Założenia do zmiany dyrektywy ETS

Założenia do zmiany dyrektywy ETS – czy
spakietowanie dyskusji nt. sektorów ETS i nonETS może być skutecznym środkiem do
optymalizacji polskiej ścieżki redukcji emisji
CO2
Stanisław Poręba
Warszawa, 25.02.2016r.
Zakres udziału w dyskusji
►
►
►
►
►
Optymalizacja redukcji emisji CO2 w sektorze wytwarzania energii
elektrycznej i ciepła.
Koszty redukcji emisji CO2 w sektorze wytwarzania energii
elektrycznej i ciepła.
Możliwość skorzystania z derogacji; wpływ na ceny energii
elektrycznej, rozwój inwestycji.
Projekt funkcjonowania i zarządzania Funduszem Modernizacyjnym.
Czy możliwa jest wspólna dyskusja i dążenie do „spakietowania”
ustaleń dla ETS i non-ETS i czy może się to przyczynić do utrzymania
konkurencyjności polskiej gospodarki?
Strona 2
Optymalizacja redukcji GHG w
Polsce do 2030 z perspektywą 2050
Strona 3
Prognozy 2030 i perspektywa 2050
►
►
►
►
Unia Europejska zamierza zredukować emisję GHG do 2050 roku
o 80% w stosunku do 1990 roku, a w sektorze energii niemal o 100%.
EY na zlecenie PKEE i innych stowarzyszeń sektorowych opracował
materiały związane z mechanizmami kompensacyjnymi osiągania
celów polityki klimatycznej UE na 2030 rok.
Prognozy zapotrzebowania i struktury wytwarzania do 2030 roku
opracowano bardziej szczegółowo dla scenariuszy redukcji GHG
w sektorze energetycznym na poziomie15, 20, 30, 40, 45 i 50%.
Dla poszczególnych scenariuszy opracowano struktury produkcji,
mocy, zakresu inwestycji i nakładów oraz kosztów energii.
Na podstawie analiz rekomendowano scenariusz 30%.
Strona 4
Koszty wytwarzania energii elektrycznej w 2030 roku
► Cena uprawnień do emisji CO2 równa 30 EUR/EUA
[PLN/MWh]
450
386
400
350
138
300
250
42
200
150
135
100
50
70
0
Redukcja 15%
394
388
401
409
412
155
162
194
210
225
45
48
53
55
56
110
104
100
128
123
65
55
44
40
32
Redukcja 20%
Redukcja 30%
Redukcja 40%
Redukcja 45%
Redukcja 50%
Koszty uprawnień do emisji CO2 [PLN/MWh] Koszty zmienne [PLN/MWh]
Koszty stałe operacyjne [PLN/MWh]
Koszty kapitałowe [PLN/MWh]
Redukcja o 30% umożliwia uzyskanie ambitnego celu redukcji CO2 przy
racjonalnym wzroście kosztów wytwarzania energii elektrycznej.
Strona 5
Struktura produkcji energii elektrycznej w 2030 roku
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
11%
26%
11%
11%
11%
37%
41%
45%
31%
28%
11%
11%
19%
19%
11%
13%
19%
19%
45%
40%
Redukcja 15%
Redukcja 20%
Węgiel kamienny
Węgiel brunatny
14%
18%
15%
20%
16%
15%
Redukcja 40%
Redukcja 45%
Redukcja 50%
Gaz
Energia jądrowa
31%
Redukcja 30%
14%
OZE
►
Redukcje o 15% i 20% są możliwe do zrealizowania przy różnych strukturach
paliwowo-technologicznych, jednak szanse ich wynegocjowania z Komisją Europejską
są niewielkie.
►
Redukcja o 30% stawia ambitne zadania w zakresie zmian struktury paliwowotechnologicznej, lecz umożliwia utrzymanie ewolucyjnego charakteru przemian.
►
Redukcja o 40% i więcej wymagają rewolucyjnych zmian struktury paliwowotechnologicznej.
Strona 6
Struktura mocy zainstalowanej w 2030 roku [MW]
90 000
79 310
80 000
73 799
70 000
60 000
50 000
40 000
30 000
63 786
57 466
62 092
18 570
21 570
24 300
13 120
12 200
12 040
11 180
17 110
19 900
22 440
8 840
12 340
2 600
12 340
2 600
12 340
2 600
3 200
12 340
2 600
3 200
12 340
2 600
3 200
12 340
2 600
3 200
24 006
23 686
20 572
19 979
19 700
19 446
9 680
20 000
10 000
84 326
0
Redukcja 15%
Redukcja 20%
Redukcja 30%
Elektrownie
Energia jądrowa
Hydro
Redukcja 40%
Redukcja 45%
Redukcja 50%
CHP
OZE - Wiatr
OZE - PV
►
Redukcja o 30% możliwa jest do zrealizowania przy wykorzystaniu zróżnicowanej
struktury mocy zainstalowanej.
►
Redukcja o 40% i więcej wymaga bardzo dużego udziału OZE w strukturze mocy
zainstalowanej, przy jednoczesnym utrzymaniu mocy węglowych pracujących przy
bardzo niskim czasie wykorzystania.
Strona 7
Nakłady inwestycyjne w poszczególnych scenariuszach
redukcji emisji CO2 [mld PLN]
450
395
400
361
321
350
300
201
200
48
158
232
150
100
121
50
23
15
Redukcja 15%
0
48
48
238
250
48
164
153
22
15
Redukcja 20%
23
15
Redukcja 30%
Węgiel kamienny
Gaz
26
15
Redukcja 40%
OZE
304
270
28
15
Redukcja 45%
28
15
Redukcja 50%
Energia jądrowa
►
Przy wszystkich celach redukcyjnych zdecydowana większość nakładów
inwestycyjnych przeznaczona jest na nowe moce wytwórcze w technologiach OZE.
►
Redukcje powyżej 30% jest bardzo trudno uzyskać bez energetyki jądrowej.
Strona 8
Nakłady inwestycyjne w scenariuszu redukcji 30%
[mld PLN]
48
250
200
70
4
238
10
150
52
100
50
10
5
21
2
10
6
0
WK WK Gaz Gaz OZE - OZE - OZE - OZE - PV OZE CHP CCS/CSU CHP Pozostałe Biomasa - Biomasa - Wiatr
Hydro
CHP
Poz.
OZE Mikro
Energia Łącznie
jądrowa
►
Około połowa nakładów powinna być przeznaczona na rozwój elektrowni wiatrowych
i fotowoltaicznych, część z nich może być zastąpiona technologiami biomasowymi,
jeżeli Polska postawi na uprawy energetyczne.
►
Rekomendowany cel redukcyjny umożliwia minimalizację kosztów wytwarzania energii
elektrycznej przy zachowaniu ambitnego celu redukcyjnego.
Strona 9
Analizy perspektywy 2050
Produkcja energii elektrycznej dla niskiego zapotrzebowania i scenariusza 50% [TWh]
ESP
Energia jądrowa
OZE - Mikro
OZE - Hydro
OZE - PV
OZE - Wiatr
OZE - Biomasa - współspalanie
OZE - Biomasa/Biogaz
Gaz - Pozostałe
Gaz - CHP
WB
WK - CCS/CSU
WK - Kondensacja
WK - CHP
200
150
100
50
0
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Produkcja energii elektrycznej dla niskiego zapotrzebowania i scenariusza 80% [TWh]
ESP
Energia jądrowa
OZE - Mikro
OZE - Hydro
OZE - PV
kOZE - Wiatr
OZE - Biomasa - współspalanie
OZE - Biomasa/Biogaz
Gaz - Pozostałe
Gaz - CHP
WB
WK - CCS/CSU
WK - Kondensacja
WK - CHP
200
150
100
50
0
2015
Strona 10
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Możliwość skorzystania z derogacji
Strona 11
Funkcjonowanie derogacji jako mechanizmu
kompensacyjnego
►
►
►
►
Derogacje CO2 to bezpłatne przekazanie wytwórcom energii
elektrycznej części uprawnień z krajowej puli przeznaczonej
do sprzedaży poprzez aukcje przez rząd.
Bezpłatne przydzielanie uprawnień wytwórcom powinno wpływać
na obniżenie bieżących i przyszłych kosztów energii oraz stymulować
zwiększenie inwestycji.
Analizy wariantów derogacji CO2 i sposobu wydatkowania środków
budżetowych uzyskanych z ewentualnej sprzedaży tych uprawnień,
wskazują na opłacalność tylko w przypadku uznania systemu
derogacji CO2 za dozwoloną pomoc publiczną wg uproszczonej
procedury (bazujących na obecnie obowiązujących).
Polska może przydzielić wytwórcom około 280 mln EUA, czyli środki
o wartości zależnej od ceny uprawnień:

15EUR/EUA - 4,2 mld EUR, około 18 mld PLN,

25 EUR/EUA - 7,0 mld EUR, około 30 mld PLN.
Strona 12
Projekt systemu derogacji CO2 wg projektu nowelizacji
dyrektywy ETS z lipca 2015 roku
►
Projekt nowelizacji dyrektywy ETS opublikowany przez Komisję Europejską
zdecydowanie odbiega od dotychczasowego systemu.
►
Podstawowa zmiana to przydziały uprawnień dla operatorów, którzy mają
duże zadania inwestycyjne wybrane w drodze przetargu lub mniejsze
wybrane wg ustalonych kryteriów.
►
Bezpłatne przydziały uprawnień wg proponowanych zasad nie będą wpływać
na bieżące koszty, a tym samym na ceny energii elektrycznej.
►
Zasady i kryteria kwalifikowania zadań inwestycyjnych bezpośrednio lub
pośrednio poprzez przetarg do wsparcia bezpłatnymi przydziałami są
skomplikowane i złożone, projekt nowelizacji zawiera wiele możliwości
interpretacyjnych i utrzymuje skomplikowane procedury uzgodnień
i sprawozdań.
Projekt KE powoduje, że derogacje CO2 będą mieć procedury zbliżone
do standardowych udzielania pomocy publicznej ze środków budżetowych.
Opracowany projekt w ramach projektu PKEE eliminuje te wady.
Strona 13
►Fundusz
Strona 14
Modernizacyjny
Fundusz Modernizacyjny wg projektu KE
►
►
►
►
Środki finasowe, tworzace Fundusz Modernizacyjny, będą pochodzić
ze sprzedaży rezerwy uprawnień utworzonej na poziomie UE
w wysokości 2% całości uprawnień, dla Polski przypadną środki
ze sprzedaży około 135 mln EUA o wartości zależnej od cen EUA –
8,7 – 14,5 mld PLN przy cenach 15 lub 25 EUR/EUA.
Projekt nowelizacji dyrektywy ETS opublikowany przez Komisję
Europejską przenosi zarządzanie Fuduszem Modernizacyjnym na
poziom UE, pomimo, że ustalenia Rady Europejskiej z 2014 roku
wskazywały zarządzanie na poziomie krajowym.
Procedura wyboru zadań inwestycyjnych wspieranych środkami
a z Funduszu Modernizacyjnego jest bardzo złożona, a członkowie
zespołów pochodzący z różnych krajów mogą blokować zadania
a z Polski.
Uproszczone procedury wyboru mogą być stosowane tylko do małych
zadań.
Strona 15
Fundusz Modernizacyjny propozycje zmian
►
Zmiany do projektu nowelizacji dyrektywy ETS opracowane w ramach projektu
PKEE, przede wszystkim przenoszą zarządzanie Funduszem
Modernizacyjnym na poziom kraju członkowskiego, EBI (i osoby z innych
krajów) ma funkcję doradczą a KE nadzorującą.
►
Na prośbę państwa-beneficjenta bieżące zarządzania FM może przejąć EBI
we współdziałaniu z KE i reprezentantami z innych krajów.
►
Proponuje się uproszczenie procedur wyboru zadań inwestycyjnych
i sprawozdań z ich realizacji.
►
Powinno być zastrzeżenie, że mechanizm rezerwy stabilizującej rynek
uprawnień (MSR) nie może wpływać na poziom rezerwy tworzącej środki FM.
►
Doprecyzowano szereg zapisów dla wyeliminowania możliwości różnych
interpretacji i konieczności wydawania szczegółowych wytycznych przez KE.
Po wprowadzeniu tych zmian, Fundusz Modernizacyjny powinien
stać się elementem wspierającym wdrażanie polskiej polityki klimatycznoenergetycznej.
Strona 16
►Integracja
Strona 17
systemu ETS i non-ETS
►w Polsce
Wyzwania dla sektorów ETS i non-ETS wynikające
z celów redukcyjnych 2020 i 2030
►
►
►
►
Polska może w 2020 roku w sektorach nie objętych systemem handlu
emisjami tzw. non-ETS zwiększyć emisje GHG o 14% w stosunku
do 2005 roku.
Cel redukcyjny na 2030 rok dla non-ETS nie został jeszcze ustalony,
zgodnie z ustaleniami RE z 2014 roku, może on się wahać od 0 do
minus 40%. Polska powinna negocjować cel na poziomie około zera.
Wprowadzanie mikroźródeł OZE, w tym kolektorów słonecznych do
podgrzewania wody i pomieszczeń, powinno pozwolić na istotną
redukcję emisji GHG w sektorów non-ETS.
Proponuje się stworzenie warunków do transferu zaoszczędzonej
emisji z non-ETS do ETS, ponadto umożliwienie rozliczeń emisji
pochłanianej przez lasy i zmiany użytkowania gruntów w systemach
non-ETS i pośrednio w ETS.
Strona 18
Przykładowe przepływy emisji miedzy sektorami ETS i
non-ETS w 2030 roku
Wykonanie
1988
Polska
Polska z
pochłanianiem
ETS
Non-ETS
Redukcja
wzgl. 1990
Redukcja
wzgl. 1988
Prognozy
1990
mln t
mln t CO2
CO2
580,9
473,9
566,5
447,9
18,5%
Transfer
z nonETS
mln t
CO2
2030
W1
Transfer z
pochłaniania
2030
W2
2005
2013
2020
2030
mln t
CO2
398,3
mln t
CO2
394,9
mln t
CO2
376,6
mln t
CO2
303,1
353,9
357,3
341,6
268,1
221,3
177,0
205,7
189,2
174,8
201,8
126,1
177,0
15,8%
16,67%
20,53%
36,03%
36,03%
36,03%
31,5%
32,02%
35,17%
47,82%
47,82%
47,82%
29,0
-29,0
mln t
CO2
303,1
mln t
CO2
303,1
268,1
268,1
155,1
148,0
155,1
163,0
15,0
Powyższy przykład wskazuje, że można uzyskać istotne
złagodzenie tempa redukcji GHG w sektorach ETS, najbardziej
obciążonych kosztami redukcji gazów cieplarnianych i mających
największy wpływ na wzrost gospodarczy.
Strona 19
Dziękuję za uwagę