowanie analizy typu benchmarking w zakresie energetycznych rynków regulowanych, • Systemowe mechanizmy wsparcia realizacji działań zmierzających do osiągnięcia podstawowych celów polityki energetycznej, które w chwili obecnej nie są komercyjnie opłacalne (np. rynek „certyfikatów”, ulgi i zwolnienia podatkowe), • Bieżące monitorowanie sytuacji na rynkach paliw i energii przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i Prezesa Urzędu Regulacji 57 Energetyki oraz podejmowanie działań interwencyjnych zgodnie z posiadanymi kompetencjami, • Działania na forum Unii Europejskiej, w szczególności prowadzące do tworzenia polityki energetycznej UE oraz wspólnotowych wymogów w zakresie ochrony środowiska, tak aby uwzględniały one uwarunkowania polskiej energetyki i prowadziły do wzrostu bezpieczeństwa energetycznego Polski, • Aktywne członkostwo Polski w organizacjach międzynarodowych, takich jak Międzynarodowa Agencja Energetyczna, • Ustawowe działania jednostek samorządu terytorialnego, uwzględniające priorytety polityki energetycznej państwa, w tym poprzez zastosowanie partnerstwa publiczno – prywatnego (PPP), • Zhierarchizowane planowanie przestrzenne, zapewniające realizację priorytetów polityki energetycznej, planów zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe gmin oraz planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych, • Działania informacyjne, prowadzone poprzez organy rządowe i współpracujące instytucje badawczo-rozwojowe, • Wsparcie ze środków publicznych, w tym funduszy europejskich, realizacji istotnych dla kraju projektów w zakresie energetyki (np. projekty inwestycyjne, prace badawczo-rozwojowe) [2]. Konkurencyjne rynki energetyczne przyczyniają się do zmniejszenia kosztów produkcji, a zatem ograniczenia wzrostu cen paliw i energii. W tym obszarze Ministerstwo Gospodarki zamierza: rozwiązać problem uzależnienia dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej z jednego kierunku, znieść bariery przy zmianie sprzedawcy energii elektrycznej i gazu, przebudować model rynku energii elektrycznej oraz wprowadzić rynkowe metody kształtowania cen ciepła. MAKROOTOCZENIE PRZEDSIĘBIORSTW W SEKTORZE ENERGETYCZNYM Nowa polityka Unii Europejskiej w zakresie energetyki miała zostać oparta na trzech filarach: konkurencyjność, zrównoważony rozwój i bezpieczeństwo. Pierwszym poważnym krokiem w tym kierunku było opublikowanie w marcu 2006 r. Zielonej Księgi zawierającej europejską strategię na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii. Najważniejszymi obszarami wymienianymi w raporcie w ramach współpracy państw było przede wszystkim dokończenie budowy europejskich rynków wewnętrznych energii elektrycznej i gazu, solidarność państw członkowskich, bezpieczeństwo i konkurencyjność zaopatrzenia w energię, zmiany klimatu, innowacje w zakresie technologii energetycznych i spójna zewnętrzna polityka energetyczna. W styczniu 2007 r. Komisja ogłosiła kolejne propozycje mające stanowić podwaliny pod wspólną politykę energetyczną Europy a mianowicie stworzenie wewnętrznego rynku energii, zwiększenie efektywności wykorzystania energii, podniesienie rangi energii odnawialnej, wypracowanie wspólnego stanowiska w międzynarodowej polityce energetycznej. Według danych zaprezentowanych w Zielonej Księdze Unii Europejskiej, globalne zużycie ropy wzrosło o 20% i przewiduje się, że światowe zapotrzebowanie na ropę będzie 58 wzrastać o 1,6% rocznie.19 Skutkuje to jednocześnie niebezpiecznym ocieplaniem się naszego klimatu. Otoczenie prawne jest zestawem norm, uchwał, ustaw i rozporządzeń regulujących zasady funkcjonowania w poszczególnych sektorach. Otoczenie prawne uległo radykalnym zmianom. W 2007 r. zgłoszony został przez UE tzw. Pakiet Energetyczny, w którym zostało zaproponowane: 20 % udział odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym UE, 20 % redukcję GHG, 10% udział (liczone energetycznie) biopaliw transportowych w wykorzystaniu paliw transportowych ogółem [3]. W Polsce problematyka biopaliw została ujęta w wielu dokumentach takich jak: Strategia rozwoju energetyki odnawialnej (2001 r. Monitor Polski, nr 25, poz.365) czy Polityka Energetyczna Polski do 2025 r. (z 4 stycznia 2005 r.). Kilka razy próbowano opracować ustawę o organizacji rynku biopaliw płynnych i biokomponentów. Obecnie obowiązują dość nowoczesne ustawy tj. ustawa o biopaliwach i biokomponentach i innych odnawialnych źródłach energii oraz ustawa o monitoringu biopaliw (obydwie ustawy z 25 sierpnia 2006 r).[4] Opracowany również został przez Ministerstwo Gospodarki „Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008 – 2014”.20 W przypadku biopaliw otoczenie prawne zawiera przepisy dotyczące ochrony środowiska poprzez częściowe odejście od spalania kopalin a przejście na wykorzystywanie odnawialnych źródeł energii. Otoczenie prawne to również ustawa o biokomponentach stosowanych w ciekłych biopaliwach z 25 sierpnia 2006. Ustawa pozwala m.in. na produkcję biopaliw przez indywidualnych rolników na własne potrzeby „Rolnik wytwarzając biopaliwa ciekłe na własny użytek jest obowiązany spełniać następujące warunki: 1) dysponować odpowiednimi urządzeniami technicznymi i obiektami budowlanymi, spełniającymi wymagania określone w szczególności w przepisach o ochronie przeciwpożarowej, sanitarnych i o ochronie środowiska, umożliwiającymi prawidłowe wytwarzanie biopaliw ciekłych; 2) posiadać zezwolenie na prowadzenie składu podatkowego [Dz.U. 2006, Nr 196, poz.1199, Art. 14] oraz reguluje sposób wprowadzania biopaliw na stacjach benzynowych. „Dystrybutory używane na stacjach paliwowych do biopaliw ciekłych, oznakowuje się w sposób umożliwiający identyfikację rodzaju biopaliwa ciekłego i udziałów objętościowych, wyrażonych w procentach, biokomponentów zawartych w tym biopaliwie” [Dz.U 2006, Nr 196, poz.1199, Art.25]. Gospodarstwa rolne mogą produkować biopaliwa jedynie na własny użytek, gdyż nie są w stanie spełnić wymogów normy EN/14214. Produkcją i sprzedażą biopaliw mogą zajmować się tylko najwięksi producenci, którzy potrafią sprostać wymaganiom wspomnianej normy. MAKROOTOCZENIE W UJĘCIU PSYCHOLOGICZNYM 19 Zużycie ropy w 2005 roku wyniosło 84 milionów baryłek dziennie. Globalne zużycie ropy w 2015 roku osiągnie 99 milionów baryłek dziennie i 116 mb/d w 2030. 20 Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 24.07.2007. Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014 stanowi wykonanie art. 37 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Jest on również niezbędny do wypełnienia przez Polskę, 5,75 % udziału biokomponentów w rynku paliw transportowych w 2010 r. wynikającego z dyrektywy 2003/30/WE z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych, oraz 10% udziału w 2020 r., zgodnie z ustaleniami posiedzenia Rady Europejskiej w dniach 8 - 9 marca 2007 r. 59 Innym spojrzeniem na rolę otoczenia w rozwoju przedsiębiorstwa jest spojrzenie psychologiczne, w którym uwypukla się przestrzeń życiową jednostki. Według H. Simona każda jednostka posiada swoją przestrzeń życiową która jest wypadkową nakładania się na siebie różnych otoczeń. Granice wytyczane przez zestawy norm, oczekiwania pracowników, konkurentów, rządów krajowych i lokalnych wytyczają przestrzeń w obrębie której przedsiębiorstwo może prowadzić swoją działalność. Nakładając na siebie rozważania H. Simona oraz podejście klasyczne opisujące makrootoczenie otrzymujemy przestrzeń życiową przedsiębiorstwa powstałą w wyniku ograniczeń wynikających z pojawienia się poszczególnych otoczeń. Przykładem może być uchwała unijna dotycząca ograniczeń w emisji dwutlenku węgla wpływa bezpośrednio na przemysł motoryzacyjny. Przestrzeń życiowa fabryk produkujących samochody została w pewien sposób ograniczona przez prawo. Unijna strategia ograniczania emisji dwutlenku węgla przez samochody stanowi ważny element ogólnej unijnej polityki w dziedzinie środowiska i transportu. Jej celem są zmiany technologiczne w produkowanych samochodach, które ograniczą szkody środowiskowe powodowane przez transport i poprawią jakość życia wszystkich ludzi na świecie. W tym przypadku widać bezpośrednie przełożenie otoczenia politycznego i prawnego na przemysł motoryzacyjny. Decyzje podjęte przez polityków były dokonane z uwagi na środowisko i człowieka np. pod wpływem otoczenia ekologicznego. Łańcuch wpływu poszczególnych otoczeń na ograniczenie przestrzeni życiowej przedsiębiorstwa przedstawia rysunek 1. Rys. 1. Przestrzeń życiowa utworzona pod wpływem makrootoczenia Źródło: opracowanie własne na podst.: Demb A., Neubauer F., Rada nadzorcza, PWN, Warszawa 2001, s.34. Z rysunku 1 wynika, że przestrzeń życiowa przedsiębiorstwa powstaje w wyniku ciągłego nakładania się na siebie składników makrootoczenia i nie jest wielkością stałą. Ulega zmianom pod wpływem przesuwania się granic. Wymagania stawiane przez otoczenie wymuszają na przedsiębiorstwie podejmowanie decyzji dotyczących rozwoju i wzrostu. Bodźce powstające w poszczególnych otoczeniach stają się wyzwaniem dla przedsiębiorstw. Przykładem oddziaływania otoczenia na funkcjonowanie przedsiębiorstwa może być otoczenie ekologiczne. Otoczenie ekologiczne pod koniec ubiegłego wieku i na początku wieku XXI zaczęło odgrywać coraz większą rolę. Społeczeństwa i przedsiębiorstwa dostrzegły, że głoszone przez ekonomię postulaty o ograniczoności zasobów rzeczywiście znajdują potwierdzenie 60 w otaczającym świecie. Ilość tych zasobów jest ograniczona i nie udaje się zaspokoić wszystkich potrzeb zgłaszanych przez ludzkość a poza tym zasoby naturalne do których zaliczamy ziemię, bogactwa naturalne, lasy, wodę, powietrze pomału się wyczerpują. Zaczęto zastanawiać się nad racjonalnym, efektywnym ich wykorzystywaniem. Zanieczyszczenia powstające w wyniku przetwarzania dóbr oraz zanieczyszczenia poprodukcyjne wpływają na degradację środowiska. Środowisko, atmosfera ziemska nie nadążają z samoregeneracją co wywołuje groźne skutki uboczne. Emisje dwutlenku węgla z samochodów znacząco przyczyniają się do zmian klimatycznych, szczególnie w krajach uprzemysłowionych. Produkcja zanieczyszczeń i odpadów ma miejsce na prawie każdym etapie produkcji i użytkowania samochodu: od wydobycia surowców i wytwarzania części samochodowych, po jego złomowanie. Emisja dwutlenku węgla w skali gospodarki światowej w roku 1990 wynosiła 5 mld. ton natomiast prognozy na rok 2010 zakładają podwojenie czyli do atmosfery będzie wydzielanych 10 mld. ton gazu. Ponieważ tak duże ilości CO2 emitowane do atmosfery ziemskiej wpływają na intensyfikację efektu cieplarnianego, zatem naukowcy szukają nowych metod i rozwiązań związanych ze składowaniem dwutlenku węgla. W celu ograniczenia emisji gazów wprowadzane są regulacje i coraz ostrzejsze normy. Średni poziom emisji w nowo rejestrowanych samochodach osobowych w Unii Europejskiej w roku 1995 wynosił 186 g CO2/km natomiast w roku 2003 został ograniczony i wynosił 164 g CO2/km. Wraz z rozwojem sektora motoryzacyjnego, wzrostem ilości samochodów, wzrostem uprzemysłowienia globalna ilość CO2 emitowanego do atmosfery nie spada, zatem nowa strategia ograniczania emisji w krajach unijnych na lata 2008-2009 zakłada kolejne ograniczenie nakładane na producentów silników, które wynosi 140 g CO2/km oraz na lata 2010/12 120 g CO2/km. Podporządkowanie się wymogom unijnym przełoży się, w przedsiębiorstwach produkujących samochody, na wdrożenie nowych rozwiązań konstrukcyjnych i technologicznych, opracowania silników nowej generacji, bardziej ekonomicznych i przyjaznych środowisku [5]. ŚWIATOWE ZAPOTRZEBOWANIE NA ENERGIĘ PIERWOTNĄ Wraz z rozwojem gospodarczym systematycznie wzrasta globalne zapotrzebowanie na energię. Popyt na energię w najbliższych latach będzie systematycznie wzrastał. Według Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) gwałtowny wzrost gospodarczy Chin i Indii oznacza, że jeśli w obu tych krajach nie nastąpią zmiany polityki energetycznej, to do 2030 roku gospodarki tych krajów podwoją zużycie energii, co spowoduje powstanie niedoborów surowców takich jak ropa naftowa, węgiel oraz nastąpi znaczne zwiększenie emisji gazów cieplarnianych [6]. Zużycie energii może być na niższym poziomie jeśli stosowane będą zasady jej efektywnego wykorzystywania m.in. w przemyśle oraz w codziennym życiu (np. projekty energooszczędne, oświetlenie, klimatyzacja,) [7]. Niezależnie od opracowywanych scenariuszy popyt na energię w najbliższych latach będzie systematycznie wzrastał, natomiast może różnić się jego dynamika. Właściwe funkcjonowanie każdej gospodarki uzależnione jest od szeroko pojętej energetyki, dlatego dla państwa priorytetem jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Zapotrzebowanie na energię pierwotną w skali gospodarki światowej nieustannie wzrasta co przedstawia rysunek 2. 61 Rys. 2. Prognoza światowego zapotrzebowanie na energię pierwotną do 2030 wg scenariusza referencyjnego (Reference Scenerio) Źródło: Word Energy Outlook 2005, s.81, (www.iea.org) Według Reference Scenerio w ciągu najbliższych 25 lat zapotrzebowanie na energię będzie systematycznie wzrastać. W stosunku do dzisiejszego zapotrzebowania nastąpi ponad 50% przyrost popytu na energię ogółem, natomiast zapotrzebowanie w niektórych grupach (np. ropa i gaz) wzrośnie nawet o 60%. Przed rokiem 2030 świat będzie zużywał 16,3 btoe (billion tonnes of oil equivalent) czyli o 5,5 btoe więcej niż obecnie a ponad 1/3 popytu będzie zgłaszana przez kraje rozwijających się, gdzie odnotowywany jest najszybszy wzrost gospodarczy i przyrost ludności. Na rynkach międzynarodowych sektor naftowo-gazowy jest niezwykle konkurencyjny, zwłaszcza w zakresie działalności poszukiwawczej oraz eksploatacji i rozwoju nowych złóż gazu ziemnego i ropy naftowej [6]. PODSUMOWANIE Liberalizacja na rynku energii to główne działania w ramach polityki energetycznej, dotyczące wprowadzania i poszerzania zakresu funkcjonowania mechanizmów konkurencji, w odniesieniu do rynków paliw płynnych, gazu ziemnego i węgla, są takie same jak działania mające na celu poprawę bezpieczeństwa energetycznego. Pełna liberalizacja rynku energii elektrycznej - przed którą nie ma w Polsce i w Europie odwrotu - kreuje potrzebę budowy rynkowych mechanizmów wyznaczenia ceny energii. LITERATURA [1] Stawicka M.: Uwarunkowania konkurencyjności przedsiębiorstw transportu samochodowego i kombinowanego po wejściu Polski do Unii Europejskiej, [w:] Borowski P. (red.): Zmiany jakościowe w otoczeniu a konkurencyjność przedsiębiorstw – ujęcie regionalne i sektorowo-branżowe, Szkoła Wyższa im. Bogdana Jańskiego, Warszawa 2007, s.216. [2] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, lipiec 2009, s.5-6. 62 [3] Kupczyk A., Londo M., Wiśniewski G.: Rola Polski w planie działania UE dla biopaliw do 2020 r. Analiza wstępnych wyników projektu UE REFUEL, Warsztaty „Biomasa i Biopaliwa w Polsce”. Projekt PSO PPA, IPiEO, Ministerstwo Środowiska, Warszawa 2007. [4] Transportation Biofuels. Market Report, Institute for Renewable Energy, Warsaw, 2007. [5] Borowski P.: Człowiek i otoczenie ekologiczne jako determinanty rozwoju przedsiębiorstw, Zarządzanie i Edukacja nr 50, Warszawa 2007. [6] Borowski P.: Pozyskanie i wykorzystanie energii w XXI wieku, [w:] Trocki M. (red.) Innowacyjne systemy, procesy i metody zarządzania międzynarodowego, SGH, Warszawa 2008, s.161. [7] Ristinen R., Kraushaar J.: Energy and the Environment, John Wiley and Sons, 2005, s. 232. 63 Rozdział 7 PRZETARGI PUBLICZNE NA ZAKUP ENERGII ELEKTRYCZNEJ Krzysztof GOLACHOWSKI WSTĘP Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej ożywiły rynek energii elektrycznej. Analiza ogłoszonych i rozstrzygniętych postępowań pokazuje zmianę podejścia do przetargów w przypadku energii elektrycznej oraz obrazuje korzyści, jakie można osiągnąć organizując postępowanie w sposób umożliwiających składanie konkurencyjnych ofert, dzięki prawu do swobodnego wyboru sprzedawcy uzyskanego przez odbiorców dzięki liberalizacji rynku. Niniejszy artykuł dotyczy zagadnienia przetargów publicznych. Analiza koncentruje się na 2008 r. Celem autora jest opis i scharakteryzowanie problemu oraz analiza kluczowych zagadnień organizacyjnych, prawnych i rynkowych. Komunikat Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i Prezesa Urzędu Zamówień Publicznych z 24 kwietnia 2008 r. najwyraźniej zmotywował instytucje zobowiązane do stosowania przepisów ustawy Prawo zamówień publicznych [1] do ogłaszania przetargów publicznych na zakup energii elektrycznej. Od maja 2008 r. zarówno liczba ogłaszanych jak i rozstrzygniętych przetargów znacząco wzrosła. Instytucje samorządowe i budżetowe są zobowiązane do jak najbardziej efektywnego wydawania publicznych pieniędzy, w szczególności tych, które przeznaczone są na zakup energii elektrycznej. Skutecznym narzędziem do realizacji tego celu mogą się okazać przetargi publiczne na zakup energii. Warunkiem koniecznym jest tu jednak takie sformułowanie zasad przetargu, aby umożliwiały one składanie ofert przez wielu konkurujących ze sobą sprzedawców. W Polsce niemal wszyscy odbiorcy energii elektrycznej kupują ją od lokalnych sprzedawców (tj. od przedsiębiorstw obrotu powiązanych kapitałowo z lokalnymi operatorami systemów dystrybucyjnych). Mimo formalnej liberalizacji rynku konkurencja funkcjonuje na nim z wielkimi problemami. Według Urzędu Regulacji Energetyki z prawa wyboru sprzedawcy energii do maja 2009 r. skorzystało zaledwie 1300 odbiorców (spośród ok. 15 mln). W 2008 r. na zmianę zdecydowały się 23 instytucje i firmy. W pierwszym kwartale 2009 r. było ich już 127, a w maju br. aż 90 [2]. 64 KOMUNIKAT PREZESÓW URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI I URZĘDU ZAMÓWIEŃ PUBLICZNYCH W kwietniu 2008 r. Prezesi Urzędu Regulacji Energetyki i Urzędu Zamówień Publicznych przypomnieli w specjalnym komunikacie o obowiązku organizowania przetargów na zakup energii i pokazali skuteczny sposób ich przeprowadzenie. Najwyraźniej apel poskutkował – widać to po liczbie ogłaszanych przetargów. Od stycznia do kwietnia 2008 r. było to średnio 19 postępowań miesięcznie, podczas gdy od maja do grudnia już 51. Z 4 do 9 wzrosła również średnia liczba rozstrzyganych przetargów [Tabela 1]. Zanim Prezesi URE i UZP przypomnieli o obowiązku stosowania procedur przetargowych w odniesieniu do energii elektrycznej z uwagi na ustanie przeszkody technicznej o obiektywnym charakterze [3], tzn. braku możliwości zmiany sprzedawcy, energia elektryczna w zamówieniach publicznych niemal nie występowała. Co ciekawe przeszkoda o obiektywnym charakterze ustała już 1 lipca 2004 r. – wtedy to wszyscy odbiorcy instytucjonalni uzyskali prawo do zmiany sprzedawcy energii. Jednak skorzystanie z niego było przez pierwsze lata praktycznie niemożliwe. Prezesi Urzędu Zamówień Publicznych i Urzędu Regulacji Energetyki proponują dwa tryby [3] postępowania instytucjom zobowiązanym do stosowania zapisów zawartych w ustawie Prawo Zamówień Publicznych w odniesieniu do zakupów energii elektrycznej. W pierwszym zamawiający stosując tryby podstawowe udzielania zamówień wybiera przedsiębiorstwo zajmujące się obrotem energią elektryczną (tj. sprzedawcę), a następnie udziela zamówienia z wolnej ręki na usługę dystrybucji (czyli wybiera jedynego możliwego operatora systemu dystrybucyjnego – w tym zakresie odbiorcy mają do czynienia z monopolem technicznym). W efekcie zamawiający będzie miał dwie umowy (ze sprzedawcą i operatorem systemu dystrybucyjnego) oraz na koniec okresów rozliczeniowych będzie otrzymywał po dwie faktury (od sprzedawcy i operatora systemu dystrybucyjnego). Drugi sposób organizowania przetargu publicznego na zakup energii elektrycznej polega na tym, że zamawiający w trybie określonym na podstawie art. 6 ust. 1 ustawy - Prawo zamówień publicznych udziela przedsiębiorstwu obrotu zamówienia publicznego na usługę kompleksową w rozumieniu art. 3 ust. 30 ustawy - Prawo energetyczne, realizowaną na podstawie umowy kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy. W takiej sytuacji zamawiający będzie miał jedna umowę kompleksową zawartą ze sprzedawcą (będzie ona obejmować zarówno sprzedaż energii jak i świadczenie usług dystrybucyjnych) oraz będzie otrzymywał jedną fakturę od sprzedawcy (za zakup energii i usług dystrybucyjnych). Jednak w obecnej sytuacji rynkowej tylko pierwszy sposób wyłaniania sprzedawcy energii może skutkować pojawieniem się konkurencyjnych ofert od wielu sprzedawców. Dzieje się tak dlatego, że usługi kompleksowe w praktyce mogą świadczyć jedynie sprzedawcy energii powiązani kapitałowo z lokalnymi operatorami systemów dystrybucyjnych. I tak w Warszawie jedynym sprzedawcą, który może zaoferować usługę kompleksowa jest RWE Polska (spółka powiązana z RWE Stoen Operator), na Górnym Śląsku jest to Vattenfall Sales Poland (Vattenfall Distribution Poland), w Wielkopolsce – ENEA (ENEA Operator) itd. Liczba sprzedawców, którzy mogą oferować energię na terenie działania poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych (mają podpisane z nimi tzw. generalne umowy dystrybucyjne) jest znacznie większa. Np. odbiorcy przyłączeni do sieci ENEI Operator mogą liczyć na oferty 29 sprzedawców prądu, a klienci PGE 65 Dystrybucja Lublin mają do wyboru 18 firm zajmujących się obrotem energią elektryczną [4]. BARIERY ROZWOJU RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Jedną z podstawowych barier utrudniających wszystkim odbiorcom zmianę sprzedawcy jest kwestia rozwiązywania obecnych umów. Często znajdują się w nich zapisy określające termin wypowiedzenia jako sześciomiesięczny ze skutkiem na koniec roku kalendarzowego. W praktyce oznacza to, że na zmianę sprzedawcy można czekać nawet 18 miesięcy. Dzieje się tak mimo istniejącego w Prawie energetycznym zapisu mówiącego o rozwiązywaniu z mocy prawa dotychczasowych umów w terminie miesięcznym. Przedsiębiorstwa energetyczne tego nie respektują. Odbiorcom energii pozostaje skarga do regulatora i postępowanie sądowe – brakuje możliwości automatycznego rozwiązania umowy. Co prawda procedury zmiany sprzedawcy mówią o 30 dniach na cały proces, ale w praktyce te 30 dni odnosi się wyłącznie do instytucji, które mają już rozdzielone umowy na zakup energii elektrycznej i świadczenie usług dystrybucyjnych. Procedura zmiany sprzedawcy odnosi się bowiem do operatora systemu dystrybucyjnego. Zapisy znajdujące się w umowach kompleksowych wiążą sprzedawców z odbiorcami. Potwierdza to Rzecznik Odbiorców Paliw i Energii: "Terminy i procedury zmiany sprzedawcy są określone w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Ten dokument jest obowiązujący dla dystrybutora, a nie umowa kompleksowa jaką zawarł odbiorca z innym przedsiębiorstwem" [5]. Z drugiej strony jeśli w umowie kompleksowej (ze sprzedawcą energii) zawarty jest zapis mówiący o sześciomiesięcznym terminie rozwiązania umowy, które jest skuteczne na koniec roku kalendarzowego (tj. wypowiedzenie złożone np. w lipcu 2009 r. powoduje rozwiązanie umowy z dniem 31 grudnia 2010 r.) rzeczywiście powodują ograniczenie terminu rozwiązania tej umowy [5]. Kolejną barierą jest nierozwiązany problem tzw. umów kompleksowych. Według Prawa energetycznego usługa kompleksowa w odniesieniu do energii elektrycznej jest usługą świadczoną na podstawie umowy zawierającej postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej [6]. W przypadku przetargów publicznych na zakup energii elektrycznej określenie w przedmiocie zamówienia właśnie usługi kompleksowej w praktyce eliminuje konkurentów lokalnego sprzedawcy energii. Efektem przetargu jest podpisanie umowy z dotychczasowym sprzedawcą, albo kontynuowanie współpracy na dotychczasowych zasadach – bardzo często w takich przypadkach lokalni sprzedawcy nie przystępują do przetargów. Ciągle istotną kwestią jest dostosowanie układów pomiarowych do wymagań operatorów systemów dystrybucyjnych w przypadku zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. Po pierwsze jest to kosztowne, a po drugie długotrwałe. Mówiąc o barierach, warto wspomnieć również o braku doświadczenia w uczestnictwie w rynku energii, niewielkiej licznie pozytywnych przykładów firm i instytucji, które dzięki konkurencji skorzystały. Wyboru sprzedawcy w ramach przetargu nie należy jednak utożsamiać z jego zmianą. W przetargu mogą wziąć udział nie tylko potencjalni nowi sprzedawcy, ale również dotychczasowy. Praktyka przetargowa to potwierdza. Nie dzieje się tak jednak dlatego, że oferty lokalnych sprzedawców atrakcyjniejsze, ale dlatego, że nie 66 ma innych. To z kolei jest efekt formułowania przetargów w sposób, który uniemożliwia uczestnictwo w nich innym firmom. Sytuację na polskim rynku energii elektrycznej komplikuje również utrzymywanie zatwierdzania taryf handlowych w odniesieniu do odbiorców z grup taryfowych G (przede wszystkim odbiorców w gospodarstwach domowych). Do grup G zaliczane są m.in. internaty i więzienia. Ponieważ ceny w taryfach zatwierdzanych są utrzymywane na sztucznie zaniżonym poziomie, to zorganizowanie przetargu na warunkach konkurencyjnych doprowadziłoby do podniesienia cen (sprzedawca lokalny mógłby wykorzystać okazję, aby przestać dopłacać do takiego odbiorcy, a sprzedawcy niezależni nie złożyliby ofert dla siebie niekorzystnych). PRZETARGI PUBLICZNE NA ZAKUP ENERGII ELEKTRYCZNEJ W PRAKTYCE Warto prześledzić, jak przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej wyglądają w praktyce. Informacje na ten temat można znaleźć w Biuletynie Urzędu Zamówień Publicznych [7]. I tak np. w Gdyni przeprowadzono dwa postępowania na udzielenie zamówień związanych z energią elektryczną. Pierwsze z nich dotyczyło dostawy energii elektrycznej i świadczenia usługi dystrybucyjnej do urządzeń posiadanych przez Gminę Gdynia i zostało przeprowadzone w trybie zamówienia z wolnej ręki w oparciu o art. 67 ust. 1 pkt 1 a ustawy Prawo zamówień publicznych. Umowa została zawarta na czas nieokreślony od 2 stycznia 2008 r. (postępowanie przeprowadzono w grudniu 2007 r.). Drugie postępowanie o udzielenie zamówienia na wykonanie usługi oświetlenia ulic obejmującego konserwację i utrzymanie urządzeń oświetleniowych oraz dostawę energii elektrycznej i świadczenie usługi dystrybucji energii zostało przeprowadzone w trybie zamówienia z wolnej ręki w oparciu o art. 67 ust. 1 pkt 1 a ustawy Prawo zamówień publicznych. Umowa została zawarta na czas określony od 1 lipca 2008 r. do 31 grudnia 2011 r. (postępowanie przeprowadzono w czerwcu 2008 r.). Obie umowy zostały zawarte z tym samym wykonawcą, tj. ENERGĄ – Zakładem Oświetlenia Sp. z o. o. W połowie sierpnia 2008 r. miał być rozstrzygnięty przetarg na “Dostawę energii elektrycznej i świadczenie usług dystrybucji energii na potrzeby oświetlenia ulic, sygnalizacji świetlnej i obiektów małej architektury w Rzeszowie”. Został jednak unieważniony ponieważ Rzeszowski Zakład Energetyczny, który jako jedyny stanął do przetargu, złożył dokumentację niezgodną ze specyfikacją. Nadal więc trwa dotychczasowa umowa zawarta na czas nieokreślony z Rzeszowskim Zakładem Energetycznym. Urząd Miasta Szczecin posiada umowę na dostawę energii elektrycznej zawartą na czas nieokreślony i nie organizował żadnego przetargu. W przypadku jednostek organizacyjnych np. szkół udzielane są zamówienia publiczne na podstawie art. 4 pkt 8 PZP (do 14 tys. euro). Urząd Miasta w Bydgoszczy nie organizował przetargów na zakup energii elektrycznej. Jest na etapie przygotowywania tego typu procedury. Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej ogłaszają nie tylko samorządy, ale również administracja rządowa, zakłady opieki zdrowotnej, ZUS, jednostki badawczo-rozwojowe, areszty, szkoły, uczelnie czy sądy. Spośród 107 postępowań ogłoszonych w III kwartale 2008 r. 33 prowadziły miasta i gminy, a 5 szkoły, uczelnia i spółka gminna. 19 przetargów dotyczyło oświetlenia ulic miast bądź gmin. Pozostałe miały na celu zakup energii na potrzeby zasilania budynków i innych obiektów. 67 Choć wiadomo, że chodzi o energię elektryczną to w różny sposób określany bywa przedmiot zamówienia w takich przetargach. W lipcu br. w Biuletynie Zamówień Publicznych zamieszczono 42 ogłoszenia o zamówieniach dotyczących energii elektrycznej. Tylko w pięciu przypadkach zamawiający podali jawnie, że szukają wykonawców zainteresowanych wyłącznie sprzedażą energii elektrycznej. W trzech innych przedmiot zamówienia określono jako dostawę energii (również rozumianą jako tylko sprzedaż, tj. bez usług dystrybucyjnych). Trzy przetargi były podzielone na dwie części: jedna dotyczyła sprzedaży energii, a druga jej dostarczania (dystrybucji) do zamawiającego – wykonawcy mogli składać oferty częściowe. W pozostałych 31 przypadków przedmiot zamówienia określono jako kompleksową dostawę energii elektrycznej, tj. sprzedaż i dostawę energii. Czas trwania umów określany przez podmioty zamawiające w specyfikacjach istotnych warunków zamówień wynosi średnio 23,4 miesiąca. Do wyliczenia tej wielkości nie były jednak brane pod uwagę przypadki postępowań, w których umowy miały być zawierane na czas nieokreślony. W III kwartale 2008 r. w przypadku zamówień dotyczących energii elektrycznej czas trwania umowy najczęściej określano na 12 miesięcy. Zdarzały się też krótsze okresy. Najbardziej krótkoterminowa umowa miała obowiązywać zaledwie przez półtora miesiąca. Najdłuższy oznaczony czas umowy to 109,5 miesiąca, co oznacza, że miałaby ona wygasnąć dopiero 14 lutego 2017 r. W trzecim kwartale 2008 r. na największą ilość energii opiewał przetarg publiczny ogłoszony przez miasto Rzeszów, a ściślej przez Miejski Zarząd Dróg i Zieleni w Rzeszowie. Umowa miała dotyczyć zakupu oraz dostaw ok. 10,6 GWh energii elektrycznej w ciągu jednego roku. Wartość tej umowy w odniesieniu tylko do sprzedaży energii to ok. 2,7 mln zł (netto). Przetarg na zakup najmniejszej ilości energii elektrycznej został przygotowany i ogłoszony przez Gminę Korfantów. 1,08 MWh energii elektrycznej miało być kupione w ciągu jednego roku. Wartość takiej transakcji nie powinna przekroczyć 500 zł (netto). Warto również zwrócić uwagę na kilka konkretnych rozstrzygnięć. We wrześniu 2008 r. Urząd Miasta Częstochowa ogłosił przetarg nieograniczony na „zakup energii elektrycznej na potrzeby budynków i lokali biurowych, fontann oraz syren alarmowych”. Dotyczył łącznie ok. 1120 MWh energii elektrycznej i 33 punktów poboru [Tabela 2]. Oferty złożyły dwie firmy: PKP Energetyka oraz Electrabel Połaniec Grupa Electrabel Polska (nie zgłosił się dotychczasowy, tj. ENION Energia, powiązany z lokalnym operatorem systemu dystrybucyjnego). Jedynym kryterium oceny ofert była cena energii. Rywalizację o zamówienie wygrała firma PKP Energetyka. Średnia cena energii elektrycznej w czasie obowiązywania umowy, która będzie obowiązywać do końca 2009 r., wyniesie 278 zł/MWh (netto). Roczne oszczędności z tego tytuły wyniosą ok. 80 tys. zł [8]. W październiku 2009 r. Urząd Miejski w Choroszczy ogłosił przetarg publiczny na dostawę w 2009 r. energii elektrycznej ma potrzeby oświetlenia ulicznego i budynków należących do urzędu. Zamówienie dotyczyło 130 MWh energii elektrycznej kupowanej w 115 punktach poboru. Do przetargu zgłosiły się cztery firmy zajmujące się sprzedażą energii: Lumius Polska, PGE Zakład Energetyczny Białystok (dotychczasowy sprzedawca), PKP Energetyka oraz Vattenfall Sales Poland. Najatrakcyjniejszą ofertę przedstawił Lumius Polska – 264 zł/MWh (netto). Najdrożej energię wyceniła PKP Energetyka – 380 zł/MWh (44 proc. więcej niż zwycięzca przetargu). Ceny zaproponowane przez PGE Zakład Energetyczny Białystok były o 10 proc. wyższe niż o ofercie firmy Lumius Polska. Urząd Miejski 68 w Choroszczy odrzucił z udziału w postępowaniu ofertę Vattenfall Sales Poland, bo zawierała błędy w obliczaniu ceny. W kwietniu 2009 r. w przetargu na zakup energii na potrzeby oświetlenia ulicznego na terenie Gminy Olsztyn rywalizowali PKP Energetyka, ENION-Energia oraz ENERGA-Obrót. Oferta ENION-u została odrzucona. W dwóch pozostałych średnie ceny energii elektrycznej mieściły się w przedziale 275-281 PLN/MWh netto. Przetarg wygrała firma ENERGA-Obrót. WNIOSKI Przetarg publiczny pozwala na wyłonienie najtańszego sprzedawcy energii na okres określony w umowie. Jednak, aby było to możliwe, wymagania zawarte w specyfikacji istotnych warunków zamówienia muszą uwzględniać specyfikę funkcjonowania branży elektroenergetycznej oraz realia rynkowe. Ze względu na obecne zasady współpracy sprzedawców i dostawców (operatorów systemów dystrybucyjnych) energii elektrycznej wiele konkurencyjnych ofert może pojawić się tylko wtedy, gdy postępowanie przetargowe dotyczy wyłącznie sprzedaży energii elektrycznej. W takiej sytuacji wybór operatora systemu dystrybucyjnego następuje w trybie „z wolnej ręki” – takie rozwiązanie rekomendują Prezes Urzędu Regulacji Energetyki i Prezes Urzędu Zamówień Publicznych. Duży odsetek nierozstrzygniętych przetargów na zakup energii elektrycznej świadczy o tym, że warunki określone w dokumentacji przetargowej uniemożliwiają przedstawienie oferty przez sprzedawcę energii innego niż dotychczasowy. Właśnie dlatego lokalni sprzedawcy w znacznej mierze ignorują przetargi na zakup energii, bo bez względu na ich rezultat nadal będą sprzedawać energię zamawiającemu. Jedną z najistotniejszych zalet kupowania energii elektrycznej w ramach przetargów publicznych jest możliwość zagwarantowania stałych cen w czasie obowiązywania umowy. Dzięki temu zamawiający może uniknąć ryzyka podwyżek cen. Tabela 1. Przetargi publiczne na zakup energii elektrycznej w 2008 r. Miesiąc Liczba ogłoszonych Liczba rozstrzygniętych* przetargów przetargów Styczeń 18 5 Luty 21 3 Marzec 18 2 Kwiecień 21 4 Maj 26 6 Czerwiec 29 3 Lipiec 42 5 Sierpień 24 7 Wrzesień 41 7 Październik 46 9 Listopad 85 8 Grudzień 119 27 Razem 490 86 * - w których wyłoniono wykonawcę. Źródło: ENERGOinfo.PL na podstawie BZP 69 Tabela 2. Gmina Miasto Częstochowa – studium przypadku Organizator Gmina Miasto Częstochowa Przedmiot zakup energii elektrycznej na potrzeby budynków i lokali biurowych, fontann oraz syren alarmowych CPV 09.30.00.00-2 Data ogłoszenia 23 września 2008 r. Termin składania ofert 14 października 2008 r. Termin związania umową 30 dni Czas trwania umowy 12 miesięcy (do 31 grudnia 2009 r.) Ilość energii rocznie 1120 MWh Moc umowna Operator systemu dystrybucyjnego Wadium Kryterium Liczba ofert Wybrany wykonawca 894 kW ENION Cena (brutto) Uwagi nie najniższa cena 2 PKP Energetyka 379 859,20 zł jawnie określono, że przetarg dotyczy wyłącznie zakupu energii. Nie było mowy o usługach dystrybucyjnych. Źródło: ENERGOinfo.PL na podstawie BZP i BIP Gminy Miasta Częstochowa LITERATURA [1] Ustawa z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo zamówień publicznych, z późniejszymi zmianami [2] Już od dwóch lat nie jesteśmy skazani na jednego sprzedawcę prądu. www.ure.gov.pl, 1 lipca 2009 r. [3] Komunikat Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz Prezesa Urzędu Zamówień Publicznych w sprawie stosowania przepisów ustawy z dnia 29 stycznia 2004 r. – Prawo zamówień publicznych (Dz. U. z 2007 r. Nr 223 poz. 1655) w zakresie dostaw energii elektrycznej, Warszawa, 24 kwietnia 2008 r. [4] Od kogo można kupić prąd. Energia365.pl, 16 czerwca 2009 r. [5] Stanowisko Rzecznika Odbiorców Paliw i Energii. RO-0291-394(2)/2009/ 404/JB, Warszawa, 10 lipca 2009 r. [6] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, z późniejszymi zmianami, art. 3 pkt. 30. [7] www.uzp.gov.pl [8] Miasto Częstochowa Laureatem Nagrody „Nowe Impulsy 2009". www.czestochowa.pl, 3 czerwca 2009 r. 70 Rozdział 8 SECURITY ANALYSIS OF ENERGY SYSTEMS CONTROL CENTERS Henryka JORMAKKA, Pekka KOPONEN, Heimo PENTIKÄINEN, Hanna BARTOSZEWICZ-BURCZY INTRODUCTION The interconnected electrical transmission and distribution networks are geographically very distributed. Competitive energy markets, increase in distributed generation and use of renewable energy sources, and growing dependence on imported energy, increase the complexity of the operational level of the infrastructures controlling all the necessary processes. The infrastructures are operated from interconnected control centers via distributed Industrial Control Systems (ICSs) with the help of other information technology (IT) systems. The control systems have been for many years designed to be isolated from administrative corporate networks due to heterogeneous proprietary networks and security concerns. Now the situation has changed. Due to the increasing complexity and integration as well as the necessity to improve effectiveness of business in a highly competitive environment where fast communication and data exchange are crucial factors, the use of communication networks, open technologies and protocols in control systems for critical infrastructures is increasing. The integration of the control network into the company business units and the connection with business partners supports new IT capabilities, but at the same time it opens the network to external threats typical for any information technology system. While security solutions have been designed for security issues of traditional IT systems, they have to be carefully adapted to the demands of an ICS environment. In spite of many common features and similarities, ICS differs from typical Internetbased information processing systems, including different threats, vulnerabilities and priorities. In IT systems data confidentiality and integrity is the main requirement. But error, failure or interruption in the operation of an critical Industrial Control System can compromise human safety, damage or destroy expensive components, harm the environment, cause dependent customer processes to shut down, thus causing huge physical and financial losses. So system availability and integrity are the core priorities. ICS has also different performance and reliability requirements than IT systems. Especially in emergency situations fast responses in the interaction between the process, its automation and human operators are critical. Furthermore, the goals of efficiency and availability have a tendency to conflict with security in the 71 design and operation of ICSs. For that reason, taking also into account that many old proprietary control systems (still operating) do not support security, it is important to re-evaluate ICS security architecture in order to mitigate the possibilities of electronic attacks. Adding to the complexity of the situation, IT security and control system expertise is usually not found within the same personnel. Therefore ICS and IT security experts need to cooperate closely, the more that the SCADA systems are high-profile targets for well trained attackers aiming at maximum damage with minimum personal risk. DISTRIBUTED INDUSTRIAL CONTROL SYSTEM - OVERVIEW It is today possible to securely operate an insecure system encapsulated in a security architecture that uses layers of additional electronic and procedural measures to ensure that the probability of compromise of the system remains small. Electronic access can be protected by levels of firewalls and intrusion detection systems with data transfer architectures that exports externally relevant data to the outside while blocking any incoming request. Communication protocols can be secured using virtual private networks and associated authentication/authorization mechanisms at the network endpoints. Non-existing access controls at the console of the control system can be addressed e.g. by introduction of, potentially technically supported, operational policies and procedures that ensure that only authorized persons have physical access to the control system. However, the level of difficulty in improving security of an ICS varies, depending on the vulnerability. In case of some attacks, mitigation means mostly administrative decisions like defining correct access control rules, or defining correct security policy. In other cases, like integrity checking mechanisms, correct firewalls policy, network monitoring, segmentation and increased redundancy, it means some investments in new software or hardware, or constant staff education programs. Most challenging are the situations when one has to trade between system availability/integrity, which are essential in case of ICSs, and security (examples of such cases are provision of scalable access control methods, or implementation and testing of updates) and therefore such situations require most effort and should be carefully studied. To support the design and maintenance of ICS, a number of different initiatives dedicated to guidance on industrial automation systems security have been going on world-wide. An example is IEC (www.iec.org) that in different working groups addressed security issues for field buses or security profiles for secure communication in industrial networks and edited sets of relevant standards including IEC/TS 62351. Other examples are the National Institute of Standards and Technology (NIST) with its Guide to Industrial Control Systems (ICS) Security and similar documents, or Instrumentation, Systems, and Automation Society (ISA) creating guidance documents and standards [1] on introducing IT security to existing industrial control and automation systems. The control system architectures proposed by the different for a provide compulsory segmentation between control systems, company internal networks, and external connections. They promote layered, defense-in-depth solutions against cyber attacks and bring new opportunities for more secure modern, but also legacy systems adding an additional protection layer. An example of a modern, distributed industrial system controlling electricity networks is presented in Figure 1., showing different sectors and communication links to different partners of an ICS. It illustrates separation between the control 72 (SCADA LAN) and the administrative networks by the demilitarized zone (DMZ) a separate network segment with firewalls to prevent traffic from passing directly between the two networks. The SCADA LAN houses among others the SCADA server and master terminal units (MTU) that collect information from remote terminal units (RTUs) and programmable logic controllers (PLCs) located in substations or other field sites. For the communication between the RTUs, PLCs and MTU, SCADA wide area networks (SCADA WANs) are used. Using these connections the control center is polling field devices for data or watches for interrupts coming from the field site alarm systems. Such centralized system enables operators to control and monitor large areas enabling remote maintenance or troubleshooting operations and management of distant sites. This is very crucial from the economic and service continuity point of view. For communication with other control centers or business partners private or public WANs are used. The industrial control systems are moving into the direction of commercial offthe-shelf software and hardware products. These products are based on standard protocols such as e.g. Internet Protocol for communication between control systems and field devices, or commonly used operating systems like Microsoft Windows. The usage of COTS products reduces the costs of the systems, but at the same time increases the probability of electronic attacks through standardized interfaces and unnecessary functionality and code. Tools for conducting such attacks are commonly available on the Internet. While breaking into a remote IT system once required a lot of knowledge and skills, nowadays it is enough to download attack tools from the Internet and used them against interconnected servers. With time the tools are becoming more commonplace and easier to use, which means that less expertise and effort is required from an attacker. Except for tools made intentionally for launching illegal attacks, there are many “legal” devices and information that can be used for conducting attacks. This includes product manufactures’ technical specifications, and network maintenance tools that are commonly used for data collection to analyze traffic, for network troubleshooting, or for configuration management. Although much of the complexity in maintaining complicated systems can be avoided by division into separate units, it has to be remembered that compromising a computing resource that has access to a control system is the same as compromising the whole control system itself. Therefore to reduce the risk of malicious attacks, looking at the whole system as one unit, it is important to minimize the vulnerabilities of inadequate security layering and zones, improperly configured firewalls that divide the zones, lack of proper security monitoring, or inadequate security policies. In the following subsections, different, geographically distributed subsystems of the control system, as presented in Figure 1., will be investigated from the security point of view. 73 Fig. 1. Overview of Distributed Industrial Control System SCADA LAN In the past when the SCADA systems were working in standalone pattern, they were based on proprietary protocols, techniques and underlying control systems. Although now the situation is different, often in terms of information security the applied SCADA technology has not evolved enough to match this development. IEC 61850 protocols are used increasingly in conjunction with IEC/TS 62351, but insecure protocols are still commonly applied. Those application protocols used by the servers and workstations are mostly run on Ethernet and the TCP/IP protocol stack, or directly on TCP. To some extent they share the advantages, but also the negative features of a typical LAN. The difference is that the servers and workstations of a SCADA LAN are not used for general purpose computing, so they are not affected by applications such as e-mails, or Internet web browsers. Additionally, the hardware and software topology and configuration of a SCADA LAN is relatively static, so the usage patterns are basically known at the configuration time. However, there are hard restrictions imposed on the LAN. The communication is time critical and the system should be fully operating 24 hours per day. This may not be a problem, if redundancies are incorporated, but the hardware and software updates, antiviral checking and other changes have to be carefully planned. Except for the supervisory and control application software, some specialized protocols must run to provide reliable operation and management of the SCADA LAN. Those protocols, e.g. the Address Resolution Protocol, are the most frequent targets and sources of attacks. Some of the servers (e.g. the Historian) essential for control purposes have to be used by both – the control system and the administrative units. Placing them in the administrative network means that some insecure protocols (e.g. MODBUS, DCOM) will be used for communication with the SCADA LAN. On the other hand, placing those servers in the SCADA LAN means that such protocols like SQL, or HTTP have to be permitted to access the SCADA LAN servers. Additional sources of 74 vulnerabilities are the connections to the administrative and substation networks which in case of improperly configured firewalls or incorrectly protected access to field devices may open the network for attacks. As consequences of vulnerabilities of SCADA LAN can be mentioned such as infection of control network servers by malware disabling a safety monitoring system resulting in a lack of reaction to abnormal plant operation, making the system unavailable to system operators, as well as improperly schedule updates that may lock up the SCADA system and interfere with the service delivery to the customers. To mitigate the results of attempted attacks the following precaution methods should be applied. Attack mitigation methods Passwords that are well known sources of automated attacks and phishing, should be not disclosed to third persons and not send via networks in clear text. Securing devices with hard passwords slows down the attacker. The passwords should contain at least six case sensitive alphanumeric characters, and not forming any pronounceable name (to avoid dictionary attack). The number of failed access attempts to enter a password should be limited. [2] presents interesting data concerning comparison of time used for cracking password using brute-force and dictionary attacks in case of 4, 6 and 8 characters. The measurements were made for a typical substation Controller, but the ratio of the time required in the above cases remains the same in case of any networked device. Security policies should be developed and used. This refers to technical issues, but also to personal policies such as strict access control rules, or personnel training to increase safety and security awareness. The policies should be reviewed periodically to include countermeasures for new arriving threats, taking into account the system functionality and requirements. Because of the peculiarity of the SCADA system, it is possible that some of the vulnerabilities cannot be completely removed, as the resulting system would turn out to be inefficient, or even inoperable. In such cases the administrator must be provided with the possibility for controlling access in such a way that the vulnerability cannot be exploited. For that e.g. filters, specific system configuration, or monitoring can be used. New threats or system failures usually require software patching, updating, or upgrading. Those activities should be carefully planned not to interrupt the system operations. The optimal solution would be a parallel mirror system that could be switched on for the time of updates, otherwise used for redundancy as replacement of crashed hardware or software modules. Placing in SCADA LAN servers that are shared with the administrative network should be avoided. Also, whenever appropriate, servers that are normally located in the business network and need to be used in the control network, need to be replicated on the control system network in order to minimize the amount of “look up” traffic that must pass from the control system through the electronic security perimeter to the business network. In general, servers used in both of the networks should be located outside of both of them. A better solution is to use the DMZ and locate there all the servers shared by the two networks, instead of two-zone solution (no DMZ, firewalls only). Using “hard coded” addresses on servers within the control system network will further reduce the need for out-bound traffic. Access to all the unnecessary resources and services should be blocked. This is possible through use of perimeter devices (firewalls, proxies, filters) with access control lists. Only the necessary services should be enabled and only on per device rule. Network connections that bypass perimeter protection mechanisms should be 75 eliminated. All direct remote access to the control LAN should be blocked. The network servers and workstations should be regularly or continuously monitored for malicious activities. This may be based on monitoring of log files of the LAN devices, including firewalls protecting the LAN, in order to detect successful or attempted unauthorized access. Use of intrusion detection systems inside automation systems is not a daily practice. Some argue that typical IDS does not target automation specific protocols and for that reason will not detect attacks on that levels, instead confusing the operator in case of plant malfunction by sending additional alarms caused by the alarm messages of the control system. However, most attacks use typical IT, not SCADA specific protocols. Additionally, there exist some IDS that include rules for some automation protocols and the additional alarms will not appear if signature based IDS are used. The signatures have to be updated any time new signatures are developed following new discovered attacks. As IDS provides passive (monitoring) form of security protection, it is important to analyze the IDS log files frequently, to prevent an attacker from gaining access to the system before the log file is reviewed. Using multiple IDSs of different vendors enhances the system’s security. All the IDS software should be tested before deployment to determine that it does not compromise, or make unavailable normal operation of the ICS. Use of any unauthorized CDs, DVDs, and USB memory sticks on any node connected to SCADA LAN should not be permitted to prevent the insertion of malware. In all other cases, they should be scanned against malware. If drives/ports for the memory devices are not used for operational purposes, they may be disabled. Components critical for the ICS operation should be identified. The system should be built with a small number of redundant diverse critical components using a fault-tolerant architecture, so that failures of individual components do not lead to failure of the system functionality. Single points of failure should be identified and risk assessment done. SUBSTATIONS AND FIELD DEVICES SCADA field site, where the field devices are locked in unmanned remote cabinets, is one of the places from where an attack on a control system may be started. Often the devices physical security level is low due to the cost of large number of sites and the belief that a single device cannot cause a substantial damage. However, well-known vector attack (see [3]) using the remote device’s network showed that this belief is not based on facts. The devices such as sensors, actuators, or valves as well as RTUs or PLCs located in substations and their communication links are part of the internal trusted domain, and some of them provide administrators with capabilities for remote maintenance access via laptops or other handheld devices using dial in or dedicated means like private radio, or public mobile cellular networks. For data collection and for communication they are using application-specific and often proprietary protocols which often do not include any security features. Even in the newest substations the IEC 61850-9-1/2 standard providing interoperability between equipment from different manufactures does not include security but refers to the IEC 62351-6 standard. For connection to the RTUs or PLCs the field devices/sensors use wired or wireless connections. The wires are vulnerable to physical destruction, reconnection of wires for message tampering and man-in-the-middle attacks, and eavesdropping. The physical destruction is usually detected fast by the existing fault-handling features of the systems, while intentional 76 reconnection of the wires is of limited scope and therefore of limited interest to the attackers. In case of wireless communication the wired connections are replaced by radio frequency transmission. Due to lower installation costs and decreasing prices of communication, wireless connections continue to expand. In case of large number of devices field buses are used to connect them to controllers for the time-critical connections. Field bus protocols are optimized to provide fast access and many forms of redundancy are introduced to provide fault tolerance against random errors and equipment failures, but they do not offer security features against intentional attacks. As the devices are part of a trusted domain, access into them can provide an attacker with an unauthorized access to the whole control system. Using control over a compromised device, the attacker may execute various procedures such as modifying data to be sent to the control station, changing the behavior of the field devices causing fault alarms, or on the contrary, not passing the data that should alarm the master station. Finally, he may scan the internal control network, what may be relatively easy as most likely the connections are not monitored for malicious traffic. Attacks on substation may cause data interception and manipulation, DoS, or malware being installed through infected laptop of the substation LANs maintenance personnel. They can result in unnecessary disconnection of a power line without real reason, failure to break circuit as should happen due to the protection system, or in unauthorized changes to instructions for PLCs or RTUs. The latter may reduce transmission and distribution capacity and operational margins, increase losses, shutdowns or equipment damage due to under or over-voltages, etc. To minimize the effects of an attack, precaution methods should be applied. Attack mitigation methods Whenever possible, the substation devices should be protected by hard passwords, especially if wireless, or remote connections to the substation devices are allowed for maintenance and administration purposes. In that case strong authentication methods and access control should be used. In case of wireless connection the authentication should be mutual. Also the access point (AP) should be authenticated by the legitimate user in order to avoid false AP deployed by an attacker that can later reused the information (password and ID) illegally obtained from the user. As a support to provide security for the communication standards developed for control systems, the IEC/TS 62351 set of standards has been designed and should be used in future. It contains seven documents, out of which six (IEC 62351-1 to IEC 62351-6) are standards, the seventh, IEC 62351-7 has been issued as a Committee Draft and will eventually become a Technical Specification. These standards address different security objectives including authentication of entities through digital signatures, ensuring only authorized access, preventing eavesdropping, playback and spoofing, as well as providing some degree of intrusion detection. In some cases all of these objectives are important; in others, only some are feasible given the computation constraints of certain field devices, the media speed constraints, and the need to allow both secure and non-secured devices on the same network. Portable equipment like laptops, USB memory, CDs used for direct access to the field devices should be scanned for malware before connecting to the device. As in the case of the control equipment of SCADA LANs, the substation devices should be prepared for installation of patches that fix known errors as well as to replacement of crashed hardware modules. And, as in case of SCADA LAN, they 77 should be scanned for malware detection. Components critical for the operation should be identified and the system should be built with a small number of redundant diverse critical components. Single points of failure should be identified and risk assessment done. DMZ AND CONNECTION TO THE ADMINISTRATIVE NETWORK The SCADA LAN has to be well protected not only from malicious external and internal attacks, but also from unintentional damages caused by access from the administrative domain. In minimizing security risks the best solution is a DMZ, preventing direct traffic between the ICS and administrative networks, with separate authentication mechanisms. The DMZ contains firewalls guarding all access to and from the networks, and should include all the servers that contain the ICS data that needs to be accessed from the administrative network such as e.g. the Historian, but also a patch management server, an IDS, or other servers required for security of the control network. The databases in the servers may be connected to web-enabled databases located on the administrative network. Although the attacks on them are used mainly for stealing the data, they can be also used for gaining access to other devices through the server hosting the database. Alternative to DMZ, although not as effective solution is a set of firewalls between the SCADA LAN and the external networks. The DMZ is also used for controlling remote client access, if such access to SCADA information is required. While direct connection between the SCADA server and remote client could be secured from data or identity interception by usage of virtual private networks (VPN), the risk of a compromised client device still remains. The control system administrator has no means for monitoring or enforcing security on the remote client, especially if it is under different organization’s control. For such cases DMZ may offer protection in the form of terminal server, the external client connects to the terminal server located in the DMZ, which in turn uses another connection to the device of the control center to which the client aims to connect. The terminal server is under full control of the control network administrator. As it is not used for automated control system applications, it does not have strict real-time constrains and can be regularly patched, updated, or scanned for malicious software. To main consequences of attacks on DMZ belong corruption of data critical for operational decision what can result in power plant operation failure by the control system not able to perform control and monitoring functions, corruption of data critical for business, or unavailability of operational or business services due to DoS attack caused by malware. Attack mitigation methods It is important to protect DMZs against vulnerabilities such as firewalls improperly configured, or insufficient IDS and firewalls logs. The DMZs should be customized according to the system functional and security requirements. Good practice is to use multiple firewalls from different vendors. With a few exceptions, external access to the devices inside the control system should be allowed only via a DMZ and limited to necessary for the system functionality. As a rule the direct traffic incoming to SCADA LAN should be blocked and all traffic from either side – the control and administrative networks, could terminate at the servers located in the DMZ. For example, IEC 61850 protocol, might be used to communicate from the PLCs to the data historian, while HTTPS might be used for communication between the historian and administrative clients, neither 78 crossing the two networks. In similar way any two other protocols could be used in the control-to-administrative network communication. This reduces e.g. the chance of injecting the control network with worms, since the worm would have to use two different exploits over two different protocols. All unnecessary services/interfaces/ports should be blocked. The direct traffic incoming to SCADA LAN should be monitored. Also the outgoing traffic passing a firewall should be limited to necessity only and monitored. All incoming and outgoing traffic should be source and destination-restricted on service and port basis to prevent the control network from being a source of spoofed communication. For each permitted direct incoming or outgoing data flow there should be a documented justification with risk analysis and a person responsible for the traffic monitoring. If third party remote connections are permitted, the terminal server can be used to offer connection to the client and to mirror the server of the control center. As the DMZ is the gateway to the control network, it should be guarded by always up to date antiviral software. If the IDS is signature based, the signatures have to be updated any time when new signatures are developed following new discovered attacks. All the IDS software should be tested before deployment to determine that it does not compromise, or make unavailable normal operation of the ICS. The antiviral system behavior should be also tested against critical situations, to assure that it does not send additional alarms caused by the alarm messages of the automation system. In case if instead of DMZ there is only a firewall, or set of them, particular care needs to be taken with the firewall rule design. The rules should restrict traffic incoming to the SCADA LAN to a very small set of shared devices (e.g., the Historian) on the control network from a controlled set of addresses on the corporate network. Allowing any IP addresses of the administrative network to access servers inside the control network is not recommended. In addition, the allowed ports should be carefully restricted to relatively secure protocols such as Hypertext Transfer Protocol Secure (HTTPS). Allowing HTTP, FTP, or other unsecure protocols to cross the firewall, is a security risk due to the possibilities of traffic sniffing and modification. The firewalls should enforce user authentication and authorization allowing access to necessary nodes only and block the SCADA devices from access to the Internet. COMMUNICATION NETWORKS AND REMOTE CONNECTIONS Maintenance and supervision of transport and distribution energy networks involves exchange of information between their different parts. The communication between SCADA and other IT systems, as well as communication with business partners, is done via wide area networks (WANs). In particular the networks are used (see Figure 1.) for communication between control center and substations (SCADA WAN), between different control centers of the same transmission or distribution operators, between different control centers of the different transmission or distribution operators and for communication with other business partners or remote offices. The infrastructure and the protocols of different networks vary, depending on the network coverage, age, usage pattern, or the energy transporting/distributing company size, ranging from private networks to the Internet. Depending on the type of the network, also the security threats may vary, however, most of them are common to all of the networks. As SCADA devices may not support strong authentication methods, therefore 79 direct remote support personnel connections to the SCADA LAN make the devices vulnerable to malicious attacks. Also field sites are often equipped with a remote access capability to allow field operators to perform remote diagnostics and repairs usually over a separate dial up modem or WAN connection. The main vulnerabilities of the communication networks are lack of appropriate data encryption mechanisms, lack of redundancy for critical networks, network device configuration not stored or backed-up, security features provided by system vendors not implemented, updates not used. The consequences of attacks can be corruption of data critical for operational decision resulting in power plant operation failure, delaying or blocking information flow which may make the network unavailable to control system operators, corruption of data critical for business operations, or corruption of user passwords and IDs (due to lack of encryption methods). Attack mitigation methods As most of the security attacks are caused via the communication links, to mitigate the risks, strict rules enabling communication should be established and followed. First of all, the SCADA environment should not be linked directly to the Internet and should not use the Internet to transfer information, unless a separate risk analysis will be conducted regarding DoS attacks and loss of the Internet infrastructure. Remote connections and wireless access points should not be allowed directly to the SCADA LAN, but through the DMZ and only with proper encryption and strong authentication of the users. Any unessential links between SCADA LAN and other networks should be blocked. Although the main security measures may in many cases be authentication and access control, to mitigate such attack as man-in-the-middle, or data interception, insecure communication protocols can be secured by running them inside a secure tunnel provided by a virtual private network which provides confidentiality and integrity of the transmitted data. The latency introduced by cryptographic methods must not degrade the operational performance of the control system or impact personnel safety, therefore VPN devices avoiding latency problems, as offered by various vendors, should be used. As the main objectives of ICS are in order – system availability, data integrity and confidentiality, failure of a cryptographic mechanism must not create a denial of service. Therefore the use of cryptography should be determined and designed after careful consideration. Additionally, it has to be remembered that VPN secures only the transport level protocols, but not the application level. To provide the latest, there should be used additional security measures such as the IEC 62351. Network devices under the company control, particularly the networks separation points like firewalls and routers, should be monitored on a regular basis. Configuration of critical network elements that are under the company management should be backed-up. Based on potential consequences, also the appropriate restoration processes should be defined. A mixture of backup/restore approaches and storage methods should be used to ensure that backups are rigorously produced, securely stored, and appropriately accessible for restoration. Single points of failure should be identified and risk assessment should be evaluated. As a rule only preauthorized equipment scanned for malware should be remotely connected to the SCADA network via DMZ. Otherwise, to decrease the risk, the usage of two computers sharing applications in series as presented in the DMZ section should be considered. Remote access should be enabled only when required, approved, authenticated and monitored. To prevent identity interception 80 and data manipulation during communication, encryption should be used whenever possible or required. Third parties equipment should not be allowed to remotely access the devices of the SCADA LAN and WAN. If for operational reasons an exception has to be made, not only the equipment should be scanned for malware, but also the connection should be carried out under supervision and responsibility of an employer of the SCADA network owner. PHYSICAL THREATS TO ELECTRIC SYSTEM Except for cyber attacks, the electric systems are exposed to physical threats of different nature. The main elements of those threats are aging, exploited material used in various processes, random accidents, malfunctioning of an automatic protection system, natural events like storms, floods, fires, hurricanes or earthquakes, or intentional terrorist attacks. One more important factor and at the same time one of the biggest threats to the security of an industrial system is the threat posed by inside personnel which may result from unawareness, negligence, lack of competence, but also from a limited loyalty to an employer and sabotage. Additionally, the personnel itself may be under heavy stress or violent threat e.g. from different kind of criminals or even terrorist. To mitigate consequences of the above mentioned threats, various countermeasures can be applied. To minimize accidental damages, there should be organized training courses for the personnel which should be sufficiently qualified with regular control of its competence. The staff should also be familiar with innovation processes and tools. It is especially important in a dispatcher work, for operators and supervisors. Security policies and operating standards and procedures that clearly define rules and task for all employees and visitors should be strictly obeyed. Most of big power plants use several security perimeters such as the fence, control house building, alarm systems etc. Access to power plants is limited to employees, contractors, and visitors with entity-issued identification badges. Access into and out of critical assets is possible with controlled authorization procedures through measures such as keying systems, access card systems, CCTV etc. Nuclear power plants use more strict and complex security systems which require physical support and specific security measures. Small renewable power plants are equipped with security elements such as perimeter alarm system, security guard, monitoring etc., but some of them are unattended. Substation that can be located in urban, rural, and industrial/commercial areas, usually have several physical security perimeters such as a fence, a control house building, security guard, alarm systems, a CCTV, motion detectors etc. Access to these critical substations should be limited and monitored, including authorization procedures. In case of overhead lines or underground cables transmitting electric power there exist a variety of systems such as SCADA/EMS to protect them from disruption and to limit losses. The SCADA/EMS systems are also used for protection of control centers. Some of the control centers are collocated, but the tendency is to locate them in separate buildings of solid construction with and several access barriers such as an electronic entry system, entry card systems, locked doors with keyed entry, alarming, CCTV etc. and with controlled authorization procedures. A coordinated attack on selected control centers could result in long-term outages. To minimise this risk necessary are redundancies of physical equipment of control centers and 81 communication networks in different configurations, which provide greater reliability, availability and quality to the highest possible level. Redundancy is necessary not only in case of malicious attacks. Increased complexity of electric systems used for power transmission or distribution could lead to common failures, human errors during engineering, installation, modification, or maintenance and testing, therefore redundancy in such developed protection system gives additional possibility of reducing the consequences of failures. Also use of simulation models, threat scenarios, and system models to deal with the multiplicity of challenges helps to achieve expected level of preparation for potential physical attack or system failure. CONCLUSIONS IT system controlling energy networks is, as any other IT system, as strong as it weakest point. Therefore security mechanisms should be built into the whole system from the very start of the system and should be monitored throughout the life of it. In this case security means not only encryption, authentication and strict access control, monitoring and audit of the infrastructure, prevention of denial of service, but also relates to security policies that supplement and enforce the security mechanisms. While the security of energy control system is slowly improving, it has to be remembered that IT security alone is not enough. The whole power system should be designed fault tolerant and resilient. There is always probability of electronic attack to succeed, or even unintentional error can crash some part of the IT system. It is equally important to design the system in the way that restricts to local ones the potential consequences of an attack and have strict mitigation and recovery plans. Fortunately, even if security level of control system is still not sufficient enough, the performance and reliability of energy control systems is quite strong. Even if resilience and performance may be reduced, a well designed power system stays up even, if some control centers are destroyed. This paper is based on the work carried out in the EU project Octavio (Energy System Control Centers Security, an EU Approach). The authors want to thank the project members for feedback and fruitful discussions. REFERENCES [1] ISA SP99.: Integrating Electronic Security into the Manufacturing and control Systems Environment, Instrumentation, Systems, and Automation Society, ISATR99.00.02-2004, April 2004 [2] Oman P., Schweitzer E., and Frincke D.: Concerns about intrusions into remotely accessible substation controllers and SCADA systems, Schweitzer Eng. Labs, http://www.selinc.com/techpprs/6111.pdf, 2000 [3] Holstein D., Tengdin J., Wack J., Butler R., Draelos T., Blomgren P.: Cyber Security for Utility Operations, www.sandia.gov/scada/documents.htm, 2005 82 Rozdział 9 PHOTOVOLTAICS AT THE TIPPING POINT: THE BEGINNING OF THE NEW ENERGY REVOLUTION Lawrence L. KAZMERSKI A LOOK AT POLICIES AND PROGRESS Just over 50 years ago, this solar-electricity technology marked a significant modern tipping point [1] at Bell Telephone Laboratories when Daryl Chapin, Gerald Pearson, and Calvin Fuller suddenly turned a research curiosity into a viable electricity producer [2]. Their research innovation brought the performances of these crystalline silicon devices from “laboratory interest” (conversion efficiencies hovering at 1%) to efficiencies 5-8 times greater, earning their consideration as real electrical power sources. Although this threesome worked to develop a practical power supply for Bell’s remote telephone signal transmissions here on earth, they actually created the technology that first blossomed to power our early satellites (including the 1st PVpowered satellite, Vanguard, which celebrates its golden anniversary on March 17, 2008)—leading to a revolution in wireless communications that was not yet envisioned within their own forward-looking communications company. More important, Bell Labs showed that technology could be transferred from the laboratory bench to the consumer rapidly—something we have lost the ability to do effectively and badly need today for our energy challenge. For renewable energy technologies, a return to this model of accelerated development and deployment is mandatory, especially with the overlying energy concerns for expanding business (especially in the developing world), making our energy sources secure, and improving our environment to prevent a possible “tipping point” in a critical global warming scenario. PV as a technology and an industry surpassed annual production of 7 GW in 2008 and is expected to be more than a $40B business by the end of this year. For more than a decade, production growths have exceeded 30% annually—highlighted by a greater than 80% growth in 2008. PV is a real business now—and should continue to exhibit such substantial annual increases for some time to come. Much of this growth has been the result of government incentives, mainly in Japan and in Germany [4]. Both these governments have shown that policies make a difference— using quite different approaches. Certainly, the incentives have spurred markets—but both countries have received more substantial economic benefits, namely industry growth and substantial high-value job creation. 83 The successes of these policies sometimes overshadow an equally important component—technology advancement. The 18-24 U.S. cents/kWh that has been reached also required a progression of substantial and creative R&D improvement in materials, devices, fabrication, characterization, and processing, leading better device performance and reliability, and lowered systems costs that the “policies” have leveraged. This electricity price breaches into some electricity markets. But it is still too high for the next wave of grid-tied applications (consumer side of the meter prices) and almost an order or magnitude too high for wholesale (central utility) generation. To tip this technology to its next level—building first multi-GW markets toward the terawatt levels, and manufacturing plants to 100s of MW then the first GW annual capacities in 2009, PV technology requires even more innovation, science, and engineering to meet the growing and diverse technical and consumer demands. Neither policy nor technology advancement is sufficient separately to ensure a PV future—both are essential elements for a sustainable pathway. This paper now looks at current PV technology status, the reasons underlying recent improvements, comparisons of approaches, with an emphasis on R&D needs and directions—and a bit of a look forward what future generation PV might encompass. A depiction of technology investments is illustrated in Fig. 1. The “now”-PV markets dominated by evolutionary technologies (primarily crystalline Si), which need to be expanded and accelerated to meet near-term (2010) expectations. Fig. 1. Technical investment pathways for evolutionary, disruptive, and revolutionary technologies This evolutionary path has been experienced over the past 30 years, with a classical 80% experience (or learning) characteristic (i.e., with the price of PV falling 20% for every doubling of manufacturing capacities, as shown in Fig. 4a). In fact, 84 over the recent period, this has been closer to a 90% experience curve because of technology complications such as Si feedstock supply problems, capacity limitations at a time of growing product demands, and increased margins—mandating attention to accelerate the evolutionary approaches. These recent issues have led to the realization that something more is needed—and that the major evolutionary paths are not those to position us for the 2020 and beyond technology demands and targets. This calls for disruptive technologies. The word “disruptive” is a very positive one in this context—representing improvement and innovation that we have experienced in our consumer lives many times. These transform us off current learning curves, much like the introduction of the integrated circuit significantly redirected us from discrete component electronics in the 1960s and like hard drives replaced our computers’ floppy drives in the 1990s. Flat screen displays have almost made us forget about CRTs in the 2000s—and the digital camera is the disruptive child of almost every tourist. Disruptive technologies are accepted and sustained in a market because they have advantages. They offer price and/or performance value, and increases in manufacturing volume can either come from the demand and/or from the ability to produce the product better. These disruptive are needed to meet the midterm targets (2015-2025). These include advanced thin films (as shown in Fig. 2b), organics, concentrators—as well as crystalline Si approaches. Accelerating the evolutionary and making the disruptive real were among the shorter-term focus for the recently concluded Solar American Initiative [8]—and bringing the U.S. competitive solar electricity by 2015. Beyond this, an important venture into revolutionary technologies—those based on nanotechnology and “innovation at the extreme”, leading to cost and performance territories well beyond the limits of conventional approaches (these were largely unappreciated under the SAI program). These have enormous payback, but inherently are wedded to immense risk. They need longer time to incubate—because most exist only as concepts and may need the discovery of technology and science that is not yet in our textbooks. These may not prove themselves until 2030 or beyond—but they are the “PV” that can have efficiencies 60% or more and/or prices and order of magnitude lower than now (Fig. 2c), serving the next generations of consumers with extraordinary clean-energy technology. These are the quantum dots, the intermediate band approaches, the bioinspired, the nanophotonics, and the multi-multijunctions. The point of Fig. 1 is that a balanced and reasonable investment into each of these areas is needed for a sustained solar PV energy future for the world. We learn from where we have been, and can take satisfaction from getting to where we are—but our future depends taking us to where we know we should be. 85 Fig. 2. Learning curves for PV module prices (a) evolutionary; (b) disruptive; (c) revolutionary THE TECHNOLOGIES Photovoltaic technology includes a number of significant component performance “gaps” for various crystalline, polycrystalline, and amorphous; bulk, as well as thin-film technologies. The first is the difference between the theoretical limits, the attainable levels, and what has been demonstrated under the best conditions in the laboratory (the headline or record cells). These range from ~90% for crystalline Si to 50% for some thin films to less than 25% for organic cells. Underlying these differences are losses that are inherent to the conversion process (theoretical to 86 attainable), and the ability to fabricate the cell with the ensemble of optimal, interrelated properties and parameters. The “gap between what can been attained and what has been reached” is a major focus for researchers—a process of identifying, understanding, and minimizing losses—collecting every incident photon, allowing these to create the maximum number of electron-hole pairs, and then making these carriers live long enough to contribute to the current generation process. The second is the difference between the laboratory efficiency of cells and those produced in commercial lines. This has to do with scale up of the processing to larger areas, variations of materials (starting wafers, substrates, coatings, etc.), less controlled conditions, and higher required throughputs. The third gap is that between the cell efficiencies and those of the modules. This depends upon the ability to minimize the losses when wiring the cells into circuits, bringing the active area of the module to be closer to the cell area, and maximizing the optical transmission of the protective or support layers that are positioned between the cells and the incident sunlight. These “gaps” are ones that can and have to be addressed and minimized— and are active areas of R&D for all PV technologies [3, 4]. Best cell efficiencies are over the past 30 years are presented in Fig. 3. Fig. 3. Best research-cell efficiencies as a function of time for various technologies (last cell record cell efficiencies have been adjusted to the new world AM1.5 standard spectrum adopted in 2008 Evolutionary Technologies Of the 2.5 GW of the PV commercial shipments in 2006, more than 90% continues to be single-crystal, multicrystalline, ribbon, and sheet silicon. In fact, the markets would have absorbed even more except that the supplies were limited due to insufficient manufacturing capacities and supplies. Although these capacities are expected to more than double in the next 3 years (beyond a 25% per year growth), 87 this over demand for the “semiconductor foundation” of the photovoltaics industry will likely lag behind the marketplace—as long as the incentives in Europe grow, and even more so, if those starting in the U.S. are even expanded by the change in political climate and growing public preference. Crystalline Si (the Base Case). We know more about Si than any other material—with a new paper published every 4 minutes in the literature about this leading electronic material! The relatively simple, conventional p-n junctions of the early 1980s have evolved toward more intelligent designs and complicated structures—all aimed at capturing every incident phonon, maximizing electron-hole generation, and prolonging the lifetime of those carriers to be collected for maximizing current generation. The evolution of these designs has included metal/insulator/n-type/p-type (MINP), passivated-emitter solar cells (PESC), singlesided and doubled-sided buried contacts (SSBC and DSBC), point contact, and bifacial cells. It would appear that the single-crystal research phase plateaued some 10 years ago (Fig. 3), leaving an impression that other technologies can only gain on this frontrunner. This limited viewpoint has not clouded the research thinking and strategies of some parts of the world, particularly in Europe and Japan, where it has been recognized that there are significant improvements for both current commercial approaches—and especially for a potential next-generation of Si solar technologies. Accelerating Evolution (Si and First Thin Films. The Si industry has been trying to regain the market trend by using less material (thinner wafers, lowering kerf losses, adopting sheet and alternative thinner Si production, lowering processing costs and improving manufacturing, improving performances, etc.). All this aimed at accelerating this technology to meet cost and price targets. Commercial cells have already been demonstrated at 23% or more on today’s manufacturing lines. Additionally, the shortage of adequate Si feedstock has had another effect—by bringing what have been termed “2nd generation” technologies to the market much sooner. These have included the “veteran” a-Si:H thin films, as well as some CdTe and Cu(In,Ga)Se2-based thin films. Although it can be argued that these are advanced evolutionary technologies, they still represent a small marketshare. The capabilities of these manufacturing operations have been expanding in response to market opportunities (with several manufactures, or more than tripling their production capacities, including the expansion to strategic locations around the world). These continue to be extremely important (as indicated in the next sections). Disruptive Technologies For these considerations, the world “disruptive” is a very positive one— representing improvement and innovation that we have experienced in our consumer lives many times. It is used to describe the case in which a new technology starts to take over because of its beneficial attributes compared to past approaches. In the context of our “learning curve” discussions, it can be viewed as departing from the evolutionary 80%-90% characteristic abruptly—with perhaps 40%-60% characteristic for some period—giving the impression that the technology has “jumped” for a while from the expected. This was the case, for example, in the 1960s with the introduction of the integrated circuit in semiconductor electronics, or even earlier, with the introduction of the transistor in the vacuum tube electronics environment. Disruptive technologies are sustained in a market because they have advantages. They offer 88 price and/or performance value—and increase in manufacturing volume can either come from the demand and/or from the ability to produce the product better. The disruptive technologies here use thinner layers, other materials, and other approaches than the traditional single-junction, 1-sun converter. Disruptive Crystalline Si Approaches. Some have a misconception that there is little left in crystalline Si research. After all, since the Si technology “tipping point” at Bell Telephone Labs 50 years ago, cells have reached laboratory performances converting nearly one-fourth of the incident photons into electrical power—reaching about 90% of its reported “theoretical limit”. There are approaches now being pursued to use even less material (thin and thinned wafers 100 µm or less), extremely high efficiencies (targeted in the range 25%-29%), and innovative processing and device engineering that can lower costs and increase yields/throughputs considerably. Such improvements are disruptive and can recast the thinking whether silicon can compete at the substantially sub-$1/watt system price that other emerging technologies have taken as their exclusive real estate value in the longer term. Thin Films: Amorphous, Nano-, Micro-, and Poly-crystalline Si. Thin-film photovoltaics is always looked at as the much younger sibling of the silicon technology—poised to take over the energy production responsibilities of its mature relative, but never quite fulfilling its expectations or potential. The introduction of a new class of semiconductors in the mid-1970s seemed to have posed the ideal photovoltaic candidate absorber. Having no long-range and perhaps only limited short-range order, its physics was completely different than the crystalline Si model. Because of the defects associated with the “dangling Si bonds”, the amorphous Si was hydrogenated to reduce the bandgap states and to allow the development of open-circuit voltages. Its bandgap could be varied over tenth of eVs by changing the hydrogen content. Its light optical characteristics make it 100 times more effective in absorbing the sun’s irradiance than crystalline Si. It also benefited technologically because it leveraged the R&D interests from other electronic technologies (transistors, flat-panel displays). The universal adoption of this PV technology has been impaired primarily by single, important issue—stability. The “cure” has not been found, but cells and modules with less than 10% change in output characteristics are now attainable. Research groups continue to give attention to this problem—with several recent new paths toward understanding, depositing the material, and further stabilizing the semiconductor. This includes combining or using nanocrystalline and/or microcrystalline (or with crystalline Si in the “HIT” configuration) Si in the device structure. From a manufacturing viewpoint, this technology has some barriers including slow rates of deposition for the absorber. But there are also benefits (such as better performance at higher temperature and ability to be configured into the built environment). In the mid-1990s, many research groups started to look at the first stages of crystallization of their a-Si:H films into nanocrystalline (nc) and microcrystalline (µc) regimes. The use of these longer-range order films “at the edge” of the ordering process were deemed to provide the path toward more stable and higher performance devices. Some tagged this as the evolution of the amorphous technology toward thin-film crystalline silicon. The first progress was the introduction of the “micromorph” solar cell. Initial cells with 7.7% efficiency were reported for this 89 arrangement—and a-SiH/µc-SiH tandem cell with 10% efficiency (both stabilized). The micromorph cell was further improved with the introduction of a ZnO layer as an intermediate reflector. A large research effort on the microcrystalline and nanocrystalline films exists today. The micromorph concept has progressed to commercial reality, with cells in the 13% range and a modules near 12% efficiencies. From consideration of improving materials utilization, thin-film Si was always the logical progression toward the ideal solar cell—it has remained the holy grail of PV. Early work in this area was limited to cells having efficiencies in the 5% regime— much below expectations. These were mainly grown on foreign substrates, such glass and graphite, using vacuum deposition and chemical vapor deposition—but always producing films with small grain sizes and high defect densities that limited carrier lifetimes. For the purposes of learning more about the processes in thin-film Si, there has been some progress in both thinned and in epitaxial layers of Si on Si. In addition, there has been some progress in polycrystalline thin-film Si on foreign substrates—including some recent commercial ventures. Several demonstrations of thin Si cell performances have appeared in the literature over the past 10 years, most with the purpose of demonstrating viability of “thin-Si” technology from the performance and device engineering perspectives. These have ranged from thin expitaxial Si films on Si substrates to Si on glass or ceramics, the goal being able to utilize inexpensive support structures in the latter case. A commercial entry that has attracted some attention and interest recently has been the “crystalline silicon on glass” (CSG) technology. This approach had been under development by Pacific Solar in Australia since the mid-1990s, growing out of their analysis of the highest payoff paths to thin-film solar cell market penetration. Prototype modules into the 8-9% efficiency regime have been reached, and the expectation is to reach 10-12% levels in bringing this into a viable commercial product. This concept has progressed rapidly from demonstration to prototyping and certainly has advantages if the performance levels, manufacturing cost, energy payback, and reliability parameters are realized in its first-time manufacturing phase. Thin-Film Copper Indium Selenide, Its Alloys, and Related Chalcopyrites. Interest in the Cu-ternary semi-conductors began in the early 1970s, first for for nonlinear optics then for PV. The bandgaps of several members (including CuInX2, with X=S, Se, and Te) of this chalcopyrite family exhibited properties well suited for PV consideration. The device evolved into a alloy cousin, “Cu(In,Ga)Se2 (or “CIGS”) and “Cu(In,Ga)(Se,S)2, which have slightly higher bandgaps (to about 1.2 eV for usual cell compositions compared to 1.04 eV for CIS) for better voltage output for this “heterojunction” solar cell. The best research cells have been validated at a remarkable 20.0% efficiency. This device technology has also provided the first better than 20% efficiency for a polycrystalline cell—at 21.1% under 14.3x concentration. Certainly, the positive and perhaps unique factors that favor this thin-film technology are stability and large-area production potential—with performance characteristics for smaller area cells similar to the module performances. The best commercial modules have reached 13% with 4 ft2 areas, and manufacturers in the U.S. and Europe report 10%-11.5% average efficiencies from their manufacturing lines. Research centers on the effects of alloying (with materials like Ga and S), replacing the CdS window layers with Cd-free layers (including ZnS and ZnO, with the best such cell ZnO/CIGS at 16.5%), and the use of non-glass substrates. The most successful of the non-glass approaches has 90 been the use of flexible stainless steel, and commercial products for battery charging for military and for recreational applications has efficiencies in the 8-10% range. Recently, a commercial module of this technology was verified with 10.1% efficiency, providing both lightweight and flexibility for the “power roofing” applications. Work on other Cu-ternaries continues, with periodic reports of research progress on CuGaSe2, CuGaS2, and CuInS2. These have some additional importance for new polycrystalline device directions—as higher bandgap partners for multijunction solar cells. A current concern is that of the cost of the In itself used in these devices.. The price has varied substantially in the past few years, and this issue that has caused concern in the flat-panel industry which utilizes this element in its transparentconducting indium tin oxide. Indium supply itself is tracked as a bi-product of the zincrefining process Most of those working in the technology are convinced that indium supply is sufficient, especially is the designs of the active layer reach the less than 1µm that they are targeting (or if this much thinner cell eventually is successfully used in a tandem or multiple-junction arrangements with another suitable polycrystalline device). Cadmium Telluride. Since the 1960s, CdTe has been a candidate PV material—first for space, then as the “next-in-line” among the polycrystalline thin films, and now the leading terrestrial product (with sales expected to reach 100 MW this year). Having a nearly ideal bandgap for a single-junction solar cell, efficient CdTe cells have been fabricated by a variety of potentially scalable and low-cost processes, including physical deposition, spraying, screen printing/sintering, and electrodeposition. The best confirmed research-cell efficiency is 16.7%; the CdTe film produced using close vapor-transport. The champion commercial module has reached 11% efficiency; with off-the-shelf commercial products in the 7%-9% range. Areas of concern for devices relate to contacting, contact stability, ability to control the the CdTe conductivity with oxygen and other extrinsic dopants, chemical and heat treatments, the transparent conducting oxides at the top surface of the cell, and the packaging critical for long-term life of the module. In fact, this has initially caused some concern for the product operating in outdoor conditions, but attention to new packaging techniques and processes have been successful in overcoming most of the problems. The commercial segment is growing, with the major producer, First Solar, expecting to reach production capacities of about 1.2 GW/yr by the end of this year. Their current module costs reached $0.93/W late in 2008, significantly lower than any other commercial technology (they are likely below $0.90 now). They are the largest PV producer in the U.S., and 2nd largest in the world. This market growth is partially due to the issues with Si feedstock supply and costs, but the success of this thin-film technology has certainly grabbed the attention of investors and the major PV companies. Thin films have continued to penetrate the growing PV market— representing ~15-16% of production in 2008, compared to ~11% in 2007 and about 5% the year before. Very-High Efficiency and Concentrator Devices. Higher-cost semiconductors, such as GaAs, GaAlAs, GaInAsP, InSb, and InP have been receiving attention as PV converters because they have exceptional performance demonstrations that have the potential to convert more than a third of the sun’s terrestrial power into electricity. Cost is the overriding consideration for terrestrial applications in conventional flat91 plate technologies. One means for improving both the PV efficiency, reducing the high-value converter area, and significantly reducing the systems cost is the use of concentrators—lenses, reflectors, or other optics that focus the sunlight onto the collection area of the solar cell. Concentrators have been used successfully with crystalline silicon technology, with concentrations up to 400x, efficiencies to 27%, and larger-scale modules at 20% using 25% commercial cells. Single-junction GaAs cells have been measured at 28% at 1000x concentration. The economics of these approaches have been argued for decades—but it has been the leveraging of the multiple-junction III-V cell technologies for space applications that have brought renewed interest and investment into the terrestrial concentrator system. Many would classify these as 3rd generation technologies—but the fact is that they are here, work, have demonstrated the highest 1-sun and concentrator cell performances, and are starting to be deployed around the world. Fig. 4 . Multiple-junction solar cells, showing lattice-matched and metamorphic designs The best terrestrial triple-junction monolithic cells have been confirmed at 40.7% under 360x concentration (Spectrolab/Boeing metamorphic design, shown in Fig.4). Recently, the highest efficiency attained to date for any solar-cell technology was confirmed at 41.1% by the Frauhofer Institute in Germany (Fig. 5) [6]. An promising, new inverted lattice-mismatched cell design (Fig. 10), grown on then separated from a reusable GaAs substrate. The cell is ultrathin [7], and significantly, this cell held an efficiency greater than 39% to the 800x concentration regime. These concentrator technologies are primarily aimed at large, utility scale applications (for high solar insolation regions such as the southwestern U.S., southern Europe, and north Africa). However, a number of organizations have been 92 pursuing “rooptop” potential systems—that can certainly be projected for commercial buildings and perhaps for some residences as well in the future. In any case, the “concentrator” has developed a new life—thanks to the investment in space technology and to the persistence of this R&D community for terrestrial solar power service. This technology that has always been dubbed the “application of the future” may have made its first viable footprints in the nearer term markets with high efficiency and high electricity value. “Roadmaps” predict significant markets for such utility-scale PV in the 2020-2025 timeframe, and “CPV” is positioning to serve those The best terrestrial triple-junction monolithic cells have been confirmed at 40.7% under 360x concentration (Spectrolab/Boeing metamorphic design, shown in Fig.4). Recently, the highest efficiency attained to date for any solar-cell technology was confirmed at 41.1% by the Frauhofer Institute in Germany (Fig. 5) [6]. An promising, new inverted lattice-mismatched cell design (Fig. 5), grown on then separated from a reusable GaAs substrate. The cell is ultrathin [7], and significantly, this cell held an efficiency greater than 39% to the 800x concentration regime. These concentrator technologies are primarily aimed at large, utility scale applications (for high solar insolation regions such as the southwestern U.S., southern Europe, and north Africa). However, a number of organizations have been pursuing “rooptop” potential systems—that can certainly be projected for commercial buildings and perhaps for some residences as well in the future. In any case, the “concentrator” has developed a new life—thanks to the investment in space technology and to the persistence of this R&D community for terrestrial solar power service. This technology that has always been dubbed the “application of the future” may have made its first viable footprints in the nearer term markets with high efficiency and high electricity value. “Roadmaps” predict significant markets for such utility-scale PV in the 2020-2025 timeframe, and “CPV” is positioning to serve those. Fig. 5. Inverted Metamorphic Multipjunction (IMM) Concentrator solar cell. Revolutionary Photovoltaics: The Race Toward the Next Generations Some of the possible contenders for the next PV generations have started their journeys in the laboratory. Martin Green brought attention to this future when he classified 1st generation PV as crystalline Si, 2nd generation as the thin films, and 3rd generations as a host of evolving devices, upstarts, and wild ideas that have lined up in the race to meet the performance and cost goals needed to deliver those 15-30 93 terawatts by mid-century. Whereas the “2nd generations” might be competing in the analogue of the 100 meter dash to surpass Si in the now to near-term, the 3rd generations are in marathon struggle that must not only bring them to commercialization, but for most—even to demonstrate their abilities to generate voltage and current for the very first time. This is the PV researchers’ field of dreams. It is also the parking lot of nightmares for the near-term real business of photovoltaics—delaying or inhibiting the adoption of real and working technologies that will serve for the next 20-30 years in order to wait for one that might not have even been demonstrated to generate electricity yet but in theoretically promise performance beyond Olympic levels. (This is something many of us have experienced awaiting the next, then the next, speed bump up in computer microprocessors—and we may never purchase a computer!) There must be an understanding and patience—knowing that the investment in these research areas is important for both future technology ownership and for readying the next generation(s) of solar electricity for many generations of consumers to come. These include: Fooling Mother Nature. dye-sensitized cells (Grätzel cells)—11% in laboratory; 15% tandem with inorganic cell; new commercial ventures and R&D investments, primarily from the Asian and Pacific Rim communities. Just One Word—Plastics. Organic photovoltaics also operate through excitonic processes, with small molecule (<104 molecular weight) to polymer or large molecule (>106 molecular weight) approaches under development. Best confirmed cell is at 6.4% (Konarka), but many others (including tandem approaches have been reported with exceptional, but yet unconfirmed efficiencies. Recently, a large-area cell (almost 2 cm2) was confirmed at 5.9% (produced by OSOL in Dresden, Germany). Using more of the sun, minimizing expensive real estate. Multiple junctions cells have been developed, but those with “multi-multijunctions”—4-6 such devices are in the research stage. This includes the resent split-spectrum reported under the U.S. DARPA program (42.8%). There are also several metamorphic designs under investigation. Polycrystalline tandems are also in this category—with the first reported using CIGS and CdTe thin films. This area is of immense technical interest—high-risk, but potentially high payoff with the dual promise of high performance and low cost. Hot flashes. Thermophotovoltaics (TPV) and thermo-photonics both incorporate the infrared in their conversion schemes. The latter uses a has two thermally isolated diodes operating at the radiative limit that are optically coupled. The efficiency can approach the Carnot limit for conversion between the temperatures of the warmer and cooler device. This has been modeled but not yet confirmed. The TPV device has—using very low bandgap semiconductors. However, the terrestrial use has been confined to niche applications. The far side. PV science and technology have always included higher risk approaches in its R&D portfolio; alternatives to the conventional nearing or at the outer fringes of science and engineering that might provide breakthroughs, significant progress leaps, or even new technologies. These center on nanotechnology and hot 94 carrier approaches resulting in multiple exciton generation from a single photon, including quantum dot solar cells, intermediate band solar cells. The multiple exciton generation has been demonstrated in several materials, including Si quantum dots. However, no solar cell has yet been confirmed. Of course, the payoff for these technologies is a conversion efficiency that, at least on paper, can exceed 60%-perhaps approaching 80%. They are the cells for our next-next generations of consumers—and need the investment now to establish the R&D for realizing these very high-value technologies. These are at the most radical fringe in the PV technology revolution. SUMMARY AND FUTURE Currently, photovoltaics as a technology and a business is composed a complex network of co-dependent and intimately related tipping points [1]. First, it is a real business that has reached $20B levels: it is clearly the fastest growing electricity source over the past year and past five years. But, solar PV needs attention to government policy and consumer awareness and acceptance to take it to its next levels—those pushes that will make it “spread like wildfire” in markets around the world, growing the bonfires that have been lit in Japan and Germany. These have shown technology worth, as well as economic and employment value. Policy is important, but the wildfire needs additional and new fuels to make it endure. Second, solar PV has to tip to its next stages of technology development—this the need for R&D to improve now and near technologies in crystalline Si and thin films—and to develop the next generations that will fuel the wildfire of business and deployment. This investment in R&D is essential to bringing down costs, as well as to ensuring our next generations of consumers have technologies ready to meet the mounting demands for energy in this 21st century. Photovoltaics has advanced incredibly from its Bell Laboratories beginnings in 1954—the next decade will likely produce 50 times more technically than that first half century. It has the potential to grow as an energy resource 50 times more. However, this is one of true “intelligent design”. We have to provide the technical expertise, the resources, the creativity and innovation, and the belief—and solar photovoltaics will be significant in our clean energy future. Acknowledgements. The author expresses sincere gratitude and appreciation to colleagues with the National Center for Photovoltaics at the National Renewable Energy Laboratory, who help in reviewing this material. Special thanks goes to Keith Emery of NREL for his counsel and sharing his warehouse of knowledge on PV performance and characterization. This paper represents primarily the thoughts, insights, and observations of the author, based upon his some 40 years in PV R&D. This paper was prepared partially through the support of the U.S. Department of Energy under contract No. DE-AC36-98-GO10337. REFERENCES [1] Gladwell M.: The Tipping Point (Little, Brown and Company, Inc, New York; 2000). [2] Chapin D.M., Fuller C.S., and Pearson G.L., Appl J.. Phys. 25, 676 (1954). [3] Kazmerski L.L.: Renewable and Sustainable Energy Reviews, 1, 71 (1997); and J. Electron Spectroscopy 150, 105 (2004). [4] See the Proceedings of the IEEE PVSC (US), the European PVSEC (EU), and the Pacific Rim PVSEC (Asia and Australia). 95 [5] The U.S. PV Industry Roadmap Through 2030 and Beyond: www.seia.org ; See, Proceedings of the IEEE Photovoltaic Specialists Conferences (IEEE, New York) 1960-present; EPIA Roadmap: www.epia.org/05Publications/EPIAPublications.htm ; See, Proceedings of the European Photovoltaic Solar Energy Conferences (D. Reidel Publ., Kluwer Publ., James and James Ltd., and WIP) 1977-present; PV Roadmap 2030: and Beyond: www.seia.org; See, Proceedings of the IEEE Photovoltaic Specialists Conferences (IEEE, New York) 1960-present; EPIA Roadmap: www.epia.org/05Publications/EPIAPublications.htm; See, Proceedings of the European Photovoltaic Solar Energy Conferences (D. Reidel Publ., Kluwer Publ., James and James Ltd., and WIP) 1977-present; PV Roadmap 2030: www.nedo.go.jp/englishy/archives/161027.html; See, Proceedings of the Photovoltaic Solar Energy Conferences, 1984-present. [6] Bett A., Proc. 34th IEEE PVSC, Philadelphia (IEEE, New York, 2009) (in press) www.34pvsc.org. [7] Wanlass M., Proc. 32nd IEEE Photovoltaic Spec. Conf. (IEEE, New York: 2006); Appl. Phys. Lett. (2008). [8] With the change in administrations in the U.S., the “Solar America Initiative” begun under the Bush Administration had been concluded. (see, http://www1.eere.energy.gov/solar/solar_america). Largely an attempt to get the U.S. manufacturing competitive in the short term (a program that was more oriented in short vision, non-R&D investments), the U.S. PV program is currently being re-evaluated to make it more in line with the current goals of job creation, innovation, and economic recovery for the United States. 96 CZĘŚĆ 2 ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII 97 Rozdział 1 STRATEGIA WYKORZYSTANIA ZASOBÓW ENERGETYCZNYCH W POLSCE ZE SZCZEGÓLNYM UWZGLĘDNIENIEM ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH Ewa RADZIEMSKA, Piotr OSTROWSKI, Krzysztof CIUNEL, Piotr MELER WSTĘP Tworzenie strategii optymalnego wykorzystania zasobów naturalnych jest bardzo ważnym elementem racjonalnego gospodarowania dostępnym potencjałem w postaci nieodnawialnych i odnawialnych zasobów energetycznych kraju. Dostęp do odpowiedniego poziomu, ilości i taniej energii elektrycznej jest koniecznym warunkiem rozwoju strategicznych gałęzi przemysłu, transportu, rolnictwa czy usług, a także jest gwarancją utrzymania bądź poprawy standardu i jakości życia. Wraz z rozwojem gospodarki rośnie zapotrzebowanie na surowce energetyczne, często również temu procesowi towarzyszy zmiana charakteru źródeł, z których energia jest pozyskiwana. Polityka energetyczna Unii Europejskiej kładzie nacisk na konieczność pokrycia potrzeb energetycznych w znacznym stopniu z odnawialnych źródeł energii. Podejście UE w odniesieniu do kwestii energetycznych wymaga tworzenia w krajach członkowskich odpowiednich uwarunkowań legislacyjnych w zakresie rozwoju, wspierania oraz wykorzystywania odnawialnych źródeł energii. Polsce potrzebny jest system energetyczny oparty na różnych nośnikach energii. Udział odnawialnych źródeł energii w zaspokajaniu rosnących potrzeb energetycznych z roku na rok będzie wzrastał tworzenie strategii energetycznych musi uwzględniać te tendencje. ODNAWIALNE I NIEODNAWIALNE ZASOBY ENERGETYCZNE POLSKI Zasoby paliw nieodnawialnych Polska dysponuje zasobami bilansowymi węgla kamiennego w ilości 43 mld ton, w tym zasobami zagospodarowanymi na poziomie 15 mld ton (rys. 1). Biorąc pod uwagę średnie wydobycie węgla w latach 1999-2007 wynoszące 99 mln ton rocznie (rys. 2) zasobów zagospodarowanych wystarczy na około 151 lat. 98 [mld ton] 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 zagospodarowane ogółem bilansowe przemysłowe Rys. 1. Zasoby węgla kamiennego w Polsce Źródło: Państwowy Instytut Geologiczny [1] Rys. 2. Zasoby węgla kamiennego w Polsce Źródło: Instytut GSMiE PAN [2] Geologiczne zasoby bilansowe węgla brunatnego Polsce w 2007 r. wynosiły 13,6 mld ton, a wydobycie brutto w 2007 r. wyniosło 57 mln. ton [1]. Znacząco inna sytuacja występuje w sektorze paliw płynnych i gazowych, w przypadku których stosunkowo niewielkie zasoby własne powodują konieczność opierania się w znacznym stopniu na ich imporcie. Zasoby ropy naftowej ogółem wynoszą 23 mln ton [1], co przy zużyciu rocznym na poziomie około 21 mln ton [3] rocznie nie stanowi istotnego wkładu w bilansie paliwowym. W przypadku gazu ziemnego wielkość krajowych zasobów kształtuje się znacznie korzystniej. Polska posiada zasoby wydobywania gazu ziemnego na poziomie 139 mld m3, wydobycie w roku 2007 wyniosło około 5,2 mld m3. Naturalnym podejściem jest więc dalsze wykorzystywanie znacznej ilości paliw organicznych głównie węgla do celów energetycznych. Dodatkowym argumentem jest dobrze rozwinięta infrastruktura wydobycia i transportu paliwa oraz wytwarzania oraz dystrybucji energii. Na rys. 3 przedstawiono rozmieszczenie elektrowni węglowych oraz strukturę sieci elektroenergetycznej. 99 Rys. 3. Rozmieszczenie elektrowni węglowych w Polsce oraz struktura sieci elektroenergetycznej na terenie Polski Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne Niemniej zużycie węgla w bilansie produkcji energii elektrycznej wynoszące obecnie 95% powinno zostać zredukowane do poziomu 60÷65 % i ustąpić na rzecz OZE. Zintensyfikować należy również działania zmierzające do szerokiego zastosowania technologii zgazowania węgla oraz przetworzenia go w paliwo płynne. Zasoby odnawialne Biomasa Biomasa jest zakumulowaną energią słoneczną, pierwotnym źródłem energii zgromadzonej w biomasie są węglowodany. Na rys. 4 przedstawiono zasoby biomasy na terenie kraju oraz cykl CO2. CO2 Konwersja Energia Rys. 4. Zasoby oraz cykl CO2 przy wykorzystaniu biomasy do celów energetycznych Źródło: Energia z biomasy - BuildDesk Polska Sp. z o.o Biomasa obejmuje substancje pochodzenia roślinnego i zwierzęcego ulegające biodegradacji. Zagospodarowanie energetyczne biomasy możliwe jest poprzez jej spalanie/współspalanie, a także przez wytwarzanie z niej biogazu. Umożliwia to wykorzystanie również odpadów komunalnych do celów 100 energetycznych. Całkowity potencjał możliwej do zagospodarowania biomasy (bez uwzględniania wykorzystania odpadów komunalnych) wynosi około 407 PJ [4]. Jednym z ważnych kierunków wykorzystania biomasy jest produkcja biopaliw. W przypadku naszego kraju zauważalny udział w produkcji paliw płynnych ma zarówno wytwarzanie bioetanolu, jak i biodiesla. Znaczne obszary rolne oraz bogate doświadczenia w uprawie roślin oleistych, zwłaszcza rzepaku powodują, iż Polska jest w czołówce producentów rzepaku w Europie. Dostępność surowców do produkcji bioetanolu zwiększona przez znaczną ilość odpadów rolniczych umożliwia stosunkowo tanią produkcję tego paliwa. Zasoby geotermalne Energia geotermalna jest wewnętrznym ciepłem Ziemi nagromadzonym w skałach oraz w wodach wypełniających pory i szczeliny skalne. W Polsce regiony o optymalnych warunkach geotermalnych w dużym stopniu pokrywają się z obszarami o dużym zagęszczeniu aglomeracji miejskich i wiejskich, obszarami silnie uprzemysłowionymi oraz rejonami intensywnych upraw rolniczych i warzywniczych rys. 5. Możliwość wykorzystania energii wnętrza ziemi istnieje na ponad 60% powierzchni kraju. Całkowita wartość potencjału energetycznego zasobów geotermalnych Polski szacowana jest na około 700 EJ [4]. Ten ogromny potencjał może zostać wykorzystany do pozyskania przede wszystkim energii cieplnej oraz, w przypadku wód o temperaturze przekraczającej 120ºC, do wytwarzania energii elektrycznej. Rys. 5. Zasobów w okręgach i prowincjach geotermalnych Polski 101 Nazwa regionu/okręgu Obszar Obj. wód [km2] geot. Grudziądzko Warszawski Szczecińsko - Łódzki Sudecko Świętokrzyski Przedkarpacki Przybałtycki Karpacki Pomorski Lubelski Podlaski Energia cieplna [Mt p.u.] Obj. wód geot. [m3/km2] Energia cieplna [t p.u./km2] 70000 6200 23902 44134400 168000 67000 5708 37624 42266600 246000 39000 155 955 3900000 26000 16000 15000 13000 12000 12000 7000 362 38 100 21 30 17 1555 241 714 162 193 113 22600000 2500000 7700000 1600000 2500000 2500000 97000 16000 55000 13000 16000 16000 Źródło: Polska Geotermalna Asocjacja [5] Wykorzystanie energii kinetycznej wiatru Zasoby energii wiatrowej na terytorium kraju są dobrze rozpoznane, a od kilku lat pracujące aeroelektrownie są źródłem „przyjaznej energii”. Infrastruktury techniczna powinna być ciągle rozbudowywana tak by możliwe było instalowanie kolejnych jednostek energetycznych. Rys. 6. Mapa zasobów energii wiatru oraz rozmieszczenie wybranych elektrowni pracujących na terenie kraju. Źródło: Europejski Atlas Wiatrowy (Riso National Laboratory, Dania 1989) Powierzchnia prawie 2/3 terytorium Polski występują korzystne warunki dla rozwoju energetyki wiatrowej - szczególnie na Wybrzeżu i Suwalszczyźnie, Wielkopolsce i Mazowszu. Budowa nowych jednostek wytwórczych nie powinna ograniczać się jedynie do lokalizacji lądowych ale także morskich. Należy także podjąć działania stymulujące rozwój produkcji elektrowni wiatrowych o mocach 600 kW – 2 MW. 102 Promieniowanie słoneczne Polska leży w obszarze charakteryzującym się dobrymi warunkami nasłonecznienia rys. 6. Zasoby helioenergetyczne Polski umożliwiają wykorzystanie urządzeń do produkcji energii cieplnej (kolektory słoneczne) jak i energii elektrycznej (moduły fotowoltaiczne - PV). W porze letniej natężenie promieniowania słonecznego osiąga wartości chwilowe 1000÷1200 W/m2. Sprawność współczesnych kolektorów słonecznych w zależności od technologii waha się w granicach 60 – 80%, a modułów PV od 14÷24% dla zastosowań komercyjnych. Zatem z 1 m2 powierzchni modułu PV przy sprawności 14% możliwe jest uzyskanie 140 ÷ 168 W - energii elektrycznej lub 800÷.960 W mocy cieplnej. W Polsce kolektory słoneczne są chętnie stosowanie przez mieszkańców, głównie w instalacjach przygotowania cieplej wody użytkowej. Moduły PV wykorzystywane są sporadycznie głównie do zasilania znaków ostrzegawczych, drogowych, sygnalizacyjnych, stacji pomiarowych, boi morskich czy reklam. Z punktu technologicznego możliwe jest także tworzenie układów hybrydowych PV/T – produkujących jednocześnie energię cieplną i elektryczną. Rys. 6. Zasoby helioenergetyczne Polski Źródło: European Commision – Joint Research Centre Zasoby energetyczne wód na terenie Polski Zasoby hydroenergetyczne Polski (rys. 7) można podzielić na trzy regiony: tereny Pobrzeża, Pojezierza Mazurskiego i Pojezierza Pomorskiego; region pogórski i górski; region centralny z Niziną mazowiecką i częścią Wielkopolski. Teoretyczne zasoby hydroenergetyczne Polski szacuje się na około 23 TWh rocznie, natomiast możliwe do wykorzystania i ekonomicznie uzasadnione jest uzyskanie 8TWh rocznie. Obecnie w Polsce produkuje się około 3 TWh rocznie energii [6]. • • • 103 Rys. 7. Zasoby hydroenergetyczne Polski Źródło: Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej FUNKCJONOWANIE SEKTORA ENERGETYCZNEGO PRZEDSTAWIANE W DOKUMENTACH KRAJOWYCH I EUROPEJSKICH W polskim prawodawstwie funkcjonuje szereg dokumentów dotyczących funkcjonowania sektora paliwowo-energetycznego. Obecnie jednym z ważniejszych aktów prawnych jest Polityka Energetyczna Polski do roku 2030 (dokument ten różni się od wcześniej przygotowanej Polityki Energetycznej Polski do 2025 r.). Głównymi celami tam zapisanymi są: • poprawa efektywności energetycznej; • wzrost bezpieczeństwa energetycznego; • rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw; • rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii; • ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Wprowadzony ustawą Prawo energetyczne obowiązek zakupu przez przedsiębiorstwa obrotu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, spowodował wzrost popytu na energią elektryczną z tych źródeł, co stanowiło jeden z czynników wzrostu produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W 2004 roku znowelizowano ustawę – Prawo energetyczne, m.in. rozszerzając obowiązek zakupu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na wytwórców energii, co powinno zaktywizować działania inwestycyjne tych przedsiębiorstw energetycznych [7]. W celu zwiększenia wpływu badań naukowych i prac badawczych, dotyczących energii, na stan polskiego sektora paliwowo-energetycznego oraz gospodarki narodowej a także na politykę energetyczną Unii Europejskiej wymagane są działania w następujących kierunkach: • Zapewnienie wkładu nauki polskiej do globalnego rozwoju technologii i ekonomii energetycznej dzięki koncentracji środków na priorytetowe kierunki badań • Sprawne wdrażanie nowoczesnych rozwiązań technologicznych i menedżerskich • Upowszechnianie w społeczeństwie wiedzy o problemach energetyki. 104 Projekt Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku [8] wskazuje na podstawowe kierunki tej polityki, wśród których wymieniono: poprawę efektywności energetycznej, prowadzącą do ograniczenia wzrostu zapotrzebowania na paliwa i energię, wzrost bezpieczeństwa energetycznego, m.in. przez zapewnienie utrzymania rezerw mocy na poziomie 15% maksymalnego zapotrzebowania, rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw (a także wprowadzenie energetyki jądrowej poprzez realizację kolejnych zadań: określenie pożądanego udziału energetyki jądrowej w 2030 roku, kampanię informacyjną, analizy lokalizacyjne, program kształcenia kadr), rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Do realizacji tych kierunków wskazano niezbędne narzędzia, a w tym: regulacje prawne, także określające standardy techniczne, mechanizmy wsparcia (rynek certyfikatów, także dla kogeneracji ze źródeł o mocy poniżej 1 MW) oraz wsparcie ze środków publicznych, w tym funduszy europejskich, realizacji istotnych dla kraju projektów w zakresie energetyki (np. projekty inwestycyjne, prace badawczo-rozwojowe). Stwierdzono jednak, że ze względu na to, że działania te będą realizowane w dużej mierze przez firmy komercyjne, państwo będzie interweniowało w sektorze energetycznym w ograniczonym zakresie. Jednym z głównych celów jest osiągnięcie wymaganego w ramach polityki unijnej 20%-ego poziomu zmniejszenia zużycia energii – efektywność energetyczna jest w Polsce obecnie dwukrotnie niższa niż średnia w krajach UE. Ma to być zrealizowane poprzez osiągnięcie rozwoju gospodarczego bez wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną oraz osiągnięcie poziomu energochłonności polskiej gospodarki w roku 2030 na poziomie EU-15 z roku 2005 [7]. Obecnie energia elektryczna w polskim systemie energetycznym wytwarzana jest w blisko 95% (rys. 8) z w procesie spalania węgla kamiennego i brunatnego. Rys. 8. Produkcja energii elektrycznej w Polsce Źródło: Ministerstwo Gospodarki W zapisach dokumentu [8] wyraźnie wskazano, że polityka energetyczna Polski ma być oparta na węglu jako głównym paliwie dla elektroenergetyki (w celu zagwarantowania bezpieczeństwa energetycznego). Korzystny jest zapis o rozbudowie sieci dystrybucyjnej, co pozwoli na rozwój energetyki rozproszonej z wykorzystaniem lokalnych źródeł energii (w tym elektrownie zasilane metanem i OZE) oraz rozwój mini i mikrokogeneracji, pozwalający na dostarczanie z tych źródeł do roku 2020 co najmniej 10% energii elektrycznej. Zapowiedziano system zachęt dla tego rodzaju inwestycji. 105 W zakresie rozwoju wykorzystania OZE jako cel postawiono 15% udział energii finalnej z tych źródeł w roku 2020 i 20% w roku 2030, a także osiągnięcie w roku 2020 10% udziału biopaliw w rynku paliw transportowych. Poniżej, na rys 9, przedstawiono porównanie celów Polityki Energetycznej Polski do 2025 z zapisami Polityki Energetycznej Polski do 2030 dotyczących OZE oraz biopaliw. Główny cel OZE Polityki energetycznej Polski do 2025 Główny cel OZE Polityki energetycznej Polski do 2030 Rys. 9. Cele w zakresie wykorzystania OZE Źródło: Opracowanie własne na podstawie założeń Polityki Energetycznej Polski do roku 2025 i 2030 Istotną zmianą jest fakt, iż Polityka energetyczna Polski do 2025 zakłada 7,5 % udział energii z OZE w roku 2010 w bilansie energii pierwotnej, natomiast Polityka energetyczna Polski do 2030 zakłada wykorzystanie odnawialnych źródeł energii na poziomie 15% w roku 2020 i 20% w 2030 w bilansie energii finalnej. W zapisach Polityka energetyczna Polski do 2030 uwzględniono udział biopaliw na poziomie 10% w rynku paliw transportowych do roku 2020 oraz utrzymanie tego poziomu w latach następnych, co daje szanse na ich większy rozwój i rozpowszechnienie. Jest to tym istotniejsze iż krajowe technologie produkcji biopaliw zostały mocno rozwinięte w stopniu wystarczającym by wdrażać je do zastosowań komercyjnych. Wskazana jest konieczność utrzymania zasady zwolnienia z akcyzy energii pochodzącej z OZE. W sposób bezpośredni zobowiązano się do stworzenia następującej infrastruktury: • Budowa terminala do odbioru gazu skroplonego LPG; • Budowa infrastruktury umożliwiającej transport ropy naftowej z Rejonu Morza Kaspijskiego. • Budowa nowych mocy wytwórczych • Budowa szczytowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej; • Budowa biogazowi - wdrożenie programu budowy biogazowi rolniczych przy założeniu powstania do 2020 co najmniej jednej biogazowi w każdej gminie. • Budowa instalacji CCS (ang. Carbon Capture and Storage) jest to technologia wychwytu, transportu i geologicznego magazynowania dwutlenku węgla - (przewiduje się, ze) co najmniej dwie instalacje demonstracyjne CCS zostaną zlokalizowane w Polsce, 106 Wskazano także kilka bardzo ogólnikowo określonych działań, a w szczególności: utrzymanie funkcjonowania zielonych certyfikatów, wieloletni program (2008-2014) promocji biopaliw i innych paliw odnawialnych w transporcie, wprowadzenia dodatkowych instrumentów wsparcia o charakterze podatkowym; wskazano tu na niektóre z priorytetowych źródeł: źródła geotermalne (zastosowanie pomp ciepła) i energia słoneczna (ze wskazaniem na kolektory słoneczne). Ma to być realizowane poprzez bezpośrednie wsparcie budowy nowych jednostek OZE i sieci elektroenergetycznych, umożliwiających ich przyłączenie z wykorzystaniem funduszy europejskich oraz środków funduszy ochrony środowiska, stymulowanie rozwoju przemysłu produkującego urządzenia dla energetyki odnawialnej, w tym przy wykorzystaniu funduszy europejskich, realizację inwestycji w hydroenergetyce. Działania te będą miały niewątpliwie pozytywny wpływ na ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko (ograniczenie emisji CO2, SO2, NOx). Przewiduje się wprowadzenie dopuszczalnych wskaźników w zakresie dopuszczalnych emisji, a także – co stanowi istotny, nowy element - udział w realizacji inicjatywy Komisji Europejskiej dotyczącej budowy obiektów demonstracyjnych dużej skali, dotyczących technologii sekwestracji dwutlenku węgla, wsparcie działań dla rozwoju technologii produkcji energii elektrycznej o zmniejszonym oddziaływaniu na środowisko, w tym technologii zgazowania węgla. Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia, będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii [9] określa warunki udzielania pomocy publicznej przeznaczonej na przedsięwzięcia, związane z odnawialnymi źródłami energii, polegające na: • budowie lub przebudowie elektrowni wodnych, z wyjątkiem obiektów piętrzących dla elektrowni wodnych o mocy elektrycznej powyżej 10 MW; • budowie elektrowni wiatrowych; • budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła z wykorzystaniem biomasy; • budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła z wykorzystaniem biogazu uzyskiwanego w procesie fermentacji metanowej osadów ściekowych, odpadów komunalnych, poprodukcyjnych odpadów pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, w tym odchodów zwierzęcych; • budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biopaliw ciekłych, stałych lub gazowych; • budowie lub przebudowie instalacji do wytwarzania biokomponentów stosowanych w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych; • budowie lub przebudowie infrastruktury przyłączeniowej, niezbędnej do odbioru i przesyłu energii elektrycznej lub ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz urządzeń związanych z automatyką tych systemów; • budowie lub przebudowie instalacji pozyskiwania energii wód termalnych; • budowie kolektorów słonecznych lub ogniw fotowoltaicznych; • budowie nowych lub przystosowaniu istniejących instalacji energetycznych do wykorzystywania metanu pochodzącego z odmetanowania kopalń węgla kamiennego i szybów wydobywczych ropy naftowej; • zastosowaniu pomp ciepła wykorzystujących ciepło ziemi lub ciepło z otoczenia. 107 Pomoc może być udzielana w postaci dotacji, pożyczek preferencyjnych lub preferencyjnych kredytów bankowych, dopłat do oprocentowania kredytów oraz częściowych umorzeń pożyczek lub kredytów, jeśli stanowi ona uzupełnienie środków własnych. Wysokość pomocy jest ograniczona, ale w szczególnych przypadkach może stanowić 100% kosztów. Strategiczne wykorzystanie dostępnych w Polsce surowców energetyki odnawialnej nie jest jednak jedyną metodą usprawnienia ogólnego bilansu energetycznego kraju. Opracowano Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej, będący realizacja art. 14 ustawy 2 Dyrektywy 2006/32/WE Parlamentu europejskiego i Rady z 5 kwietnia 2005 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii oraz usług energetycznych [10]. Dokument ten określa indykatywny cel 9% w zakresie oszczędności energii, który ma zostać osiągnięty w ciągu dziewięciu lat, począwszy od 2008 roku. Określono również tzw. pośredni cel 2% w zakresie oszczędności energii, do osiągnięcia w 2010 r. Przy opracowaniu planu działań założono m.in., że realizacja celów będzie następowała metodą najmniejszych kosztów, tj. maksymalnego wykorzystania istniejących mechanizmów oraz infrastruktury organizacyjnej oraz że w realizacji planu będą uczestniczyły wszystkie podmioty, w celu maksymalizacji wykorzystania krajowego potencjału energetycznego. Dla każdego z podmiotów przygotowano szereg priorytetów do osiągnięcia oraz metody kontroli postępów realizacji badań. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej zakłada następujące wytyczne dla poniższych podmiotów: 1. Sektor mieszkalnictwa: • wprowadzenie systemu oceny energetycznej budynków, • poprawa efektywności energetycznej nowych oraz istniejących już budynków, uruchomienie funduszu termomodernizacji nowych oraz istniejących budynków, • promowanie racjonalnego wykorzystania energii w gospodarstwach domowych, m.in. poprzez ogólnokrajowe kampanie informacyjne, • zwiększenie świadomości w zakresie możliwości kontrolowania oraz optymalizacji zużycia energii w tych gospodarstwach. 2. Sektor usług: • Zwiększenie udziały produktów energooszczędnych w rynku – określenie minimalnych wymagań w zakresie energooszczędności dla produktów nowo wprowadzanych do obrotu. • Program oszczędnego gospodarowania energią w sektorze usług • Promocja usług energetycznych wykonywanych przez firmy usług energetycznych (ESCO) • Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko na lata 2007-2013 oraz regionalne programy operacyjne – wspieranie działalności mającej na celu obniżenia energochłonności sektora usług. • Projekt Efektywności Energetycznej w ramach grantu z Globalnego Funduszu Ochrony Środowiska, zakładający wsparcie finansowe przedsięwzięć z zakresu termomodernizacji budynków, miejskich systemów grzewczych oraz sieci cieplnych. 3. Sektor przemysłu (z wyłączeniem instalacji objętych wspólnotowymi systemami handlu emisjami) • Promocja wysokosprawnej kogeneracji (CHP) poprzez obowiązek nałożony na sprzedawców energii elektrycznej oraz mechanizm wsparcia 108 • System dobrowolnych zobowiązań w przemyśle do realizacji działań mających na celu usprawnienie efektywności energetycznej zobowiązanych przedsiębiorstw. • Rozwijanie systemów zarządzania energia i audytowania w przemyśle – działania mające na celu podniesienie kwalifikacji i umiejętności pracowników zarządzających energią, urządzeniami oraz personelem. • Wsparcie finansowe działań dotyczących wysokosprawnej kogeneracji oraz zmniejszania strat w dystrybucji i transporcie energii. • Wsparcie dla przedsiębiorstw w zakresie stosowania najlepszych dostępnych technik (BAT) 4. Sektor transportu (z wyłączeniem lotnictwa i żeglugi) • Wprowadzenie systemów zarządzania ruchem i infrastrukturą transportową – polepszenie planowania i koordynacji zarządzania ruchem. • Promowanie systemów transportu zrównoważonego oraz efektywnego wykorzystania paliw w transporcie – działania promujące wprowadzanie energooszczędnych środków transportu oraz ekologicznego sposobu jazdy [10]. W krajowym planie działań zaproponowano również zagadnienia horyzontalne służące poprawie efektywności energetycznej: • Wprowadzenie mechanizmu wsparcia w postaci tzw. białych certyfikatów stymulujących działania energooszczędne wraz z obowiązkiem nałożonym na sprzedawców energii elektrycznej, ciepła lub paliw gazowych. • Prowadzenie kampanii informacyjnych oraz szkoleń w zakresie zwiększania efektywności energetycznych. WNIOSKI KOŃCOWE Konwencjonalne źródła energii zarówno obecnie, jak i w perspektywie najbliższych dziesięcioleci odgrywać będą w Polsce priorytetową rolę. Osiągnięcie jednocześnie oczekiwanego poziomu rozwoju OZE możliwe jest jedynie poprzez ich ciągłą stymulację polegającą na wdrażaniu programów wsparcia podobnych, jak w krajach sąsiadujących. Analizując krajowy potencjał geotermalny, wiatrowy, czy słoneczny na tle naszych zachodnich sąsiadów można wyraźnie dostrzec, iż mimo faktu, że wartości tych zasobów są porównywalne, obecne wykorzystanie tego potencjału jest w Polsce znacznie mniejsze. Wskazane jest zatem, by w najbliższych latach sytuacja ta ulegała systematycznej poprawie. W Polsce obserwowany jest już od dłuższego czasu korzystny trend zastosowania rozproszonych źródeł energii. Zwiększanie lokalnego wykorzystania odnawialnych zasobów energetycznych, uwzględniające specyfikę regionu, korzystnie wpływa na wzrost wskaźników bezpieczeństwa energetycznego i jest korzystne z punktu widzenia ekologicznego. Trudniejsza sytuacja w krajowym sektorze paliwowym, wynikająca z uzależnienia od dostaw z zewnątrz powoduje konieczność pilnych zmian. Sytuacja jest tym trudniejsza, iż w ostatnim czasie występują duże fluktuacje cen ropy naftowej na rynku światowym. Wskazane jest przede wszystkim rozwijanie produkcji i zastosowania biodiesla i bioetanolu. Poprawę bilansu produkcji paliw w Polsce osiągnąć można również poprzez wdrożenie technologii wytwarzania paliwa syntetycznego z własnych zasobów węgla. Niezależnie od tych działań w skali krótkoterminowej konieczna jest dywersyfikacja źródeł dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego. 109 LITERATURA [1] Państwowy Instytut Geologiczny: Surowce mineralne Polski, 2008 [2] Grudziński Z.: Węgiel – energetyka w Polsce, Instytut GSMiE PAN Kraków, 2007 [3] Buńczyk A., Daniluk A., Masri S.: Ropa naftowa, Urząd Regulacji Energetyki, 2005 [4] Lewandowski W.M.: Proekologiczne odnawialne źródła energii, WNT 2006 [5] Polska Geotermalna Asocjacja, www.pga.org.pl [6] Gajda I.: Czy zasoby hydroenergetyczne Polski są w stanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne?, Przegląd Geologiczny 2006 [7] Polityka Energetyczna Polski do 2025 roku, Ministerstwo Gospodarki i Pracy, Zespół do Spraw Polityki Energetycznej, Dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 Roku [8] Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku, Projekt z dnia 04-09-2008, Ministerstwo Gospodarki [9] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 16 stycznia 2008 r. w sprawie szczegółowych warunków udzielania pomocy publicznej na przedsięwzięcia, będące inwestycjami, związanymi z odnawialnymi źródłami energii, Dz. U. Nr 14, poz. 89 z 29 stycznia 2008 r. [10] Krajowy Plan Działań Energetyki dotyczący efektywności energetycznej (EEAP), Warszawa, 2007 r. 110 Rozdział 2 KONCEPCJA TWORZENIA KLASTRÓW REGIONALNYCH A INTENSYFIKACJA WYKORZYSTANIA ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII W POLSCE Alicja SOSNOWSKA WPROWADZENIE Postulat zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej jest od wielu lat przedstawiany w kolejnych programach rozwoju sektora energetycznego w skali globalnej. Jego realizacja wynika z pilnej potrzeby zmniejszenia zagrożeń dla środowiska naturalnego, związanych z emisją gazów cieplarnianych oraz innych zanieczyszczeń powstających w trakcie eksploatacji tradycyjnych zasobów energetycznych. Zwracają na to uwagę autorzy publikacji przygotowanej w 2008 r. w Katedrze Organizacji i Inżynierii Produkcji SGGW [1]. Wykorzystanie źródeł odnawialnych do celów energetycznych ma szczególne znaczenie w przypadku odbiorców rozproszonych, oddalonych od wielkich dostawców należących do tzw. sieci lokalnych. Jednakże pomimo przedstawionych przez różne gremia argumentów na korzyść energii odnawialnej wśród producentów i dostawców energii elektrycznej nie znajdują one wystarczającego poparcia przede wszystkim ze względów ekonomicznych. We współczesnym społeczeństwie czynniki ekologiczne znajdują coraz większe uznanie i wobec tego energetyka stara się je uwzględniać w swoich programach rozwojowych. Przewiduje to również polityka energetyczna Unii Europejskiej, która narzuca krajom członkowskim określone obowiązki w zakresie energetyki odnawialnej[2]. Jednocześnie jednak wiadomo, że w skali mikroekonomicznej trudno wprowadzić przedsięwzięcia, nawet najbardziej słuszne społecznie, jeżeli nie przynoszą określonych zysków przedsiębiorstwom. Dlatego poszukuje się rozwiązań, które mogą przyczynić się do zwiększenia opłacalności produkcji energii ze źródeł odnawialnych z jednoczesnym zachowaniem zasad ochrony środowiska naturalnego. Wykorzystanie tworzenia klastrów regionalnych ukierunkowanych na lokalne zagospodarowanie źródeł energii odnawialnej może być jednym z takich rozwiązań. Stanowi to myśl przewodnią niniejszego opracowania. 111 PRZESŁANKI POWSTAWANIA WSPÓŁCZESNEJ GOSPODARCE STRUKTUR KLASTROWYCH WE Klastry, które M. Porter, jeden z głównych ich propagatorów w skali światowej, definiuje jako „znajdujące się w geograficznym sąsiedztwie grupy przedsiębiorstw i powiązanych z nimi instytucji zajmujących się określoną dziedziną, połączone podobieństwami i wzajemnie się uzupełniającymi”[3] stały się w początkach lat 2000ych przedmiotem zainteresowania zarówno teorii ekonomii i zarządzania jak i praktycznych działań gospodarczych. W dobie globalizacji uznano je za ważną formę działalności gospodarczej pozwalającą na wykorzystanie możliwości kooperacji przedsiębiorstw realizujących wspólne cele produkcyjne i gospodarcze na danym terenie bez naruszania ich ekonomicznej samodzielności i zdolności do konkurowania. Swoją popularność teoria klastrów zawdzięcza zarówno autorytetowi prof. M. Portera oraz wynikom jego badań jak i zainteresowaniu władz Unii Europejskiej, które uznały ją za przydatną w kreowaniu wspólnej polityki gospodarczej w krajach wspólnoty [4]. Polityka ta zdefiniowana w Strategii Lizbońskiej i kolejnych dokumentach Komisji Europejskiej, zakłada wzrost konkurencyjności przemysłu europejskiego połączony z wyrównywaniem różnic w poziomie rozwoju poszczególnych krajów, co wymaga podniesienia ich innowacyjności oraz zwiększenia współpracy wewnątrz kraju i współpracy międzyregionalnej. Rolę klastrów określają założenia europejskiej polityki opartej o klastry (Cluster Based Policy CBP), która zawiera działania i instrumenty wykorzystywane przez władze różnych szczebli dla wspierania istniejących i rozwoju nowych struktur klastrowych [5]. W ramach polityki wspierania klastrów organizacje międzynarodowe prowadzą działania informacyjne, organizują konferencje naukowe, inicjują programy badawcze zmierzające do popularyzacji idei klasteringu oraz wspierania nowych struktur klastrowych również w formie finansowania projektów tworzenia klastrów w skali regionalnej [6]. W wielu krajach Unii Europejskiej podjęto starania nad zawiązywaniem tzw. inicjatyw klastrowych, które znajdują poparcie władz politycznych i organizacji społecznych zainteresowanych aktywizacją regionów o mniejszej aktywności gospodarczej. Jak uzasadniają M. Gorynia i B. Jankowska uczestnictwo w klastrze wpływa na konkurencyjność przedsiębiorstw, a także może wzmacniać ich ekspansję regionalną dzięki wzrostowi konkurencyjności. Wymienieni autorzy opierają te stwierdzenia zarówno na wnikliwej analizie teoretycznej, jak i badaniach klastrów istniejących na terenie Polski [7]. Z kolei E. Skawińska i R.I. Zalewski zwracają uwagę na wkład klastrów w realizację zasad zrównoważonego rozwoju regionu przez lepsze wykorzystanie lokalnych zasobów, tworzenie nowych miejsc pracy, wpływ na zachowanie zasad ochrony środowiska [8]. W wielu opracowaniach podkreśla się możliwość wykorzystania struktur klastrowych dla wzrostu innowacyjności małych i średnich przedsiębiorstw należących do klastra między innymi dzięki współpracy z organizacjami sfery B+R, a także włączania firm innowacyjnych do klastra. UWARUNKOWANIA TWORZENIA KLASTRÓW W POLSCE Zainteresowanie praktyki gospodarczej tworzeniem struktur klastrowych w Polsce zwiększyło się po wstąpieniu do Unii Europejskiej i rozpoczęciu realizacji programów związanych z wykorzystaniem funduszy europejskich, które przewidują 112 realizację projektów związanych z tworzeniem tzw. inicjatyw klastrowych. Nie oznacza to, że rok 2004 stanowi początek tworzenia klastrów, gdyż już wcześniej rozpoznano naturalne skupiska firm działających w określonym regionie odpowiadające klasycznej definicji Portera jak np. zbiorowość firm meblarskich w okolicach Swarzędza, czy firm odzieżowych w regionie łódzkim. W roku 2000 zapoczątkowano też tworzenie organizacji klastrowych z inicjatywy władz regionalnych, np. klaster Plastikowa Dolina w Tarnowie. Jednak wejście Polski do Unii Europejskiej znacznie wzmocniło działania na rzecz tworzenia klastrów. Wpłynęły na to: − informacje o rozwoju klastrów w krajach UE, − dobre doświadczenia z zagranicy przekazywane na konferencjach, w publikacjach oraz w internecie, − zachęty materialne dla organizacji podejmujących inicjatywy klastrowe, − prowadzona polityka Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Rozwoju Regionalnego oraz działalność PARP, − pozytywne przykłady zrealizowanych projektów regionalnych, − wzrost zainteresowania przedsiębiorców [9]. Obserwacje tworzonych w Polsce klastrów są prowadzone przez co najmniej kilka ośrodków akademickich, organizacje regionalne, władze samorządowe oraz administrację państwową i współpracujące z nią agencje (Polską Agencję Rozwoju Przedsiębiorczości, Agencję Rozwoju Przemysłu, Agencje Rozwoju Regionalnego). Powstające klastry są rejestrowane w internecie tworząc sieć informacyjną, która pozwala na wzajemne kontakty [10]. Projekty ukierunkowane na tworzenie i rozwój inicjatyw klastrowych, szkolenia dla animatorów klastrów oraz działaczy samorządowych są inicjowane i realizowane w sposób ciągły. Według najnowszych danych na liście zarejestrowanych w Polsce klastrów znajdują się 52 pozycje [10]. Nie omawiając szczegółowo opublikowanych wyników badań warto zwrócić uwagę na powtarzające się w nich opinie. Po pierwsze – obserwuje się dynamiczny wzrost liczby inicjatyw klastrowych w Polsce, szczególnie w regionach, które należą do względnie słabiej rozwiniętych [11]. Po drugie większość istniejących klastrów regionalnych składa się z firm należących do branż tradycyjnych (meblarska, spożywcza, chemiczna). Po trzecie od 2006 roku w ramach realizacji projektów unijnych rejestruje się inicjatywy klastrowe w dziedzinach wysokiej technologii odpowiadające definicji klastra sieciowego o wysokim stopniu innowacyjności [12]. Po czwarte znaczna część klastrów notowanych na liście znajduje się w stanie początkowym nie osiągając stanu dojrzałości o czym świadczą również zmiany na liście w kolejnych latach. Jest to dobry prognostyk na przyszłość pod warunkiem, że ta forma wzajemnej współpracy przyniesie korzyści ekonomiczne przedsiębiorstwom oraz pozostanie przedmiotem troski władz i społeczeństwa regionalnego. Włączenie klasteringu, jak określa się proces rozwoju inicjatyw klastrowych, do przedsięwzięć związanych z realizacją postulatów zrównoważonego rozwoju kraju może stać się szansą na rozszerzenie i umocnienie się tej strategii [13]. Projekty rozwoju klastrów są objęte priorytetami Programów realizowanych przy wykorzystaniu środków Unii Europejskiej przede wszystkim PO Innowacyjna Gospodarka, Regionalne Programy Operacyjne na lata 2007–2013, Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko oraz Program Operacyjny Rozwój Polski Wschodniej [14]. 113 MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA STRUKTUR KLASTROWYCH W ZAGOSPODAROWANIU ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII (OZE) (w szczególności biomasy i biogazu) Po wejściu Polski do Unii Europejskiej przed energetyką, którą charakteryzuje wysoki udział węgla kamiennego i brunatnego jako źródła energii ze wszystkimi tego konsekwencjami, postawiono zadanie zwiększenia wykorzystania OZE. Mieści się ono we wszystkich wersjach przygotowywanych prognoz i programów rozwoju energetyki w Polsce do 2025 roku i powinno być realizowane aby sprostać Dyrektywom UE oraz zasadom zrównoważonego rozwoju. Przedstawione w cytowanych źródłach liczby wskazują, że OZE nabierają znaczenia, w szczególności jako lokalne źródła uzupełniające produkcję energii z dużych elektrowni systemowych. Dowodzą tego dotychczasowe przykłady przemysłowego zastosowania biomasy w regionalnych elektrociepłowniach, czy wykorzystanie biogazu pochodzącego ze składowisk odpadów do ogrzewania pomieszczeń u odbiorców komunalnych. Jak wynika z analizy tych przykładów w przypadku wykorzystania OZE mamy zazwyczaj do czynienia zarówno z rozproszonymi lokalnymi dostawcami paliw jak i z rozproszonymi lokalnymi odbiorcami energii, co jest przyczyną relatywnie wysokich kosztów energii pochodzącej z OZE. Stanowi to przeszkodę w upowszechnieniu wykorzystania tych źródeł mimo korzyści ekologicznych oraz ustawowego obowiązku nakładanego na przedsiębiorstwa energetyczne określającego udział OZE w produkcji energii elektrycznej i ciepła. Otwarcie możliwości zgłaszania projektów tworzenia klastrów w regionach stało się dla organizacji naukowych, władz administracyjnych i samorządowych, a także przedsiębiorstw, ważnym impulsem pobudzającym rozszerzenie badań nad wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii. Do najbardziej znanych inicjatyw w tym zakresie należą: 1. Bałtycki Klaster Ekoenergetyczny [15] Hasłem przewodnim organizatorów klastra jest tworzenie zielonej alternatywy dla strategii województwa pomorskiego i warmińsko-mazurskiego. Podstawy trzon badawczy projektu stanowią Instytut Maszyn Przepływowych PAN z Gdańska oraz Uniwersytet Warmińsko-Mazurski wraz z kilkunastoma innymi placówkami badawczymi. W skład klastra wchodzą także przedsiębiorstwa zarówno duże np. koncern Energa jak przedsiębiorstwa małe i średnie oraz przedstawiciele władz wojewódzkich i samorządów lokalnych. Klaster podzielono na pion Agro, który obejmuje technologie upraw roślin energetycznych i ścieków oraz pion Techno, który ma zajmować się projektowaniem urządzeń wykorzystywanych do zagospodarowania OZE. Wymienione w projekcie klastra główne obszary działalności mieszczą podstawowe problemy techniczne i biologiczne związane z wykorzystaniem zielonej energetyki. Zarząd klastra wystąpił o dofinansowanie kilku projektów wdrożeniowych m.in. organizowanie kompleksów agroenergetycznych w gminach, czy pilotażowe biogazownie. Zorganizowano szereg konferencji oraz prowadzone są szkolenia, studia podyplomowe itp. 2. Małopolski klaster czystych technologii [16] Jest to, istniejąca od 2006 roku, struktura w 2009 roku skupiająca 12 uczelni i instytutów badawczych, 25 przedsiębiorstw i 2 jednostek samorządowych. Klaster 114 podejmuje działania badawcze i szkoleniowe prowadząc 26 projektów badawczych. W pracach klastra, które koordynuje Instytut Paliw i Energii Odnawialnej uczestniczą duże firmy energetyczne, jak Energetyka Dwory, Elektrociepłownia Kraków i PGNiG. Klaster podejmuje działania pomocowe na rzecz energetyki odnawialnej, organizuje studia podyplomowe oraz szkolenia. Dotychczas zgłoszono 26 projektów badawczych, które będą realizowane we współpracy z władzami samorządowymi. 3. Klaster Green Stream [17] Utworzony w 2007 r. jako wspólny projekt 16 uczestników konsorcjum, na które składają się Instytut Elektroniki, Stowarzyszenie Elektryków Polskich, Mielecka Agencja Rozwoju Regionalnego i pozostałych 13 partnerów (w tym kilka przedsiębiorstw), dla realizacji ekologicznych projektów produkcji pojazdów o napędzie elektrycznym wykorzystujących jednocześnie OZE, które mają zastąpić paliwa ropopochodne. Organizacja klastrowa ma ułatwić porozumienie ośrodków badawczych i przedsiębiorstw dla stworzenia rynku pojazdów elektrycznych z infrastrukturą ładowania tych pojazdów. W projektach są plany przerobienia pojazdów o silnikach benzynowych na elektryczne. Projekt klastra ma charakter ogólnopolski z udziałem partnerów zagranicznych. Inicjatorzy otrzymali dotację z P.O.I.G. Działanie 5.1. Poza wymienionymi problematyka wykorzystania OZE znalazła się w programach innych klastrów działających w dziedzinach związanych z ochroną środowiska np. klaster zielonych technologii i sieć naukowo-gospodarcza Energia. Z prowadzonych rozmów i wywiadów można się dowiedzieć, że inicjatorzy klastrów byli motywowani informacjami o konkursach projektów ogłaszanych przez PARP i Agencje Regionalne przekazywanymi przez internet oraz na konferencjach i w publikacjach a także działaniami lokalnej i krajowej administracji, która otrzymała zadania realizacji programów unijnych. Stąd wzrost zainteresowania klasteringiem po wejściu Polski do Unii Europejskiej. Agendy europejskie również przyczyniły się do jego popularyzacji przez aktywny udział w akcjach informacyjnych i promocyjnych. Przedstawione wyżej przykłady klastrów związanych tematycznie i organizacyjnie z energetyką nie są w pełni lokalnymi skupiskami regionalnymi, które grupują firmy sąsiadujące z sobą terytorialnie. Zresztą udział przedsiębiorstw jest w nich stosunkowo niewielki, przeważają placówki badawcze oraz organizacje samorządowe i społeczne. Jest to w Polsce typowe w przypadku klastrów „in statu nascendi”. Problematyka OZE może jednak skłaniać do tworzenia struktur klastrowych na wzór organizacji powstających w innych dziedzinach np. produkcji zdrowej żywności, czy innych produktów regionalnych np. mebli. Tej idei odpowiada część Agro Bałtyckiego Klastra Ekoenergetycznego. Podstawowym celem regionalnego klastra ekoenergetycznego może być zatem organizowanie współpracy lokalnych producentów surowców (np. wierzby energetycznej czy innych upraw) z odbiorcami hurtowymi tych surowców oraz z lokalnymi producentami energii elektrycznej i cieplnej i firmami dystrybucyjnymi. Można też tworzyć klastry, nastawione na produkcję energii w postaci biogazu z biomasy pochodzącej z odpadów komunalnych, czy przemysłowych, kojarzące firmy zbierające odpady z odbiorcami gazu i dystrybutorami ciepła, czy energii elektrycznej. Oczywiście udział placówek badawczych oraz organizacji samorządowych jest celowy i bardzo potrzebny, jednak zgodnie z ideą klastrów głównym źródłem zysków powinni być producenci, bądź dystrybutorzy. W omawianej propozycji najważniejszymi udziałowcami klastra powinny być przedsiębiorstwa wspomagane przez placówki badawcze, czy organizacje 115 samorządowe. Nota bene przedsiębiorstwa opowiadają się za aktywnym ich udziałem w powstawaniu klastra i uczestnictwem w zarządzaniu nim21. PROCES POWSTAWANIA I ROZWOJU KLASTRA REGIONALNEGO W literaturze przedmiotu, a także praktyce gospodarczej dopracowano się pewnych modeli strategicznych tworzenia klastrów22. W Polsce w wyniku realizowania unijnej polityki opartej o klastry wykształcił się schemat postępowania dostosowany do warunków jakie narzuca procedura zgłaszania wniosków o dofinansowanie projektów tworzenia klastrów ze środków publicznych pochodzących z tzw. programów pomocowych. Projekt utworzenia klastra jest traktowany jako innowacja organizacyjna, która ma sprzyjać wzrostowi przedsiębiorczości firm i organizacji działających w danym regionie. Wybór celów szczegółowych pozostawia się animatorom klastra, przy założeniu, że przedstawią projekt, który będzie spełniał ustalone przez zarządzającego programem kryteria23. Przebieg prac nad stworzeniem projektu utworzenia klastra przedstawia rysunek 1. Jest to pewien ramowy plan działania prowadzący, po akceptacji projektu przez komisję konkursową, do uzyskania środków i rozpoczęcie działalności przez klaster. Przewiduje on aktywny udział przedsiębiorców w procesie projektowania i budowy struktury klastrowej. Bardzo istotne jest utrzymanie zasady dobrowolności oraz niezależności ekonomicznej firmy należącej do klastra natomiast korzyści, które ona osiąga z przynależności do struktury wynikają z efektów przenikania wiedzy, możliwości korzystania z infrastruktury informacyjnej i technologicznej, wymiany doświadczeń oraz wspólnej promocji. Większość nowopowstałych klastrów działa w strukturach sieciowych uwzględniających wzajemne połączenia informacyjne pomiędzy podmiotami klastra. Istnieje także ogólnopolska sieć informacyjna, która dostarcza wiedzy o powstających inicjatywach klastrowych, gospodarowaniu środkami publicznymi na cele klasteringu, programach szkoleniowych, konferencjach itp. [10]. Polska wymienia także informacje z europejską siecią doskonałości [18]. Proces powstawania i rozwoju klastra może przebiegać w wyniku realizacji nie jednego a wielu kolejnych projektów, dzięki którym przedsiębiorstwa utrzymują warunki dla realizacji wspólnej strategii. Istotną rolę w utrzymaniu jedności i ciągłości działania organizacji klastrowej odgrywa lider oraz grupa zarządzająca klastrem, która musi zdobyć poparcie członków struktury oraz utrzymywać stałe kontakty z władzami i lokalną społecznością regionu. Duże znaczenie mają wiedza i kwalifikacje oraz kreatywność i inicjatywność lidera wsparte umiejętnościami kierowania zespołem ludzkim. Najważniejszym czynnikiem pomyślnej realizacji projektów rozwoju struktur klastrowych jest akceptacja ich przez przedsiębiorstwa. 21 Wskazują na to wyniki badań ankietowych: A. Sosnowska, S. Łobejko, op.cit. Przedstawiają je w swojej pracy M. Gorynia i B. Jankowska, op.cit. 23 Szczegółowy tryb przygotowania projektu przedstawiają: L. Palmen, M. Baron, Przewodnik dla animatorów inicjatyw klastrowych w Polsce, PARP, Warszawa 2008 oraz Europejska sieć doskonałości na rzecz zarządzania współpracy i promocji klastrów, PARP, Warszawa 2008. 22 116 1. Pomysł utworzenia klastra jako inicjatywa grupy przedsiębiorców poparta przez władze lokalne 2. Wybór lidera, któremu grupa inicjatywna powierza przygotowanie projektu 3. Opracowanie projektu z udziałem ekspertów 4. Dyskusja, doskonalenie projektu, zapotrzebowanie na środki finansowe 5. Merytoryczna i społeczna ocena projektu 6. Wystąpienie z wnioskiem o dofinansowanie ze środków Unii Europejskiej 7. Utworzenie organizacji odpowiedzialnej za działalność klastra 8. Przyjęcie statutu, wybór władz 9. Opracowanie i przyjęcie strategii rozwoju klastra 10. Początek działalności Rys. 1. Schemat procesu tworzenia klastra Źródło: Opracowanie własne, a także L. Palmen, M. Baron, op.cit. 117 POTENCJALNE EFEKTY EKOENERGETYCZNYCH TWORZENIA REGIONALNYCH KLASTRÓW Efekty tworzenia struktury klastrowej w regionie mogą wystąpić już w czasie podejmowania prac nad projektem. Należy do nich napływ i upowszechnienie określonego zasobu wiedzy o przedmiocie działalności klastra, gremiów zarządczych i społeczeństwa regionu oraz wyłonienie się grupy aktywnych przedsiębiorców i ekspertów pracujących nad projektem. W ten sposób tworzy się grupa opiniotwórcza w sprawach dotyczących realizacji postulatów zrównoważonego rozwoju w regionie. Inicjatywa klastrowa może też przyczynić się do zdobycia środków finansowych na organizację klastra co wiąże się z rozwojem infrastruktury i tworzeniem nowych miejsc pracy. Koncentracja firm działających w danej dziedzinie występująca w klastrach przyczynia się do powstawania korzyści w zakresie wspólnej infrastruktury transportowej, informatycznej, a także społecznej. Wykorzystanie lokalnych źródeł energii do ogrzewania może wpłynąć na obniżkę kosztów, a zagospodarowanie odpadów podnieść stan środowiska naturalnego. Organizatorzy klastrów muszą jednak wykazać się wytrwałością i cierpliwością. Efekty ekonomiczne utworzenia klastra nie są natychmiastowe, proces jego inkubacji trwa co najmniej kilka lat, a napływ środków zależy od aktywności jego kierownictwa. Czynnik czasu ma zresztą znaczenie we wszystkich działaniach nastawionych na wykorzystanie OZE. Można zatem postawić pytanie, czy ich zagospodarowanie w organizacjach klastrowych będzie bardziej efektywne. Na dziś, sądząc po doświadczeniach istniejących klastrów odpowiedź na to pytanie brzmi: tak. LITERATURA [1] Zarządzanie w energetyce, red. A. Chochowski, F. Krawiec, Difin, Warszawa 2008, cz. II. [2] Cichy P.: Alternatywne źródła energetyki w Energii w czasach kryzysu, w: Energia w czasach kryzysu, red. K. Kuciński, Difin, Warszawa 2007, s. 148–149. [3] Porter M.: Porter o konkurencji, PWE, Warszawa 2001, s. 248. [4] Sölvell O., Lindqvist G., Ketels Ch.: Zielona księga inicjatyw klastrowych. Inicjatywy klastrowe w gospodarkach rozwijających się i w fazie transformacji, PARP, Warszawa 2008. [5] Ketels Ch., Sölvell O.: Clusters in the EU-10 new member countries, Europe Innova, 2007, s. 15–18. [6] Sosnowska A., Łobejko S., Klastry a zrównoważony rozwój, w: Strategie przedsiębiorstw wobec wymogów zrównoważonego rozwoju, red. K. Kuciński, SGH, Warszawa 2009, s. 299–322. [7] Gorynia M., Jankowska B.: Klastry a międzynarodowa konkurencyjność i internacjonalizacja przedsiębiorstwa, Difin, Warszawa 2008. [8] Skawińska E., Zalewski R.I.: Klastry biznesowe w rozwoju konkurencyjności i innowacyjności regionów, PWE, Warszawa 2009, s. 29–33. [9] Sosnowska A., Łobejko S.: Efektywny model funkcjonowania klastrów w skali kraju i regionu, w: Ekspertyzy i analizy dotyczące zagadnień transformacji wiedzy, konkurencyjności i innowacyjności gospodarki, PARP, Warszawa 2009. [10] www.pi.gov.pl/klastry;1 www.pi.gov.pl/klastry według stanu z 12.06.2009 [11] Bochniarz Z., Sieńko B.: Globalization, Clustering and Innovation. Some Regional Aspects, w: Przedsiębiorstwo wobec wyzwań globalnych, red. A. Herman, K. Poznańska, SGH, Warszawa 2008, t. II, s. 208. 118 [12] Palmen L., Baron M.: Przewodnik dla animatorów inicjatyw klastrowych w Polsce, PARP, Warszawa 2008, s. 83. [13] Kuciński K.: Strategie przedsiębiorstw wobec wymogów zrównoważonego rozwoju, s. 20–21, 361–362. [14] www.mrr.gov.pl [15] www.bkee.pl [16] www.klaster.agh.edu.pl [17] www.greenstream.org oraz informacje W. Sadowskiego na Forum MSP, PARP, Warszawa 2009, dnia 9.06.2009. [18] www.clusterforum.org/links.php 119 Rozdział 3 KOSZTY BUDOWY FARMY WIATROWEJ Z WYKORZYSTANIEM URZĄDZEŃ Z DEMONTAŻU – STUDIUM PRZYPADKU Dariusz CZEKALSKI WPROWADZENIE Produkcja energii elektrycznej w Polsce z wykorzystaniem siły wiatru jest źródłem stosunkowo wysokich i stabilnych przychodów. Jest to wynikiem regulacji obrotu energią elektryczną pochodzącą z odnawialnych źródeł, wprowadzoną nowelizacją Prawa energetycznego w maju 2005 roku. Mechanizm opracowany wówczas to kombinacja systemu ilościowego z systemem stałej ceny. O skuteczności tego rozwiązania świadczy między innymi dynamiczny wzrost mocy zainstalowanej w kolejnych farmach wiatrowych. Wielkie farmy wiatrowe o mocach kilkudziesięciu megawatów budują inwestorzy tak znani w branży energetycznej jak Ibedrola, Siemens czy PGE. Są to przedsięwzięcia z budżetem setek milionów PLN. Wysokie koszty obejmujące wszystkie etapy budowy farm wiatrowych, wynoszące 1,1 ÷ 1,5 mln E w przeliczeniu na 1 MW mocy, są barierą dla inwestorów o mniejszym kapitale. W tych okolicznościach do budowy przez indywidualnych przedsiębiorców farm wiatrowych i pojedynczych elektrowni wykorzystywane są pochodzące z demontażu turbozespoły i wieże. Kupowane są one, a następnie sprowadzane z Danii, Niemiec czy też Holandii. Są to urządzenia sprawne o wysokości wieży do 50 m, a ich wycofanie wynika z instalowania na ich miejsce obiektów o wysokości wież rzędu 100 m i średnicy wirnika 80 m, a więc o wielokrotnie większej mocy i produktywności. W ten sposób na Kujawach oraz w Wielkopolsce powstało w latach 2004 ÷ 2005 kilkadziesiąt elektrowni wiatrowych o mocach od 100 do 400 kW. Koszty budowy farm wiatrowych z wykorzystaniem urządzeń z demontażu są ciekawym zagadnieniem w kontekście późniejszych analiz trwałości takich obiektów i ich wydajności. CHARAKTERYSTYKA WYBRANEJ FARMY WIATROWEJ Niewielką farmę wiatrową z wykorzystaniem urządzeń z demontażu zrealizowano w województwie świętokrzyskim w roku 2007 [1]. Przy budowie farmy wykorzystano turbiny wiatrowe z generatorem asynchronicznym o mocy 250 kW (rys. 1). Były to urządzenia używane zakupione w Niemczech, zdemontowane z tamtejszej lokalizacji i przetransportowane do Polski. Turbiny te wyprodukowane 120 zostały w latach 90. Farma zajmująca powierzchnię 16 ha obejmuje 10 turbin o łącznej mocy 2,5 MW (rys. 2). Podstawą elektrowni jest wieża (rys. 3) zbudowana z rur połączonych w segmenty z systemem drabin, umożliwiających prowadzenie wszelkich czynności obsługi i konserwacji od środka wieży. Wysokość wieży do osi obrotu wirnika wynosi 28 m. Łopaty wirnika (rys. 2) zbudowane są z tworzywa sztucznego wzmocnionego włóknem szklanym. Średnica wirnika wynosi 25 m. Energia uzyskiwania z wiatru przez łopaty jest przenoszona na piastę poprzez kołnierze wykonane ze staliwa. W turbinie zastosowano system regulacji mocy poprzez tzw. przeciąganie (Stall Regulation). System ten zapewnia moc wyjściową 250 kW przy wietrze o prędkości z zakresu 13 ÷ 23 m/s (prędkość startowa 4 m/s). Automatyczna regulacja położenia gondoli w zależności od kierunku wiatru odbywa się poprzez przekładnię ślimakową. W turbozespole zastosowano standardowy 3-fazowy indukcyjny generator asynchroniczny o mocy wyjściowej 80 albo 250 kW w zależności od ilości podłączonych par biegunów. Okablowanie oraz maszynownia znajdują się wewnątrz wieży, aby zapewnić ochronę przed korozją i niekorzystnymi warunkami atmosferycznymi. Rys. 1. Gondole turbin HSW 250 Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery Rys. 2. Widok farmy wiatrowej oraz łopaty instalowanych turbin Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery 121 KOSZTY BUDOWY FARMY Budowa farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń z demontażu wiąże się z obniżonym, w porównaniu do zastosowania nowych turbin wiatrowych, kosztem zakupu urządzeń. Pozostałe koszty związane chociażby z szeregiem kroków formalnych, samym montażem turbin, podłączaniem do sieci są już typowe dla takich inwestycji. Wykorzystane w analizowanym przypadku urządzenia zostały zakupione w Niemczech po około 300 000 PLN za sztukę. Inwestor zakupił jednorazowo 10 elektrowni na które składają się wieże, skrzydła wirnika oraz gondole z pełnym wyposażeniem. Kolejnym kosztem był transport zakupionych turbin z północy Niemiec do miejsca budowy. Wykorzystano do tego celu 15 samochodów - 10 większych przewoziło po jednej wieży (rys. 3) i dwie łopaty wirnika, a 5 mniejszych po dwie gondole i dwie łopaty wirnika. Koszt przejazdu większego samochodu wyniósł 20 000 PLN, a mniejszego 6 000 PLN. Na przewóz urządzeń wydano zatem ok. 230 000 PLN. Zgodnie z harmonogramem przebiegu inwestycji przed montażem turbin należało wykonać wiele czynności poprzedzających. Koszty z nimi związane przedstawiono w tabeli 1. W obliczu silnie akcentowanych kwestii oddziaływania farm wiatrowych na środowisko, zwłaszcza przez ornitologów, aktualnie oceny tego typu są zapewne droższe niż w badany przypadku. Rys. 3. Wieża elektrowni HSW 250 Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery Kolejna grupa kosztów to wydatki związane z wykonaniem dróg dojazdowych, fundamentów pod turbiny oraz montażem samych elektrowni. Przy budowie opisywanej farmy wiatrowej koszty budowy dróg dojazdowych zostały uniknięte. Badania geotechniczne podłoża wykazały, że wjazd ciężkim sprzętem potrzebnym do montażu elektrowni tej wielkości może odbyć się bez konieczności budowy dróg. Na fundamenty pod jedną turbinę wykorzystano 75 m³ betonu (koszt 20 000 PLN) oraz 8 ton stali (koszt 24 000 PLN). Robocizna, zbrojenie i szalunki kosztowały 25 000 PLN dla pojedynczego obiektu, a więc łączny koszt budowy fundamentów dla dziesięciu elektrowni wyniósł ok. 700 000 PLN. 122 Tabela 1. Koszty raportów, badań i projektów Dokument Raport oceny oddziaływania inwestycji na środowisko Badania geotechniczne podłoża Projekt konstrukcyjny fundamentów i montażu turbin wiatrowych Projekt przyłączenia elektrowni do sieci Ekspertyza wpływu na sieć Projekt zagospodarowania terenu Koszt, PLN 5000 9000 7000 15000 15000 8000 Do montażu turbin wynajęto profesjonalną z województwa zachodniopomorskiego. Koszt instalacji turbin wyniósł 10 000 PLN od sztuki. Do montażu (rys. 4) wykorzystano również dwa dźwigi o nośności 120 t oraz 65 t, których wynajęcie kosztowało odpowiednio 400 i 280 PLN za godzinę, a dojazd do placu budowy 30 oraz 20 PLN za km. Koszt wynajęcia dźwigów wraz z dojazdem wyniósł ostatecznie ok. 70 000 PLN. Zatem całkowity koszt montażu farmy zamknął się kwotą 170 000 PLN. Rys. 4. Montaż turbin wiatrowych z użyciem dźwigów Źródło: http://www.ekowind.pl/photogallery Ostatnia grupa kosztów związana jest z przyłączeniem farmy wiatrowej do sieci elektroenergetycznej. Przy budowie opisywanego obiektu wykorzystano dwa transformatory z rozdzielniami. Dwie stacje transformatorowe o mocy po 1 MW kosztowały 700 000 PLN, natomiast stacja o mocy 630 kW - 250 000 PLN. Połączenie turbin liniami elektroenergetycznymi ze stacjami transformatorowymi kosztowało ok. 120 000 PLN. Konieczne było również zbudowanie linii wyprowadzenia mocy, których koszt był rzędu 150 000 PLN. Inwestor poniósł jednak tylko 50% tych kosztów, pozostałe 50% sfinansował zakład energetyczny pod warunkiem zrzeczenia się na jego rzecz własności linii. Robocizna związana z przyłączeniem do sieci i skonfigurowaniem generatorów z siecią wykonana przez uprawnioną firmę wymagała nakładu ok. 200 000 PLN. Do kosztów związanych z przyłączeniem do sieci można również zaliczyć wymienioną już wcześniej w tabeli 1 Ekspertyzę Wpływu na Sieć. 123 PODSUMOWANIE Budowa farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń pochodzących z demontażu w prezentowanym przypadku (łączna moc 2,5 MW) zamknęła się kosztem jednostkowym 2,2 mln PLN w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej. Koszty budowy farmy budowanej z urządzeń najnowszej generacji o mocy rzędu kilkudziesięciu MW są znacznie wyższe i przekraczają 6 mln PLN/MW [2]. Do demontażu elektrowni wiatrowych dochodzi gdy są zastępowane obiektami nowej generacji – znacznie większymi. Stąd farmy wiatrowe budowane z urządzeń używanych mają stosunkowo małą moc znamionową, co wynika z ograniczonej wysokości wieży i średnicy wirnika. Jednoznaczny trend wzrostu wielkości elektrowni wiatrowych z wysokością wież dochodzącą do 100 m jest powodowany przyrostem zasobów energii wiatru wraz z wysokością nad poziomem gruntu. W konsekwencji szacując roczną produktywność danej farmy powstałej z urządzeń używanych na 1200 MWh w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej, produktywność farmy nowej generacji trzeba przyjąć na poziomie 2000 MWh [3]. Wówczas koszt inwestycyjny w odniesieniu do 10 – letniej produkcji energii elektrycznej dla analizowanej farmy wyniósłby jednostkowo 180 PLN/MWh, a dla farmy z nowymi urządzeniami ok. 320 PLN/MWh. Budowa farm wiatrowych z wykorzystaniem urządzeń z demontażu jest zatem rozwiązaniem atrakcyjnym dla inwestorów, którzy nie dysponują wielkim kapitałem, o ile urządzenia te są w stanie technicznym zapewniającym wieloletnią bezawaryjną eksploatację. Tabela 2 ilustruje strukturę kosztów poniesionych w trakcie powstawania farmy wiatrowej budowanej z wykorzystaniem urządzeń pochodzących z demontażu dokonanego w Niemczech w konfrontacji typową strukturą kosztów dużych farm nowej generacji. Zgodnie z oczekiwaniem obniża się udział kosztu zakupu, transportu i montażu elektrowni w całej inwestycji. Natomiast wzrasta udział wykonania fundamentów i przyłączenia farmy do sieci. Tabela 2. Porównanie struktury kosztów budowy farm wiatrowych Udział w koszcie całkowitym, % Rodzaj rzeczowy kosztu farma farma z demontażu nowa 10 x 250 kW 15 x 2 MW Prace przygotowawcze, projekty i raporty 3 1 Roboty drogowe, ziemne i fundamenty 8 ÷ 12 13 Zakup, transport i montaż urządzeń 70 ÷ 80 60 Przyłączenie farmy do sieci 10 ÷ 20 24 LITERATURA [1] Stąporek P.: Koszty budowy farmy wiatrowej z wykorzystaniem urządzeń regenerowanych. Praca inżynierska, SGGW Warszawa 2009 [2] Pesta R.: Budowa farmy wiatrowej w aktualnych realiach. Czysta energia, ABRYS Poznań, nr 2, 2009, str. 32 -33 [3] Czekalski D., Korpysz K., Roszkowski H., Świerczyński D., Korupczyński R., Obstawski P., Rozbicki T.: Ekspertyza: perspektywy produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Rolniczych Zakładach Doświadczalnych SGGW, SGGW Warszawa 2007 124 Rozdział 4 WIND POWER IN THE UNITED STATES: GROWTH AND CHALLENGES Stella KRAWIEC INTRODUCTION The primary objectives of this paper are to analyze very dynamic developments and challenges in wind power production in the United States (US) and other leading countries. Although interest in wind energy is increasing, wind energy conversion systems (WECS) have yet to achieve widespread commercialization, and significant technical development in all interconnected industries. The factors supporting the dynamic developments in wind power production are presented below. The federal government's role and existing or future tax incentives, state renewable portfolio standards (RPS), concerns about energy supply, continued uncertainty about the future cost and liabilities of natural gas, coal facilities, supply of crude oil, and concerns about global climate change have all assisted with triggering this intensified growth. A soaring demand for wind turbine generators dictates very responsive developments in the manufacturing sector. The trend of consolidating the wind industry is also addressed. The manufacturing of wind turbines and components in the US remains limited. A growing number of foreign turbine and component manufacturers have begun to localize operations in the US. The globalization of the wind sector and the need for capital to manage wind turbine supply constrains is more obvious. In order to implement federal tax incentives, a variety of innovative financing structures are under development. For example, the US Department of Energy will work with six leading wind turbine manufacturers over the next two years towards achieving 20% of the wind power share in the US by 2030. Changes in ownership will continue to emerge. Private independent power producers (IPPs) continue to dominate the wind industry, owning above 80% of all new capacity. Un-regulated companies have greater opportunities for international growth and differentiation through technological and environmental leadership. The interest in ownership by private electric utilities is increasing. Investor-owned utilities continue to be the dominant purchasers and resellers (55% of total capacity) of wind power. The competitive position of wind power in power markets is evaluated by applying a comparative analysis of wind power current and future prices. System 125 performance and capital costs are major drivers of wind power prices. The increasing performance of wind power supply systems will mitigate the rising cost of capital investments. More studies continue to find that integrating wind into power systems is manageable but more appropriate and challenging solutions are needed. Solutions to transmission barriers are emerging, but constraints are critical. The paper concludes with several important observations regarding the shaping of the future growth of wind power.24 WIND POWER IN THE UNITED STATES Increasing energy prices, energy supply uncertainties, and environmental concerns are driving the US to strategize its energy mix and develop diverse sources of clean, renewable energy. The nation is working toward generating more from domestic energy resources that can be cost-effective, and replaced without contributing to climate change or major adverse environmental impacts. The US wind industry, which experienced strong growth in the mid-1980s, hit a plateau during the electricity restructuring period in the 1990s and then regained momentum in 1999. Industry growth has since responded positively to policy incentives. Today, the US wind industry is growing rapidly, driven by the national energy policy, production tax incentives, Investment Tax Credits (ITC), Renewable Portfolio Standards (RPS), and goals set up by the majority of individual states. After a decade of following Germany and Spain, the US re-established itself as the world leader in new wind energy in 2006. This resurgence is attributed to increasingly supportive government polices, improving economics, growing interest in wind energy and other renewable energy systems, and continued improvements in technology and technical performance. The US' wind power capacity has more than doubled in the past three years. At the end of 2008, wind power in the US reached 25,370 megawatts (MW) of installed capacity, pushing the US above Germany (23,900) MW and Spain at close third place. In 2008, US capacity accounted for almost 30% of world capacity (120,790 MW). The US wind industry experienced unprecedented growth in 2007 and 2008. The US' wind power capacity surged by 46% in 2007, with 5,329 MW added and $9 billion dollars invested. About 8,500 MW of new wind power capacity was brought on line in 2008. New wind projects completed in 2008 account for about 42% of the entire new power-producing capacity added in the US during the year. According to the American Wind Energy Association (AWEA), the wind projects in 2008 generated 52 million megawatt-hours (MWh), representing 1.26% of the nation’s electricity, or enough electricity to power 7 million households. The state of Texas, with 7,116 MW of capacity, has the most wind power capacity, followed by Iowa with 2,790 MW. Wind turbine installations in 2007 were not only the largest in the US, but were approximately twice the previous US record set in 2006. No country in any single year, has added the volume of wind capacity that was added to the US electrical grid in 2007. The US remains as the leader of wind development since 2006 and, because of its very large wind resources, is likely to remain a major force in the highly competitive wind markets of the future. 24 In writing this paper many sources of information were used (databases, government reports, and publications) which are listed under Sources of Information. 126 Growth in 2008 positions wind power as one of the leading sources of new power generation in the country. As a result, this addition will avoid nearly 44 million tons of carbon emissions – the equivalent of taking over 7 million cars off the road. According to estimates by the American Wind Energy Association, the US wind power industry will add more than 2800 MW of new generating capacity in the first quarter of 2009, but an estimated total installed capacity for 2009 would be below the 2008 level. The yearly boom-and-bust cycle characterizing the US wind market from 1999 to 2009 is depicted in Table 1. Table 1. Cumulative US Wind, 1999 - 2009 Cumulative U.S. Wind Capacity (MW) Year Installed Capacity 1999 2,500 2000 2,566 2001 4,261 2002 4,685 2003 6,374 2004 6,740 2005 9,149 2006 11,575 2007 16,904 2008 25,370 2009 31,570 Added capacity 930 66 1,695 424 1,689 366 2,409 2,426 5,329 8,466 6.200 Source: 20% Wind Energy by 2030. U.S. Department of Energy, Energy Efficiency and Renewable Energy, May, 2008. Independent Power Producers (unregulated business) dominate the market accounting for over 80% of the total wind power capacity. Ownership interests by electric utilities are increasing. Un-regulated companies have greater opportunities for international growth and differentiation through technological and environmental leadership. GE Energy was the largest wind turbine manufacturer, but a growing number of other manufacturers are gaining market share. Clipper Windpower, based in US, has joined GE as a major domestic player in the production of utility – scale wind turbines. Two companies together accounted for 50% of the 2008 domestic turbine market. Currently over 100 companies are producing components for wind turbines like: towers, composite blades, bearings, gears, and electrical systems. In its Annual Energy Outlook 2008, the US Energy Information Agency estimates that US electricity demand will grow by about 40% by 2030, reaching 5.8 billion MWh. Wind power installations with capacities exceeding 3000 GW would be needed to achieve 20% wind share by 2030. COST OF WIND ENERGY The cost of electricity generated by wind turbine generators consists of: Capital costs (turbine, construction of an electric generation plant, and connecting it to the grid, • Variable, running costs (such as fuel and operation and maintenance, • The cost of financing, • 127 Approximately 75% of the total cost of electric energy generated by wind turbines relates to upfront cost as the cost of turbine, foundation, installation, electrical equipment, grid connection. Obviously, fluctuating fuel cost has no impact on power generation costs. Thus, wind turbine is capital-intensive compared to conventional fossil fuel fired technologies such as a natural gas power plant, where as much as 40-70% of costs are related to fuel and O&M. Many factors, such as wind speed, the price of wind turbines, the financial perspective of those that commission the projects, e.g. rate of return on the capital and timing are contributing to wind projects. Under technical factors, the wind speed at the site is very critical. The power available from the wind is a function of the cube of the wind speed. In practice, turbines at a site where the wind speed averages 8 meters per second will produce around 80% more electricity than those where the average wind speed is 6 meters per second. The capability of a wind turbine to operate when wind is available contributes directly to its performance. The way how turbines are designed, arranged and configured into wind farms and grid systems are adding to the cost and technical performance. The economics of grid connected wind power also depend on many financial factors which influence the cost of capital like rate of return, borrowing terms and capital availability. Although the cost and price of wind energy varies tremendously by country and installation sites, the trend is the same – wind energy is getting cheaper. The cost is coming down for various reasons. The turbines generators are expensive and prices are increasing, but produced electricity is getting cheaper as technology improves and the components are made more economically. Technical performance is improving, so more electricity is produced from cost-effective turbines. The trend towards larger machines helps reduce infrastructure costs as fewer turbines are needed for the same output. The cost of financing is improving as lenders gain confidence in the technology, providing more capital. The risk of investment in wind turbine generators is declining as demand for equipment is growing and limited supply cannot meet market demand or expectations. US manufacturers are struggling to keep pace with rising demands. Consequently, the economics of wind energy are improving and its competitive position is stronger as the cost of energy produced by conventional systems is rising. Obviously, fluctuating fuel costs have no impact on wind power generation costs. Wind technology is very capital intensive but operating costs are lower compared to conventional fossil fuel fired technologies such as natural gas power plants, where as much as 40% - 60% of costs are related to fuel and O&M. Table 2 presents the cost structure of wind turbine generator. 128 Table 2. The Cost Structure of a Typical 2 MW Wind Turbine Installed in Europe in 2006 Parts Investment (English pound/MW Share of total cost (%) Turbine 928 75.6 Grid connection 109 8.9 Foundation 80 6.5 Land rent 48 3.9 Electric installation 18 1.5 Consultancy 15 1.2 Financial costs 15 1.2 Road construction 11 0.9 Control systems 4 0.3 Total 1,227 100.0 Source: The Economics of Wind Energy, the European Wind Energy Association, March 2009. Installed Project Cost Despite declining wind project costs over last the five to six years, wind project installation costs are on the rise. Berkley National Laboratory has compiled a sizable database of the installed cost of wind projects in the US, including data on 36 projects completed in 2007 totaling 4,080 MW, or 77% of the wind power capacity installed in that year. In aggregate, the data includes 227 completed wind projects in the continental US. Because data sources are diverse and are not of equal credibility, emphasis should be placed on overall trends, rather than on individual project-level estimates. Barkley National Laboratory concludes that wind projects installed costs declined dramatically from 1999 to 2006. More recently, however, costs have increased. Among the sample of projects build in 2007, reported installed cost ranged from $1,240/KW to 2,500/KW, with the average cost being 1,710/KW. The average cost in 2007 was up about $140/KW (9%) from the average cost of installed projects in 2006 and 27% higher than the average cost of projects installed from 2001 through 2003. It is important to recognize that wind projects are not alone in experiencing upward pressure on project costs. The construction cost of natural gas and coal power plants have experienced similar increases in the installed cost. Wind project cost increases are very much a function of wind turbine prices. Wind Turbine Generators The average size of turbine generators and wind farms is growing. In 2006 alone, the average turbine size increased by more than 11% over the 2005 level to an average size of 1.6 MW. Increasing new project costs are a function of increasing turbine prices, but improving performance helps to control pressure on wind power prices. General Electric remains the dominant turbine manufacturer, but a growing number of other manufacturers are capturing market share. General Electric continues to dominate the US market, with approximately 44% of domestic turbine installations in 2007 (down from 60% share in 2005 and 47% in 2006). GE Wind serves both the US and global markets. Other manufacturer’s shares are lower but are increasing. 129 Table 3. Producers of Wind Turbine Generators and System Components Manufacturer 2005 2007 MW % MW GE Wind 1,433 60 2,342 Vestas, CO 700 29 948 Siemens, WI -0 863 Gamesa, PA 50 2 574 Mitsubishi 190 8 356 Suzlon 25 1 197 Clipper 2.5 -47.5 Others 1.5 -1.5 Total 2,402 100 5,329 % 44 18 16 11 7 4 1 -100 Source: AWEA Project database. Annual Report on U.S. Wind Power Installation, Cost, and Performance Trends, 2007. As Table 3 indicates, most companies have experienced significant growth over the last three years. The manufacturing of wind turbines and components in the US is not keeping up with domestic demand. As domestic demand for wind turbines continues to grow, a number of foreign manufacturers have begun to locate operations in the US. The manufacturers of wind turbines have to adjust constantly to the market needs and government energy policy. The market expectations are growing rapidly, including the size of blades, technical performance, and the size of installations. The average size of wind turbines increased roughly to 1.6 MW, about 130% since 1999. GE 1.5 MW turbine remains the nation’s most popular turbine with over 1500 installed by 2008. The larger turbine orders become standard practice driven by consolidation among wind project developers. The benefits coming from the economy of scale of wind projects is a very strong driver of wind energy growth and helps with penetrating into the electric market. Projects installed in 2007 and 2008 averaged about 120 MW, roughly double that seen in the 2004 and 2005 period and nearly quadruple that seen in 1999. The trend towards larger project size led to several larger-scale projects in 2007 and new projects announced in 2008. In Texas, Shell Wind Energy and Luminant are jointly building the project of up to 4,000 MW. Another 1,500 MW wind project will be developed by Allco and Oak Creek Energy Systems. Many more new developments are under way. Turbine prices were roughly $700/kw in the 2000-2002 periods. According to Berkley National Laboratory database, turbine prices in 20062007 range from $1,125/KW to 1,240KW. Installed project costs continued to rise in 2007, after a long period of decline. Project cost increases are a function of turbine prices. It is difficult to provide an adequate explanation as to why prices are rising. Recent increases in turbine prices have likely been caused by several factors: the declining value of the US dollar relative to the Euro, increased materials and energy input prices (especially prices of crude oil), a general move by manufacturers to improve their profitability, shortage in certain turbine components, an up-scale of turbine size and hub height, and improved design including grid interactions. The shortage of turbines has also led to a secondary market in turbines and has caused a stronger entrance of new producers. These phenomena may have weaker effects in the future as more producers will deliver more turbines (supply – demand law). 130 Wind Integration into Electric Grid System Increasing amount of wind energy integrated into the electric power system will require a special consideration and overall cost will grow. The main factors determining wind energy integration costs are: balancing needs and grid infrastructure. It is important to acknowledge that these costs also apply to other generating technologies, but not necessarily at the same level. The additional balancing costs in a wind power system arises from the inherently variable nature of wind power, requiring changes in the configuration, scheduling and operation of other generators to deal with unpredicted deviations between supply and demand. The technical characteristics of the wind projects, energy trade flow, and increasing wind penetration level require that the electric networks be adapted to improve voltage management. During the past several years, there has been a considerable study of the potential impact of wind energy on power systems. Such concerns always existed in the past, but the sophistication of impact studies has increased in recent years. Major question is, how much of wind power can be accommodated by the electric grid and at what cost. The focus is on how higher levels of wind penetration can be integrated with the existing electric grid and how to mitigate integration concerns. Selective studies done by individual electric utilities completed from 2003 through 2007 conclude that wind integration costs are approximately $9/MWh. This cost could be lower for higher scale wind penetration levels. The integration cost can be reduced to $5/MWh for wind capacity penetration of as much as 30% of the peak load of the system in which the wind power is delivered. Larger electric power markets in which wind power is integrated reduces the integration cost Moreover, such studies also concluded that larger power balancing areas controlled by Regional Transmission Organizations, Independent System Operators and local utilities, make it possible to integrate wind more successfully and at a lower cost than in small electric power balancing areas. The future expectations are very promising. Additional studies focusing on wind integration will bring more accurate results. The National Renewable Energy Laboratory (NREL) in collaboration with General Electric and the Western Wind, West Connect and local utilities is in the process of examining higher levels of wind penetration in larger electrical power balancing areas. The Western Wind Integration Study will analyze wind penetration levels of up to 30% on energy systems in US western states (Wyoming, Colorado, New Mexico, Arizona, and Nevada). The Eastern Wind Integration Study will be conducted in collaboration with the Joint Coordinated System Plan (many participants). This effort is strong and growing because the US' goal is to increase wind energy’s contribution to US electricity supply to 20% by 2030. However, many issues have to be addressed. Reaching 20% of wind energy will require enhanced transmission infrastructure to access the nations best resources, improved reliability and operability of existing systems and wind systems, and increase US wind manufacturing capacity. There is a great expectation that integrating 20% wind energy into the grid can be done reliably for about 0.5 cents per KWh. Transmission Lines & Infrastructure Lack of transmission availability remains a primary barrier for wind development. New transmission systems are particularly important for wind power because wind projects are constrained to areas with adequate wind speeds, which 131 are often located at a distance from load centers. At present, it is not a significant problem because wind resources are close to the existing lines. In the future, higher penetration of wind systems will require accessibility to more remote, new wind resource sites. The allocation of new transmission lines and costs for new transmission investments is very critical for wind development. Issues such as the transmission rate when power needs to be wheeled across multiply utility systems, charges imposed for inaccurate scheduling of wind operations, and interconnection queuing procedures are becoming more complicated. The US government's integration and regulations are very high. A number of federal, state, and regional changes occurred in 2007 and 2008 and more are on the way. At the Federal level, the US Department of Energy issued its National Electric Transmission Congestion Report, which designates two constrained corridors. These two major electric transmission corridors are: The Southwest Area National Interest Electric Transmission Corridor and the Mid-Atlantic Area National Interest Electric Transmission Corridor. Under the Energy Policy Act of 2005, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) can approve proposed new transmission facility in these corridors if states fail to do so within one year. Also at the federal level, in February 2007, FERC issued Order 890, which includes several provisions of importance to wind energy. More recently, FERC has begun to investigate ways to ease many barriers imposed on the transmission system in previous procedures. State and grid operators are also increasingly taking more proactive steps to encourage transmission investment to accommodate growing renewable energy demands. These initiatives are the strongest in the following states: Texas, Colorado, California, and New Mexico. O&M COST Operating and maintenance costs are affected mostly by the age and size of the wind projects and many other factors. Fuel is free with wind energy, and other renewable technologies. Therefore once the project has been paid for, the only costs are operation and maintenance and fixed costs, related to rental land. Berkley National Laboratory has compiled O&M cost data for 95 installed wind plants in the US. The data, representing over 4000 MW capacity, with commercial operation dates of 1982 through 2007, exhibits a considerable spread. It demonstrates that O&M are far from uniform across projects and not very reliable. The study suggests that projects more recently have incurred much lower O&M costs. Lower costs may be due to a combination of at least two factors: O&M costs generally increase as turbines age, failures are more common and manufacturer’s warranties expire. Secondly, projects installed more recently, with larger turbines and more sophisticated designs, have experienced lower O&M costs per KWh. PERFORMANCE Though recent turbine prices and installed cost increases had driven wind power prices higher, improvements in the performance of wind projects have mitigated these impacts to some degree. In particular, capacity factors have increased for projects installed in recent years, driven by a combination of higher hub heights, improved selections for sites, and mostly by technological advances. It is 132 difficult to measure technical performance for wind turbine generators; however, the comparison of capacity factors for products installed in different years support the statement that technical performance of wind projects is improving. Further analysis would be needed to determine the relative importance of the variables influencing performance improvements. In many studies, the extrapolation of results is applied. The database managed by Barkley National Laboratory shows that capacityweighted average capacity factor for selected wind projects operated in 2007 increased from 22% for wind projects installed in 1999 to approximately 30-32% for projects installed from 1999-2003, and to roughly 33%-35% for projects installed in 2004-2006. Although the overall trend is towards higher capacity factors, the individual project-level spread is huge, with capacity ranging from 18% to 48% among projects build in 2006. Currently, in the best wind resource areas, capacity factors in excess of 40% are increasingly common. As the global industry continued to grow into 1990s, technological advances led to significant increases in turbine power and productivity. Turbines installed in 1998 had an average capacity 7 to 10 times greater than that of the 1980s turbines, and the price of wind energy dropped by nearly 80 %. The largest wind farms are in Texas, the Great Plains, and California. The largest operational farm is the 736 MW Horse Hollow Wind Energy Center in Texas. A proposed 4,000 MW facility called, The Pampa Wind Project is to be located near Pampa, Texas, with the first 1,000 MW to come on line by 2011. THE PRICE VS. COST OF WIND ENERGY The price of wind energy is different from the cost of wind energy. The price depends very much on the institutional setting in which wind energy is delivered. There is not a single price for wind-generated electricity. Rather, the price will be based on the costs the producer has to meet in order to make his delivery, and the risks he has to carry in order to fulfill his contract like balancing needs and grid infrastructure. The costs per KWh of wind generated power, calculated as a function of the wind regime at the chosen sites ranges from 6-9 c/KWh at sites with low average wind speeds, to approximately 5-6 c/KWh at windy sites, with an average of approximately 7c/KWh at wind site with average wind speed. In its 2008 edition of World Energy Outlook, the IEA revised prices on both fuel prices and power plant construction cost. Revised assumptions on future generating cost for new coal, gas and wind energy in the European Union in 2015 and 2030 concluded that wind power will be cheaper than coal and gas. Table 4 presents the weighted average price in 2007 dollars and demonstrates a significant price range from $36/MWh to $74/MWh. Berkley National Laboratory prepared the calculation based on sampled products build from 1999 to 2007. The underlying variability in the price sample is caused in part by regional or site specific factors like: wind resources, development and installation costs, existing infrastructure, transportation, transmission costs, resources adequacy, and regulatory factors. Site specific examples support the high variability of cost for wind energy: in 2007, one project in Texas cost only $34/MWh, two projects in California cost $57/MWh and three projects in the New England region cost approximately $6570/MWh. Those examples also demonstrate that overall trend for wind power prices 133 is declining and wind energy is becoming competitive with prices of electricity generated by conventional power plants. Although the wind industry appears to be on solid footing, the government’s energy policy can make a big difference in future growth. The policy efforts continue to affect the amount and location of wind development. Table 4 Year Weighted Average Price of Wind Energy, (1999-2007) # of products Cumulative capacity Weighted Avg. Of sample (MW) Price (2007$/MWh) 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 7 10 20 36 53 66 87 107 128 450 562 701 1,582 2,466 3,267 4,396 5,801 8,303 74 65 51 48 42 38 36 38 40 Source: Barkley National Laboratory Database. POLICY EFFORTS The US government's involvement through regulatory polices, availability of funds and tax incentives is growing. The US department of Energy will work with six leading wind turbine manufacturers over the next few years towards achieving 20% wind power share in the US by 2030. A variety of policy drivers have been important to the last three years of expansion of the wind power markets in the US. Most obviously, the continued availability of the federal production tax credit (PTC) has sustained industry growth. First established by the Energy Policy Act of 1992, the PTC provides a 10-year credit at a level equaled to 2 cents/KWh in 2007 dollars. The expiration of this credit may have negative impact, starting in 2009. A number of other federal polices also support the wind industry. For example, wind power property can be depreciated for tax purposes over an accelerated, 5-year period for projects completed in 2008. The Clean Renewable Energy Bond (CREB) program offers interest-free debt for eligible renewable energy projects. The US government continues to provide free grants to certain renewable energy applications. State policies also continue to play substantial role in directing the location and amount of wind developments. From 1999 through recent years, more than 55% of wind power capacity build in the US was located in states with strong renewable portfolio certificates and standards. State renewable energy funds, state tax incentives, utility resource planning requirements, and green power markets all contribute to wind energy growth. BENEFITS Generating electricity from the wind makes economical as well as environmental sense. The wind is free, clean and renewable fuel will not run out and 134 is sustainable. The wind energy industry – designing and producing turbines, erecting and running them – is growing rapidly and expanding globally. Wind turbines are becoming more powerful, with the larger blade length and higher technical performance. Commercialization, expanding scale of production, broader applications and technical improvements are bringing performance up and the cost of electricity down. The most important but difficult to measure, economic benefits of wind power is that it reduces the exposure of our economy to fuel price volatility. In a situation where the industrialized world is becoming even more dependent on importing fuel from politically unstable areas at unpredictable and higher prices, wind energy may be a great contributor to the stabilization of the energy market. Secondly, the conventional power producing technologies contribute to the cost to society. Traditional power companies dump their waste in the form of fly ashes, CO2, nitrous oxides, sulphur oxides and methane for free. This creates costs to society in the form of lung disease as well as damages from acid rain and global warming. Such societal costs are difficult to quantify and are not taken into consideration in comparative cost analyses. A totally free market – where all methods of generating electricity compete on the same level – does not exist anywhere. It is difficult to compare the cost of making electricity from different energy sources because many of the benefits of renewable energy – such as pollution or never ending fuel supply – do not have a universally accepted price or values. In every country the price of electricity depends not only on the cost of generating it, but also on many different factors that affect the market, such as energy subsidies and taxes. Globally, different countries or even different states in the US have various energy polices. Nevertheless, even if those crucial benefits are ignored, the production cost of wind energy is competitive with new coal fired plants, and cheaper than new nuclear power. Wind projects developments have a positive and direct impact on the whole economy. A very simple chain of values connects wind resources with wind turbine production, manufacturing of materials, infrastructure developments, expansion of transmission and integration, commercialization of wind energy markets, and environmental effects. This industry will revitalize many economic sectors. The rural communities and remote areas will benefit from development of wind farms. The environmental benefits are very broad and are expanding. The wind energy industry employed approximately 85,000 people in 2008 and created many opportunities for other manufacturing plants. CONSOLIDATION OF WIND ENERGY INDUSTRY The strong trend that began in 2005 of the consolidation on the development end of the wind business continues. This trend has been motivated by the increased globalization of the wind sector and the need for capital (it is a very capital intensive industry) to manage wind turbine supply constraints. The list of acquisitions and new investment activities among US wind developers is already long and is continuing to grow. A number of large companies have entered the US wind development business, some through acquisitions, some through their own investments, or through joint development agreements. Particularly noticeable has been the entrance of large European energy companies into the US market. Two of the largest developer acquisitions in 2007, for example, were the purchase of Horizon Wind by 135 Energias de Portugal and the acquisition of Airtricity North America by Germany E.ON AG. The consolidation trend impacts also Independent Power Producers and Investor – owned utilities. Independent Power Producers project ownership is strong, but private utilities interest in ownership continues to grow. IPP so far has dominated the wind industry, owning 84% of all new capacity in 2008. Investor-owned utilities continue to be the dominant purchaser of wind power, with 48% of the new 2007 capacity and 55% of the cumulative capacity. The role of power marketers and resellers has increased dramatically since 2000, when such entities first entered the wind sector. In 2008, power marketers purchased over 20% of the output of new wind power capacity. Another interesting development, starting in 2007, was the initiation of crossborder sales of wind electricity into the US, despite the fact that those facilities are not eligible for US tax incentives. A portion of the West Cape (New Brunswick) began exporting power and renewable energy certificates to New England. Hydro-Quebec received permission to sell into New England from two Canadian facilities. San Diego Gas and Electric announced a 20-yr contract with 250 MW La Rumorosa wind project in Mexico. CONCLUSIONS The economics of wind energy are already strong despite the relative youth of the industry. The downward trend in costs is predicted to continue as many contributing factors are improving and have a positive impact on the total wind energy cost. The development of electricity production efficiency measured as the annual energy production per square meter of swept rotor area (kwh/m2) at a specific reference site, has improved by about 30% over the last 30 years. Taking into account such factors like improved equipment efficiency, improved turbine sitting and installation and higher hub towers, overall production efficiency has increased by 3% annually over the last 20 years. The developing wind energy industry will have a very positive impact on other manufacturing industries and generate many job opportunities in different economic sectors. A 20 % wind energy scenario in the US by 2030 is a challenging goal, and will require tremendous development in many areas. It will require improved turbine technology, significant changes in transmission systems to deliver it through the electric grid, and large expanded markets to purchase and use it. In turn, these essential changes in the wind power generation and delivery process will involve supporting changes and capabilities in manufacturing, policy development and environmental regulation. Intensifying and broadening environmental legislation, industrial globalization and emerging economies are adding to the growth of renewable energy. Global investment in renewable energy is growing rapidly. Renewable energy has yet to make material inroads into global electricity supply. However, global investment is growing quickly and the sharing of power generation coming from renewable energy will continue to advance. Currently cost of many new renewable technologies continues to not be competitive with conventional sources of power generation. The cost of wind energy is the most competitive with conventional systems and commercially ready. 136 The US' abundant wind resources (on land and offshore) provide a great basis for strong future growth. The Department of Energy examines the feasibility increasing the US wind capacity to more than 300,000 MW to produce 20% of the nation’s electric demand by 2030. The Department of Energy report concludes that although 20% wind energy by 2030 is technically achievable, it will require more research and development efforts to increase systems reliability and operability, improve manufacturing processes, address transmission capabilities and grid integration issues, mitigate setting and environmental issues, and expand the wind energy applications and markets. Reaching 20% wind energy share in total electric supply will require enhancing transmission infrastructure, streamlining the location of sites and permitting regimes, improving reliability and operability of wind systems, and increasing US wind manufacturing capacity. Achieving 20% wind energy will require the number of turbine installations to increase from approximately 2000/year in 2007 to almost 7,000 starting in 2017, and probably more after 2017. Integrating 20% of wind energy into the grid can be done reliably and cost of electricity will be approximately 5 cents per KWh. Achieving 20% wind energy is not limited by natural resources and by the availability of raw materials. Addressing transmission challenges such as the location sites and cost allocation of new transmission lines to access the best nation’s resources will be very critical. The requirements for better integration of power generation systems and higher acceptance of technology in integrated and dispersed application will grow. REFERENCES [1] Data on wind power growth came from American Wind Energy Association (AWEA, Annual Report on U.S. Wind power Installation, Cost, and Performance Trends: 2007 [2] The listing of wind projects, production by specific sites, and serving specific region or electric utilities comes from AWEA’s 2008 Annual Ranking Report American Wind Energy Association (AWEA), 2009, Annual Wind Energy Report, Year ending 2008 [3] AWEA Wind Project Database [4] Lawrence Barkley National Laboratory, 1998-2007 Database [5] The Department of Trade and Industry in UK, England, white paper, 2009. [6] BWEA – The Economics of Wind Energy, UK Wind Energy Database, 2008 [7] National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado [8] U.S. Department of Energy, Office of Energy Efficiency and Renewable Energy Energy Information Administration [9] Federal Energy Regulatory Commission Investor-Owned Utility 137 Rozdział 5 TORYFIKACJA – PROCES BLISKIEJ PRZYSZŁOŚCI Jan Wiesław DUBAS WSTĘP Szacuje się, że około 60% energii elektrycznej pochodzącej z Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) będzie pochodziło z biomasy. Wszelkie rodzaje biomasy należy dostarczyć do elektrowni lub elektrociepłowni. Tworzy to wiele problemów zarówno ze strony producentów biomasy jak i jej odbiorców. Ważnym jest także pozorna sprzeczność, którą można sprowadzić do hasła: „Ekosystem rolniczy wymaga bioróżnorodności a energetyczne systemy spalania jednorodności paliwa”. Różnorodną biomasę można poddać procesom przetwórczym tak, aby otrzymać paliwo prawie jednorodne. Jednym z nich jest proces toryfikacji. W efekcie otrzymujemy pelet BO2, który posiada znacznie lepsze parametry niż pelet dotychczas produkowany. Zarówno biomasa odpadowa, jak i pozyskiwana z upraw roślin wysokoenergetycznych w formie nieprzetworzonej może być paliwem tylko regionalnym, dostarczanym do kotłów z nieodległych miejsc. Decydują o tym cechy biomasy, z których najważniejszymi są: mała wartość opałowa w jednostce masy duża wilgotność różnorodność biomasy duża zmienność wartości opałowej w poszczególnych przedziałach czasowych trudność z magazynowaniem duża wrażliwość na czynniki biotyczne i abiotyczne Ponadto tak, jak wspomniano we wstępie, duża różnorodność biomasy uniemożliwia prowadzenie ciągłego, sprawnego procesu technologicznego produkcji energii elektrycznej i ciepła. Te wszystkie problemy można ograniczyć przerabiając wszelką biomasę do postaci peletu BO2, który w odróżnieniu od peletów dotychczas produkowanych, jest produktem znacznie lepszym. Pelet BO2 otrzymuje się w procesie toryfikacji. Toryfikacja (ang. torrefaction) jest to proces polegający na termicznej obróbce biomasy w temperaturze od 250 do 290ºC, pod ciśnieniem bliskim ciśnieniu atmosferycznemu, bez dostępu tlenu. W efekcie otrzymuje się proszek w kolorze 138 ciemnobrązowym, który ze względu na kilka właściwości opisanych poniżej można łatwo peletyzować lub brykietować. Według obecnego stanu wiedzy, pierwszy reaktor do produkcji BO2 powstał w Holandii w Energy research Centre of the Netherlands. Twórcami są panowie: Fred Verhoeff i J.H.A. Kiel. Zaprojektowali oni reaktor o wydajności rocznej około 70 000 ton speletyzowanych BO2, który obecnie jest instalowany na północy Holandii. Firma Energy research Centre of the Netherlands podpisała umowę z: Econcern, Kanaalweg 16-G, P.O. Box 8408, 3503 RK Utrecht the Netherlands, która odpowiada za całość procesu wdrożeniowego toryfikacji. Wdrożenia wraz ze sprzedażą pierwszych reaktorów mogą nastąpić po 2010 roku, wówczas, gdy cały proces technologiczny zostanie sprawdzony w praktyce. Twórcy reaktora pracownicy Energy research Center of the Netherlands określili ten produkt jako BO2. Inni autorzy (2) określili ten produkt jako „Top pelet”. Jedna i druga nazwa dotyczy produktu wytworzonego w tym samym procesie. Do wytworzenia BO2 może być użyty każdy rodzaj biomasy, który składa się z ligniny, celulozy i hemicelulozy. W wyniku poddania biomasy krótkoterminowemu działaniu temperatury w podanym powyżej zakresie następuje rozkład hemicelulozy, natomiast lignina i celuloza powstają niezmienione. Jednak tworzące je łańcuchy polimeryzacyjne ulegają znacznemu skróceniu. W efekcie otrzymujemy masę, którą oznacza się dużą kruchością. Biologiczna forma biomasy ulega mineralizacji. Jest to bardzo istotna właściwość z tego względu, że z jednej strony kruchy materiał łatwo jest speletować lub zbrykietować, a z drugiej jest hydrofobowy. Może być przez to przechowywany bez opakowań w warunkach takich samych lub zbliżonych do przechowywania węgla kamiennego. Ta właściwość jest bardzo istotnym elementem całego procesu toryfikacji, ponieważ znacząco wpływa na ekonomikę dalszego wykorzystania biomasy. Produkt zmineralizowany nie poddaje się wpływom patogenów, przez co nie ma obawy o rozwój grzybów lub bakterii. Kolor brązowy jest wynikiem karmelizowania cukrów zawartych w podstawowych składnikach biomasy. Proces toryfikacji według Energy research Center of the Netherlands paliwo 0.3 0.1 biomasa 1 1 TORYFIKACJA Współczynnik zagęszczenia energii (E/kg) toryfikowana biomasa 0.7 masa 0.9 energia 1 0.9 0.7 = 1.3 Rys. 1. Proces taryfikacji Według Instytutu Badawczo-Wdrożeniowego Maszyn w Olsztynie k. Częstochowy co podaję za ich autorami (5), całą technologię można sprowadzić do schematu przedstawionego na rysunku 2. 139 Rys. 2. Schemat procesu toryfikacji 140 141 toryfikacja rozdrabnianie Rys. 3. Technologia wytworzenia BO2 właściwości wsadu - spoisty i włóknisty - wartość energetyczna 10-17 MJ/kg (atro) - wrażliwość na rozkład biologiczny (grzyby, bakterie) - skażony fito patogenami - różnorodny różnorodna biomasa - zrębki drzewne - rozdrobnione odpady organiczne - pozostałości z przemysłu rolnospożywczego proszek paliwowy właściwości BO2 - kruchy, sypki, mniej włóknisty - wartość energetyczna 19-22 MJ/kg (atro) - hydrofobowy - trwały - zredukowany poziom zanieczyszczeń biologicznych - jednolity 141 pelet BO2 właściwości peletu - gęstość nasypowa 750-850 kg/m3 - gęstość nasypowa energii 15-20 GJ/ m3 peletowanie - paliwo wystandaryzowane - ułatwione podawanie paliwa - łatwiejsze zgazowanie - ułatwianie i mniej kosztowne mielenie - łatwiejsza ładowność - możliwość transportu na większe odległości Szczególne właściwości paliwa Cały proces technologiczny sprowadza się do trzech etapów. Etap pierwszy; suszenie. Do reaktora powinna trafiać biomasa o wilgotności poniżej 20%. Ponieważ większość biomasy wymaga suszenia, powinna być zatem zainstalowana suszarnia. Suszenie biomasy to proces znany i nie wymagający dalszego wyjaśniania. Istotną charakterystyką biomasy jest jej wielkość. Biomasa przeznaczona do toryfikacji powinna być nie grubsza niż 15 mm. Długość powinna zawierać się w przedziale od 5 do 40 mm. W przypadku wierzby są to typowe zrębki, a w przypadku słomy sieczka. W procesie suszenia można wykorzystać nadmiar ciepła wytworzonego z toryfikacji. Jest to ważny argument ze względów ekonomicznych. Etap drugi; toryfikacja. Wysuszona biomasa trafia do reaktora. Urządzenie to jest objęte ochroną patentową stąd nie uzyskano szczegółów technicznych, a jedynie ogólny opis, który podaję za (4) Celem zastosowanej technologii jest osiągnięcie przy niskich kosztach wysokiej efektywności energetycznej. Jej centralnym elementem jest bezpośrednio ogrzewany reaktor toryfikacji z ruchomym złożem, w którym biomasa ogrzewa się zawracanym do procesu gazem toryfikacyjnym (tzw. Tor gazem). Obieg ten składa się z fazy ponownego wzrostu ciśnienia tor gazu (celem jest wyrównanie spadku ciśnienia na powrocie) oraz z fazy ogrzewania zawracanego gazu (dostarczeniem pożądanej ilości ciepła do komory toryfikacyjnej). W przypadku biomasy o zawartości wilgoci większej niż 15-20% konieczne jest zainstalowanie zewnętrznej suszarki. Obniża to zapotrzebowanie na ciepło w procesie toryfikacji, zmniejsza prędkość przepływu na powrocie oraz pozwala na spalanie tor gazu, który w przeciwnym wypadku byłby zbyt wilgotny. Ciepło uzyskiwane w wyniku spalania tor gazu wykorzystywane jest zarówno w toryfikacji, jak i suszeniu biomasy. To dodatkowe paliwo pozwala zamknąć bilans ciepła całego procesu, umożliwia kontrolowanie procesu spalania oraz jego stabilność. Do instalacji toryfikacji wybrano reaktor z ruchomym złożem ze względu na jego niską cenę, wysoką wydajność cieplną oraz szybkość zasilania. W rezultacie otrzymano niewielkie rozmiary reaktora, w którym dodatkowo zastosowano kilka innowacyjnych rozwiązań, umożliwiających wykorzystanie różnego rodzaju materiału wsadowego, dobrą kontrolę temperatury oraz zintegrowanie procesu. Ponadto konstrukcja reaktora pozwala na zastosowanie rozpoznanej technologii do innych działań, co minimalizuje koszty inwestycyjne i ryzyko technologiczne. Tak jak podano wcześniej w procesie toryfikacji następnie rozkład hemicelulozy i skracanie łańcuchów polimeryzacyjnych ligniny i celulozy. Im zatem więcej znajdującej się hemicelulozy w biomasie tym mniejsza ilość wytworzonego BO2. Obrazuje to rysunek. Etap trzeci; peletowanie lub brykietowanie. Wykonanie peletów lub brykietów nie nastręcza problemów. Wynika to ze specyficznych właściwości BO2. Badania laboratoryjne zostały wykonane w Laboratorium Wydziału Kontroli Chemicznej firmy ELBIS Sp. z o.o.. 142 Rys.4. Zależność uzysku produktu toryfikacji od rodzaju materiału wsadowego i temperatury 143 Rys.5. Instalacja pilotażowa suszenie toryfikacja czas 144 czas reakcji szczyt temperatury Przykład instalacji pilotażowej do taryfikacji przedstawia rysunek 5. Tabela. 1. Sprawozdanie z badań nr UK. 44-2/33.2/5.3/09 Właściwości BO2 wyróżniają je w stosunku do peletów wykonanych z drewna i w stosunku do nieprzetwarzanych zrębków drzewnych. 145 Tabela 2. Porównanie właściwości niektórych produktów biomasy Zrębki Pelety Wyszczególnienie Jednostki drewniane drewniane Wilgotność % 35 10 (7-10) Gęstość 3 kg/m 475 500-650 nasypowa kJ/kg 17,7 17,7 Ciepło spalania atro Wartość opałowa kJ/kg 10,5 15,6 Gęstość 3 GJ/m 5,0 10,1 nasypowa energii Właściwości higroskopowe higroskopowe higroskopowe Degradacja możliwa możliwa biologiczna Zmienność wysoka średnia sezonowa paliwa Pelety B02 6,3-7,9 750-850 21,5-23,1 18,8-19,8 ~15-20 hydrofobowe niemożliwa niska Koszty produkcji BO2 nie są wysokie i ich wielkość zależy od wielu czynników między innymi: wilgotność wsadu rozdrobnienie rodzaj biomasy Według informacji podanych przez Panów J.H.A. Kiel i Fred Verhoeff najbardziej ogólnie można przyjąć następujący poziom kosztów. zakup surowca ~ 50 Euro /tonę suszenie ~ 20 Euro /tonę toryfikacja (wraz z peletowaniem) ~ 30 Euro /tonę pozostałe koszty – w tym koszty stałe ~ 12% Łączny przypuszczalny koszt wytworzenia 1 tony BO2 to około 112 Euro. Biorąc pod uwagę to, że BO2 charakteryzuje się znacznie lepszymi parametrami (wyższa wartość opałowa, mniejsze koszty transportu i właściwości hydrofobowe) koszty produkcji w stosunku do możliwej do uzyskania ceny sprzedaży wydają się być bardzo atrakcyjne. Zalety produktu BO2 wytworzonego w procesie toryfikacji można określić następującymi cechami: możliwość wytworzenia jednorodnego peletu z różnych rodzajów biomasy, które zawierają celulozę, hemicelulozę i ligninę, wysoka wartość opałowa, właściwości hydrofobowe, duży ciężar nasypowy, możliwość transportu na duże odległości, wysoka podatność przemiałowa, brak wrażliwości na działanie czynników biologicznych, możliwość współspalania z węglem kamiennym lub brunatnym. 146 proces toryfikacji Rys. 6. Koszty wytwarzania BO2 TCI (MEuro) Przykładowe koszty procesu toryfikacji. 147 konwencjonalne peletowanie kapitał obrotowy bezpośrednie koszty magazynowanie peletyzacja redukcja rozmiaru i toryfikacja suszenie surowiec: zrębki drzewne 180 kt/ rok w= 50% Przeprowadzone badania wstępne w Instytucie Badawczo- Wdrożeniowym Maszyn w Olsztynie koło Częstochowy dają podstawę do stwierdzenia, że proces toryfikacji ze względu na swoją uniwersalność jest w stanie rozwiązać wiele problemów związanych z obecną sytuacją biomasy na rynku. Może być kluczowy w wykorzystaniu biomasy dla celów dużej energetyki. Rozwiązuje problem pozornej sprzeczności „bioróżnorodności siedlisk rolniczych i jednorodności wsadu kotłowego”. Według wyliczeń autorów (5), jeden zestaw reaktorów do produkcji końcowej 7-7,5 tyś. ton BO2 rocznie wygeneruje ok. 15-20 nowych miejsc pracy. Umożliwi zagospodarowanie wszelkiej biomasy, przez co zwiększy jej udział w odnawialnych źródłach energii. Pelety BO2 zasługują na uwagę ze względu na swoje właściwości. Toryfikacja wydaje się być technologią bardziej opłacalną niż gazyfikacja biomasy w procesie fermentacji beztlenowej. Uwaga ta dotyczy przede wszystkim sytuacji, w której nie mamy biomasy odpadowej, którą możemy zakupić po bardzo niskiej cenie. Uniwersalność procesu toryfikacji umożliwia produkcję peletu BO2 w każdej gminie. LITERATURA [1] Kiel J.H.A., F. Verhoeff, H. Gerhauser, B. Meuleman: BO2 – technology for biomass upgrading into solid fuel- pilot-scale testing and market implementation. Presented at 16th European Biomass Conference & Exhibition, 2-6 June 2008, Valencia, Spain [2] Wach E., Grecka K.: Toryfikacja. Pelety nowej generacji. Pelletexpo Bydgoszcz 24 czerwiec 2008 [3] Nowa Generacja Pelet w Holandii - toryfikacja. 2-gi Biuletyn Informacyjny Projektu Pellets@las styczeń 2008. Europejskie Centrum Pelet [4] Lechwacka M.: Toryfikacja biomasy – holenderskie doświadczenia, Czysta Energia, 11 listopad 2008, 58-60. [5] Dubas J.W. , Borecki R. – Pelety drugiej generacji – BO2. Czysta energia nr 6/2009. 148 Rozdział 6 CZYNNIKI ROZWOJU PRODUKCI ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH Eugeniusz MICHALSKI PARADYGMAT POTRZEB NA ENERGIĘ ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH Energia ze źródeł odnawialnych uzyskiwana jest podczas naturalnych, powtarzających się procesów przyrodniczych. W szczególności polega to na wykorzystaniu energii wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalnej, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energii pozyskiwanej z biomasy, biogazu z wysypisk oraz z procesów odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu szczątek roślin i zwierząt. Odnawialne źródła energii (OZE) stanowią, więc korzystną alternatywę dla tradycyjnych sposobów produkcji energii. Energia otrzymywana jest, bowiem w naturalnych procesach i praktycznie rzecz biorąc źródła tej energii są nieograniczone. Wyróżnić możemy dwie podstawowe determinanty rozwoju produkcji energii odnawialnej: 1. wyczerpywanie się tradycyjnych pokładów paliw kopalnianych, a przede wszystkim węgla, ropy naftowej i gazu ziemnego; 2. towarzyszący ich użyciu zanieczyszczenie środowiska naturalnego [2]. Koncepcje wzrostu potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych można ująć w paradygmat, czyli model identyfikujący wpływ charakterystycznych cech na sposób podejścia do prognozowania rozwoju produkcji i popytu. Paradygmat potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych został przedstawiony w tab. 1. Paradygmat jak każdy model zawiera z natury rzeczy pewne uproszczenia [6] w stosunku do rzeczywistej sytuacji funkcjonowania sektora energetycznego w kraju i powiązań zakładów energetycznych z systemem gospodarki narodowej i środowiskiem naturalnym. Punktem wyjścia do opracowania koncepcji rozwoju produkcji energii odnawialnej jest posiadanie stosownej wiedzy, know-how i zasobu informacji. Podejmując przedsięwzięcia inwestycyjne w dziedzinie energii odnawialnej należy posiadać odpowiedni kapitał, przewidzieć ryzyko przezwyciężenia wielu przeszkód i mieć, co najmniej w perspektywie nadzieje na osiągniecie zysku. Skala zysku zależy m. in. od economy of scale, czyli relacji pomiędzy kosztami a wielkością produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Większa skala wytwarzania energii i ułatwienie dystrybucji umożliwiają obniżkę cen energii [8]. Zakład energetyczny dostrzega nie tylko szanse wprowadzenia na rynek nowego produktu, ale także 149 bezpieczeństwo przetrwania i rozwoju poparte rachunkiem ekonomicznym [4]. Wzrost produkcji energii odnawialnej uzależniony jest od przełamania wielu barier takich jak: niska rentowność i wysoka kapitałochłonność inwestycji energetycznych, niedobór wiedzy i informacji o długofalowych efektach zastosowania technologii energooszczędnych oraz brak precyzji i długofalowej stabilności aktów prawnych. Rynek energii nie może działać dobrze w Polsce, jeżeli w ciągu ostatnich 12 lat prawo energetyczne było nowelizowane 35 razy [9]. Postęp technologiczny przejawia się m. in. w stosowaniu alternatywnych lub komplementarnych technologii konwersji odnawialnych zasobów energetycznych. Technologie mikroprocesorowe umożliwiły dokładniejsze pomiary i rejestracje parametrów stanu pracy systemów elektroenergetyczny niezbędnych do sterowania produkcją i przepływem energii elektrycznej. Rozwój i powszechne stosowanie Internetu stworzyły nowe możliwości przekazu informacji oraz dokładniejszy opis przepływów energii dla celów rozliczeniowych między sprzedającymi a kupującymi. Konsekwentnie wprowadzane do szerszego użytku nowe wysokosprawne moduły systemów wytwórczych (np. ogniwa fotowoltaiczne, turbiny zasilane energią wiatru, ogniwa paliwowe) umożliwiły decentralizację wytwarzania energii elektrycznej. Tabela 1. Paradygmat potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych Dominanty potrzeb na energię ze źródeł odnawialnych Cechy Dominanty Wiedza Wiadomości nabyte podczas badań i zbierania informacji o energetyce, które ułatwiają wybór przesłanek zdrowego osądu sytuacji i racjonalne działanie na rzecz energii ze źródeł odnawialnych Know-how Umiejętności wykorzystania posiadanej wiedzy, doświadczenia, posługiwanie się nowoczesnymi metodami i technikami wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii ze źródeł odnawialnych Motywacja Uruchamianie bodźców, które pozytywnie wpływają na innowacje i inicjatywy wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych w skali kraju i lokalnie. Opracowanie krajowych programów energetycznych, uwzględniających forsowanie energii ze źródeł odnawialnych Warunki Stwarzanie klimatu do realizacji przedsięwzięć energetycznych, zabezpieczenie finansowe, usuwanie barier utrudniających produkcję i racjonalne gospodarowanie energią ze źródeł odnawialnych. Odpowiedzialność Ponoszenie odpowiedzialności wobec społeczeństwa za jego dobrobyt, przestrzeganie regulacji prawnych, kultury i etyki w zakresie ochrony środowiska naturalnego Źródło: opracowanie własne Korzystne warunki do inwestowania w rozwój energii ze źródeł odnawialnych mogą zapewnić tanie kredyty, ulgi podatkowe i lokalne wsparcie administracyjne władz samorządowych. Należy także zachęcać do prowadzenia prac naukowobadawczych, ekspertyz oraz doskonalenia technicznych i zarządczych umiejętności pracowników. Uwarunkowania środowiskowe są ważnym aspektem w ocenie perspektywy rozwoju energii ze źródeł odnawialnych. Zarządy zakładów energetycznych muszą posiąść stworzyć własną bazę danych lub mieć łatwy dostęp do informacji o przemianach społeczno-ekonomicznych, regulacjach prawnych, obostrzeniach ekologicznych i nowych technologiach. Występuje ograniczona elastyczność produkcji energii. Powrót dużych źródeł cieplnych po wyłączeniu 150 z eksploatacji, (np. w przypadku wyjścia z tzw. stanu zimnego) może trwać do kilkunastu godzin. Na kierunki rozwoju energii ze źródeł odnawialnych duży wpływ ma polityka rządu, samorządów regionalnych i lokalnych, bliskość wyższych uczelni i stosunek społeczeństwa do energii ze źródeł odnawialnych. Dużą rolę mogą odgrywać inkubatory przedsiębiorczości – organizacje, których celem jest wspomaganie nowych przedsięwzięć w ich początkowym etapie przez zapewnienie doradztwa, pobudzanie do innowacji, popieranie i świadczenie usług podstawowych, często po obniżonej opłacie. Ideą przewodnią inkubatora jest pomoc w podjęciu i wdrażaniu nowych przedsięwzięć podczas pierwszych 2 lub 3 lat, zanim nie okrzepną po ‘wykluciu’ i aby zakłady mogły normalnie funkcjonować w konkurencyjnym świecie biznesu. Ograniczona jeszcze dostępność energii z odnawialnych źródeł wynika nie tylko z wysokiej ceny tej energii. Obniżenie kosztów przyłączenia, pierwszeństwo w świadczeniu usług przesyłowych, zwolnienie z wnoszenia corocznych opłat koncesyjnych (związanych z przychodami) mogą uzdrowić tę sytuację [11]. WPŁYW ENERGII NATURALNEGO ODNAWIALNEJ NA OCHRONĘ ŚRODOWISKA Ponieważ energia ze źródeł odnawialnych wywiera duży wpływ na zachowanie pierwotnego stanu natury jej znaczenie w zrównoważonym rozwoju społeczno-gospodarczym kraju nieustannie wzrasta. Ekologowie alarmują, bowiem o szybko postępującej degradacji środowiska naturalnego na świecie nie tylko z powodu ekstensywnej eksploatacji paliw kopalnianych. Wyróżnić możemy negatywne oddziaływanie na naturę takich procesów jak: ¾ procesów koncentracji ludności w coraz większych konglomeracjach miejskich, które nie są dostosowane do wchłonięcia ludności napływającej z obszarów wiejskich, ¾ uprzemysławiania coraz to nowych regionów świata, ¾ postępu technologicznego, nie zawsze sprzyjającego ochronie środowiska naturalnego, ¾ braku przepisów bądź środków przeznaczonych na ochronę środowiska w krajach rozwijających się gospodarczo, ¾ wzrostu dobrobytu społeczeństwa powiązanego z masowymi zakupami dóbr materialnych [5]. Zanieczyszczenia powietrza, wody i ziemi zagrażają środowisku naturalnemu i zdrowiu ludności. Według statystyki ONZ ponad 200 milionów ton różnego rodzaju odpadów jest emitowanych rocznie w powietrze, z tego 50% zanieczyszczenia pochodzi ze spalin samochodów i innych pojazdów mechanicznych. Blisko 23% zanieczyszczenia pochodzi ze spalania paliwa dla celów ogrzewczych, a około 15% zanieczyszczeń jest emitowanych podczas procesu produkcyjnego. Zanieczyszczenia powietrza wpływają na zaburzenia dróg oddechowych i choroby serca wśród ludności. Źródła zanieczyszczenia wody można doszukać się nieomal w każdej działalności produkcyjnej przemysłu i rolnictwa oraz w funkcjonowaniu miast. Zanieczyszczenia są szczególnie groźne dla wód podziemnych (np. zanieczyszczanych w następstwie rozpowszechnionego użycia nawozów z wysoką koncentracją azotanu). Raz zanieczyszczona woda podziemna jest praktycznie niemożliwa do oczyszczenia. Zanieczyszczenia odpadami produktów wiążą się 151 z wyrzucaniem opakowań i produktów, które nie nadają się do użytku (np. puszki, butelki, słoiki, tworzywa sztuczne, opakowania plastikowe oraz stare radia, telewizory i samochody). Wiele odpadów chemicznych i nuklearnych składowanych jest bez należytego zabezpieczenia i ostrożności. Wzrasta do niebezpiecznego stanu poziom rtęci w oceanach oraz ilość DDT w glebie i żywności. Odpady surowców chemicznych tworzą dziurę w powłoce ozonowej okalającą ziemię, powodującą m. in. choroby skóry, a emisja dwutlenku węgla wywołuje efekt cieplarniany. Postęp techniczny prowadzi do udoskonalania technik spalania, utylizacji (wykorzystania jako surowców) i pozyskiwania energii z odpadów. Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych jest, więc w porównaniu do źródeł kopalnych bardziej przyjazne dla środowiska naturalnego. Ograniczeniu ulega, bowiem emisja szkodliwych materii, a w szczególności gazów cieplarnianych. Ponadto obserwujemy niedobór wielu zasobów natury, które uznawane były za nieograniczone, takich chociażby, jak czyste powietrze i czysta woda. Zagrożeniem dla surowców o ograniczonej reprodukcji (np. lasów, zwierzyny leśnej i ryb) jest gwałtowna urbanizacja i industrializacja. Próbuje się znaleźć substytuty dla minerałów, których zasoby są praktycznie nieodnawialne, takie jak: ropa naftowa, węgiel, platyna, cynk i srebro. Organizacje na rzecz ochrony środowiska zwracają coraz większą uwagę ludności na produkty przyjazne dla środowiska naturalnego. Wagi nabiera produkcja energii ze źródeł odnawialnych. Akcje propagandowe i szkoleniowe stały się immanentną cechą działalności tych organizacji. Prowadzi to do ograniczenia użycia niektórych paliw kopalnianych i rozwój utylizacji szkodliwych odpadów produkcyjnych. Utylizacja, czyli zamiana odpadów w użyteczną energie i materiały, redukuje zaśmiecanie środowiska, oszczędza wydatki pieniężne na surowce wtórne i chroni naturalne zasoby. Duże znaczenie ma stała kontrola poziomu zanieczyszczeń, udoskonalanie metod utylizacji odpadów i rekultywacja terenów degradowanych. Rozwiązywanie sytuacji kryzysowych w zakresie ochrony środowiska wymaga przede wszystkim: ¾ nadania priorytetu programom długookresowym ochrony środowiska naturalnego kosztem rezygnacji z krótkookresowych obniżek kosztów lub osiągania dodatkowych korzyści związanych z degradacją środowiska, ¾ podjęcia natychmiastowego działania w przypadku sytuacji zagrażającej życiu lub zdrowiu nabywców produktu i pracowników uczestniczących w jego wytwarzaniu, Chociaż produkcja energii jest tylko jednym z przejawów działalności gospodarczej, to jednak powinniśmy być świadomi jej uczestnictwa w zanieczyszczaniu środowiska i brać pod uwagę możliwości podejmowania wszelkich przedsięwzięć zmierzających do ochrony przyrody. DYNAMIKA I STRUKTURA PRODUKCJI ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH Znaczenie energii ze źródeł odnawialnych dostrzeżone zostało przez Unię Europejską (UE). UE nakłada, bowiem na kraje członkowskie obowiązek osiągania normatywnych wskaźników energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu finalnym energi. Zużycie finalne składa się z trzech składników: (1) energii dostarczanej do przemysłu przetwórczego, sektora transportowego, gospodarstw domowych, sektora usług, rolnictwa, leśnictwa i rybołówstwa; (2) energii elektrycznej zużywanej przez sektor energetyczny na produkcję energii elektrycznej i ciepła; (3) strat w sieciach elektrycznych i ciepłowniczych. 152 Zalecenia zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w bilansach energetycznych krajów UE zawarte są m. in. w opracowaniu Komisji Europejskiej pt. „Mapa Drogowa Energii Odnawialnej. Odnawialne energie 21 wieku: budowanie bardziej zrównoważonej przyszłości” pochodzącego z 2007 roku. Komisja Europejska nakłada obowiązek zwiększenia dostaw energii ze źródeł odnawialnych w krajowym zużyciu energii brutto w 2020 roku, co najmniej o 20%. W odniesieniu do Polski wskaźnik ten ustalony został na poziomie 15%. W tym samym roku należy osiągnąć udział biopaliw w zużyciu paliw w transporcie do poziomu 10% [3]. W projekcie pakietu klimatyczno-energetycznego zawarto dyrektywę promowania energii ze źródeł odnawialnych. Polityka UE zmierza, do więc nie tylko do perspektywicznego obniżenia cen energii przy zapewnieniu rentowności sektora energetycznego i zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego krajom członkowskim, ale także ograniczenie negatywnego oddziaływania produkcji energii na środowisko naturalne. Zużycie energii w Polsce w ujęciu strukturalnym odbiega znacznie od wskaźników zaobserwowanych w innych krajach UE. Największe udziały przypadają na energie pochodzącą z przetworzenia paliw kopalnianych takich jak węgiel kamienny (61%), ropa naftowa (22%) i gaz ziemny (12%). W programie rządowym „Polityka energetyczna Polski do 2025 roku” i w „Programie dla energetyki” ustalono strategie zwiększenia wskaźnika udziału energii odnawialnej w zużyciu energii elektrycznej na poziomie 7, 5% w 2010 roku i 14% w 2020 roku (Energia pierwotna jest to energia zawarta w pierwotnych nośnikach energii pozyskiwanych bezpośrednio z zasobów naturalnych odnawialnych i nieodnawialnych.) Przy tym obniżanie wskaźników użycia węgla, jako paliwa energetycznego utrzymuje się na tym samym poziomie w wielu krajach na świecie, a nawet w USA wzrasta. Zgodnie z założeniami udział energii elektrycznej wytworzonej z OZE w ogólnej ilości energii sprzedanej powinien w 2009 roku charakteryzować się wskaźnikami 8,7%, w 2012 roku 10,4% a w 2017 roku 12,9%. Strategiczne dla kraju znaczenie ma bezawaryjne działanie systemu elektroenergetycznego, powszechność wykorzystywania energii elektrycznej, brak możliwości zastąpienia jej przez inne nośniki energii. Nałożono obowiązek zakupu energii z odnawialnych źródeł energii w 2009 na poziomie 8,7%, a w 2014 – 10,4% w stosunku do dostaw na rynek energii ogółem [1]. Udział energii ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu energii ogółem wynosił 4, 7% w 2007 roku. Poniżej dokonamy ogólnej charakterystyki struktury źródeł surowcowych energii odnawialnej [12]. W Polsce dominuje energia pozyskiwana z biomasy stałej (91, 4% w 2007 roku). Biomasa jest to organiczny surowiec pochodzenia roślinnego, który służyć może, jako paliwo do produkcji ciepła lub wytwarzania energii elektrycznej. Podstawowym surowcem jest drewno opałowe (polany, okrąglaki, zrębki, brykiety, palety), odpady z leśnictwa (gałęzie, żerdzie, przecinki, krzewy, chrust, karp) oraz odpady z przemysłu drzewnego (wióry, trociny) i papierniczego (ług czarny). Specjalną grupę stanowią paliwa z plantacji przeznaczonych na cele energetyczne (drzewa szybko rosnące, byliny dwuliścienne, trawy wieloletnie, i zboża uprawiane w celach energetycznych) oraz pozostałości organiczne z rolnictwa i ogrodnictwa (np. odpady z produkcji ogrodniczej, odchody zwierzęce oraz brykiety i palety np. ze słomy). Do paliw z biomasy zaliczany jest także węgiel drzewny. Z biomasy wytwarzane są również paliwa ciekłe (biopaliwa – 2,2%). Jako paliwa mogą być też wykorzystywane naturalne oleje roślinne. Biokomponenty dodawane są do paliw silnikowych wytwarzanych z ropy naftowej. Najczęściej 153 stosowanymi dodatkami są: bioetanol (dodatek do benzyn silnikowych) i biodiesel (dodatek do olejów napędowych). Drugą pod względem skali wykorzystania jest energia pochodząca z wody (4,15%). Do energii odnawialnej zalicza się jedynie produkcję energii elektrycznej w elektrowniach wodnych na dopływie naturalnym (przepływowych). Znikomy jak dotychczas jest udział energii promieniowania słonecznego, wiatru, biogazu oraz odpadów przemysłowych i komunalnych w wytwarzaniu energii ogółem. Energia promieniowania słonecznego wykorzystywana jest bardzo słabo (0,007%). Może być przetworzona na ciepło lub na energię elektryczną. Wytwarzana jest przez zastosowanie kolektorów słonecznych (płaskich, tubowo-próżniowych, cieczowych lub powietrznych) do podgrzewania ciepłej wody użytkowej, wody w basenach kąpielowych, ogrzewania pomieszczeń, w procesach suszarniczych, w procesach chemicznych. Ogniwa fotowoltaiczne służą do bezpośredniego wytwarzania energii elektrycznej. Elektrownie słoneczne pozwalają wytworzyć energie elektryczną na duża skalę. Ponadto energia słoneczna wykorzystywana w systemach biernego ogrzewania (przez okna, szklarnie) oraz chłodzenia i oświetlenia pomieszczeń. Energia wiatru wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej w turbinach wiatrowych (0,9%). Energia ze źródeł geotermalnych określana jest przez ciepło uzyskiwane z wnętrza ziemi w postaci gorącej wody lub pary wodnej (0,3%). Energia ta może być użytkowana bezpośrednio lub przy zastosowaniu pomp ciepła, jako ciepło grzewcze dla potrzeb komunalnych oraz w procesach produkcyjnych w rolnictwie, a także do wytwarzania energii elektrycznej. Możliwości wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł geotermalnych są ograniczone ze względu na stosunkowo niską temperaturę zasobów wód. Biogaz jest to gaz składający się głównie z metanu i dwutlenku węgla, uzyskiwany w procesie beztlenowej fermentacji biomasy (1,3%). Możemy wyróżnić gaz z fermentacji odpadów na składowiskach, z osadów ściekowych w wyniku beztlenowej fermentacji szlamu kanalizacyjnego oraz biogaz otrzymywany w wyniku beztlenowej fermentacji odchodów zwierzęcych, odpadów w rzeźniach, browarach i w przetwórstwie rolno-spożywczym. Niewielkie ilości energii pozyskiwanych jest z paliwa odpadowego (0,02%) pochodzącego głównie z palnych odpadów przemysłowych i komunalnych (guma, tworzywa sztuczne, odpady olejów). Do paliw odnawialnych wykorzystywanych do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła zaliczane są odnawialne stałe odpady komunalne spalane w odpowiednio przystosowanych instalacjach (odpady z gospodarstw domowych, szpitali i sektora usług zawierające frakcje organiczne ulegające biodegradacji). Podsumowując można wnioskować, że należy nie tylko dążyć do zdynamizowania rozwoju energii ze źródeł odnawialnych, ale także zmienić jej strukturę. Postulować można zwiększenie udziału przede wszystkim energii z wiatru, promieniowania słonecznego, geotermii i rzek w wytwarzaniu energii ze źródeł odnawialnych. Produkcję energii z biomasy stałej można utrzymać na tym samym poziomie a nawet próbować ograniczyć, kiedy nabierze odpowiedniego rozmachu produkcja energii ze źródeł substytucyjnych. Należy z uwagą analizować tendencje rozwojowe popytu na energię odnawialną, dostępności energii na rynku, koszt jej wytworzenia i drogi jej racjonalnego wykorzystania. 154 LITERATURA [1] Chochowski A., Krawiec F. (red.): Zarządzanie w energetyce, Difin, Warszawa 2008 [2] Energia ze źródeł odnawialnych w 2007 roku, GUS, Warszawa 2008 [3] Lorek E.: Ocena wdrażania zrównoważonego rozwoju w sektorze elektroenergetycznym w świetle zapisów europejskiej polityki, (w) Ekonomia i Finanse. III Forum, Akademia Ekonomiczna, Katowice 2008 [4] Łojewski S.: Ekonomia zasobów i środowiska, KPSW, Bydgoszcz 2007 [5] Michalski E.: Marketing, WN PWN, Warszawa 2009 [6] Michalski E.: Zarządzanie, Wydawnictwo Politechniki Koszalińskiej, Koszalin 2008 [7] Michalski M.: A Knowledge Based Strategy in the Energy Sector (w) I. K. Hejduk, J. Korczak (red.) Gospodarka oparta na wiedzy, Wydawnictwo Uczelniane Politechniki Koszalińskiej, Koszalin 2006 [8] Pyka J.(red.): Szanse i zagrożenia rynku energetycznego w Europie i w Polsce, Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej, Katowice 2007 [9] Wywiad z J. Popczykiem: O rynku energii, czyli antyreforma, Energetyka Cieplna i Zawodowa, nr 3/2009 [10] www.stat.gov.pl, Energia ze źródeł odnawialnych w 2007 roku, GUS, Warszawa 2008 [11] Szerzej M. Michalski E.: A Knowledge Based Strategy in the Energy Sector (w) I.K. Hejduk, J. Korczak (red.) Gospodarka oparta na wiedzy, Wydawnictwo Uczelniane Politechniki Koszalińskiej, Koszalin 2006, s.154 [12] www.stat.gov.pl, Energia ze źródeł odnawialnych w 2007 roku, GUS, Warszawa 2008 155 Rozdział 7 OPŁACALNOŚĆ PRODUKCJI BIOKOMPONENTÓW I BIOPALIW W POLSCE Dorota NIEDZIÓŁKA WSTĘP Biokomponenty i biopaliwa są nie tylko alternatywą dla paliw tradycyjnych, są także pomysłem na rozwój produkcji rolnej, wzrost jej towarowości i efektywności, stwarzają nowe miejsca pracy i przyczyniają się do rozwoju nauki. Biopaliwa pozwalają na uniezależnienie gospodarek od zmiennych cen ropy naftowej na rynku światowym. Dają szansę na zmianę wykorzystania gruntów ornych i nieużytków. Zwiększają efektywność ekonomiczną regionów. Wymagają jednak ponoszenia dość znacznych nakładów kapitałowych na rozwój infrastruktury (stacje paliw), promocję (opinia kierowców) i organizację procesów produkcyjnych. W 2006 roku światowe zużycie biopaliw wyniosło 37,7 mln ton25. Szacuje się, że wartość światowego rynku biopaliw będzie rosła w tempie ponad 12,3% rocznie w okresie od 2007 do 2017 roku. Wzrost produkcji i zużycia biopaliw w najbliższych latach będzie stymulowany przede wszystkim przez takie czynniki jak: kurczenie się rezerw ropy naftowej, wzrost zużycia energii oraz troska o środowisko naturalne. Przyszłość rynku biopaliw wygląda, więc obiecująco, warto w tym miejscu zastanowić się, dlaczego w Polsce produkcja biokomponentów i ich udział w rynku jest tak niski? Jakie są ograniczenia w produkcji? Jakie czynniki przesądzają o opłacalności produkcji biokomponentów i biopaliw? Opłacalności postrzeganej nie tylko jako efektywności ekonomicznej ocenianej przez pryzmat zysku, ale także korzyści, jakie można osiągnąć pośrednio produkując i sprzedając biopaliwa i biokomponenty26. 25 Freedonia Group http://www.freedoniagroup.com/Industry.aspx?IndustryId=ENRG Odpowiedzi na postawione pytania zostały przygotowane w oparciu o publikacje wiodących instytutów, artykuły prasowe, akty prawne oraz wyniki przeprowadzonych badań empirycznych. Badaniem objętych zostało 50 podmiotów gospodarczych wytwarzających biokomponenty lub biopaliwa. Niestety na ankietę odpowiedziały trzy podmioty. Tak niska próba badania nie pozwoliła na sformułowanie definitywnych wniosków, ale jest jednym z dowodów na nie podjęcie przez przedsiębiorstwa aktywności, mimo zakupu instalacji i zgłoszenia gotowości do produkcji. 26 156 CHARAKTERYSTYKA BIOPALIW I BIOKOMPONENTÓW Historia rynku biopaliw sięga początku XX wieku. Wraz z rozwojem motoryzacji pojawiły się pierwsze próby wykorzystania paliw pochodzenia roślinnego, jako źródła napędu27. Mimo zaawansowania prac w procesie upowszechniania biopaliw, ropa naftowa na kilka dziesięcioleci zdominowała światowy rynek paliw. Swój prymat w świecie jako źródła napędu zawdzięczając głównie niskim kosztom wydobycia, przetwórstwa i powszechnej dostępności. Zmiany w strukturze popytu na paliwa przyniosły dopiero lata 90, gdy powrócono do idei produkcji i propagowania biopaliw. Wytwarzanie tych alternatywnych paliw, choć uzasadnione wieloma czynnikami nie doczekało się istotnego udziału w światowym rynku paliw. Choć prognozy zdają się obiecywać wzrost znaczenia biopaliw, w wielu krajach nadal wielkość produkcji paliw alternatywnych jest niska. Najczęściej jako ograniczenia dla zwiększenia skali produkcji podawane są: niska opłacalność ekonomiczna produkcji, ograniczenia techniczne dla silników pojazdów mechanicznych, bądź negatywne skutki mogące zaistnieć w rolnictwie. I choć większość krajów dostrzega konieczność rozwoju tego segmentu rynku paliw, stopień zaangażowania i wielkość produkcji jest bardzo zróżnicowany. Obecnie jednym z największych producentów biopaliw jest Unia Europejska, w której w 2007 r. wyprodukowano 6 mln t biopaliw, a w perspektywie najbliższych trzynastu lat wielkość jej produkcji ma zwiększyć się do 25-30 mln ton. Według prognoz w 2010 r. europejski rynek biopaliw osiągnie wartość około 8 bilionów EUR. Poza Europą kolejnymi dużymi rynkami produkcji biopaliw są Stany Zjednoczone Ameryki, Brazylia i Chiny, które zapowiadają w najbliższych latach dalszy wzrost produkcji i zużycia paliw alternatywnych. Biopaliwa definiowane są najczęściej jako płynne paliwa silnikowe produkowane z domieszką specjalnych składników. Tymi składnikami, dodatkami są biokomponenty, otrzymywane z biomasy lub innych surowców pochodzących ze źródeł odnawialnych. Surowcem do produkcji biokomponentów mogą być substancje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji. Stanowią one produkty uboczne produkcji rolnej lub przemysłowej, jak również produkty rolne wytwarzane specjalnie na potrzeby produkcji biopaliw. Biopaliwa należą, więc do grupy paliw pochodzenia organicznego, pozyskiwanych z odnawialnych źródeł energii, stanowiących alternatywę dla powszechnie używanych paliw kopalnych. Biopaliwa mogą stanowić bezpośredni substytut paliw kopalnych. Obecnie znane są biopaliwa pierwszej, drugiej i trzeciej generacji28. 27 W 1900 r. R. Diesel wykorzystywał do prototypów swoich silników olej z orzeszków ziemnych, a w 1920 r. alkohol etylowy jako paliwo do silników samochodowych zastosował H. Ford. W Polsce pierwszą produkcję mieszanki (30% alkoholu i 70% benzyny) rozpoczęto w 1929 r. 28 Biopaliwa pierwszej generacji produkowane są głównie z takich roślin jak: zboża, ziemniaki, buraki cukrowe, rośliny oleiste. Zasadniczą ich cechą jest niewielki udział procentowy biokomponentów w paliwach oferowanych na rynku a wykorzystywanych w obecnie pracujących silnikach lub z niewielką modyfikacją ich systemu zasilania. Ta niewielka zmiana składu chemicznego paliw pozwala na wykorzystanie w procesie dystrybucji i przesyłu istniejącej infrastruktury. Biopaliw drugiej generacji produkowane są z materiałów lignocelulozowych – „drzewnych” lub poprzez nowe technologie zamiany biomasy w postać płynną. Dla przykładu jednym z procesów jest piroliza, technologia zakładającej wytworzenie paliwa przy pomocy reaktora z drewna i innych substancji pochodzenia organicznego. Biopaliwa trzeciej generacji to przede wszystkim ogniwa paliwowe wykorzystujące wodór, jako podstawowy nośnik energetyczny. Obecnie paliwa drugiej, jak i trzeciej generacji pozostają w sferze intensywnych badań naukowych i tworzą w perspektywie alternatywę dla biopaliw pierwszej generacji. Wiązane są z nimi duże nadzieje 157 Biopaliwa ciekłe stanowią niezwykle liczną grupę paliw, które zawierają domieszki biokomponentów. Polski ustawodawca niezwykle skrupulatnie identyfikuje wszystkie rodzaje biopaliw i biokomponentów29. Występująca różnorodność biopaliw i biokomponentów pozwala na wybór rodzaju paliwa, metodę jego pozyskania i surowiec odpowiadający optymalnym możliwościom przyrodniczym, technologicznym, infrastrukturalnym i finansowym państwa. W Polsce produkuje się przede wszystkim: bioetanol i biodiesel. Bioetanol jest alkoholem etylowym (wzór chemiczny C2H5OH) powstającym w wyniku fermentacji alkoholowej cukrów (zboża, ziemniaki, kukurydza), a następnie procesów destylacji i ratyfikacji. Poza etanolem otrzymanym z produktów roślinnych można go otrzymać syntetycznie z etylenu30. Polska jest jednym z najważniejszych europejskich producentów bioetanolu, a produkcję alkoholu etylowego prowadzi w kraju około 220 gorzelni. szczególnie w krajach, których warunki przyrodnicze ograniczają możliwości pozyskiwania roślin do produkcji biopaliw pierwszej generacji. 29 Biokomponenty są to dodatki służące do produkcji biopaliw bądź samoistne źródła napędu. Według art. 2 pkt 1 Ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach (Dz. U. Nr 169, poz. 1199 z dnia 26.09.06.) biokomponentami są: bioetanol, biometanol, ester, dimetyloeter, czysty olej roślinny oraz węglowodory syntetyczne. Za biopaliwa ciekłe uznaje między innymi: Benzyny silnikowe, zawierające powyżej 5% objętościowo biokomponentów lub powyżej 15% objętościowo estrów. Olej napędowy zawierający powyżej 5% objętościowo biokomponentów. Ester (ester metylowy lub ester etylowy kwasów tłuszczowych wytwarzany z biomasy), bioetanol (alkohol etylowy wytwarzany z biomasy, w tym bioetanol zawarty w eterze etylo-tert-butylowym lub eterze etylo-tertamylowym), biometanol (alkohol metylowy wytwarzany z biomasy, w tym biometanol zawarty w eterze metylo-tert-butylowym lub eterze metylo-tert-amylowym), dimetyloeter (dimetyloetr wytwarzany z biomasy) oraz czysty olej roślinny (olej roślinny wytwarzany z roślin oleistych przez tłoczenie, ekstrakcję lub za pomocą porównywalnych metod. Wyróżnia się czysty lub rafinowany, niemodyfikowany chemicznie)- stanowiące samoistne paliwo, Biogaz, Biowodór i Biopaliwa syntetyczne. 30 Według badania World Watch "Biofuels for Transportation" z 2006 roku, etanol stanowi obecnie ok. 90% produkcji biopaliw na świecie. Bioetanol jako dodatek stosowany jest w następujących paliwach: • E10 - jest biopaliwem zawierającym 10% objętości bioetanolu i 90% objętości benzyny. Paliwo to oferowane jest m.in. w USA jako alternatywa dla konwencjonalnej benzyny. Może być stosowane zarówno w amerykańskich FFV (z ang. Flexible Fuel Vehicles) oraz w standardowych pojazdach wyposażonych w silniki benzynowe, które uzyskały dopuszczenie producenta do stosowania takiego paliwa. • E20 -biopaliwo składające się z 20% objętość bioetanolu i 80% objętość benzyny oferowane jest głównie w Brazylii do silników niskoprężnych. • E85 - jest biopaliwem do silników benzynowych składającym się z bioetanolu z 15-30% domieszką benzyny. Na świecie popularność paliwa E85 ciągle wzrasta. Stosowane jest na szeroką skalę m.in. w Brazylii oraz w USA. W Europie trwają prace nad jego większym upowszechnieniem, w czym duży udział ma Szwecja. E85 może być używane tylko w specjalnie przystosowanych do tego paliwa pojazdach tzw. FFV (z ang. Flexible Fuel Vehicles). W Brazylii około 80% wszystkich sprzedawanych samochodów to właśnie pojazdy typu FFV. W Europie tylko nieliczne firmy samochodowe oferują modele przystosowane do zasilania biopaliwem E85. • E95 - jest to biopaliwo do silników z zapłonem samoczynnym, zawierające 95% bioetanolu oraz 5% benzyny przeznaczone dla silników z zapłonem samoczynnym. Ze względu na szczególnie niski poziom emisji spalin winno być stosowane w transporcie miejskim oraz w strefach szczególnie chronionych. Paliwo to jest produktem oferowanym na małą skalę. W Europie E95 stosowane jest w Szwecji. • E100 - oferowane jest wyłącznie w Brazylii i Argentynie. Paliwo to składa się z samego bioetanolu o czystości 96% objętość bez domieszki benzyny. Pozostałą ilość 4% objętość stanowi woda, której całkowite wydzielenie w procesie destylacji nie jest możliwe. 158 W Polsce największy udział w produkcji etanolu mają ziemianki i zboża przetwarzane w gorzelniach rolniczych. W ostatnich latach udział ziemniaków zmniejsza się na rzecz buraków cukrowych, pszenżyta i kukurydzy. Decyzja o wyborze surowca rolniczego do produkcji bioetanolu oraz wielkość areału upraw jest podyktowana względami ekonomicznymi31. Poza wyborem surowca do produkcji biopaliw znaczenie ma także sposób produkcji. Obecnie stosowany w Polsce jest system dwufazowy produkcji bioetanolu. Pierwszą fazę stanowi produkcja destylatu rolniczego w gorzelni rolniczej z surowców rolnych, a drugą odwadnianie destylatu rolniczego w zakładzie odwadniającym do zawartości 99,8% spirytusu. Taki systemem charakteryzuje się wysokimi nakładami i kosztami produkcji. W związku z tym podejmuje się inicjatywy w zakresie budowy nowych inwestycji jednoetapowego procesu produkcji bioetanolu. W rezultacie dotychczasowych działań mających na celu rozwój rynku biokomponentów i biopaliw ciekłych w Polsce istniej formalna możliwość dodawania do 5% bioetanolu do benzyn silnikowych oraz do 5% estrów metylowych kwasów tłuszczowych do oleju napędowego. Możliwe jest także wprowadzenie do obrotu dwóch rodzajów biopaliw ciekłych: estrów metylowych kwasów tłuszczowych stanowiących samoistne paliwo oraz oleju napędowego zawierającego 20% wyżej wymienionych estrów. W najbliższym czasie do powszechnego obrotu ma być dopuszczone biopaliwo składające się w 85 proc. z bioetanolu i 15 proc. z benzyny (tzw. mieszanka E85). Głównymi odbiorcami bioetanolu w Polsce są dwa koncerny paliwowe PKN Orlen S.A. i Lotos S.A. Orlen dodaje bioetanol do benzyn w postaci ETBE, a Lotos dodaje bioetanol w czystej postaci do części wytwarzanych benzyn. Drugim rodzajem paliwa alternatywnego produkowanego w Polsce jest biopaliwo rzepakowe (biodiesel). Jest to paliwo wytworzone z oleju rzepakowego i metanolu. Najczęściej ten rodzaj paliwa, w zależności od zastosowanej technologii produkcji, przyjmuje nazwę (biodiesel, RME, raps-diesel, diester, biopól, Azora, epal, ekol itp). Biopaliwo rzepakowe jest mieszaniną estrów metylowych wyższych kwasów tłuszczowych oleju rzepakowego. Istnieje wiele technologii uzyskiwania estrów metylowych, ale w Polsce najpopularniejsza jest produkcja ich z rzepaku. Produkowany jest bezpośrednio z oleju roślinnego poprzez dodanie metanolu i wodorotlenku sodu albo potasu. Reakcja estryfikacji jest stosunkowo prosta i nie wymaga skomplikowanych rozwiązań technologicznych. W porównaniu do etanolu, proces produkcji biodiesla wymaga względnie mało energii (pomijając energię potrzebną do wyprodukowania metanolu)32. Największymi producentami biodiesla w Polsce są: Rafineria Trzebinia S.A., Elstar Oils S.A., Solvent Dwory Sp. z o.o., J&SS.A., Biopól Sp. z o.o., Lotos Czechowice Dziedzice S.A., Brasco S.A. 31 Okazuje się, że najbardziej efektywna jest produkcja bioetanolu z kukurydzy i buraków cukrowych. Z jednej tony kukurydzy można, bowiem wytworzyć 420 l bioetanolu, tj. o 310 l więcej niż z 1 tony ziemniaka i o 40 l więcej niż z 1 tony pszenicy. Wyższą wydajnością produkcji charakteryzuje się także przetwórstwo buraków cukrowych, gdzie z 1 ha tych roślin uzyskuje się aż 4280 litrów bioetanolu, podczas gdy z takiego samego areału zasiewów żyta zaledwie 854 litrów. Szerzej na ten temat A. Grzybek Biomasa w energetyce w: Zarządzane w energetyce pod red A. Chodowski i F. Krawiec, Difin, Warszawa 2008, s. 349. 32 Wydajność procesu estryfikacji kształtuje się na poziomie 88-98%, co oznacza, że z 1 kg oleju uzyskuje się 0,88-0,98 kg biopaliwa rzepakowego. Paliwo rzepakowe miesza się w dowolnych proporcjach z paliwami z ropy naftowej. Do zasilania silników wysokoprężnych stosowane może być zarówno samo paliwo, jak i jego mieszaniny z olejami ropopochodnymi. 159 W Polsce obserwuje się liczne, roczne wahania wielkości produkcji bioetanolu i estrów. Taka sytuacja jest reakcją przedsiębiorstw na brak stabilnej i długookresowej polityki państwa w zakresie paliw. Istniejący wolny, otwarty rynek stwarza możliwości zakupu biopaliw na rynku europejskim. Co prowadzi do zmian warunków opłacalności produkcji. Niedostateczna wielkość produkcji krajowej wynika z lęku producentów o wysokość zysków i wielkość popytu zgłaszanego przez odbiorców krajowych. Mając świadomość konkurencji producentów z innych państw polscy producenci biokomponentów obawiają się uruchomić, jak i zwiększyć wielkość produkcji. OPŁACALNOŚĆ PRODUKCJI BIOPALIW Opłacalność produkcji biopaliw można rozpatrywać w różny sposób jako opłacalność stricte ekonomiczno-finansową, a także jako opłacalność pojmowaną w aspekcie społecznym, środowiskowym czy naukowym. Produkcja biopaliw jest obecnie na granicy opłacalności ekonomicznej. Ogólnie można stwierdzić, że biopaliwa (biodiesel lub bioetanol) są ewidentnie droższe od paliwa otrzymywanego z ropy naftowej. Rys. 1. Średnie ceny brutto benzyny bezołowiowej 95 oraz oleju napędowego na stacjach benzynowych Źródło: Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych statystycznych Eurostatu W drugim półroczu 2006 r. średnia cena benzyny bezołowiowej 95 (patrz rys. 1) oraz średnia cena oleju napędowego kształtowały się w Polsce na bardzo wysokim poziomie odpowiednio 4,31 PLN i 4,01 PLN. Jeszcze w pierwszej połowie 2006 r. ceny nie przekraczały 4 PLN i wynosiły odpowiednio dla benzyny bezołowiowej 3,70 PLN, a oleju napędowego 3,69PLN. Poziom cen nie odbiegał znacząco od cen, jakie osiągnęły na swoich rynkach wewnętrznych państwa Unii Europejskiej, a struktura opodatkowania tych paliw była przybliżona do struktury występującej w innych państwach unijnych. 160 Rys. 2 Średnie ceny benzyny bezołowiowej 95 w UE, druga połowa 2006 r [EUR/litr]33 Źródło: Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych statystycznych Eurostatu Rys. 3 Średnie ceny oleju napędowego w UE, druga połowa 2006 r. [EUR/litr] Źródło: Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych statystycznych Eurostatu Tymczasem z szacunków wykonanych dla Polski wynika, że koszt wytworzenia biopaliwa rzepakowego wynosi około 2,0 zł/litr, przy pominięciu wszystkich obciążeń fiskalnych, natomiast po zastosowaniu takiej samej akcyzy i podatku jak na olej napędowy z ropy naftowej, cena biodiesla wynosiłaby około 3,5 zł/litr. Podobnie przedstawia się rachunek ekonomiczny dla produkcji bioetanolu34. Porównanie kosztów produkcji etanolu w krajach Unii Europejskiej wskazuje na niewielkie różnice, jakie kraje osiągają (patrz wykres nr 6). Najniższe koszty produkcji etanolu z buraka cukrowego w 2006 r. miały Hiszpania, i Estonia, 0,47 EUR/litr, a najwyższe Francja 0,72 EUR/litr. Polska w produkcji etanolu z buraków cukrowych 33 Przyjęto kurs 3.96 PLN/EUR, zgodnie z tabelą kursów walutowych dnia 2 październik 2006 r. Przedsiębiorstwa biorące udział w badaniu określiły koszt produkcji estrów na poziomie 3,60-3,70 PLN za 1 litr. Autorka artykułu dokonała badania własnego na grupie 50 producentów biokomponentów w Polsce. 34 161 osiągnęła poziom 0,53 UER/litr. Produkcja etanolu ze zbóż była bardziej kosztowna. Najtańszym producentem okazały się Niemcy 0,47 EUR/litr, a najdroższym Finlandia 1,18 EUR/litr. Polska w 2006 r. produkował etanole zbóż po cenie 0,62 EUR/litr. Koszt produkcji etanolu w wybranych państwach Unii Europejskiej w 2006 r. 0,76 0,57 0,47 0,63 0,77 0,61 0,66 0,47 0,87 0,72 0,71 0,68 0,54 0,87 0,57 0,65 0,61 0,75 0,49 0,61 0,5 0,7 0,61 0,87 0,57 0,61 0,53 0,59 0,55 0,47 0,6 0,54 0,6 0,56 0,61 1 0,8 0,88 1,2 0,6 0,75 0,53 0,62 0,62 0,79 0,58 0,66 0,62 0,84 1,18 1,4 0,4 0,2 W ęg C ry ze H ch is zp y a Sł nia ow en Sł ow ia a Sz cja w Po ecj rtu a ga li Po a ls ka Au s H tria o Lu lan ks di em a bu rg Li tw a Ło tw W a ło ch W ie Irla y lk a nd Br ia yt an ia G re cj Fr a an Fi cja nl an d E s ia to n N ia ie m cy D an ia Be lg ia euro/litr 0 Burak cukrowy Zboża Rys. 4. Koszt produkcji etanolu w wybranych państwach Unii Europejskiej w 2006 r. Źródło: opracowanie własne na podstawie W. Kotowski Coraz lepsze technologie, Agroenergtyka nr 1 (19) z 2007 r. za: T. Zakrzewski Biopaliwa szansa czy konieczność? Krajowa Izba Biopaliw Pewne różnice w kosztach produkcji obserwuje się także w produkcji biodiesla. Dla porównania najwyższe koszty produkcji ma Finlandia 1,37 UER/litr, a najniższe Czechy i Słowenia, 0,53 EUR/litr. Polska w produkcji biodiesla plasuje się za liderami rynku z kosztami na poziomie 0,54 EUR/litr. 0,67 0,69 0,63 0,6 0,69 0,72 0,7 0,72 0,71 0,58 0,67 0,56 0,81 0,56 0,54 0,79 0,79 0,55 0,53 0,79 0,53 0,58 W ęg C ry ze H ch is zp y a Sł nia ow en Sł i ow a ac Sz ja w Po ecj rtu a ga li Po a ls k Au a st r i H o a Lu lan ks di em a bu rg Li tw a Ło tw W a ło ch W y ie Irla lk a ndi Br a yt an ia G re cj Fr a an Fi cja nl an d Es ia to n Ni ia em cy D an ia Be lg ia 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 1,37 Koszt produkcji biodiesla w wybranych krajach Unii Europejskiej w 2005r. euro/litr Rys. 5. Koszy produkcji biodiesla w wybranych krajach Unii Europejskiej w 2005 r. Źródło: opracowanie własne na podstawie W. Kotowski Coraz lepsze technologie, Agroenergtyka nr 1 (19) z 2007 r. za: T. Zakrzewski Biopaliwa szansa czy konieczność? Krajowa Izba Biopaliw 162 Warto zwrócić uwagę na poszczególne składowe kosztów wytwarzania biopaliw w Polsce (patrz tabela nr 4). Dzięki tej analizie można dostrzec możliwości redukcji kosztów dzięki sprzedaży produktów ubocznych lub ograniczeniu kosztów transportu. Te elementy przesądzają o korzyściach z podejmowanych obecnie licznych decyzji o uruchomieniu produkcji biopaliw na mniejszą skalę przez gospodarstwa rolne. W analizie kosztów wytwarzania biopaliw uwagę zwracają wysoki udział opłat fiskalnych. Tabela 1 Szacunkowe koszty produkcji biopaliw w Polsce Bioetanol 35 (przy produkcji 100 hl) 26 720 zł Suma kosztów produkcji w tym: Surowiec: • olej rzepakowy rafinowany w tym: - koszt zakupu nasion rzepaku -przychód ze sprzedaży makuchu 11 160 zł • żyto 14 560 zł Koszty kapitałowe i przetwarzania 1000 zł Koszty transportu 0 zł Sprzedaż produktow ubocznych Margines zysku 1 340 zł Suma netto 28 150 zł 2 815 zł/1000 l 4 115 zł/1000 l Koszt całkowity biokomponentu, bez VAT, opłaty paliwowej i podatku akcyzowego, z uwzględnieniem współczynnika dodatkowego zużycia Koszt jednego litra biokomponentu 4,1 zł/1 litr Cena paliwa ciekłego Różnica między kosztami całkowitymi biokomponentów i cenami paliw ciekłych Estry metylowe36 (przy produkcji 50000t) 165 320 000 zł 131 470 000 zł 143 606 000 zł 38 470 809 zł 32 000 000 zł 3 500 000 zł 1 650 000 zł37 8 270 000 zł 173 590 000 zł 2 055 zł/1000 l 3 324 zł/1000 l 3,3 zł/l Benzyna 1 601 zł/l000 l Olej napędowy 1 781 zł/1000 l 2 514 zł/1000 l 1 543 zł/1000 l Źródło: Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014, dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 24 lipca 2007 r. 35 Wytworzenie 100 hl bioetanolu wymaga zużycia 30 t żyta, gdzie średnia cena 1 t w kraju wyniosła w 2006 r. 371,95 zł. 36 Wytworzenie 50 000 t estru wymaga zużycia 50 750 t oleju rzepakowego rafinowanego lub 157 000 t nasion rzepaku. Przetworzenie takiej wielkości oleju rzepakowego skutkuje wytworzeniem 102 050 t makuchu. Przyjęta średnia cena sprzedaży oleju rzepakowego w kraju wyniosła w 2006 r. 2590,62 zł/t. Tymczasem średnia cena skupu nasion rzepaku wyniosła w kraju 914,69 zł/t. Średnia cena sprzedaży makuchu rzepakowego w 2006 r. wyniosła 376,98 zł/t. 37 Produkcja 50 000 estru skutkuje wytworzeniem 5 000 t gliceryny o wartości 1 650 tys. zł. 163 Uwzględnienie różnic w kosztach całkowitych produkcji biokomponentów i paliw ciekłych pozwala na pomoc publiczną dla produkcji 1000 l bioetanolu do kwoty w wysokości 2 514 zł, a dla estrów metylowych do kwoty 1543 zł. Pomoc publiczna w tym przypadku ma polegać na znalezieniu i zastosowaniu takich rozwiązań, które pozwolą stworzyć warunki konkurencyjności tych paliw na krajowym rynku. Dlatego też we wszystkich krajach UE wprowadzeniu biopaliw płynnych towarzyszy pakiet rozwiązań prawno-finansowych umożliwiający zwolnienie ich produkcji z podatku akcyzowego lub obniżenie tego podatku na paliwa ropopochodne zawierające dodatek biopaliw. Okazuje się, bowiem, że jedynie metodą dopłat do podatku lub zasadzie obligatoryjnego stosowania, biopaliwa mogą wejść na rynek i być na nim konkurencyjne. Obecnie w Polsce akcyza wynosi 20 groszy za litr. Zwolnienie z akcyzy przysługuje tylko producentom biopaliw. A więc na zwolnienie mogą liczyć przedsiębiorstwa zajmujące się mieszaniem paliw tradycyjnych z biokomponentami np. ORLEN. Nowa ustawa, z dnia 11 maja 2007 o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz.U. NR 99 poz. 666), czeka na notyfikację UE. Daje ona szansę na większe korzyści finansowe dla producentów biokomponentów. Podstawę wyliczenia akcyzy stanowi bazowa kwota podatku akcyzowego dla danego rodzaju paliwa. Zgodnie z ustawą stawka podatku akcyzowego dla: • olejów napędowych o kodzie CN 2710 19 41, wynosi 1048 PLN/1000l • natomiast dla wyrobów powstałych ze zmieszania olejów napędowych z biokomponentami zawierającymi powyżej 2% biokomponentów stawka akcyzy obniżona jest o 1,048 od każdego litra biokomponentów dodanych do tych olejów napędowych (kwota należnej akcyzy nie może być niższa niż 10,00 PLN/ 1000l) • biokomponentów stanowiących samoistne paliwo, spełniające określone wymagania jakościowe - 10,00 PLN/ 1000l Według ustawy, za każdy litr biokomponentu w benzynie, polscy podatnicy mieliby zapłacić 6 groszy akcyzy mniej. W przypadku oleju napędowego byłoby to niecałe 5 groszy. Ta sama ustawa obniża także z 20 – stu groszy do 1-go, stawkę akcyzy na tak zwane paliwa samoistne. Wszyscy producenci biopaliw i biokomponentów są zgodni, iż tylko zerowa stawka akcyzy stwarza im możliwości rozpoczęcia opłacalnej produkcji paliw alternatywnych. W przeciwnym wypadku albo tej działalności nie rozpoczną, albo prowadzić ją będą w warunkach skrajnej konkurencyjności. Kolejną przyczyną niskiej opłacalności produkcji biopaliw w Polsce jest niska skala produkcji, niedająca możliwości konkurowania z zachodnioeuropejskimi, brazylijskimi czy północnoamerykańskimi zakładami wytwórczymi. Produkcja biopaliw jest ponad to kapitałochłonna zarówno, jeżeli chodzi wybudowanie instalacji do produkcji bioetanolu, jak i estrów oraz instalacji do produkcji oleju rzepakowego. Jednocześnie wysokich nakładów kapitału wymaga zakup skumulowanego surowca (rzepaku, kukurydzy), które skupowane są praktycznie w trakcie zbiorów raz w roku na potrzeby całorocznej produkcji. Pojawia się, więc dodatkowy element spekulacyjny, bo rokrocznie rośnie zainteresowanie produkcją biopaliw podsycane także przez opinię publiczną i politykę kolejnych rządów zachęcającą do produkcji biopaliw i biokomponentów. Uwagę zwraca także w tym przypadku analiza opłacalności produkcji biodiesla i gliceryny z rzepaku metodą chałupniczą. Nie jest to konkurencja dla największych polskich producentów 164 estrów, ale pewien nowy segment rynku biopaliw, który ma szanse rozwoju i może wpływać na ceny surowców rolnych38. Jest jeszcze jeden charakterystyczny element rynku biopaliw w Polsce, który utrudnia osiąganie zysku, a związany jest z rynkiem zakupu surowców. Na rynku biopaliw producenci biokomponentów podejmują decyzje kierując się ideą maksymalizacji zysków i minimalizacją kosztów. A to oznacza, że poszukują na rynku światowym surowców do produkcji o najniższej cenie. Uwarunkowania globalizacji pozwalają także polskim producentom śledzić notowania np. na giełdzie w Rotterdamie i kupować surowce z uwzględnieniem rachunku ekonomicznego a nie interesu krajowego. Taki mechanizm wpływa destabilizująco na rolników uprawiających rzepak, żyto, pszenicę, czy kukurydzę. Nie daje im, bowiem gwarancji zbytu na plony. Zwiększone ryzyko produkcji rolnej będzie skutkowało zmniejszeniem areału zasiewów, a w efekcie wzrostem cen. Okazuje się, że produkcja biopaliw poza bardzo niską opłacalnością ekonomiczną niesie ze sobą korzyści społeczne. Są to między innymi dodatkowe miejsca pracy w rolnictwie i jego otoczeniu. Szacunki przeprowadzone w różnych krajach UE wskazują, że wyprodukowanie 1000 ton biopaliw płynnych wymaga zatrudnienia około 12-14 osób. Na wzrost zatrudnienia można liczyć nie tylko przy uprawie rzepaku, ale także budowie zakładów produkcyjnych, transporcie i dystrybucji biopaliw. Dla przykładu w Czechach w efekcie rozpoczęcia produkcji 150-170 tys. ton EMR zatrudnienie znalazło 12 tys. osób. Tymczasem możliwości Polski są znacznie większe. W naszych warunkach, z uwagi na mniejsze plony i niższy stopień zmechanizowania prac, ilość ta będzie znacznie większa. W uzasadnieniu do ustawy oszacowano, że wyprodukowanie estru rzepakowego w ilości 10%, w stosunku do krajowego zużycia oleju napędowego i opałowego, stworzyłoby około 70 tys. nowych miejsc pracy. A to w sposób pośredni przyczynia się do poprawy sytuacji ekonomicznej regionu. Powoduje wielofunkcyjny rozwój obszarów wiejskich, dzięki nowym miejscom pracy w rolnictwie i jego otoczeniu. Kolejnymi pozytywnymi skutkami, jakie można zaobserwować w efekcie uruchomienia produkcji biopaliw są efekty środowiskowe, których dokładna wycena jest bardzo trudna, gdyż powinna uwzględniać emisję z produkcji nawozów mineralnych, chemicznych środków ochrony roślin itp. Generalnie można jednak stwierdzić, że stosowanie biopaliw ograniczona emisję dwutlenku węgla. W dłuższej perspektywie rozwój rynku biopaliw może spowodować pewne uniezależnieni się od importu paliw kopalnych39. 38 Według prognoz Przemysłowego Instytutu Maszyn Rolniczych w Poznaniu opłacalna jest produkcja z zastosowaniem instalacji W-400 wytwarzająca 400 l biodiesla dobowo. Tego typu małe instalacja najlepiej, gdy są zlokalizowane w pobliżu rzemieślniczych tłoczni oleju rzepakowego wytwarzających podstawowy surowiec do produkcji paliwa EMR. Konkurencyjność cenową biodiesla można osiągnąć tylko tam, gdzie produkty uboczne będą wykorzystywane na terenie produkcji biopaliwa np. gospodarstwa rolnego (pasza, słoma), wtedy zostaną zminimalizowane koszty transportu. Koszt potrzebnych urządzeń do produkcji biodiesla wynosi około 35 tys. zł. Nakłady inwestycyjne szacowane są na około 105 tys zł. Wpływ nakładów inwestycyjnych i amortyzacji na cenę paliwa (przyjmując okres amortyzacji 10 lat) wyliczono następująco 105 000/(10 lat *84500 l/rok)=0,13 zł/l. W. Kotowski Rozwój biopaliw-efektywniejsze rolnictwo, Gigawat energia nr 4/2008 39 Według Prezesa Krajowej Izby Biopaliw dodanie około 2,5 mln ton biokomponentów do paliw spowoduje zmniejszenie importu ropy naftowej przez Polskę około 5 mln t. szacuje się, że przy dzisiejszych cenach Polska może zmniejszyć wydatki na import paliw o około 12-13 mld zł. Z tej kwoty około 40% trafi do rolników, Pozostała kwota do pozostałych dziedzin gospodarki. 165 PODSUMOWANIE Wydaje się, że w przypadku produkcji biopaliw i biokomponentów rynek nie jest w pełni wolny. Ograniczenia stawia między innymi Unia Europejska, która zobligowała państwa członkowskie do konkretnego (3,45% w 2008 r.) udziału biopaliw w bilansie paliwowym kraju i stworzyła producentom biopaliw i biokomponentów warunki zbytu dla ich produktów. Jeśli bowiem importerzy paliw lub producenci biopaliw nie wypełnią warunków zapłacą dotkliwe kary. Taka forma oddziaływania jest rzadka w przypadku innych towarów na wolnym rynku. Z drugiej strony producenci biopaliw muszą wytwarzać biokomponenty uwzględniając istniejącą swobodę wejścia na rynek zarówno małych lokalnych wytwórni rolnych, jak i wielkich producentów zagranicznych. Polscy producenci muszą liczyć się z teoretyczną możliwością zarówno zakupu przez rafinerie biokomponentów od małych lokalnych wytwórni, jak i na giełdach światowych. Ich produkcja musi, więc uwzględniać bardzo wyraźnie element opłacalności ekonomicznej. Kolejnym czynnikiem oddziałującym na kształt rynku biopaliw jest ustawodawstwo krajowe. Państwo nie stwarza stabilnych, pewnych i optymalnych warunków fiskalnych. Polska wciąż czeka na notyfikację Unii Europejskiej zmian w ustawie o podatku dochodowym od osób prawnych oraz podatku akcyzowym. Powoduje to wiele napięć i przyczynia się do wahań w wielkości produkcji. To z kolei oddziałuje na ceny biopaliw. Obniża się ich konkurencyjność nie tylko na rynku wewnętrznym, ale także światowym rynku biopaliw. Tymczasem rynek biopaliw czeka na zmiany, aby rozpocząć produkcję. Oczekiwanie oznacza straty dotychczas przedsiębiorcy zainwestowali ponad 0,5 miliarda złotych w produkcję biopaliw. Warte zauważenia jest, że właśnie ustawodawstwo producenci biopaliw wskazali na pierwszym miejscu obok kosztów produkcji jako najważniejsze uwarunkowanie, przesłankę dla podjęcia aktywności na rynku paliw alternatywnych. Trzeba też pamiętać o niepokojach społecznych, jakie powoduje wzrost cen żywności. Za taki stan wini się wzrost wielkości produkcji biopaliw realizowany kosztem produkcji zbóż alimentacyjnych. Zdaniem specjalistów, aby nie zaostrzać sytuacji między producentami żywności a producentami biokomponentów należy wykorzystywać przede wszystkim odłogi, marginalne grunty i inne źródła biomasy. Potrzebna jest także szersza informacja na temat korzyści, jakie pojawiają się w efekcie rozwoju rynku biopaliw. Opinia publiczna musi poznać całe spektrum korzyści wynikających z produkcji i zastosowania biopaliw i biokomponentów, bo to z jej grona wywodzą się konsumenci paliw. Niewątpliwie polski rynek biopaliw potrzebuje jeszcze kilku lat na rozwój ilościowy i wypracowanie właściwych mechanizmów funkcjonowania. Rzeczywistość wskazuje, bowiem wyraźnie, że przepisy prawa tworzą pewne ramy działania, ale to rachunek ekonomiczny nadaje mu sens. LITERATURA [1] Biedrzycka A.: Rynek biopaliw przyspiesza. Estrowy boom, Gigawat energia nr7/2006 [2] Biokomponenty z LOTOSU, Gigawat energia nr10/2007 [3] Biopaliwa pod red. P. Grandziuka, Wydawnictwo Wieś Jutra, Warszawa 2003 [4] Freedonia Group http://www.freedoniagroup.com/Industry.aspx?IndustryId=ENRG [5] Kosa M.: Prezydenckie veto już nie do odrzucenia. Biopaliwa do lamusa? Gigawat energia nr 3/2003 166 [6] Kosa M.: W marcu Trybunał Konstytucyjny orzeknie nt. ustawy o biopaliwach. Biopoczątki, Gigawat energia nr1/2004 [7] Kotowski W.: Coraz lepsze technologie, Agroenergtyka nr 1 (19) z 2007 [8] Kotowski W.: Rozwój biopaliw-efektywniejsze rolnictwo, Gigawat energia nr 4/2008 [9] Legutko Ł.: Polska zaczyna późno, Gigawat energia nr 10/2002 [10] Narodowy Cel Wskaźnikowy, Ministerstwo Gospodarki [11] Propagowanie biopaliw jako skutecznej alternatywy dla ropy w sektorze transportu, MEMO/07/5, Bruksela, 10 stycznia 2007 r. [12] Roczny Raport Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przygotowany z wykorzystaniem danych statystycznych Eurostatu [13] Rośliny energetyczne pod red. B. Kościka, Wydawnictwo Akademii Rolniczej w Lublinie, Lublin 2003 [14] Sprzedaż biodiesla w górę, Gazeta prawna 28.10.2008 [15] Ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach (Dz. U. Nr 169, poz. 1199 z dnia 26.09.06.) [16] Wieloletni program promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008-2014, dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 24 lipca 2007 r. [17] Zakrzewski T.: Biopaliwa - Szansa czy konieczność?' Analiza sytuacji w Polsce i na świecie, Krajowa Izba Biopaliw [18] Zarządzane w energetyce pod red A. Chodowski i F. Krawiec, Difin, Warszawa 2008 [19] Wyniki badań własnych przeprowadzonych przez autorkę w 2008 r. wśród 50 polskich producentów biopaliw i biokomponentów 167 Rozdział 8 PRODUKCJA BIOPALIW A ZAGROŻENIE STABILNOŚCI ŁAŃCUCHA ŻYWNOŚCIOWEGO W EUROPIE Piotr MĘDRZYCKI, Marek GAWORSKI WSTĘP Ostatnia dekada przyniosła bardzo duże zmiany w sposobie patrzenia na środowisko naturalne, granice rozwoju ludzkości i cywilizacji oraz kurczące się zasoby naturalne Ziemi. Rosnące obawy dotyczące zmian klimatycznych, bezpieczeństwa energetycznego oraz niezawodności dostaw energii z zewnątrz, a także stale rosnące zapotrzebowanie na ropę naftową doprowadziły do wzrostu zainteresowania alternatywnymi źródłami energii, przede wszystkim biopaliwami. Człowiek zaczął dostrzegać ogromny potencjał, jaki kryją w sobie paliwa produkowane z biomasy. Równie ważnym czynnikiem, jaki przyniosły ostatnie lata jest wzrost cen ropy naftowej oraz innych surowców energetycznych do nienotowanych jeszcze w historii poziomów. W szczególnie niekorzystnej sytuacji znalazła się Unia Europejska, gdzie prawie cała energia zużywana w transporcie pochodzi właśnie z ropy naftowej. Dlatego też rozwój rynku biopaliw oraz dążenie do wzrostu udziału biokomponentów w paliwach transportowych są istotnym elementem unijnej polityki mającej na celu poprawę bezpieczeństwa energetycznego przy zmniejszeniu zależności od importu ropy naftowej z zewnątrz. Istotnym czynnikiem promowanej polityki jest także spodziewany pozytywny wpływ na stan środowiska naturalnego – przede wszystkim ograniczenie zanieczyszczenia powietrza atmosferycznego oraz redukcję emisji dwutlenku węgla. Rosnące zapotrzebowanie na biopaliwa sugeruje konieczność zagospodarowania coraz większych powierzchni użytków rolnych na cele produkcji roślin energetycznych. Wobec równocześnie rosnącego zapotrzebowania na surowce pochodzenia roślinnego dla coraz liczniejszej populacji ludności na świecie pojawia się tym samym szereg dylematów dotyczących kierunków wykorzystania powierzchni użytków rolnych. Skonfrontowanie oczekiwań w zakresie produkcji biopaliw i surowców roślinnych przeznaczonych do przetwarzania na żywność skłania do podejmowania dyskusji dotyczących transformacji zasobów ziemi i wskazywania zagrożeń dla stabilności łańcucha żywnościowego, inspirowanych zagadnieniami etyki w podejściu do rozwoju poszczególnych sektorów gospodarki danych krajów [1], [2]. 168 ZALEŻNOŚĆ ENERGETYCZNA UNII EUROPEJSKIEJ OD KRAJÓW TRZECICH Bardzo niekorzystnym faktem, na który trzeba zwrócić uwagę, przy rozważaniach dotyczących rozwoju i dalszych perspektyw dla rynku biopaliw jest stale rosnąca zależność energetyczna Unii Europejskiej od krajów trzecich. Właśnie biopaliwa często są postrzegane jako swoiste panaceum mające w pewnym stopniu pomóc w uniezależnieniu się od importu surowców energetycznych z innych regionów świata. Komisja Europejska coraz wyraźniej zaczyna traktować alternatywne źródła energii, także te oparte na biomasie, jako istotne narzędzia służące kształtowaniu polityki bezpieczeństwa energetycznego, co coraz częściej znajduje potwierdzenie w ustawodawstwie unijnym. Na rysunku 1 przedstawiono zależność wszystkich krajów członkowskich Unii Europejskiej od energii importowanej spoza Wspólnoty w latach 1996-2006. Innymi słowy, można powiedzieć, że wykres ten przedstawia, jaki procent energii zużywanej w danym kraju pochodzi z zewnątrz. Niestety z zaprezentowanych danych można wyczytać postępujący w ciągu ostatniej dekady wzrost uzależnienia energetycznego całej Unii Europejskiej. W 2006 r. aż 53,8% skonsumowanej energii pochodziło z importu zewnętrznego, dziesięć lat wcześniej wskaźnik ten wynosił 44,1%. W ciągu badanego okresu, aż piętnaście krajów zwiększyło swój import energii. Wymienić należy przede wszystkim Wielką Brytanię, która w 1996 r. była eksporterem energii (wskaźnik wynosił -14,5%), a po dziesięciu latach stała się importerem (21,3%). Tylko w latach 2004-2006 zależność energetyczna Wielkiej Brytanii wzrosła aż 4,5krotnie. Rys. 1. Wzrost zależności energetycznej Unii Europejskiej od importu energii z krajów trzecich Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [3] [4] Znaczące zmiany zanotowała w ciągu dziesięciolecia także Polska. Przez dekadę import zewnętrzny energii wzrósł 3,7-krotnie. Mimo to, Polska pozostaje jednym z najlepiej ocenianych pod tym względem krajów, a zależność energetyczna kraju pozostaje na poziomie jednym z najniższych w całej Unii Europejskiej (19,9%), co może być pewnym zaskoczeniem. Jednak mimo wszystko, bardzo negatywnie na 169 całość wpływa fakt, że polska polityka dywersyfikacji dostaw energii cały czas pozostaje w fazie dalekosiężnych projektów, a kraj pozostaje uzależniony energetycznie właściwie od jednego dostawcy – Rosji, która w kwestii polityki energetycznej, potrafi być dosyć nieprzewidywalnym partnerem. Z drugiej strony należy zwrócić uwagę na kraje będące na przeciwnym biegunie, czyli te, które zanotowały spadek uzależnienia energetycznego od zewnętrznych dostawców. Wymienione zjawisko można zaobserwować wśród 11 państw należących do Unii Europejskiej. Na czele tej chlubnej stawki trzeba wymienić Danię, która jeszcze w 1996 r. była importerem energii (22,8%), a po dziesięciu latach przesunęła się na pozycję eksportera netto (przede wszystkim ropy naftowej) z ujemnym wskaźnikiem zależności energetycznej (-36,8%). Dla porównania warto zwrócić uwagę na kraj nie należący do Wspólnoty Europejskiej, mianowicie na Norwegię. Jest to jedyny kraj w Europie, który posiada wskaźnik zależności energetycznej na poziomie -773,8%, co wynika z faktu bycia producentem gazu i ropy naftowej z dodatkową, znaczącą aktywnością w sferze eksportu międzynarodowego. Warto również zwrócić uwagę na produkcję energii w Unii Europejskiej ze względu na źródło jej pozyskania. Następny wykres przedstawia strukturę energii pierwotnej w postaci porównania stanu z 1996 r. (pierścień wewnętrzny) ze stanem z 2006 r. (pierścień zewnętrzny). Wśród źródeł energii pierwotnej wyodrębniono paliwa kopalne, czyli ropę naftową, gaz, węgiel kamienny i brunatny. Kolejną grupą są odnawialne źródła energii, do których zaliczono energię słoneczną, wiatrową, wodną, geotermalną a także energię wyprodukowaną z szeroko rozumianej biomasy. Rys. 2. Struktura produkcji energii pierwotnej w Unii Europejskiej (objaśnienia w tekście) Źródło: tłumaczenie własne na podstawie danych [3] [4] Analizując strukturę energii pierwotnej wyprodukowanej w Unii Europejskiej warto zauważyć, że w stosunku do 1996 r. produkcja energii spadła z 971 Mtoe do 871 Mtoe, co daje mniej więcej różnicę wynoszącą 10%. Patrząc na dziesięcioletnią perspektywę nie sposób nie zwrócić uwagi na fakt, że Europa w sposób wyraźny zaczyna stawiać na rozwój energii jądrowej. W 2006 r. właśnie energia jądrowa 170 stanowiła główne źródło energii (29%) i jej udział wzrósł przez dekadę o 5%. Powyższa uwaga w sposób szczególny dotyczy Francji, gdzie energia jądrowa stanowi aż 86% ogólnej produkcji energii pierwotnej w skali całego kraju. Równie ważnym paliwem jest gaz ziemny. Stanowi on 20% ogólnej struktury energii pierwotnej w Unii Europejskiej, mimo że przez dekadę zanotowano spadek produkcji tego surowca w wysokości ok. -15%. Spadek produkcji dotyczy również ropy naftowej (-30%), węgla kamiennego (-44%) oraz brunatnego (-7%). Z najbardziej znaczącym wzrostem mamy do czynienia przy porównywaniu stanu produkcji energii opartej na odnawialnych źródłach (+44%). Dzięki tak znacznemu wzrostowi produkcji odnawialne źródła energii są trzecim co do wielkości produkcji źródłem energii pierwotnej. Rys. 3. Struktura produkcji energii pierwotnej wśród pięciu największych producentów UE Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [3] [4] Największym producentem energii w Unii Europejskiej jest Wielka Brytania (183 946 ktoe), z czego największą część stanowi produkcja z ropy naftowej (42%) i gazu ziemnego (39%). Z drugiej jednak strony Wielka Brytania charakteryzuje się także największą redukcją produkcji w badanym okresie, wynoszącą aż 30%. Fakt ten znajduje swoje potwierdzenie w przytoczonym wcześniej problemie wzrostu zależności energetycznej, czyli wzrostu importu energii z zewnątrz przez Wielką Brytanię. Drugim producentem energii są Niemcy (136 850 ktoe), które 39% swojej produkcji opierają na paliwach stałych, czyli węglu kamiennym i brunatnym. Kolejną pozycję w Unii Europejskiej zajmuje Francja (135 567 ktoe), która większość swojej produkcji energii pierwotnej opiera, jak już wspomniano, na energetyce jądrowej. Wśród największych producentów energii znalazła się także Polska (76 848 ktoe), gdzie aż 71% wyprodukowanej energii pochodzi z węgla kamiennego. Warto także wspomnieć, że przez dekadę redukcja produkcji energii opartej na węglu kamiennym sięgnęła 21%, co można uznać za spory sukces i krok naprzód w kierunku modernizacji polskiej energetyki. 171 Dla zobrazowania podanych wielkości produkcji energii pierwotnej, warto spojrzeć na wykres charakteryzujący strukturę konsumpcji energii w Unii Europejskiej w latach 1996-2006 według rodzaju paliwa (struktura wykresu tak jak wcześniej). Poprzez konsumpcję energii należy rozumieć produkcję własną plus import, plus zmiany zapasów, oraz wszystko pomniejszone o eksport. Słowem komentarza warto dodać, że łączna konsumpcja energii w 2006 r. wyniosła 1,83 mln toe, co oznacza wzrost w stosunku do 1996 r. wynoszący ok. 6%. W 1997 r. obranym celem dla Unii Europejskiej było osiągnięcie przez OZE poziomu 12% w ogólnej konsumpcji energii do 2010 r. Obecnie cel ten został zrewidowany i zakłada osiągnięcie 20% przed 2020 r. Rys. 4. Struktura konsumpcji energii pierwotnej w Unii Europejskiej Źródło: [3] [4] Mając już podstawową wiedzę można powiedzieć, że analiza wskaźników produkcji i konsumpcji energii w Unii Europejskiej jest dość niepokojąca, gdyż udowadnia w sposób dobitny nieskuteczność europejskiej polityki bezpieczeństwa energetycznego. Europa coraz bardziej zaczyna być zdana na import energii pierwotnej z zewnątrz, szczególnie ze strony rosyjskiej, która również poprzez swoją postawę na arenie międzynarodowej stara się wpływać zniechęcająco na zmianę tego trendu przez europejskich decydentów. Wiadomo, że postęp, jaki nieustannie ma miejsce wśród społeczeństw zachodu, automatycznie wiąże się ze zwiększoną konsumpcją energii – to jest również jedna z cech szczególnych i wyznaczników nowoczesnego społeczeństwa. Tymczasem, niestety obserwuje się niepokojący trend polegający na stopniowym spadku wytwarzania własnej energii przez kraje Unii Europejskiej i coraz głębsze uzależnianie się od nie zawsze godnych zaufania partnerów zewnętrznych. Dlatego też wokół odnawialnych źródeł energii w tym biopaliw unosi się swego rodzaju aura przyjazności, gdyż są one dodatkowym, bardzo znaczącym strumieniem służącym bilansowaniu się rosnących potrzeb energetycznych nowoczesnych społeczeństw. 172 BIOPALIWA W UNII EUROPEJSKIEJ Wspieranie produkcji biopaliw ma na celu rozwiązywanie problemów związanych z: redukcją emisji gazów cieplarnianych, dekarbonizacją paliw transportowych, dywersyfikacją oraz zabezpieczeniem źródeł zaopatrzenia w paliwa, a także jest okazją na stworzenie nowych szans rozwoju obszarów wiejskich i opracowanie trwałych substytutów dla wyczerpujących się paliw kopalnych. Główną siłą sprawczą, popychającą państwa Unii Europejskiej, a przede wszystkim ich rządy do działania wydaje się być kwestia ochrony środowiska i wypełniania postanowień zawartych w Protokole z Kioto. Protokół ten, podpisany w 1997 r., obliguje większość sygnatariuszy do ograniczenia do 2012 r. własnych emisji gazów cieplarnianych o wynegocjowane wartości, stanowiące co najmniej 5% poziomu emisji z 1990 r. Równie ważny okazał się także fakt, że 21% emisji wszystkich gazów cieplarnianych pochodzi z sektora transportowego, tak więc redukcja tej wartości jest jedną z prostszych dróg prowadzących do realizacji zawartych postanowień [5]. Ropa naftowa jest źródłem ogromnych wpływów do budżetów państw. Kraje europejskie otrzymują dodatkowo aż 75% jej wartości poprzez system opodatkowania ropy i produktów powstałych z jej przerobu [6]. Bezpieczeństwo energetyczne, czyli stan oznaczający brak zagrożenia przerwania dostaw paliw i energii, jest kluczowym czynnikiem decydującym o suwerenności i musi być kreowane przez solidarną politykę państw członkowskich. Większa produkcja biopaliw może być jednym z narzędzi, dzięki któremu Wspólnota może zmniejszyć swoje uzależnienie od zewnętrznych dostawców surowców energetycznych, przede wszystkim ropy naftowej, której cena ulega w ostatnich miesiącach dużym wahaniom i jest obarczona sporymi niepewnościami. Biopaliwa pierwszej generacji (czyli te pochodzące z roślin jadalnych np. zbóż lub oleistych) mogą być stosowane obecnie jako niskoprocentowe domieszki do tradycyjnych paliw pochodzących z przerobu ropy naftowej. Dolewanie do benzyny bądź oleju napędowego, określonej ilości biopaliw jest zatem najprostszą metodą, która przyczynia się do realizowania postanowień o redukcji emisji gazów cieplarnianych. Dodatkową zaletą tego rozwiązania jest to, że dotyczy ono całej floty samochodowej. Należy jednak zwrócić uwagę na to, że dla Unii Europejskiej, kwestia znalezienia odpowiedniego substytutu dla diesla jest niezwykle ważna, ponieważ obecnie Wspólnota jest importerem netto oleju napędowego (problem nie dotyczy benzyny, gdyż UE jest eksporterem tego paliwa). Niestety nawet przy zastosowaniu najnowocześniejszych obecnie technologii, biopaliwa pochodzące z Unii Europejskiej nie będą w stanie konkurować z paliwami kopalnymi. Szacuje się, że europejski biodiesel osiąga swój próg rentowności wówczas, gdy cena baryłki ropy naftowej na światowych rynkach wynosiłaby ok. 60 euro za baryłkę, natomiast dla bioetanolu próg opłacalności wynosi 80-90 euro [5]. ZAGROŻENIA DLA SEKTORA ŻYWNOŚCIOWEGO ZWIĄZANE Z EKSPANSJĄ BIOPALIW Z rosnącą popularnością biopaliw w Unii Europejskiej związany jest nie tylko aspekt polityczny czy też ekologiczny. Wzrost cen paliw kopalnych, w szczególności tych pochodzących z przerobu ropy naftowej sprawił, że niektóre produkty rolne zaczęły być postrzegane jako atrakcyjne substytuty dla tradycyjnych nośników energii. Rezultatem tego jest generowanie przez sektor energetyczny dodatkowego popytu na niektóre produkty roślinne, który jest w stanie wpływać na ceny tych 173 produktów. Szczególnie groźna wydaje się być konkurencja, jaka pojawiła się na poziomie alokacji zasobów, czyli problem wykorzystania na cele energetyczne artykułów rolnych, które potencjalnie mogłyby być przeznaczone na cele konsumpcyjne. W gospodarce żywnościowej bardzo często używa się pojęcia bezpieczeństwa żywnościowego. Organizacja Narodów Zjednoczonych ds. Wyżywienia i Rolnictwa (FAO) definiuje stan bezpieczeństwa żywnościowego jako sytuację, która występuje, gdy każdy człowiek w każdej chwili ma fizyczny i ekonomiczny dostęp do żywności, która spełnia jego wymagania dietetyczne, niezbędne do prowadzenia aktywnego i zdrowego stylu życia. \ 1. Fizyczna dostępność żywności – czyli niezbędny wolumen żywności wytworzonej w kraju, który jest wystarczający do zaspokojenia minimalnego, najbardziej podstawowego zapotrzebowania biologicznego organizmu. Warunek ten jest spełniony w wyniku prowadzenia odpowiedniej polityki przez państwo oraz osiąganie strategicznych celów dla polityki żywnościowej kraju. Polityka ta powinna zmierzać do uzyskiwania najbardziej pożądanych stanów fizycznej dostępności żywności. 2. Ekonomiczna dostępność żywności – to stan, który jest niezwykle pożądany i występuje wtedy, gdy wszystkie grupy społeczne, przede wszystkim te najbiedniejsze są w stanie zaspokoić swoje podstawowe potrzeby żywnościowe. Ten warunek jest mierzalny przy pomocy takich wskaźników jak: siła nabywcza ludności, udział wydatków na żywność w wydatkach ogółem oraz poprzez badanie zasięgu sfery ubóstwa. 3. Dzienna racja żywnościowa jest optymalna, a dostępna żywność jest odpowiednia pod względem zdrowotnym – każdy produkt dopuszczony do bezpośredniego spożycia musi być obowiązkowo wolny od skażeń zarówno biologicznych jak i chemicznych oraz radiologicznych. Racja żywnościowa musi być tak dobrana, aby dostarczyć niezbędnych składników odżywczych w zależności od wieku, rodzaju wykonywanej pracy, a także płci. Nie ulega wątpliwościom, że zasadniczą rolę będzie odgrywało spełnienie dwóch pierwszych warunków, gdyż trudno przypuszczać, by produkcja biopaliw wpływała w jakiś sposób na wartość odżywczą żywności. W pierwszym rzędzie warto przeanalizować ewentualny wpływ biopaliw na fizyczną dostępność żywności. W tym celu należy zwrócić uwagę na trzy zasadnicze kwestie: strukturę użytkowania gruntów oraz istniejące tendencje do spadku powierzchni gruntów ornych w strukturze użytków rolnych, problem zwiększania areałów upraw roślin energetycznych kosztem roślin konsumpcyjnych, a także na wielkość wykorzystania poszczególnych rodzajów roślin na cele biopaliwowe. Fizyczna dostępność żywności W chwili obecnej nie ulega żadnym wątpliwościom, że w Unii Europejskiej mamy do czynienia ze zjawiskiem spadku udziału gruntów ornych w powierzchni ogólnej państw należących do Wspólnoty. Na pewno czynników zaistniałego stanu rzeczy jest wiele, ale przede wszystkim głównym powodem jest rozwój gospodarczy, jaki dokonał się przez minione 15 lat szczególnie wśród państw, które przystąpiły do UE po 2004 r. Szczególnym przypadkiem jest Litwa, gdzie w 1995 r. grunty orne stanowiły niemal połowę powierzchni całkowitej, a po dwunastu latach udział ten 174 spadł do 28,1%. Tego typu sytuacja, może w mniej drastycznej formie jest charakterystyczna praktycznie dla każdego kraju, który dołączył do starej piętnastki. Wyjątkiem nie jest również Polska, gdzie udział gruntów ornych w powierzchni całkowitej skurczył się o ponad 8% i co ważniejsze ten trend wydaje się być podtrzymywany w dalszym ciągu, szczególnie w kontekście konieczności dalszej rozbudowy i modernizacji infrastruktury kraju, a także znowelizowanej ustawy o ochronie gruntów rolnych i leśnych, która w swym nowym brzmieniu przewiduje odrolnienie gruntów rolnych położonych na terenie miast oraz wyłącza spod działania ustawy grunty niższych klas w obrębie obszarów wiejskich. Taka sytuacja z pewnością nie pozostaje bez wpływu na wielkość produkcji rolnej krajów Unii Europejskiej. Według Eurostatu w okresie 2003-2007 mieliśmy do czynienia z trendem spadkowym w produkcji zbóż, a maksimum produkcji przypadało na 2004 r., kiedy to łączna produkcja Unii Europejskiej wyniosła 324,8 mln ton zbóż, z czego ok. 42% stanowiła pszenica zwyczajna. Trend ten nie dotyczy rzepaku, otóż w analogicznym okresie jego produkcja wzrosła o ok. 75% do 18 mln ton, przez co w chwili obecnej jest czwartą co do wielkości produkcji rośliną w UE. W 2008 r. sytuacja uległa pewnej zmianie, spowodowanej gwałtownym wzrostem cen zbóż, jaki miał miejsce w 2007 r., który dodatkowo pociągnął za sobą rosnące obawy związane z zachwianiem równowagi między popytem i podażą artykułów żywnościowych na rynku globalnym. W 2008 r., w porównaniu z rokiem poprzednim, nastąpił wzrost produkcji zbóż o 10%, a silny trend wzrostowy w przypadku rzepaku został wyhamowany, jego produkcja pozostała na wcześniejszym poziomie wynoszącym 18 mln ton. Według Eurostatu łączna wielkość produkcji zbóż wyniosła ok. 315 mln ton. Analogicznie do tej sytuacji przedstawia się analiza zmian wielkości areałów upraw wymienionych roślin. Praktycznie do 2008 r. mamy do czynienia z faktycznym zmniejszaniem się powierzchni upraw zbóż, a z drugiej strony uwagę zwraca ogromny, bo wynoszący ok. 150% wzrost areałów przeznaczonych pod rzepak. Przywołując wcześniejszą myśl sygnalizującą realny spadek wielkości użytków rolnych i gruntów ornych w Unii Europejskiej, można się domyślać, że wzrost powierzchni przeznaczanej pod rzepak rzeczywiście odbywał się kosztem gruntów na których wcześniej prowadzono produkcję roślin przeznaczonych na cele spożywcze. Tak samo jak w przypadku produkcji zbóż, w 2008 r. nastąpiła zmiana polegająca na zwiększeniu się powierzchni przeznaczonych na ich uprawę o 5,7% do 50 mln ha, kosztem spadku upraw rzepaku wynoszącym 3,1% [7] [8]. Znając powyższe dane, warto odpowiedzieć na pytanie, jaka część zbóż oraz roślin oleistych jest przeznaczana na cele biopaliwowe. Amerykański Instytut Żywności i Badań nad Polityką Rolną (FAPRI) prowadzi od paru lat bardzo szczegółowe badania w tej kwestii nie tylko dla obszaru USA, ale także i Unii Europejskiej. Warto przyjrzeć im się bliżej. W tabelach 1 i 2 przedstawiono wykorzystanie trzech podstawowych typów zbóż do produkcji bioetanolu w latach 2006-2010, oraz oleju rzepakowego do produkcji biodiesla w podobnym okresie czasu. Warto dodać, że dane za lata 20092010 obejmują prognozę spodziewanych wartości. W 2008 r. kraje Unii Europejskiej wyprodukowały łącznie ponad 284 mln ton zbóż (pszenica, kukurydza, jęczmień). Na produkcję etanolu, spośród trzech głównych zbóż-substratów, zużyto ok. 2,4 mln ton. Łatwo policzyć, że zboża przeznaczane na produkcję bioetanolu stanowią zaledwie 0,85% ogółu. W 2006 r., jak wynika z zestawienia przeznaczono na produkcję bioetanolu największą ilość zbóż, nie mniej jednak stanowiła ona zaledwie 1,72% ogólnej produkcji, przy 175 uwzględnieniu niskich plonów z tego okresu, czyli tak naprawdę jest to tylko kropla w morzu. Tabela 1. Wykorzystanie wybranych gatunków zbóż do produkcji bioetanolu Wyszczególnienie 2006 2007 2008 2009* w tysiącach ton Pszenica 3 408 1 369 1 385 1 663 Kukurydza 487 489 378 453 Jęczmień 730 1,076 630 756 2010* 1 947 531 885 *wartości prognozowane przez FAPRI Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [9] Tabela 2. Wykorzystanie oleju rzepakowego do produkcji biodiesla Wyszczególnienie 2006 2007 2008 2009* w tysiącach ton Produkcja oleju rzepakowego 6 690 7 425 8 140 8 165 ogółem: Przeznaczenie na: Produkcje biodiesla 4 675 4 743 5 685 6 139 i in. cele przemysłowe Cele spożywcze 2 415 2 485 2 482 2 467 2010* 8 443 6 676 2 427 *wartości prognozowane przez FAPRI Źródło: opracowanie własne na podstawie danych [9] W przypadku rzepaku sytuacja wygląda nieco inaczej. Biodiesel, który jest produkowany przede wszystkim z oleju rzepakowego ma obecnie strategiczne znaczenie dla Unii Europejskiej. Praktycznie w sposób nieprzerwany od wielu lat ilość wytwarzanego biodiesla znajduje się w silnym trendzie wzrostowym. Oczywistym jest, że w ślad za tym rośnie również ilość wytwarzanego oleju rzepakowego, którego produkcja w większości jest pochłaniana przez sektor biopaliw. Oczywiście olej rzepakowy znajduje również zastosowanie spożywcze, ale jak wynika z obliczeń FAPRI, ilość oleju rzepakowego przeznaczanego na cele konsumpcyjne od wielu lat utrzymuje się na stałym poziomie wynoszącym mniej więcej 2,4-2,5 mln ton. Według prognoz FAPRI, nic nie wskazuje na to, aby w następnych latach produkcja biodiesla w Unii Europejskiej nagle wyhamowała lub wręcz spadła. Jest to sektor niezwykle perspektywiczny, biorąc pod uwagę obecne zaangażowanie władz unijnych, które wydają się być zdeterminowane do osiągnięcia założonego celu dywersyfikacji dostaw ropy naftowej. Ponadto trzeba również wziąć pod uwagę cel wyznaczony na 2020 r., czyli 10% udział biopaliw w masie ogólnej paliw silnikowych stosowanych w transporcie, a to jak wiadomo wymaga permanentnego zwiększania wielkości produkcji w każdym roku. Ważny jest również fakt rosnącej w Europie popularności aut z silnikiem diesla, który również w sporym stopniu przemawia za podtrzymaniem trendu wzrostowego w produkcji biodiesla przez najbliższe lata. Na koniec rozważań dotyczących fizycznej dostępności żywności, warto przywołać wypowiedź Pani Mariann Fischer Boel, Komisarz odpowiedzialnej za rolnictwo i rozwój wsi. W swoim przemówieniu wygłoszonym w Brukseli 6 maja 176 2008 r. stwierdziła, że w obliczu gwałtownie rosnących w ostatnich latach cen żywności na światowych rynkach, opinia publiczna, szczególnie w Europie, zrzuciła główną odpowiedzialność za taki stan rzeczy na sektor biopaliwowy, tworząc tak naprawdę w ten sposób z biopaliw „kozła ofiarnego”. Potwierdzono również w tej wypowiedzi zawarte wcześniej wyliczenia mówiące, że obecnie produkcja bioetanolu pochłania zaledwie 1% zbóż wyprodukowanych przez kraje członkowskie. Ponadto Pani Fischer Boel stwierdza, że z symulacji i badań przeprowadzanych przez Komisję Europejską, wynika że w 2020r., 80% biopaliw produkowanych w Unii Europejskiej będzie pochodzić z surowców wyprodukowanych wewnątrz Wspólnoty. Osiągnięcie tego celu będzie wymagało przeznaczenia na uprawę roślin dla sektora biopaliwowego ok. 15% powierzchni gruntów ornych [10]. Ekonomiczna dostępność żywności Fizyczna dostępność żywności jest tak naprawdę dopiero jedną stroną medalu jeżeli chodzi o rozważania podjęte w niniejszej pracy. Cóż z tego, że półki praktycznie każdego sklepu uginają się pod ciężarem produktów żywnościowych, gdy hipotetycznie, jest ona niedostępna cenowo dla konsumentów? W obecnej sytuacji gospodarczo politycznej, w przypadku Unii Europejskiej ważnym problemem jest nie tylko to czy żywność jest rzeczywiście dostępna, ale to czy pieniężne oraz w pewnym stopniu niepieniężne środki, jakimi dysponuje ludność są wystarczające, aby umożliwić wszystkim dostęp do odpowiednich ilości żywności. Kluczowymi czynnikami wpływającymi na zmiany w dostępie do żywności w sensie ekonomicznym są rzeczywiste dochody ludności oraz rzeczywiste ceny żywności. Oczywiste jest to, że wyższe ceny żywności zmniejszają siłę nabywczą konsumentów, czyli w pewnym stopniu wpływają negatywnie na bezpieczeństwo żywnościowe ludności. Jednakże wzrost cen nigdy nie może trwać w nieskończoność, a ponadto zjawisko wzrostu cen zwykle nie dotyczy zarazem wszystkich grup artykułów żywnościowych, a dynamika tych wzrostów jest bardzo różna. W dłuższej perspektywie artykuły rolne nie mogą drożeć szybciej niż ceny nośników energii np. ropy naftowej. Dzieje się tak dlatego, że w przypadku Unii Europejskiej, paliwa otrzymywane z surowców roślinnych mają na dzień dzisiejszy wielkie aspiracje, aby stać się konkurencyjnymi nośnikami energii w stosunku do swoich tradycyjnych odpowiedników. Taka sytuacja będzie trwać zapewne dopóty dopóki technologia produkcji biopaliw drugiej generacji nie będzie na tyle rozwinięta, aby umożliwić produkcję biopaliw bez użycia jadalnych surowców roślinnych przy możliwie niskich kosztach produkcji tak aby można było mówić o jakiejkolwiek konkurencyjności a co za tym idzie atrakcyjności. Rozwój biopaliw drugiej generacji zlikwidowałby również w pewnym stopniu ważny problem alokacji zasobów, gdyż wówczas mielibyśmy do czynienia ze zjawiskiem stopniowego zaniku konkurencji o surowce roślinne pomiędzy sektorem spożywczym a sektorem biopaliw. Jednakże póki co wśród biopaliw produkowanych obecnie, dominują te pozyskiwane z roślin jadalnych i trzeba sobie zdawać z tego sprawę, że ceny żywności będą w najbliższej przyszłości w dużym stopniu uzależnione od cen energii. A więc jeżeli wzrost cen tradycyjnych nośników energii nie zostanie trwale wyhamowany, to możemy się spodziewać stale rosnącej popularności i produkcji alternatywnych źródeł energii, czyli również biopaliw. Niestety według szacunków FAO wynika, że wyższe ceny żywności w największym stopniu dotkną kraje rozwijające się oraz te należące do grupy krajów Trzeciego Świata. Głównym czynnikiem decydującym o tym jaki sposób wyższe ceny będą odziaływać na gospodarki państw jest to czy dany kraj jest 177 importerem czy eksporterem żywności. Dla krajów, które należą do eksporterów, wyższe ceny żywności niewątpliwie mogą przynieść pewne korzyści lecz dla krajów ubogich, których deficyt w handlu żywnością powiększa się rok rocznie, ta nowa sytuacja związana z ekspansją biopaliw jest niestety bardzo niekorzystna. Analizy FAO mówią, że globalne wydatki na import żywności w samym tylko 2007 r. wzrosły o 29% w stosunku do rekordu ustanowionego rok wcześniej. Wzrost ten w głównej mierze był spowodowany skokiem cen importowych dla zbóż oraz roślin oleistych, czyli głównych artykułów wykorzystywanych w produkcji biopaliw. Jednakże sytuacja Unii Europejskiej wydaje się nie być aż tak bardzo dramatyczna. Kraje Unii z nielicznymi wyjątkami (Belgia, Malta, Portugalia) są samowystarczalne żywnościowo. Jednakże z drugiej strony trzeba zwrócić uwagę na rosnące z każdym rokiem spożycie zbóż oraz zapotrzebowanie płynące z sektora biopaliw, szczególnie na olej rzepakowy. W kontekście malejących areałów upraw oraz konieczności dalszego zwiększania udziału biopaliw w transporcie do 2020 r. sytuacja może z każdym rokiem ulegać stopniowemu pogorszeniu. Abstrahując od czynników wpływających najmocniej na kształt cen żywności trzeba zauważyć, że na terenie Unii Europejskiej żywność drożeje praktycznie nieustannie od 1996 r., czyli od początku prowadzenia dokładnych statystyk w tej dziedzinie przez Eurostat. Miernikiem używanym przez Europejski Bank Centralny i Eurostat do badania poziomu inflacji i stabilności cen w Unii Europejskiej jest wskaźnik zmian cen towarów i usług konsumpcyjnych HICP (Harmonised Index of Consumer Prices). W latach 1996-2008, żywność drożała w tempie bardzo zbliżonym do wzrostu inflacji – wyrażonej w danych Eurostatu jako HICP all-items – czyli odpowiednio 31% i 27% w ciągu około 12 lat. Obecnie w skali rocznej ceny żywności w Unii Europejskiej rosną prawie dwa razy szybciej niż inflacja. Największy wzrost jest odczuwalny szczególnie wśród nowych członków Unii Europejskiej, czyli w Bułgarii i Rumunii, ale także na Łotwie i w Estonii. W przypadku Unii Europejskiej problem wpływu ekspansji sektora biopaliw na ekonomiczną dostępność żywności, czyli jeden z filarów bezpieczeństwa żywnościowego, sprowadza się przede wszystkim do analizy wpływu tego sektora na ceny produktów rolnych oraz żywności, choć nie wolno zapominać o równie ważnym czynniku jakim są dochody i siła nabywcza konsumentów. Jak nietrudno się domyślić zdania na ten temat są niezwykle podzielone. Warto również wspomnieć o tendencjach światowych, które również wywierają wpływ na taką sytuację. Godnym uwagi wydaje się być amerykański rynek bioetanolu, który wywiera niezaprzeczalny wpływ na światowe rynki zbóż, przede wszystkim na kukurydzę. Dzieje się tak pomimo tego, że choć produkcja etanolu nie jest w przypadku Unii Europejskiej relatywnie duża, jednak już w przypadku Stanów Zjednoczonych jest ona, jak wynika z raportu FAPRI na 2009 r., ponad piętnastokrotnie większa. Niestety amerykański bioetanol jest w ok. 98% otrzymywany właśnie z kukurydzy. Rosnące zużycie kukurydzy do produkcji bioetanolu w USA niesie za sobą poważne konsekwencje globalne, bowiem właśnie do Stanów Zjednoczonych należy jedna-trzecia światowej produkcji kukurydzy oraz dwie-trzecie światowego eksportu. Tymczasem ok. 25% produkcji kukurydzy przeznaczono w latach 2007/08 na produkcję biopaliw [11]. Zmiany cen na rynkach pozostałych produktów roślinnych zmieniają się również w ślad za zmianami w cenach relatywnych. Wzrost cen kukurydzy postępuje wraz z rosnącym zapotrzebowaniem na ten surowiec płynącym głównie z sektora biopaliw. Oczywistym jest to, że wyższe ceny zaostrzają i zwiększają konkurencję popytową między tymi sektorami gospodarki, które opierają swoją produkcję właśnie 178 na tym surowcu (np. spirytusowy, żywnościowy etc.) oraz także podnosi koszty pasz w sektorze produkcji zwierzęcej. Zatem rosnące ceny kukurydzy powodują również spadek jej udziału w spasaniu, przez co zmuszają do wypełnienia tej luki innymi zbożami np. pszenicą, co oczywiście zmniejsza jej podaż na inne cele. Podobne implikacje mają również miejsce na rynkach zbóż konsumpcyjnych Unii Europejskiej. Trzeba mieć świadomość, że wraz ze wzrostem znaczenia biopaliw w bilansie zbóż konsumpcyjnych, popyt ze strony tego sektora jest w stanie wpływać na ceny tych zbóż oraz ograniczać popyt w innych segmentach rynku [12]. Nie ulega żadnym wątpliwościom, że biopaliwa wywierają niezaprzeczalny wpływ na rynki rolne krajów Unii Europejskiej. Choć trzeba przyznać szczerze, że dotychczas nie istnieje żadna racjonalna analiza problemu, która sformułowałaby rozsądne prognozy długoterminowe pod kątem perspektyw sektora żywnościowego oraz sektorów zbóż i roślin oleistych w świetle ekspansji paliw produkowanych z biomasy [13] [14] [15]. LITERATURA [1] Gaworski M.: Ethics and transformation of Polish food chain. 6th Congress of the EurSafe, Oslo, Norway, Wageningen Academic Publisher, 2006, p. 270-273. [2] Winiarski B.: (red.) Polityka gospodarcza. Warszawa, PWN, 2006. [3] Eurostat: 2007. Panorama of Energy: Edition 2007. [4] Eurostat: 2008. Key figures in Europe. Edition 2009. [5] Komisja Wspólnot Europejskich. Strategia UE na rzecz biopaliw, 2006. [6] Galwas-Zakrzewska M., Makles Z.: Biopaliwa w polityce ekologicznej Unii Europejskiej. Bezpieczeństwo pracy nr 7-8/2003. CIOP-PIB, 2003. [7] Eurostat: 2008. Large changes in main crop areas in the EU in 2008. Statistics in focus 59/2008 Agriculture and fisheries. [8] Eurostat: 2008. EU-27 crop production in 2008. Data in focus 41/2008 Agriculture and fisheries. [9] Food and Agricultural Policy Research Institute (FAPRI). U.S and World Agricultural Outlook, 2009. [10] Fischer Boel M.: Biofuels: more valuable as fuel than as a scapegoat. Wystąpienie w trakcie konferencji organizowanej przez EPC (European Policy Centre) w Brukseli, 6.05.2008 r. [11] Mitchell D.: A Note on Rising Food Prices. The World Bank, 2008. [12] Wpływ uwarunkowań prawnych, ekonomicznych, środowiskowych oraz zmian zachodzących na światowym rynku na rozwój rynku zbóż, roślin oleistych i wysokobiałkowych w Polsce. IERiGŻ-PIB, Warszawa, 2008. [13] FAO. The State of Food and Agriculture. Biofuels: prospects, risks and opportunities. 2008. [14] FAO. The State of Food Insecurity in The World. 2008. [15] Mędrzycki P.: Produkcja biopaliw a zagrożenie bezpieczeństwa żywnościowego w Unii Europejskiej. Praca magisterska, maszynopis, Wydział Inżynierii Produkcji, SGGW, Warszawa, 2009. 179 Rozdział 9 PRODUKCJA BIOPALIW A ZASOBY SUROWCÓW ODPADOWYCH Adam KUPCZYK, Małgorzata POWAŁKA WSTĘP Rozwój gospodarczy jest uzależniony od dostępności źródeł energii dostarczanych z surowców kopalnianych. Dynamiczny rozwój przemysłu motoryzacyjnego oraz usług przewozowych i wzrost zapotrzebowania na paliwa spowodowały, że zasoby tych surowców kurczą się radykalnie [1]. Według badań przeprowadzonych przez Europejskie Centrum Badań Statystycznych „EUROSTAT” ilość samochodów osobowych w ciągu ostatniej dekady w Unii Europejskiej uległa potrojeniu a ceny benzyny i oleju napędowego w ciągu siedmiu lat wzrosły niemalże o 30%. Prognozę zużycia surowców kopalnianych, w porównaniu z rozwijającym się udziałem paliw alternatywnych przedstawia rysunek 1 [2]. Rys. 3. Prognoza zużycia surowców kopalnianych W ciągu najbliższych lat zmniejszać się będzie wydobycie ropy naftowej z istniejących złóż a zaczną dominować surowce odnawialne różnego pochodzenia (drewno, słoma, odpady i inne), wykorzystywane do produkcji paliw. Deficyt energii i surowców, głównie ropy i gazów ziemnych oraz wydobywanie ich z coraz głębszych pokładów, powodujące degradację środowiska naturalnego sprawiły, że zaczęto poszukiwać alternatywnych źródeł energii. W związku z tym w 180 ostatnich latach znacznie wzrasta zainteresowanie odnawialnymi źródłami energii (OZE), w tym biopaliwami transportowymi. Odnawialne źródła energii to źródła wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, energię geotermalną, wód, energię pozyskaną z biomasy i biogazu. Wykorzystanie biopaliw jest od kilku lat promowane przez UE jako remedium na wysokie uzależnienie od importu ropy naftowej i pomysł na niższe emisje CO2 do atmosfery [3]. Większość krajów europejskich uruchomiło programy mające na celu wprowadzenie nowych technologii pozyskiwania czystej energii odnawialnej. Stąd coraz większe jest zainteresowanie surowcami czerpanymi z roślin energetycznych, takich jak: trzcina cukrowa, kukurydza, rzepak, słoma, zwierzęce i roślinne produkty, drewno i odpady, które mogą być przetworzone na biopaliwa, wykorzystywane w transporcie [4]. Początek bieżącej dekady zaowocował dwoma ważnymi dyrektywami UE w zakresie: ¾ promocji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na europejskim rynku energii elektrycznej, Dyrektywa 2001/77/EC [5]; ¾ promocji biopaliw transportowych (projekt z 2001 r., zaakceptowany w 2003 r.), Dyrektywa 2003/30/EC [3]. Uzgodnienia Międzynarodowej Konferencji w Kioto, miały za zadanie zredukować emisję gazów cieplarnianych w latach 2008 – 2012 średnio o 5,2% w stosunku do 1990 roku. Częściowym tylko sukcesem kończy się wdrożenie dyrektywy 2003/30/EC. Zamiast 5,75% energii biopaliw transportowych w 2010 r. UE27 osiągnie prawdopodobnie nieco powyżej 4%; tylko nielicznym krajom uda się osiągnąć zakładaną wielkość udziału. Mimo pewnych niepowodzeń, UE stała się światowym liderem w zakresie energetyki odnawialnej i Rada Europejska w dniu 8 marca 2007 roku dała propozycję tzw. pakietu klimatycznego, zwanego też „eko-energetycznym” lub pakietem „3 x 20%”, którego głównym założeniem jest zmniejszenie emisji dwutlenku węgla. [6,7]. W dokumencie tym zakłada się, że do 2020 roku 20% energii w UE ma pochodzić z odnawialnych źródeł, emisja gazów cieplarnianych ma zostać zredukowana o 20% (w stosunku do poziomów z 1990 roku) oraz zużycie energii z odnawialnych źródeł ma wzrosnąć do 20%. Pakiet budzi w Polsce wiele kontrowersji. Pojawiają się pytania, czy wyznaczone w nim cele są dla Polski realne. Uważa się, że ich realizacja to dla Polski zbyt duże obciążenie, a z drugiej strony jednocześnie szansa na rozwój gospodarczy. Eksperci szacują, że na spełnienie stawianych wymagań trzeba będzie przeznaczyć nawet 100 mld zł. BIOPALIWA A CENY ŻYWNOŚCI W ostatnich latach na całym świecie obserwowany jest szybki wzrost ceny produktów rolnych i żywności. Szukając przyczyn tego stanu, wymienia się dynamiczny rozwój sektora biopaliw transportowych. Na pewno istotne znaczenie dla kształtowania się cen produktów rolniczych ma wybór surowców do produkcji biopaliw. Obecnie produkowane są biopaliwa pierwszej generacji, wytwarzane z roślin jadalnych, jakich jak zboża czy rzepak oraz biopaliwa drugiej generacji, wytwarzane z niejadalnych roślin energetycznych, z odpadów pochodzenia rolniczego i drzewnego czy zestalonych odpadów miejskich. Rozwój produkcji biopaliw przyczynił się na pewno do wzrostu popytu na produkty rolne używane do ich produkcji. Są to przede wszystkim kukurydza, pszenica i rzepak (tabela 1). 181 Tabela 1. Plony roślin w 27 krajach Unii Europejskiej (t z 1 ha) [8] Wyszczególnienie 2007 2008 Pszenica ogółem - miękka - twarda Kukurydza (ziarno) Rzepak Ziemniaki 4,84 5,10 2,84 5,77 2,80 28,40 5,35 5,65 3,09 6,93 2,94 26,52 Wzrost/spadek 2007 r. = 100% +10,40 +10,78 +9,00 +20,10 +4,80 -6,62 Plony średnio z 5 lat 5,04 5,39 2,74 6,33 3,00 26,81 Rzepak jest liderem na polskim i europejskim rynku nasion roślin oleistych. Zbiory rzepaku w UE-27 w 2007 r, wynosiły 18,2 mln ton, wobec 16,1 mln ton w roku poprzednim [9]. Szacuje się, że w 2020 r. na cele energetyczne przeznaczone zostanie około 2150 – 2750 tys. ton rzepaku a na cele spożywcze około 850 tys. ton [10]. W latach 2005 – 2007 wzrósł również o 80 mln t popyt na zboża, a ich zużycie do produkcji biopaliw o 47 mln ton. Plony pszenicy miękkiej we Francji w 2008 roku wyniosły 7,45 t z 1 ha (wzrost o 16,2% w porównaniu z 2007 r.), w Niemczech – 7,33 t z 1 ha (wzrost o 5,2%), a w Wielkiej Brytanii – 7,96 t z 1 ha (wzrost o 8,3%) [8]. Nieznacznie wzrosło też wykorzystanie kukurydzy. Plony kukurydzy w 27 krajach Unii były w 2008 roku o 20,1% większe od średniej pięcioletniej. Na rys. 1 przedstawiono prognozę struktury wykorzystania zbóż i rzepaku do produkcji biokomponentów I generacji w Polsce do 2020 r. (na podst. danych MRiRW). 80 70 60 50 40 surowce bioetanol 30 surowce biodiesel 20 10 0 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 Rys.1. Prognoza struktury wykorzystania zbóż i rzepaku do produkcji biokomponentów I generacji w Polsce do 2020 Zużycie produktów do wytwarzania biopaliw jest znikome w stosunku do ich zużycia w produkcji żywności i pasz. Potwierdza to powierzchnia ziemi rolnej zajętej pod uprawy roślin przetwarzanych na biokomponenty. Stanowi ona, według FAO zaledwie 1 % całego areału przeznaczonego pod rolnictwo na świecie a do 2030 r. może wzrosnąć do 3%. Jest to więc zbyt mała ilość aby biopaliwa mogły być czynnikiem wzrostu cen żywności. Należy go raczej upatrywać w zwiększonym popycie konsumpcyjnym i ograniczonej podaży. W Polsce wykorzystanie ziemi pod bioetanol jest również stosunkowo niewielkie i wynosi ok. 7% dla zbóż. Nieco inaczej przedstawia się sytuacja w przypadku biodiesla, gdzie wykorzystanie oleju pod biodiesel wzrośnie od ok. 17% 182 w 2007 aż do szacowanych ok. 75 % w roku 2020. Może to mieć wpływ na ceny oleju jadalnego. BIOPALIWA II GENERACJI Podczas gdy biodiesel i bioetanol poddawane są wzrastającej krytyce z powodu negatywnego wpływu na dywersyfikację środowiska, UE kładzie silny nacisk na rozwój biopaliw II generacji, upatrując w nich lepszej i czystszej alternatywy dla transportu. Do ich zalet należy: znacznie wyższa redukcja emisji CO2, wyższa efektywność energetyczna, różnorodność surowców – brak konkurencji z produkcją żywności, właściwości paliwa niezależne od wsadu surowcowego, Surowcami użytymi na potrzeby produkcji biopaliw drugiej generacji mogą być odpady pochodzenia rolniczego (np. słoma, liście, plewy), odpady z przemysłu drzewnego (np. trociny, kora), odpady miejskie(śmieci z gospodarstw domowych i makulatura), ścier drzewny, szybko rosnące gatunki traw preriowych oraz rośliny energetyczne (miskantus, ślazowiec pensylwański) [11]. Biopaliwa II generacji nie są obecnie dostępne na komercyjna skalę. Ich wdrożenie do produkcji przemysłowej biopaliw ocenia się na możliwe za 4 – 10 lat [13, 4]. Wśród największych wad biopaliw II generacji wymienia się wyższą cenę w porównaniu do paliw kopalnych oraz obecny stan rozwoju technologii i ich dostępność. Jednym z surowców do produkcji tych biopaliw mogą być tłuszcze posmażalne lub zwierzęce. Jedne z pierwszych wstępnych analiz i szacunków na temat możliwości wykorzystania w transporcie olejów i tłuszczów posmażalniczych zostały wykonane w 2005 r. przez zespół Instytutu Energetyki Odnawialnej (EC BREC IEO) w trakcie realizacji Projektu UE o akronimie LIB (Local & Innovative Biodiesel), którego współpartnerzy pochodzili z Austrii. Odpowiednie uwarunkowania prawne jakie panują np. w Austrii, Niemczech czy Szwecji ułatwiają zagospodarowanie „niechcianego” odpadu jakim są oleje i tłuszcze posmażalnicze. Każda firma, która dokonuje zakupu olejów i tłuszczy ma obowiązek po pewnym czasie wykazać się odpadem, czyli zużytym olejem/tłuszczem i przekazać ten odpad do utylizacji. Zbyt długie użytkowanie oleju stwarza zagrożenie ze względu na zawartość dioksyn (substancji rakotwórczych). Wiele lokali gastronomicznych boryka się z problemem utylizacji zużytych do smażenia olejów roślinnych i tłuszczy zwierzęcych (smalec). Średnie tygodniowe zużycie tłuszczu do smażenia w punkcie gastronomicznym oscyluje wokół 50 dm3. Należy zaznaczyć że oleje przepracowane różnią się właściwościami fizykochemicznymi w porównaniu do oleju surowego i rafinowanego. Podwyższona temperatura oraz zanieczyszczenie wodą w czasie jego użytkowania przyspiesza hydrolizę triglicerydów i zwiększa zawartość wolnych kwasów tłuszczowych. Lepkość, oraz gęstość tych olejów wzrasta ze względu na zachodzące reakcje polimeryzacji kwasów tłuszczowych i glicerydów. Olej zużyty przed transestryfikacją powinien zostać poddany uszlachetnieniu poprzez usunięcie wolnych kwasów tłuszczowych oraz zanieczyszczeń stałych [11, 12]. Problemy występują też z bezpośrednim wykorzystaniem tłuszczów zwierzęcych do produkcji estrów, ze względu na zmianę gęstości i lepkości 183 biokomponentu (skład surowcowy: do 10% tłuszczy zwierzęcych; w g Krajowej Izby Biopaliw). Wyróżnić można kilka rodzajów tłuszczów odpadowych [14]. Są nimi: porafinacyjne kwasy tłuszczowe, tłuszcze posmażalnicze i techniczne tłuszcze zwierzęce [15]. Tłuszcze te charakteryzują się gorszymi właściwościami jako surowiec do produkcji biopaliw, głównie ze względu na występujące w nich zanieczyszczenia oraz wysoką zawartość wolnych kwasów tłuszczowych (WKT) [12]. Z tego względu nie mogą być one wprost poddawane transestryfikacji, którą prowadzi się w środowisku alkalicznym. W wyniku zobojętnienia WKT alkaliami tworzą się mydła i woda, co powoduje duże straty katalizatora. Ponadto utworzona woda powoduje hydrolizę acylogliceroli i powstających estrów do mydeł, których wysoka zawartość w mieszaninie reakcyjnej zakłóca proces rozdziału faz i powoduje straty substancji tłuszczowej. Najczęściej stosowaną metodą usunięcia wolnych kwasów tłuszczowych jest estryfikacja metanolem w środowisku kwaśnym. Niekorzystną cechą tłuszczów zwierzęcych jest wyższa temperatura zablokowania zimnego filtra (CFPP) ich estrów metylowych w stosunku do estrów otrzymanych z surowców roślinnych. Najtańszym sposobem energetycznego zagospodarowania tłuszczów byłoby ich użycie wprost jako paliw lub biokomponentów paliw; oleju rzepakowego jako paliwa do silników Diesla, zaś tłuszczów odpadowych do zasilania kotłów przemysłowych. Tłuszcze posiadają jednak pewne niekorzystne cechy. Charakteryzują się one 10. krotnie większą lepkością od paliw petrochemicznych, a podczas spalania następuje polimeryzacja triacylogliceroli, co prowadzi do tworzenia się osadów i toksycznych produktów niepełnego spalania. Ponadto tłuszcze odpadowe zawierają znaczne ilości WKT, które mogą powodować korozję niektórych elementów urządzeń grzewczych i silników spalinowych. W dostępnej literaturze brak jest wyczerpujących danych na temat wyników stosowania tłuszczów odpadowych jako paliw. Obecnie Austria produkuje ok. 20% estrów z tłuszczów odpadowych. Odzyskuje się tam rocznie ok. 5kg tłuszczów na osobę (czyli 37 tys. ton w skali kraju). Zainteresowanie tłuszczami odpadowymi występuje też i we Włoszech, gdzie dwie rafinerie produkują estry bazując m.in. na z tłuszczach odpadowych. W Polsce brak jest odpowiednich uwarunkowań prawnych w tym zakresie. Brak jest również świadomości, czym grozi wykorzystywanie przepalonego oleju a w związku z tym brak jest również kontroli, co dzieje się z przepalonym olejem i tłuszczem po jego zużyciu. Część z nich jest spasana czy spalana a pozostała część wylewana do kanalizacji; co powoduje awarie sieci kanalizacyjnej [16]. Powoli jednak zaczynają się pojawiać firmy oferujące odbiór i zagospodarowanie zużytego oleju i tłuszczy gastronomicznych (np. firma OLEUM). Drugą grupę tłuszczy - obok posmażalniczych, które mogą mieć energetyczne zastosowanie stanowią tłuszcze techniczne (tj. wołowe, otoka z jelit wieprzowych czy powstające z utylizacji zwierząt lub ich części). Tłuszcz zwierzęcy można podzielić na spożywczy, znajdujący wiele zastosowań spożywczych i przemysłowych oraz tłuszcz odpadowy. Należy podkreślić, że przemysł mięsny i tłuszczowy nie widzi możliwości zastosowania pełnowartościowego tłuszczu do celów energetycznych. Niewielkie ich ilości są sprzedawane do celów kosmetycznych, farmaceutycznych czy do produkcji smarów specjalnych. Zdaniem pracowników Instytutu Przemysłu Mięsnego i Tłuszczowego wykorzystanie tłuszczy spożywczych do celów innych nie jest możliwe ze względów cenowych i społecznych (spalanie żywności). 184 W przypadku produkcji drobiu i przy obecnym sposobie tuczu zwierząt problem tłuszczu w ogóle nie występuje, zaś odpady drobiowe przejmowane są przez producentów innych zwierząt (np. futerkowych). PRODUCENCI TŁUSZCZY W POLSCE W tabeli poniżej przedstawiono szacunkową podaż tłuszczów zwierzęcych odpadowych, technicznych w Polsce (z potencjalną możliwością energetycznego wykorzystania). Wynika z niej, że krajowa podaż tłuszczów zwierzęcych, odpadowych wynosi ok. 70 mln kg/rok. W przypadku tłuszczy roślinnych posmażalniczych, przyjmując dane austriackie (5kg/mieszkańca w roku) zredukowane o 50% (do obliczeń przyjęto 50% tej wartości ze względu ma mniejsze tradycje żywieniowe w Polsce poza domem w wyniku mniejszych ok. 50% zarobków na statystycznego mieszkańca), oszacowano krajową ich podaż na ok. 2,5 X 38,6 = 96,5 mln kg/rok. Zatem roczna, łączna podaż tłuszczów odpadowych (roślinne i zwierzęce) w Polsce można oszacować na ok. 160-165 mln kg/rok, co jest zbieżne z danymi podanymi w cytowanej wcześniej publikacji, gdzie podano wartość powyżej 100 mln kg/rok. Stanowi to obecnie ok. 10% ilości olejów roślinnych zużywanych w kraju. Tabela 1. Szacunkowa produkcja tłuszczy zwierzęcych [11, 17] Wyszczególnienie Rok 2005 2006 2007 2008 Tłuszcze zwierzęce z ubojni (niejadalne) Ubój żywca wołowego (mln. 1,149 1,324 1,336 1,255 szt) kg tłuszczu na sztukę 550x0,13= 550x0,13= 550x0,13= 550x0,13= (kg/szt) 71,5/2 71,5/2 71,5/2 71,5/2 Masa tłuszczu wołowego na ok. 41 ok. 47 ok. 48 ok.45 cele techniczne (mln kg) Ubój żywca wieprzowego 22,736 24,654 24,677 21,885 (mln. szt) 0,66 0,66 0,66 kg tłuszczu odpadowego na 110X0,6x0,01 = 0,66 sztukę (otoka przy jelitach; inne odpadowe) (kg/szt) Masa tłuszczu wieprzowego ok. 15 ok. 17 ok.17 ok. 15 (mln kg) Masa tłuszczu drobiowego Brak odpadu i tłuszczu (mln kg) Tłuszcze zwierzęce produkowane z surowców odpadowych (z zakładu utylizacji) Żywiec wołowy w (tys. t) 598 689 705 640 Odpady (%) 50% 50% 50% 50% Pozostałość (tys.t) 299 344,5 352,5 320 Odpady 1 kat (%) 12% 12% 12% 12% Masowo odpady 1 kat (tys. t) 35,9 41,34 42,3 38,4 Tłuszcz w odpadach 1 kat 10% 10% 10% 10% (10%) Masowo tłuszcz w 1 kat ok. 4 ok.4 ok. 4 ok.4 (tys. t). Lata 2005 2006 2007 2008 Żywiec wieprzowy w (tys. t) 2540 2774 2775 2427 185 Odpady (%) 40% 40% 40% Pozostałość (tys.t) 980 1109,6 1109,7 Odpady 1 kat (%) 5% 5% 5% Masowo odpady 1 kat (tys. t) 44,5 55,48 55,49 Tłuszcz w odpadach 1 kat 10% 10% 10% (10%) Masowo tłuszcz w 1 kat (tys. ok.4 ok.6 ok.6 t). Łącznie tłuszcze zwierzęce z ubojni i utylizacji (łącznie) Łącznie odpadowe tłuszcze i ok. 64 ok. 74 ok. 75 po utylizacji (tys.t) 40% 970.8 5% 48,5 10% ok.5 ok. 69 Uwagi: - poszczególne elementy szacunku zaokrąglono do 1; - wskaźniki do obliczeń przyjęto na podstawie: E. Piotrowski, IPMiT, w Warszawie oddział w Poznaniu, oraz K. Dowgiałło, Dep Weterynaryjny MRiRW, W. Sikorki – ZM Skiba, Chojnice. Dane do obliczeń: [17] W przypadku podaży odpadowych tłuszczów roślinnych i zwierzęcych tendencje można uznać za wzrostową, co wynika ze wzrostu spożycia mięsa (wzrost hodowli zwierząt, ubojów i podaży tłuszczów zwierzęcych odpadowych) jak i zamożności konsumentów (wzrost liczby posiłków spożywanych poza domem, wzrost ilości oleju posmażalniczego). W przeciwieństwie do olejów/tłuszczów posmażalniczych rynek tłuszczów odpadowych zwierzęcych jest w Polsce zorganizowany. Tłuszcze te można kupować bezpośrednio w zakładach mięsnych/ ubojniach jak i zakładach utylizacyjnych. PODSUMOWANIE Korzyści płynące ze stosowania biopaliw są nie do podważenia. Dobry wpływ na środowisko naturalne, rozwój i kreacja dodatkowych miejsc pracy, pozytywny wpływ na żywotność silnika czy bezpieczeństwo dostaw surowców energetycznych to tylko niektóre z aspektów przemawiającymi za ich stosowaniem. Pojawia się jednak pytanie o ekonomicznej opłacalności ich produkcji. Obecny kierunek rozwoju biopaliw ukierunkowany jest w stronę biopaliw drugiej generacji. Planowane jest zaprzestanie silnego wsparcia dla biopaliw tradycyjnych, kładąc istotny nacisk na rozwój technologii i badania naukowe, zmierzające do opracowania przemysłowych instalacji do produkcji biopaliw II generacji. Zastosowanie olejów roślinnych i zwierzęcych do produkcji biopaliw musi być jednak poprzedzone oceną techniczną z punktu widzenia ich praktycznego wykorzystania, ale również dokładną analizą ekonomiczną, uwzględniającą zalety i wady przedsięwzięcia. LITERATURA [1] Clark M.E.: Ariadne’s Threat, St. Marts Press, NY 1989 [2] Cezary I. Bocheński, Małgorzata Powałka, Anna Bocheńska: Możliwość produkcji biodiesla w Polsce. MOTROL Motoryzacja i Energetyka Rolnictwa. ISSN 17308658. Tom 8A str. 42 – 48 [3] DIRECTIVE 2003/30/EC of European Parliament and of the council of 8 May 2003 on the promotion of the use of biofuels or other renewable fuels for transport [4] Kupczyk A., Londo M. Wiśniewski G., Rola Polski w planie działania UE dla biopaliw do 2020 r. Analiza wstępnych wyników projektu UE REFUEL. Dni Holendersko - Polskie. 18-19 czerwca 2007 r., Senter Novem i Ministerstwo Gospodarki 186 [5] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market [6] Proposal for a DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLAMENT AND THE COUNCIL on the promotion of the use of energy from renewable sources. 23.01.2008 [7] http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/html [8] http://www.cbr.edu.pl/rme28/dane/5_4.html [9] „Rynek rzepaku- stan i perspektywy” – Instytut Ekonomiki Rolnictwa i Gospodarki Żywnościowej” – Państwowy Instytut Badawczy, czerwiec 2008 [10] Kuś J. „Możliwości zwiększenia krajowej produkcji rzepaku ozimego na cele energetyczne do roku 2008 – 2010”, 2005 [11] Kupczyk A., Manteuffel W., Ruciński D., Wiśniewski G.: Analiza rynku paliw płynnych pochodzenia roślinnego do celów energetycznych. Praca badawcza wykonana dla PGE Elektrociepłownia Rzeszów S.A.. Warszawa, 2008 [12] http://katalog2.e9.pl/budownictwo,193.html [13] Londo M., Wiśniewski G., Kupczyk A. i in.: Eyes on the track, Mind on the horizon. European road map for biofuels. (Results of REFUEL Project of EC), ECN, 2008 [14] Morawski I., Wrzała M., Biopaliwa z tłuszczów odpadowych. Przemysł Chemiczny, 5, 2007 [15] Mittelbach M., Tritthard P., Amer J.. Oil Chem. Soc. 1988, 65 (7), 1185 [16] http://www.technologia.gda.pl [17] Rynek mięsa. Raporty rynkowe. IERiGŻ, ARR, MRiRW, nr 34, Warszawa, maj 2008 187 Rozdział 10 ENERGY USE IN CEREAL CULTIVATION OVER TURKEY Can ERTEKİN, Recep KULCU, Salih SÖZER, Nursel HEYBELİ, Osman YALDİZ INTRODUCTION Agriculture uses energy intensive technologies for maximizing the crop production and productivity, thus assists in economy, profitability and competitiveness of agriculture. There are three main energy sources for crop production; physical, chemical and lastly biochemical energy sources. Energy outputs are mainly product itself and by-products. It is also possible to classify energy sources as direct and indirect energy, renewable and non-renewable energy and commercial and non-commercial energy [1-2]. Environmental problems due to intensive use of energy exist due to CO2 and NOx emission resulted from fossil energy consumption. Using energy effectively in agriculture helps to maintain sustainable agricultural production and provides fossil energy sources preservation, greenhouse emissions reduction and also economical savings. Energy input-output analysis is usually used to evaluate the efficiency and environmental impacts of production systems [3]. The objective of this study is to examine the energy use pattern and analyze energy input-output ratio for production of four important cereals (wheat, barley, maize and rice which account for 97.7% of all cereal production in 2003 [4]) over Turkey arid and irrigated land conditions to improve the efficiency of its usage and minimise the energy inputs. MATERIAL AND METHODS The data for production inputs such as human labour, fertilizer, chemicals, seeds, farm machineries and yields were obtained from database of General Directorate of Rural Services [5]. The amount of irrigation water needed for agricultural operation was taken from the database of General Directorate of Soil and Water [6-8]. Energy equivalents of inputs and outputs (Table 1) was calculated. Energy use efficiency, specific energy and energy productivity were calculated [1]. Energy use efficiency allows us to evaluate the influence of the inputs in obtaining consumer goods related to the food production. The higher the energy use efficiency the more energy efficient that particular system is in producing food energy. Specific energy is the energy input per unit grain output. Energy productivity is specific for 188 each agricultural product, location and time. It can serve as an evaluator of how efficiently energy is utilized in different production systems [1, 17]. Table 1. Energy equivalents of inputs and outputs in cereal production Ref. Ref. Energy Energy Energy sources (unit) Energy sources (unit) equivalent equivalent (MJ/unit) (MJ/unit) Human labour (h) 1.96 [1] Animal (h) 1.8 [9] Fertilizer Nitrogen 60.6 [10] Phosphorus 11.1 [10] (kg) Potassium 6.7 [10] Ammonium 62.126 [11] nitrate DAP 44.112 [11] Ammonium 80.642 [11] sulfate TSP 5.021 [12] Urea 65.0 [13] Chemicals Herbicide 238.6 [13] Fungucide 92.1 [13] (kg a.i.) Insecticide 184.2 [13] Pesticide 205.2 [13] Farm machinery (h) 75.312 [14] Diesel (l) 47.8 [11] 2.85 for [16] Water for irrigation (m3) 0.63 for [15] motopumps furrow irrigation [14] Seeds (kg) Wheat 12.552 [14] Maize 15.7 (Hybrid104.6) Barley 12.552 [14] Rice 16.736 [14] Outputs Wheat 13.744 [14] Maize 14.574 [14] (kg) Barley 14.581 [14] Rice 12.351 [14] Rice straw 15.17 [9] Wheat/Barley 16.38 [17] straw Maize 16.6 [18] stalks The production energy of farm machineries was calculated by using the (G M ) following equation[2, 15]; M pe = (T Wp) where Mpe is the energy of machine for unit area (MJ/ha), G machinery mass (kg), Mp production energy of machine (MJ), T economic life (h) and W field capacity of machine (ha/h). Diesel fuel energy (MJ/ha) was determined by [15]; Diesel fuel energy = TP x LR x SFC x WE x EED where TP is tractor power (kW), LR loading rate (0.422), SFC specific fuel consumption (0.30 l/kWh), WE work efficiency (h/ha), EED energy equivalent of diesel fuel (47.8 MJ/l). For an individual crop and area, the crop yield must increase with increase in energy input. The releationship between crop yield and total energy input is a second degree polynomial by assuming that when the energy input is zero, the crop yield is also zero, the equation can be expressed as [19]; Y = β 1 X + β 2 X 2 In this study, production of wheat, barley and maize in arid and irrigated conditions, rice in arid conditions over Turkey. Arid wheat production in Ankara, Bolu, Tarsus, Izmir, Eskisehir, Konya, Tokat, Amasya, Yozgat, Samsun, Sanliurfa, Erzurum, Mus, Van and Tekirdag and irrigated wheat production in Eskisehir, Konya, Tokat, Amasya, Erzurum, Igdir; arid barley production in Ankara, Eskisehir, Konya, 189 Tokat, Amasya, Samsun and Sanliurfa and irrigated barley in Eskisehir and Amasya, arid maize in Samsun and irrigated maize in Bolu, Adana, Izmir, Tokat, Samsun and Tekirdag; rice production in Ankara, Kastamonu, Izmir, Amasya, Samsun and Edirne were investigated. Motopomps are used in Samsun, Edirne-I and Edirne-II for rice and Samsun, Tekirdag-I and Tekirdag-II for maize production. RESULTS AND DISCUSSIONS The total energy inputs for wheat production ranged from 8342.1 for Eskisehir to 23719.3 MJ/ha for Izmir in arid lands. It was changed between 11220.8 for Tokat and 22150.4 MJ/ha for Amasya in irrigated lands. The total output consists of product yield and also wheat straw and stalks in some places. While this value changed between 20616.0 for Sanliurfa and 131296.4 MJ/ha for Bolu-II in arid lands, it was between 55663.2 for Eskisehir and 102854.5 MJ/ha for Amasya in irrigated lands. When we consider only grain output, it was ranged 15530.7 MJ/ha for Van and 61435.7 MJ/ha for Bolu-II in arid lands and 24052.0 MJ/ha for Erzurum and 58137.1 MJ/ha for Amasya in irrigated lands. The percentage of by-product in the total output energy changed between 45.3% for Amasya and 70.8% for Mus in arid lands and 43.5% for Amasya and 64.1% for Erzurum and Igdir in irrigated lands. Examination of partial energy requirements showed that, the largest energy expenditures were fertilizer, diesel and seed with over 84.7% for arid lands and fertilizer, diesel, seed and irrigation over 90.3% for irrigated lands. When we compared same places according to total energy output, energy output was higher in irrigated lands except Konya. While wheat and straw yield were 2170 and 2600 kg in arid lands, these were 2650 and 2000 kg in irrigated lands in Konya. Using a mounted broadcaster (Bolu-II) instead of seed drills (Bolu-I) for sowing process decreased human labor and machinery usage time and thus caused lower energy input. When we calculate the energy use efficiency by using only the grain output, output-input ratio was lower changing between 1.14 for Erzurum and 4.03 for Bolu-II in arid lands and 1.31 for Erzurum and 4.18 for Tokat in irrigated lands. The total energy input-output ratio was changed between 1.83 for Yozgat and 8.61 for Bolu II in arid lands. This energy use efficiency changed between 3.66 for Erzurum and 8.56 for Tokat in irrigated lands. It is clear that, usage of wheat straw and stalks improves this ratio. The energy use efficiency values were higher in irrigated lands when compared to the same regions of drylands except Konya. Although human labour, fertilizer usage and irrigation water consumption were higher in irrigated lands of Konya, the yield did not increase too much and resulted with lower energy use efficiency. Energy productivity and specific energy values were also changed between 0.1329 for Yozgat and 0.5731 kg/MJ for Bolu-II and 1.74 for Bolu II and 7.52 MJ/kg for Yozgat in arid lands, respectively. These values were between 0.2385 for Erzurum and 0.5713 for Tokat and 1.75 for Tokat and 4.19 MJ/kg for Erzurum in irrigated lands, respectively. Using by-products as energy source improved the energy productivity and also specific energy. The energy use efficiency and specific energy requirements were between 2.35 and 3.13 and 4.83 and 6.45 MJ/kg for Greece [20], 2.7 and 2.8 and 4.53 and 4.69 MJ/kg for arid and 3.7 and 4.8 and 2.74 and 3.43 MJ/kg for irrigated lands of Chile [11], respectively. The energy use efficiency and specific energy was found as 2.21 and 7.18 MJ/kg for Southeastern Anatolia of Turkey [24]. The energy use efficiency was 1.9 for Italy [12] and between 1.0 and 2.8 as the average of European countries [22]. It is seen that, these values are close to each other for Turkey and mentioned countries. 190 The total energy used in various farm operations for barley production ranged between 9271.8 for Tokat and 15937.3 for Amasya in arid lands and between 16216.4 for Eskisehir and 20003.3 MJ/ha for Amasya in irrigated lands. Fertilizer contributes the maximum (36.5-57.1%) of the total energy input, followed by seed (16.6-33.8%) and diesel (12.9-26.7%). The share of irrigation was also ranged 15.7 and 17.9% in irrigated lands. Total output energy were changed between 29162.0 for Sanliurfa and 98618.9 MJ/ha for Tokat in arid lands, 54970.4 for Eskisehir and 96136.3 MJ/ha for Amasya in irrigated lands according to the total yield of product and by-products. The share of by-products in total output was between 44.6 and 66.4% in barley production. Evaluation of straw and stalks of barley as energy, improved the energy use efficiency. This value was between 2.27 for Eskisehir and 10.64 for Tokat in arid lands and between 3.39 for Eskisehir and 4.81 for Amasya in irrigated lands. The total energy input was higher in irrigated lands then dry lands. Using by-products as energy source, efficiency increased at least 1.81 fold. Although the energy use efficiency was very close in Amasya, this value was higher in irrigated lands of Eskisehir then dryland of the same place. Energy productivity and specific energy were also changed between 0.1556 for Eskisehir and 0.6762 kg/MJ for Tokat and 1.48 and 6.43 MJ/kg in arid lands, and 0.2325 for Eskisehir and 0.3134 kg/MJ for Amasya and 3.19 and 4.30 MJ/kg in irrigated lands, respectively. While the energy use efficiency was found as 2.20 and specific energy as 7.81 MJ/kg for Southeastern Anatolia of Turkey [21], the energy use efficiency was between 1.5 and 2.1 as an average of Europian countries [22]. In barley production, the energy use efficiency was higher then the average of Europian countries in Turkey. Sourcewise energy requirements for the cultuvation of rice crop in different regions of the country varied widely. These were 42024.3 MJ/ha for Ankara to 127358.0 MJ/ha for Edirne-I. About 90% of the total energy required in rice cultivation was used for irrigation, fertilizer, diesel and chemicals. In the same conditions of Ankara, using more human labor and chemicals but lower fertilizer, diesel and machinery changed the energy inputs and also outputs. Nevertheless this was not change the energy use efficiency very much. Output-input energy ratio was very close to eachother over Turkey and the highest (1.15) in Izmir and Amasya and the lowest (0.71) in Kastamonu. The energy required to produce one kilogram of rice was also the lowest 10.70 MJ in Izmir and the highest 18.19 MJ in Kastamonu. Energy productivity was also very low and changed between 0.0550 and 0.0935 kg/MJ. The energy use efficiency and specific energy was between 2.15 and 12.75 and 1.79 and 17.31 MJ/kg for different states of India, respectively [23]. The initial was 2.9 for Italy [12]. Although high energy input in rice cultivation, the energy effiency was lower because of low yield in Turkey. The total energy requirement consumed in various energy sources for maize crop were ranged between 16699.0 MJ/ha in Tokat and 33602.43 MJ/ha in Samsun in irrigated lands. It was 18732.6 MJ/ha for arid land as in Samsun. Irrigation, fertizer and diesel energy input was found to be the highest energy sources in total inputs with share of 85.9% in Bolu and 97.1 in Tekirdag. Energy use efficiency was ranged between 2.48 for Samsun and 5.60 for Izmir in irrigated lands. This value was 3.21 in Samsun arid lands. When the irrigated lands of Samsun compared with arid lands of the same city, energy use efficiency and energy productivity was higher in irrigated lands. Although higher energy input usage in Adana-I, the energy use efficiency was lower in Adana-II, because of it was the second crop production. This values was also higher in usage of machine in harvesting (Tekirdag-II) then hand harvesting (Tekirdag-I). Energy productivity and specific energy were also changed between 191 0.1745 for Samsun and 0.3843 kg/MJ for Izmir and 2.60 for Izmir and 5.73 MJ/kg for Samsun in irrigated lands, respectively. These values were 0.2199 kg/MJ and 4.55 MJ/kg for arid land. In maize production, the energy use efficiency and specific energy changed between 8.3 and 8.4 and 2.05 and 2.22 MJ/ha for Chile [11], 4.83 and 17.02 and 3.46 and 9.91 MJ/kg for some selected states of India [23], respectively. While the energy use efficiency was 3.21 for conventional farming, it was 5.90 for organic farming in U.S [24]. It was changed between 1.4 and 4.8 for different altimetric levels of Italy [12] and 1.4 and 3.8 as an average of Europian countries [22]. The efficiency values were around the average of Europian countries, but lower then Chile and India. When we examined the form of energy input as direct and indirect in wheat production, while the share of indirect energy was changed between 53.9% for Igdir and 70.2% for Amasya in irrigated lands and between 55.1% for Samsun and 94.0% for Tarsus in arid lands. The indirect energy input was higher in Italy as in Turkey [12]. The non-renewable energy use was in the range of 71.0% for Eskisehir and 87.8% for Bolu-I in arid land wheat production, whereas the remainder was in the renewable form. The non-renewable energy form was lower in irrigated lands with the range of 53.1% for Tokat and 73.9% for Erzurum. The commercial energy input was very high in all lands, it was changed between 98.5% for Erzurum and 99.9% for Tarsus in arid lands and 98.6% for Erzurum and 99.8% for Amasya in irrigated lands. The results for district Pali in India was similar in non-renewable and commercial energy input, but direct energy input is higher in wheat production compared to the indirect form of energy which was completely opposite in Turkey [25]. Total commercial energy inputs were higher in Madhya Pradesh (India) as in Turkey [26]. In barley production, while the indirect energy input was changed between 63.9% for Samsun and 85.0% for Eskisehir in arid lands, it was changed between 67.1 for Amasya and 69.0 for Eskisehir for irrigated lands. Non-renewable energy input was higher in irrigated lands. It was in the range of 64.3% for Tokat and 83.2% for Sanliurfa in arid lands and 61.1% for Eskisehir and 67.1% for Amasya in irrigated lands, while the remainder was in the renewable form. Commercial energy input is so high in irrigated lands changed between 99.7% for Amasya and 99.8% for Eskisehir and 97.6% for Samsun and 99.8% for Eskisehir. The share of direct energy was changed between 43.2% for Izmir and 81.7% for Samsun in rice production. The results showed that, the share of renewable energy ranged between 34.2% for Amasya and 65.0% for Samsun. The commercial energy input share was ranged between 91.8% for Ankara-I and 99.7% for Edirne-I. The indirect energy input was higher in Italy [12]. In maize production, the indirect energy input rate was changed between 29.7% for Samsun and 59.7% for Adana-II in irrigated lands, and was higher in arid lands. The non-renewable energy form was ranged between 52.3% for Tokat and 74.9% for Adana-I in irrigated lands and 77.8% for Samsun in arid land. The share of commercial energy is very high, changed between 94.6% for Tokat and 99.4% for Adana-I in irrigated lands and 95.8% for Samsun in arid land. The results for the district Pali in India was similar to the some regions of Turkey [25]. The plots of predicted and observed values of yield versus total energy input for wheat (arid and irrigated), barley (arid), rice and maize (irrigated) showed that, there is a relationship between the energy input and yield and also the related R2 were between 32.2 and 72.5%. 192 CONCLUSIONS In this study, the energy analysis was performed for cereal production in different regions of Turkey. The main cultivated cereals such as wheat, barley, maize and rice production were evaluated according to the energy use efficiency, energy productivity and specific energy. The form of energy as direct/indirect, renewable/non-renewable and commercial/non-commercial were determined. Finally, the relationship between total energy input and crop yield was also investigated. The results showed that, total energy input changed between 8342.05 MJ/ha for Eskisehir (arid) and 23719.32 MJ/ha for Izmir (arid), 9271.84 MJ/ha for Tokat (arid) and 20003.34 MJ/ha for Amasya (irrigated), 42024.27 MJ/ha for Ankara and 70530.47 MJ/ha for Edirne and 16698.96 MJ/ha for Tokat (irrigated) and 33602.43 MJ/ha for Bolu (irrigated) for wheat, barley, rice and maize, respectively. The share of fertilizers was higher then the other energy inputs in wheat and barley production. The fertilizer, irrigation and diesel consumption was so high in rice and maize cultivation. The energy use efficiency was ranged between 1.83 for Yozgat (arid) and 8.61 for Bolu II (arid) for wheat, 2.60 for Agri (arid) and 10.64 for Tokat (arid) for barley, 0.95 for Ankara II and 1.15 for Izmir and Amasya for rice, 3.21 for Samsun (arid) and 5.60 for Izmir (irrigated). According to the results of energy form, the indirect, non-renewable and commercial energy was higher in wheat and barley production. While direct energy and renewable energy input was higher in some regions in rice and maize production, the commercial energy input was also higher. The relationship between total energy input and crop yield could be predicted by the given equations with determination coefficients of 32.2 to 72.5%. REFERENCES [1] Mandal K.G., Saha K.P., Ghosh P.K., Hati KM, Bandyopadhyay K.K.: Bioenergy and economic analysis of soybean based crop production systems in central India. Biomass and Bioenergy 2002; 23: 337-345. [2] Gezer I., Acaroglu M., Haciseferogullari H.: Use of energy and labor in apricot agriculture in Turkey. Biomass and Bioenergy 2003; 24: 215-219. [3] Pervanchon F., Bockstaller C., Girardin P.: 2002. Assesment of energy use in arable farming systems by means of an agro-ecological indicator: the energy indicator. Agricultural Systems 2002; 72: 149-172. [4] DIE. Agricultural statistics, 2004. See also: http://www.die.gov.tr/ [5] Koral A.I., Altun A.: Production input guide of agricultural products grown in Turkey. TC Basbakanlik Koy Hizmetleri Genel Mudurlugu, APK Dairesi Baskanligi, Toprak ve Su Kaynaklari Arastirma Sube Mudurlugu, Yayin No: 104, Rehber No: 16, Ankara, 1998 (in Turkish). [6] Beyce O.: Guide of water consumption of irrigated crops in Turkey. Koyisleri ve Kooperatifler Bakanligi, Topraksu Genel Mud. Arastirma Dairesi Bas., Yayin No:35, Rehber No:5, Ankara, 1982 (in Turkish). [7] Kanber R. Irrigation (Sulama). Cukurova Universitesi Ziraat Fakultesi Genel Yayin No: 174, Ders Kitapları Yayın No: A-52, Adana, 1999 (in Turkish). [8] Annoymous. Bulletin of Avergae, Extreme Temperature and Precipation Values. TC Basbakanlik Devlet Meteoroloji Isleri Genel Mudurlugu, Ankara, 1984 (in Turkish). [9] Dincer H.: Agricultural power machines . Ankara Universitesi Ziraat Fakultesi Yayinlari: 751, Ders kitabi: 217, 1981 (in Turkish). 193 [10] Singh J.M.: On farm use pattern in different cropping systems in Hayrana, India. Master Thesis (unpublished). International Institute of Management, University of Flensburg, Germany, 2002. [11] Hetz, E.J.: Energy utilization in Chilean agriculture. AMA 1992; 23: 52-56. [12] Triolo L., Unmole H., Mariani A., Tomarchio L.: Energy analysis of agriculture: the Italian case study and general situation in developing countries. In: Third International Symposium on Mechanization and Energy in Agriculture, Izmir, Turkey, 1987, pp:172-184. [13] Fluck, R.C.: Energy in farm production. In: Fluck RC (ed.), Energy in World Agriculture, 6, New York: Elsevier, 1992. [14] Pimentel D.: 1980. Handbook of energy utilization in agriculture. Boca Raton, Florida: CRC Pres Inc., 1980. [15] Yaldiz O., Ozturk H.H., Zeren Y., Bascetincelik A.: Energy use in field crops of Turkey. 5th International Congress of Agricultural Machinery and Energy, Kusadasi, Turkey, 1993 (in Turkish). [16] Calisir, S., Topak R. Acaroglu M.: 2005. Specific energy consumption of motopumps in irrigation. Proceedings of the 9th International Congress on Mechanization and Energy in Agriculture and 27th International Congress of CIGR Section IV: September 27-29, Izmir, Turkey, pp.276-280. [17] Kitani O.: Energy for biological systems. In: CIGR Handbook of Agricultural Engineering: Energy and Biomass Engineering, Vol. V, Published by the American Society of Agricultural Engineers, pp.13-42, 1999. [18] Shrestha D.S.: Energy input output and their cost analysis in Nepalese agriculture, 1998. See also: http://www.public.iastate.edu/~dev/pdfdoc/ [19] Singh H., Mishra D., Nahar N.M.: Energy use pattern in production agriculture of a typical village in arid zone-Part III. Energy Conversion and Management 2004 (in press). [20] Tsatsarelis C.A.: Energy inputs and outputs for soft winter wheat production in Greece. Agriculture, Ecosystems and Environment 1993; 43: 109-118. [21] Oren M.N., Ozturk H.H.: Energy input-output analysis in field crop production in southeastern Anatolia region of Turkey. In: International Conference Science and Research-Tools of Global Development Strategy, Czech University of Agriculture Prague, Technical Faculty, Prague, Czech Republic, 2004. [22] Venturi P., Venturi G.: Analysis of energy comparison for crops in Europian agricultural systems. Biomass and Bioenergy 2003; 25: 235-255. [23] Singh S., Mittal J.P., Verma S.R.: Energy requirements for production of major crops in India. Agricultural Mechanization in Asia, Africa and Latin America 1997; 28 (4): 13-17. [24] Pimentel D.: Economics and energetics of organic and conventional farming. Journal of Agricultural and Environmental Ethics 1993; 6 (1): 53-60. [25] Singh H., Mishra D., Nahar N.M., Ranjan M.: 2003. Energy use pattern in production agriculture of a typical village in arid zone India: Part II. Energy Conversion and Management 2003; 44: 1053-1067. [26] Thakur C.L., Makan G.R.: Energy scenario of Madhya Pradesh (India) agriculture and its future requirements. Energy Conversion and Management 1997; 38 (3): 237-242 194 Rozdział 11 ZARZĄDZANIE JAKOŚCIĄ W INSTYTUCIE ENERGETYKI Grażyna Paulina WÓJCIK WPROWADZENIE Wśród systemów zarządzania jakością stosowanych w Instytucie Energetyki opartych na standardach zarządzania jakością zgodnych z normą ISO serii 9000 zwraca się uwagę na możliwość zastosowania filozofii i metody TQM (Total Quality Management). Filozofia i metoda TQM jest rozpowszechniona między innymi w Stanach Zjednoczonych oraz stosowana z sukcesem w Europie. TQM daje możliwość ciągłego doskonalenia w zarządzaniu organizacją, a także oceny działania organizacji [1]. Instytut Energetyki jest jednostką badawczo-rozwojową prowadzącą badania naukowe i prace wdrożeniowe w dziedzinach: prognozowania i programowania rozwoju energetyki, wytwarzania, przesyłania, rozdzielania i użytkowania energii elektrycznej i cieplnej, niekonwencjonalnych źródeł energii. Badania zapewniają klientom rozwiązania optymalne ekonomicznie i technicznie oraz są przyjazne dla środowiska. Są efektem dogłębnej wiedzy, długoletniego doświadczenia i prowadzonych badań naukowych oraz prac badawczo-rozwojowych. Przedmiotem wymagań Systemu Zarządzania Jakością (SZJ) w Instytucie Energetyki jest zapewnienie wysokiej jakości usługi i osiągnięcie zadowolenia klienta. Zadaniem stojącym przed Instytutem Energetyki jest określenie i zrealizowanie procesów niezbędnych do zapewnienia, że usługa spełnia wymagania klienta. Rozciągnięcie myślenia w strukturach procesowych na wszystkie przebiegi prac jest stosunkowo nowe i dotychczas mało rozpowszechnione. Instytut Energetyki osiąga swoją misję poprzez nawiązanie relacji z odbiorcami swoich usług i poprzez rozpoznanie ich oczekiwań. Nawiązują relacje z odbiorcami poprzez spełnienie ich oczekiwań, dzięki efektywnym i dobrym jakościowo procesom wewnętrznym. Tworzą efektywny i o wysokiej jakości proces wewnętrzny poprzez rozwijanie tych umiejętności pracowników, które są im potrzebne w pracy. Uzyskują wykwalifikowany personel, dzięki rozwojowi jego umiejętności, poprzez efektywne zarządzanie odpowiednimi środkami na szkolenia. 195 ZAŁOŻENIA SYSTEMU ZARZĄDZANIA JAKOŚCIĄ W INSTYTUCIE ENERGETYKI W Instytucie Energetyki - Jednostce Badawczo - Rozwojowej, Oddział Gdańsk został wdrożony i certyfikowany System Zarządzania Jakością (SZJ) zgodny z wymaganiami normy PN-EN ISO 9001:2001. Stanowi on kontynuację i dostosowanie SZJ wdrożonego i certyfikowanego w Oddziale w roku 2000, opartego na poprzedniej normie PN-ISO 9001:1996. SZJ obejmuje swym zakresem prace naukowo - badawcze i projektowe oraz wytwarzanie urządzeń i systemów automatyki, przetwarzania i transmisji danych dla energetyki i przemysłu. Najwyższe Kierownictwo Oddziału, mając na uwadze zapewnienie pełnej i bezwarunkowej satysfakcji każdego Klienta z jakości opracowań, urządzeń i usług, oferowanych przez Oddział, postawiło przed Oddziałem następujące cele jakości [2]: a) przekazywanie Klientowi wyłącznie opracowań, urządzeń i usług zgodnych z wymaganiami Klienta oraz obowiązującymi przepisami; b) niedopuszczanie do powstawania wad w trakcie przygotowania i realizacji opracowania, urządzenia i usługi; c) obiektywizm w wykonywaniu wszelkich ekspertyz i analiz naukowo technicznych i ekonomicznych; d) stałe podwyższanie jakości usług świadczonych przez Oddział przy równoczesnym zachowaniu cen na poziomie atrakcyjnym dla Klientów; e) kierowanie się zasadą uczciwości i etyki zawodowej w prowadzonych badaniach naukowych i pracach wdrożeniowych; f) konsekwentne przestrzeganie zasad Systemu Zarządzania Jakością; g) ciągłe doskonalenie Systemu Zarządzania Jakością i jego procesów. Dla urzeczywistnienia powyższych założeń wszyscy pracownicy Oddziału współuczestniczą w podejmowanych działaniach jakościowych lub są na bieżąco informowani o ich celach oraz przechodzą w miarę potrzeb szkolenie w zakresie metod pozwalających na realizację tych celów w praktyce. Cele jakości, po ich sparametryzowaniu osiągane są przy pomocy odpowiednio dobieranych narzędzi, którymi są m.in. [2]: a) wszechstronny rozwój kadry naukowej i inżynierskiej, popieranie studiów podyplomowych i doktoranckich, starań o uzyskanie uprawnień w dziedzinie projektowania i nadzoru; b) bieżące unowocześnianie wyposażenia w aparaturę kontrolno pomiarową, sprzęt informatyczny i oprogramowanie systemów komputerowych; c) systematyczne szkolenie personelu w dziedzinach: automatyka, cybernetyka, ekonomika, elektrotechnika, energetyka, hydraulika, informatyka, jakość, języki obce, marketing, normalizacja, ochrona środowiska, organizacja pracy, prawo, zarządzanie oraz innych, zgodnie ze zidentyfikowanymi potrzebami; d) zakupy książek, norm i czasopism; e) udział oraz organizowanie sympozjów, konferencji, wystaw i targów krajowych oraz zagranicznych; f) udział w konkursach na rozwiązanie różnorodnych problemów, związanych z zastosowaniem automatyki i informatyki w energetyce; g) stałe doskonalenie organizacji pracy i ulepszanie warunków jej wykonywania w sposób bezpieczny, wydajny i ekonomiczny; 196 h) wewnętrzne i zewnętrzne audity jakości i przeglądy dokonywane przez Najwyższe Kierownictwo zgodnie z procedurami SZJ. Warunkiem koniecznym dla osiągnięcia wspólnego sukcesu jest zaangażowanie wszystkich pracowników, oparte na poczuciu osobistej, także finansowej satysfakcji z realizacji postawionych celów, oraz strategiczne planowanie Najwyższego Kierownictwa, gwarantujące zdolność do angażowania odpowiednich sił i zasobów [2]. SZJ pozwala wykazywać Klientom, że Oddział posiada zdolność do ciągłego dostarczania wyrobu spełniającego wymagania Klienta oraz odnośnych przepisów, oraz że zdolność tą zwiększa i rozwija. Jest dzięki temu wiarygodnym partnerem, kompetentnym i zdolnym do rozwiązywania stawianych przez nich problemów. Godny podkreślenia jest fakt, że obecny SZJ jest formalnym usankcjonowaniem procesów i schematów postępowania, nieustannie rozwijanych i doskonalonych od początku istnienia gdańskiego Oddziału Instytutu Energetyki, a więc od roku 1954. MODEL FUNKCJONOWANIA SZJ W ENERGETYCE Model funkcjonowania Systemu Zarządzania Jakością w energetyce powinien obejmować takie elementy, jak: Zrozumienie dla jakości, które związane jest z rozpoznaniem istoty jakości i sposobów jej odbierania przez klientów (petentów) usług. Oznacza konieczność uświadomienia sobie przez każdego zaangażowanego w proces jej kształtowania, że mówienie o jakości wartościowanej, mierzonej stopniem zaspokojenia oczekiwań klientów, oznacza rozpoznanie źródeł tych oczekiwań. Zaangażowanie się w jakość. Należy pamiętać, iż jednym z najczęściej wymienianych warunków wprowadzania SZJ jest zaangażowanie się w ten proces kierownictwa organizacji. Jeśli jakość rzeczywiste ma dla kierownictwa znaczenie priorytetowe i jeśli fakt ten jest odpowiednio wyeksponowany, można się spodziewać, że również wszyscy pracownicy będą wykonywać z zaangażowaniem i przekonaniem, działania związane z jej utrzymaniem i doskonaleniem. Opracowanie polityki jakości. Jeśli politykę jakości rozumieć jako strategię jakości, to jest ona obecnie wszędzie tam, gdzie mówi się o zasadach jakości oraz zasadach podejścia jakościowego. Organizacja dla jakości. Wprowadzenie filozofii i metody TQM oznacza m.in. dostosowanie struktury organizacyjnej organizacji do jego wymogów. Sprawą zasadnicza jest odpowiednie umiejscowienie jednostki odpowiedzialnej za SZJ oraz przypisanie jej odpowiednich funkcji. Istotny jest też pomiar kosztów jakości. Nie można mówić o TQM, nie posiadając narzędzi i metod pomiaru kosztów jakości. Jest to bardzo ważne i złożone zagadnienie, ponieważ ułatwia przedstawienie ich analizy w procesie zarządzania organizacją. Planowanie dla jakości. Planowanie jest pierwszą z podstawowych funkcji zarządzania jakością. Wynika to z tego, że w TQM obowiązuje „myślenie długoterminowe”. Aby organizacja pracowała w „równym tempie”, bez większych wstrząsów, konieczne jest przewidywanie zarówno możliwych zagrożeń, jak i szans. Zagrożeń wynikających np. z przyjmowania zobowiązań, z których nie można się wywiązać, a szans powstających w wyniku otwierania się nowych obszarów rynku. Ich odpowiednio wczesnemu rozpoznaniu służy np. metoda QFD, jak i badania marketingowe. 197 Projektowanie dla jakości. Możliwość uzyskania w ekonomiczny i powtarzalny sposób wymaganej jakości musi być jednym z podstawowych kryteriów projektowania usług i procesów. Wprowadzenie systemu zarządzania jakością. Wprowadzenie i wykorzystywanie SZJ jest podstawowym warunkiem realizacji strategii TQM [3]. Wprowadzenie TQM Szkolenia dla jakości Praca zespołowa dla jakości Statystyczne sterowanie procesami Zdolności do jakości Wprowadzenie SZJ Projektowanie dla jakości Planowanie dla jakości Pomiar kosztów jakości Organizacja dla jakości Opracowanie polityki jakości Zaangażowanie się w jakość Zrozumienie dla jakości Rys. 1. Stopnie dochodzenia w organizacji do TQM Źródło: A. Hamrol, W. Mantura, Zarządzanie jakością, Teoria i praktyka, PWN, Warszawa 2006 Zdolność do jakości. Dysponowanie zasobami ludzkimi oraz produkcyjnymi, zdolnymi do zaplanowania, zaprojektowania, wytworzenia, a następnie utrzymania i doskonalenia jakości, jest warunkiem koniecznym realizacji strategii TQM. Nie spełnienie tego warunku powoduje niską skuteczność działań w tym zakresie. Sprawia również, że wiele działań w organizacji wykonywanych jest chaotycznie, planowanie jest mało dokładne itp. Statystyczne sterowanie procesami. Jakości nie da się „wykontrolować, należy ją wytworzyć” – to hasło, które wyjaśnia istotę statystycznego sterowania procesami. Kontrola stanowi w TQM jedynie źródło informacji o stanie procesu, którego parametry muszą mieścić się w określonych granicach. Jeśli je przekraczają, proces należy skorygować, zanim zacznie „produkować” na wyjściu „braki”. Korygowanie nie może opierać się na intuicji, musi być wspierane danymi analizowanymi przy pomocy narzędzi statystycznych. Praca zespołowa dla jakości. Rozwiązanie wielu problemów powstających podczas realizacji TQM wykracza poza możliwości jednostek. Konieczna jest praca zespołowa, szczególnie w zespołach, których skład przekracza granice tradycyjnych jednostek organizacyjnych firmy. Szkolenia dla jakości. Wprowadzanie TQM i stosowanie się do wymagań często oznacza konieczność zmiany nastawienia do swojej pracy, poznania zasad funkcjonowania systemu zarządzania jakością, opanowania nowych metod 198 i narzędzi, nabycia umiejętności pracy zespołowej itp. Szkolenia stanowią nieodzowny element rozwoju TQM w organizacji. Największą i najcenniejszą inwestycją każdej organizacji, także Instytutu Energetyki, jest inwestycja w jej zasoby ludzkie. Szkolenia, budowanie zespołów i wzbogacanie życia na stanowisku pracy są ważnym elementem kreowania otoczenia, w którym pracownicy mogą się rozwijać, zdobywać doświadczenie oraz umiejętności i w coraz większym stopniu przyczyniać się do rozwoju i sukcesu firmy. TQM podkreśla nauczanie i adaptację do procesu stałych zmian jako klucz do sukcesu organizacji. Dochodzenie do TQM w organizacji to proces, który praktycznie nie ma końca. Porównać go można z kołem Deminga, które powinno toczyć się coraz wyżej w jednym kierunku, do coraz doskonalszych procesów, coraz doskonalszych środków i efektów, coraz lepszego zarządzania nimi, a w efekcie – coraz doskonalszej jakości usług wytwarzanych za każdym obrotem [5]. Dotyczy to także Instytutu Energetyki. PROCES ZMIAN I DOSKONALENIA ORGANIZACJI Zarządzanie jakością jest niezbędnym warunkiem kreowania pozytywnego wizerunku Instytutu Energetyki. Jakość powstaje w procesach obsługi i jest naturalną konsekwencją ich realizacji. Wszystkie jednostki organizacyjne w Instytucie Energetyki muszą ze sobą współpracować, aby osiągnąć efekt końcowy, jakim jest zadowolenie klienta Instytutu Energetyki. A P Ow KULTURA Zi Kw Kw Zrz Sz Aw Pk D C Rys. 2. Otoczenie wewnętrzne Instytutu Energetyki Źródło: Opracowanie własne Na jakość wykonywanej pracy w organizacji oraz świadczonych usług ma wpływ kultura, którą kształtują [6] (rysunek 2): 199 cechy zatrudnionych pracowników (wykształcenie, wiek, płeć, doświadczenie w pracy, doświadczenie życiowe, postawy i wyznawane wartości), ¾ cechy organizacji (historia, wielkość, system zarządzania), ¾ typ otoczenia (system wartości społeczeństwa danego regionu, lokalny system wartości). Cykl zarządzania w Instytucie Energetyki powinien składać się z sekwencji działań wykonywanych według schematu PDCA (rysunek 3): ¾ Planować - Plan - zadania wykonywane przez podległych pracowników, ¾ Wykonać - Do - (a przede wszystkim zapewnić niezbędne zasoby do wykonania zaplanowanych zadań oraz stwarzać dla podwładnych sytuacje motywacyjne), ¾ Sprawdzić - Check - czy realizacja zadań przebiega zgodnie z planem, ¾ Działać - Act - (jeżeli realizacja zadań nie przebiega zgodnie z planem, dokonać niezbędnych korekt). ¾ Zmodyfikuj proces Planuj działania korygujące Sprawdź otrzymane rezultaty Wykonaj zaplanowane działania Rys. 3. Cykl zarządzania zgodny z Kołem Deminga w Instytucie Energetyki Źródło: Opracowanie własne Organizacja doskonała Organizacja inteligentna TQM Zintegrowane systemy zarządzania ISO Serii 9000 + ISO 14000 + PN-N-18000 ISO 9001:2000 Rys. 4. Trendy w zakresie doskonalenia zarządzania jakością w Instytucie Energetyki Źródło: Opracowanie własne 200 Kierownictwo Instytutu Energetyki musi stale rozwijać wdrożony System Zarządzania Jakością (Trendy doskonalenia) począwszy od wdrożonego i funkcjonującego już systemu ISO 9001:2000 poprzez zintegrowane systemy zarządzania (ISO 9001:2000 + ISO 14000 + PN-N-18001), TQM, aż do organizacji inteligentnej (samodoskonalącej się), a w przyszłości do organizacji doskonałej – zgodnie ze schematem przedstawionym na rysunku 4. Ważnym czynnikiem jakości usług są pracujący w Instytucie Energetyki w Gdańsku pracownicy. Od ich zaangażowania zależy jakość usług. Cele i strategia kierownictwa wytyczają poziom jakości usług oferowanych przez Instytut Energetyki w Gdańsku. Przy czym szczególną uwagę należy zwrócić na stworzenie pracownikom Instytut Energetyki w Gdańsku odpowiednich warunków pracy, a przez to motywowanie do większego zaangażowania w świadczeniu usług. Cechą charakterystyczną Modelu Systemu Zarządzania Jakością w energetyce jest uwypuklenie działań związanych z orientacją na klienta, ciągłym doskonaleniem oraz podejściem nastawionym na proces. Pozycja organizacji jest zależna od jej klientów i dlatego należy starać się jak najpełniej zrozumieć ich oczekiwania. Kierownictwo organizacji wypracowuje kierunki jego rozwoju, określa spójne cele jakościowe oraz tworzy środowisko wewnętrzne, sprzyjające osiąganiu postawionych celów. Najcenniejszym dobrem organizacji są ludzie. Dlatego należy dokładać wszelkich starań, aby w organizacji mogli oni w pełni wykorzystywać swoje uzdolnienia. Skuteczność i efektywność organizacji zależą w głównej mierze od jakości realizowanych w niej procesów. Dlatego należy zidentyfikować i opisać wszystkie procesy realizowane w organizacji, określić ich sekwencje i wzajemne oddziaływania, metody wspomagające ich prawidłowy przebieg oraz kryteria pozwalające na ich skuteczne monitorowanie i nadzorowanie. Zarządzanie jakością jest traktowane jako zarządzanie wzajemne ze sobą powiązanymi procesami. Stałym celem organizacji jest ciągłe doskonalenie realizowanych w niej procesów. Podejmowanie decyzji opiera się na analitycznej, logicznej lub intuicyjnej analizie wszelkich dostępnych danych i informacji [7]. Zastosowanie metody FMEA w Systemie Zarządzania Jakością w Instytucie Energetyki pozwala w praktyce urzeczywistnić ideę zawartą w zasadzie „zera defektów”. Przybliżają w perspektywie poprawę: konsekwentne i trwałe eliminowanie wad („słabych” miejsc) procesu poprzez rozpoznawanie rzeczywistych przyczyn ich powstawania i stosowanie odpowiednich – o udowodnionej skuteczności – środków zapobiegawczych, unikanie wystąpienia rozpoznawanych, a także jeszcze nieznanych wad w nowych procesach poprzez wykorzystywanie wiedzy i doświadczeń z już przeprowadzonych analiz. Dalsze cele są więc zgodne z zasadą „ciągłego doskonalenia”. Metoda poprawy usług Instytutu Energetyki pozwala poddawać proces kolejnym analizom, a następnie na podstawie uzyskanych wyników, wprowadzać poprawki i nowe rozwiązania, skutecznie eliminujące źródła wad. Analizy dostarczają przy okazji nowych pomysłów ulepszających właściwości usług [8]. Jakość usług w Instytucie Energetyki jest budowaniem organizacyjnej zdolności odkrywania i przyswajania wiedzy w zakresie potrzeb klientów oraz implementacji tej wiedzy do tworzenia mechanizmów pozwalających na spełnianie oczekiwań odbiorców w tej dziedzinie usług. 201 Najwyższe Kierownictwo jest ściśle zaangażowane w tworzenie, wdrażanie oraz aktualizację Systemu Zarządzania Jakością w Instytucie Energetyki. Zaangażowanie to przejawia się poprzez [2]: a) bezpośredni kontakt z Klientem poprzez udział we wspólnych seminariach, konferencjach i sympozjach naukowych; b) prowadzenie z Klientem negocjacji handlowych; c) uczestniczenie i pełnienie kluczowej roli w procesie przeglądu umowy; d) zapewnienie komunikowania pracownikom Oddziału aktualnych wymagań prawnych za pośrednictwem Biura Prawnego; e) zapewnienie dostępu do norm technicznych za pośrednictwem Biura Jakości; f) ustanowienie polityki jakości; g) ustanowienie i bieżącą weryfikację celów dotyczących jakości; h) prowadzenie przeglądów zarządzania; i) zapewnienie odpowiednio wykwalifikowanej kadry, środków produkcji, środków finansowych, szkoleń i innych zasobów, niezbędnych w procesie zaspokajania oczekiwań Klienta. System Zarządzania Jakością w Instytucie Energetyki ukierunkowany jest na zapewnienie najwyższej osiągalnej satysfakcji Klienta z wyrobów i usług oferowanych przez organizację. W tym celu Najwyższe Kierownictwo Oddziału w Gdańsku zapewnia, że przed i podczas realizacji wyrobu [2]: a) uzyskuje się od Klienta i we współpracy z nim wszelkie informacje o wymaganiach co do realizacji oraz dostawy wyrobu; b) utrwala się te informacje i udostępnia osobom odpowiedzialnym za realizację; c) zachowuje się zgodność realizacji z wymaganiami ustawowymi i przepisami dotyczącymi wyrobu; d) zapewnia się realizację i dostawę wyrobu w ścisłej zgodzie z wymaganiami Klienta; e) stosuje się podczas realizacji i dostawy wyrobu wymagania nie ustalone przez Klienta, lecz niezbędne do wyspecyfikowanego lub zamierzonego zastosowania wyrobu, jeśli jest ono znane Oddziałowi; f) uzgadnia się z Klientem i dokonuje zmian w procesie realizacji po uprzednim uzyskaniu akceptu Klienta; g) przestrzega się wszelkich dodatkowych własnych wymagań Oddziału w Gdańsku. Najwyższe Kierownictwo zapewnia również, że na bieżąco badane jest zadowolenie Klienta z wyrobów i usług oferowanych przez Instytut Energetyki Oddział w Gdańsku, a wyniki tego badania poddawane są analizie [2]. Przede wszystkim zbierane i analizowane są przez Kierownictwo poszczególnych Zakładów informacje o charakterze negatywnym (reklamacje, zastrzeżenia we wszelkiej postaci). Kierownictwo Zakładów podejmuje w pierwszej kolejności stosowne działania zaradcze, aby usunąć przyczynę niezadowolenia Klienta, w następnej zaś - aby wyeliminować czynniki, które mogą doprowadzić w przyszłości do ponownych zastrzeżeń ze strony Klienta. Gromadzone są także dowody zadowolenia Klienta w postaci listów referencyjnych. Obydwa rodzaje informacji (negatywne i pozytywne) wykorzystywane są w celu lepszego dostosowania oferty Oddziału dla jego Klientów, a przez to maksymalizacji ich zadowolenia i zwiększania sprzedaży. 202 Dokumentem systemowym w odnośnym zakresie jest Procedura badania zadowolenia klienta. Mając na uwadze zapewnienie pełnej i bezwarunkowej satysfakcji każdego Klienta z jakości wyrobów i usług, oferowanych przez Instytut Energetyki Oddział w Gdańsku, Najwyższe Kierownictwo opracowuje i komunikuje Pracownikom politykę jakości. Jej założenia to [2]: a) dostarczanie Klientowi opracowań, urządzeń i usług o najwyższym osiągalnym poziomie technicznym i merytorycznym, według najnowszych dostępnych i najefektywniejszych metod, z poszanowaniem wymagań prawa oraz norm technicznych krajowych i międzynarodowych, dla spełnienia aktualnych oraz przewidywanych wymagań Klienta; b) współdziałanie z Klientem w oparciu o zasadę wzajemnego poszanowania i zaufania, zyskanego poprzez działalność obiektywną i rzetelną; c) pełne zachowanie tajemnicy handlowej Klienta; d) dążenie do stałego podwyższania jakości usług świadczonych przez Oddział przy równoczesnym zachowaniu cen na poziomie atrakcyjnym dla Klientów; e) kierowanie się zasadą bezstronności, uczciwości i etyki zawodowej w prowadzonych badaniach naukowych i pracach wdrożeniowych; f) oferowanie Klientowi urządzeń / usług nie odbiegających od standardów jakościowych przyjętych w Unii Europejskiej. Realizacja polityki jakości polega na ustalaniu i stopniowym osiąganiu celów jakości. Pozwalają one mierzyć (poprawiać, doskonalić) skuteczność podejmowanych działań i wyznaczają ramy wysiłków podejmowanych w celu ulepszania Systemu Zarządzania Jakością [2]. Tworzona dzięki tak rozumianemu i działającemu Systemowi Zarządzania Jakością nowa wizja kultury organizacji powinna być przekonująca poprzez oferowaną perspektywę nowych, akceptowalnych potrzeb, wartości i celów osobistych oraz grupowych (społecznych). PODSUMOWANIE Jedną ze zmian, jakie wprowadza strategia jakości w świadczeniu usług w Instytucie Energetyki jest ewaluacja, czyli proces wartościowania lub oceniania zjawisk, dokonywany w sposób celowy i zamierzony, w oparciu o ustalone standardy. Najważniejszym warunkiem doskonalenia jest obecność idei jakości w świadomości, postawach oraz w praktyce środowiska Instytutu Energetyki. Na proces usług w Instytucie Energetyki składają się: cele, treści i zasady świadczonych usług, metody i środki działania pracowników – i te również przechodzą cały cykl projektowania i walidacji oraz ocen i aktualizacji. Podejście procesowe w zarządzaniu jakością jest obecnie – według wymagań normy ISO 9001:2000 – konieczne i dlatego przeprowadzono badania w celu opracowania modelowej struktury procesów w świadczeniu usług w Instytucie Energetyki oraz mierników jakości w tych procesach. Procesowe zarządzanie jakością jest związane z biznesem organizacji i w naturalny sposób skłania pracowników do zrozumienia zachodzących procesów oraz spojrzenia na organizację poprzez pryzmat realizowanych działań, a nie tylko przez suche wymagania normy – odnośnika, które oderwane od procesów stają się niezrozumiałe i męczące w stosowaniu [9]. 203 System zarządzania jakością wymaga monitorowania wszystkich procesów, oceny jakości we wszystkich procesach oraz zmusza do rozwoju wszystkich elementów systemu. Systemy Zarządzania Jakością w energetyce powinny możliwie szeroko spełniać postulaty filozofii i metody TQM. Powinny ulegać kolejnym modyfikacjom wraz ze zmianami otoczenia ekonomicznego, socjodemograficznego oraz technologicznego. Tylko w ten sposób można będzie zapewnić dobrą jakość usług satysfakcjonującą klienta oraz zrealizować nadrzędną zasadę TQM jaką powinno być nie tylko doskonalenie i samodoskonalenie kluczowych pracowników organizacji, ale przede wszystkim permanentny rozwój i doskonalenie samego systemu zarządzania. LITERATURA [1] Tkaczyk S.: Inżynieria jakości, a inżynieria materiałowa, IOiZwP ORGMASZ, Warszawa 2000. [2] Księga Jakości wydanie 4.3 Instytut Energetyki Jednostka Badawczo-Rozwojowa Oddział Gdańsk. [3] Hamrol A.: Zarządzanie jakością z przykładami, Difin, Warszawa 2005. [4] Hamrol A., Mantura W.: Zarządzanie jakością, Teoria i praktyka, PWN, Warszawa 2006. [5] Wójcik G.P.: Zarządzanie jakością w administracji finansów publicznych, Rozprawa doktorska, Uniwersytet Warszawski, Warszawa 2009. [6] Wójcik G.: Kreowanie kultury jakości w organizacji, Międzynarodowa Konferencja Naukowa Excellent 2006, Kazimierz Dolny 2006. [7] Wójcik G.: Nowe trendy w zarządzaniu jakością w administracji finansów publicznych, Międzynarodowa Konferencja Naukowa pn. Nowe trendy i wyzwania w zarządzaniu, Wyższa Szkoła Finansów i Zarządzania w Warszawie, Warszawa 2008. [8] Wójcik G.: Wpływ zarządzania procesowego na jakość w administracji finansów publicznych, XI Międzynarodowa Konferencja Naukowa INNOVATION 2008, Kazimierz Dolny 2008. [9] Wójcik G.: Jakość w administracji finansów publicznych, Konferencja Inżynieria Jakości ’07, Politechnika Gdańska, Wydział Mechaniczny, Katedra Technologii Maszyn i Automatyzacji Produkcji, Gdańsk 2007. 204
