Pakiet konsekwencje

Transkrypt

Pakiet konsekwencje

Pakiet energetyczno-klimatyczny konsekwencje dla
polskiego rynku energii
Autor: dr Bolesław Jankowski
Streszczenie
Wpływ Pakietu energetyczno–klimatycznego na polski rynek energetyczny w
nadchodzących latach będzie bardzo duży. Niniejszy artykuł przedstawia na
podstawie wyników Raportu 2030, wybrane ilościowe skutki Pakietu w wersji
proponowanej przez Komisje Europejską w styczniu 2008 r. Prezentuje także
ważniejsze wyniki uzgodnień z grudniowego szczytu unijnego. Artykuł wskazuje na
poważne zmiany wymuszane przez Pakiet w polskiej energetyce. Wykazuje także, że
to nie sektor energetyczny lecz odbiorcy energii elektrycznej będą najbardziej
poszkodowani.
Słowa kluczowe: Pakiet energetyczno – klimatyczny, system energetyczny, rynek
energii, prognozy, oceny skutków
Wprowadzenie
Pakiet energetyczno–klimatyczny (zwany dalej Pakietem) to zbiór dokumentów
przygotowanych przez Komisję Europejską i opublikowanych 23 stycznia 2008. Składa się
on z propozycji legislacyjnych oraz z dokumentów pomocniczych, stanowiących
uzasadnienie do przedstawianych rozwiązań.
Pakiet zawiera propozycje wykonawcze do projektu unijnej polityki energetycznej
przedstawionej w styczniu 2007 r. i spopularyzowanej pod hasłem 3*20% (redukcja emisji
CO2 o 20%, uzyskanie 20% udziału OZE w zużyciu energii, 20% poprawa efektywności).
Proponowane rozwiązania dotyczą redukcji emisji CO2 oraz rozwoju wykorzystania energii
ze źródeł odnawialnych, nie dotyczą natomiast poprawy efektywności energetycznej.
Wpływ Pakietu na polski rynek energetyczny będzie bardzo duży. Niniejszy artykuł
przedstawia wybrane ilościowe skutki Pakietu w wersji proponowanej przez Komisję
Bolesław Jankowski, Badania Systemowe „EnergSys” Sp. z o.o.
1
Pakiet energetyczno-klimatyczny i jego konsekwencje dla polskiego rynku energii
Europejską w styczniu 2008 r. na podstawie wyników Raportu 2030 1 .
Prezentowane dalej wyniki z Raportu 2030 odnoszą się do kilku scenariuszy rozwoju
energetyki: BAU – bez polityki klimatycznej (zerowa cena uprawnień emisyjnych), ODN –
ceny uprawnień do emisji na poziomie 20 Euro/t , EU_CO2 – wprowadzenie obowiązkowego
aukcjoningu i ceny uprawnień na poziomie 39 Euro/t, EU_MIX – dodatkowo cele w zakresie
rozwoju OZE. Scenariusze BAU-E i EUMIX-E są odmianami scenariuszy, które zakładają
wdrożenie aktywnej polityki poprawy efektywności i zmniejszenie zapotrzebowania na
energię ok. 20%.
Wszystkie wymienione scenariusze przewidują szybkie, ponad 5% tempo wzrostu
gospodarczego. W sytuacji obecnego kryzysu gospodarczego te założenia mogą się okazać
zbyt optymistyczne, jednak ogólny kierunek zmian pokazany w prezentowanych wynikach
dobrze określa wpływ Pakietu na polski rynek energetyczny.
W końcowej części artykułu oceny ilościowe są uzupełnione ocenami jakościowymi
odnoszącymi się do wyników ustaleń szczytu unijnego z grudnia 2008 r.
1. Skutki Pakietu dla systemu energetycznego
1.1. Struktura produkcji energii elektrycznej
Wdrożenie Pakietu energetyczno–klimatycznego oznaczać będzie przyspieszenie
następujących zmian w strukturze wytwarzania energii elektrycznej (por. rys. 1):
•
Zmniejszenie produkcji z istniejących elektrowni cieplnych,
•
Wzrost produkcji z elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych,
•
Wzrost produkcji energii elektrycznej z OZE.
Dominującą rolę nadal będą odgrywać nowe elektrownie cieplne, przy czym ich skala
rozwoju jest dość mocno zróżnicowana zależnie od scenariusza.
W przypadku szybkiego tempa rozwoju gospodarczego (jak w scenariuszu EU_MIX) ich rola
będzie nadal dominująca. W przypadku niższego tempa rozwoju zapotrzebowanie na nowe
źródła zmaleje.
1
Określenie Raport 2030 jest stosowane w odniesieniu do opracowania pt.: Wpływ proponowanych regulacji
unijnych w zakresie wprowadzania europejskich strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na
bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych
wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej” wykonanego przez firmę Badania
Systemowe „EnergSys”, na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. Dostępny w Internecie:
http://www.pkee.pl/Wazne_wydarzenia.
2
300,0
250,0
[TWh/rok]
200,0
EC i Elektr. OZE
EC zaw. i przem.
Elektr. cieplne - nowe
Elektr. Istn. - WBRUN
Elektr. Istn - WKAM
150,0
100,0
50,0
0,0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
RYS. 1. Produkcja energii elektrycznej wg rodzaju producentów, Scenariusz EU_MIX
(źródło: Raport 2030)
Wdrożenie Pakietu powodować będzie także zmianę struktury paliwowej. Tempo tych zmian
będzie jednak zależało od wielu czynników.
300,0
250,0
[TWh/rok]
200,0
Paliwa pozostałe
Energia odnawialna
Paliwo jądrowe
Gaz ziemny
Węgiel brunatny
Węgiel kamienny
150,0
100,0
50,0
0,0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
RYS. 2. Produkcja energii elektrycznej wg paliw, Scenariusz EU_MIX
3
Na rys. 2 pokazano optymalną strukturę paliwową dla scenariusza szybkiego rozwoju
gospodarczego. Przewiduje ona znaczny rozwój energetyki jądrowej, energetyki gazowej i
znaczną skalę produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Przeprowadzenie
takich przekształceń jest poważnym wyzwaniem dla elektroenergetyki, rządu i całej
gospodarki.
1.2. Struktura mocy
Wprowadzenie Pakietu w życie oznaczać będzie wzrost konkurencyjności niskoemisyjnych
technologii wytwarzania energii elektrycznej w stosunku do węgla kamiennego. Dodatkowo,
Pakiet wymaga uzyskania określonych poziomów produkcji energii odnawialnej, co prowadzi
do silnych preferencji dla źródeł tego typu (głównie elektrowni wiatrowych i elektrociepłowni
biomasowych). Optymalny kosztowo kierunek zmian struktury technologii wytwórczych
podano w tabl. 1. dla scenariusza szybkiego rozwoju gospodarczego.
TABLICA 1. Optymalny zestaw technologii wytwórczych w grupie elektrowni zawodowych,
Scenariusz EU_MIX
[MW]
2005
2010
2015
2020
2025
2030
A. Elektrownie cieplne istniejące
Elektrownie istniejące WB
8879
6219
3084
1984
1744
0
15688
15133
13638
9517
8794
3837
0
1480
4858
4985
4985
4985
Bloki węglowe - kotły pyłowe
(parametry nadkrytyczne)
0
1492
2983
2984
2984
2984
Bloki ze zgazowaniem węgla
0
0
0
0
0
5000
Bloki nadkrytyczne z CCS
0
0
0
0
0
0
Bloki ze zgazowaniem z CCS
0
0
0
0
0
1378
Bloki ze spal. w tlenie z CCS
0
0
0
0
0
0
Elektrownie gazowo - parowe
0
0
1000
3400
5800
5800
Turbiny gazowe - szczytowe
0
0
0
3623
3623
3623
Elektrownie jądrowe
0
0
0
800
2400
6500
31
394
794
1863
2102
2297
Elektrownie wodne
915
926
1504
1504
1504
1504
Elektrownie wiatrowe
121
999
4995
10367
14568
14525
1406
1406
1406
1406
1406
1406
27040
28050
34261
42434
49910
53839
Elektrownie istniejące WK
Elektrownie modernizowane
*)
B. Elektrownie cieplne - nowe
C. Elektrownie OZE
Elektrociepłownie na biomasę
D. Wodne elektr. szczyt-pomp.
Razem
*)
w tym głównie bloki 360 MW Elektrowni Bełchatów
4
Na podstawie uzyskanych wyników można spodziewać się następujących kierunkowych
zmian w wyniku wdrożenia Pakietu:
1)
Rozwoju elektrowni jądrowych - okazują się one opłacalne ekonomicznie we
wszystkich scenariuszach polityki klimatycznej, już od cen uprawnień na poziomie
20 Euro za tonę emisji CO2.
2)
Rozwoju elektrowni gazowych - okazują się one opłacalne w podobnych
warunkach co elektrownie jądrowe, z tą różnicą, że przy rosnących cenach gazu i
wysokich cenach uprawnień przegrywają pod względem ekonomicznym z
elektrowniami jądrowymi.
3)
Szybkiego rozwoju elektrowni wiatrowych - w grupie elektrowni wykorzystujących
energię odnawialną odgrywają one dominującą rolę, nie tyle z racji ich
opłacalności, co z racji największego potencjału do wykorzystania.
Bloki węglowe na parametry nadkrytyczne stanowią dominujący wybór dla nowych
elektrowni cieplnych w sytuacji braku polityki redukcji emisji CO2 (scenariusz BAU), rozwijają
się również przy umiarkowanej presji polityki klimatycznej (scenariusz ODN), ale przy
dalszym wzroście cen uprawnień emisyjnych przestają być opłacalne. Przy opłatach
emisyjnych na poziomie 39 Euro/t bardziej atrakcyjne stają się technologie ze zgazowaniem
węgla bez CCS, a w przypadku ich udoskonalenia przewidywanego ok. roku 2030 – także w
wersji z CCS.
Przedstawione wyniki nie uwzględniają elektrowni wyposażonych w pilotowe lub
demonstracyjne instalacje CCS. Należy jednak uznać, że pełne komercyjne zastosowanie
technologii węglowych z instalacjami CCS ok. roku 2030 wymagać będzie znacznie
wcześniejszej budowy instalacji o charakterze pilotowym i demonstracyjnym oraz
prowadzenia szeregu innych prac badawczych.
1.3. Koszty wytwarzania energii elektrycznej
Przyszłe ceny energii elektrycznej zależeć będą od kosztów wytwarzania oraz od sposobu
funkcjonowania rynku energii, w tym od mechanizmów cenowych.
Polityka nakierowana na stymulowanie nowych inwestycji powinna zmierzać do uzyskania
cen zapewniających opłacalność budowy i eksploatacji nowych źródeł. Cena energii będzie
wówczas pochodną krańcowych długoterminowych kosztów wytwarzania. Jeśli natomiast
polityka energetyczna będzie nakierowana głownie na ochronę odbiorców, wówczas cena
będzie pochodną kosztów średnich dominujących grup energetycznych w Polsce. Poniżej
przedstawiono wyniki obliczeń dotyczących tych dwóch kategorii kosztowych.
5
400
350
300
[zł/MWh]
250
BAU
ODN
EU_CO2
EU_MIX
BAU-E
EUMIX-E
200
150
100
50
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
RYS. 3. Krzywa kosztów marginalnych wytwarzania energii elektrycznej
Na wykresie kosztów marginalnych podano średni koszt wytworzenia energii elektrycznej
(113,3 zł/MW) z roku 2005, wyliczony jako średni całkowity koszt dostarczenia energii na
rynek (131,4 zł/MW), pomniejszony o koszty handlowe 18,14 zł/MWh (głównie akcyza).
W scenariuszach zakładających realizację unijnej polityki klimatycznej koszty marginalne po
roku 2013 osiągają poziom ok. 350 zł/MW, co oznacza ok. trzykrotny wzrost cen energii
kupowanej od wytwórców w stosunku do roku 2005 i ok. 60% wyższą cenę niż w
scenariuszach bez polityki klimatycznej. Dominujący wpływ na wzrost cen ma obowiązek
zakupu uprawnień na aukcji. Wymagania dotyczące rozwoju energetyki odnawialnej nie mają
istotnego wpływu na koszty marginalne. Darmowy przydział uprawnień nie powoduje
zmniejszenia kosztów marginalnych.
6
400,0
350,0
300,0
[Zł/MWh]
250,0
BAU
ODN
EU_CO2
EU_MIX
BAU-E
EU-MIX-E
200,0
150,0
100,0
50,0
0,0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
RYS. 4. Średnie koszty wytwarzania energii elektrycznej w badanych scenariuszach
Wykres średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej rozdziela się wyraźnie na dwie
wiązki, przy czym o zaliczeniu do górnej lub dolnej wiązki decydują warunki zakupu
uprawnień i ceny uprawnień emisyjnych. W trzech scenariuszach unijnej polityki
klimatycznej obserwujemy gwałtowny wzrost średniego kosztu wytwarzania od roku 2015.
Praktycznie w ciągu jednego roku koszt ten rośnie dwukrotnie. Darmowy przydział
uprawnień pozwala na zachowanie kosztów średnich na znacząco niższym poziomie (por.
dolną gałąź wykresu – scenariusz ODN).
Porównanie powyższych wykresów pozwala stwierdzić, że w sytuacji pełnego aukcjoningu
(obowiązek zakup wszystkich uprawnień emisyjnych) niezależnie od mechanizmów
cenowych - wzrost cen energii elektrycznej jest nieunikniony.
1.4. Wzrost nakładów inwestycyjnych i kosztów wytwarzania
Wdrożenie Pakietu energetyczno–klimatycznego oznaczać będzie znaczący wzrost
nakładów inwestycyjnych na nowe źródła wytwarzania energii elektrycznej. Poniżej
przedstawiono wyniki obliczeń - osobno dla scenariuszy bez polityki poprawy efektywności
oraz dla scenariuszy z aktywną polityką poprawy efektywności. Te ostatnie mogą być
7
również traktowane jako scenariusze opisujące
gospodarczego i niższego wzrostu popytu na energię.
sytuację
wolniejszego
rozwoju
TABLICA 2. Nakłady inwestycyjne na nowe elektrownie, scenariusze bez polityki poprawy
efektywności
[mld zł]
20062010
20112015
20162020
20212025
20262030
20062030
Scenariusz BAU
EL cieplne
8,1
19,8
25,9
27,1
38,6
119,5
EL OZE
6,8
18,5
4,1
5,5
14,6
49,4
RAZEM
14,9
38,2
30,1
32,5
53,2
168,9
EL cieplne
8,1
16,1
18,5
17,6
126,2
186,4
EL OZE
6,8
18,5
4,1
5,5
14,6
49,4
RAZEM
14,8
34,5
22,6
23,0
140,8
235,8
EL cieplne
7,9
11,3
22,0
30,8
108,8
180,8
EL OZE
6,8
29,5
41,0
26,5
9,0
112,8
RAZEM
14,6
40,8
63,0
57,3
117,8
293,6
Scenariusz ODN
Scenariusz EU_MIX
TABLICA 3. Nakłady inwestycyjne na nowe elektrownie, scenariusze z aktywną polityką
poprawy efektywności
[mld zł]
20062010
20112015
20162020
20212025
20262030
20062030
Scenariusz BAU-E
EL cieplne
4,0
13,1
22,4
27,0
25,2
91,7
EL OZE
6,8
13,9
3,4
4,6
10,4
38,9
RAZEM
10,8
27,0
25,8
31,5
35,5
130,7
Scenariusz EUMIX-E
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
EL cieplne
4,0
4,5
23,5
30,8
84,0
146,8
EL OZE
6,8
24,5
35,5
28,6
5,9
101,2
RAZEM
10,7
29,0
59,0
59,4
89,9
248,0
Na podstawie przedstawionych wyników można stwierdzić, że realizacja Pakietu
energetyczno-klimatycznego z 2008 r. wymagać będzie wyższych o ok. 110 – 130 mld zł
nakładów inwestycyjnych niż w scenariuszach porównawczych bez polityki klimatycznej (250
– 290 mld zł, w porównaniu ze 130 – 170 mld zł). Około połowa tego wzrostu przypada na
elektrownie i elektrociepłownie wykorzystujące odnawialne zasoby energii.
Dodatkowe, wynikające z wdrożenia Pakietu, roczne koszty wytworzenia energii elektrycznej
wynoszą ok. 2,1 mld zł/a w 2010 r. i rosną do 8-12 mld zł w latach 2020 – 2030.
8
1.5. Zużycie węgla
Poziom zużycia węgla kamiennego i brunatnego zależeć będzie od wielu czynników, wśród
których największe znaczenie mają:
•
•
•
•
•
•
tempo rozwoju gospodarczego,
polityka poprawy efektywność energetycznej,
tempo rozwoju energetyki jądrowej,
ceny paliw węglowodorowych na rynku międzynarodowym (wpływają
konkurencyjność technologii gazowych),
ceny uprawnień do emisji CO2,
ceny węgla kamiennego i brunatnego (z nowych kopalni) w dostawach krajowych.
na
Próbę oceny wpływu większości z wymienionych czynników podjęto poprzez wykonanie w
ramach Raportu 2030 analiz wrażliwości. Poniżej przedstawiono wyniki tych analiz
pokazujące zakres zmienności zapotrzebowania na węgiel kamienny i brunatny w Polsce w
perspektywie roku 2030.
1800
1600
1400
EUMIX_UM
EUMIX_UM+20%
EUMIX_WYS
EUMIX_WYS_nEJ
EUMIX-E (UM)
EUMIX-E (UM+20%)
EUMIX-E (WYS)
EUMIX-E (WYS_nEJ)
EUCCS_UM
EUCCS_WYS
EUCCS_WYS_nEJ
EUCCS-E (UM)
[PJ/a]
1200
1000
800
600
400
200
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 5. Łączne zużycie węgla kamiennego i brunatnego w elektrowniach zawodowych,
wyniki analiz wrażliwości
Łączne zużycie węgla kamiennego i brunatnego w elektrowniach zawodowych wynosi pod
koniec badanego okresu 800 – 1600 PJ, zależnie od wariantu - przy obecnym poziomie
ponad 1100 PJ. Oznacza to możliwość zwiększenia zużycia o (+ 40%) lub zmniejszenia o
(- 30%) w stosunku do roku 2005, zależnie od przyszłych warunków.
9
3000
2500
EUMIX_UM
EUMIX_UM+20%
EUMIX_WYS
EUMIX_WYS_nEJ
EUMIX-E (UM)
EUMIX-E (UM+20%)
EUMIX-E (WYS)
EUMIX-E (WYS_nEJ)
EUCCS_UM
EUCCS_WYS
EUCCS_WYS_nEJ
EUCCS-E (UM)
[PJ/a]
2000
1500
1000
500
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 6. Zużycie węgla kamiennego i brunatnego w kraju, wyniki analiz wrażliwości
Wykres zapotrzebowania na poziomie całego kraju pokazuje, że wypełnianie wymagań
Pakietu energetyczno–klimatycznego prowadzić będzie w Polsce raczej do zmniejszenia
zapotrzebowania na paliwa węglowe. Wzrost zapotrzebowania może nastąpić jedynie w
przypadku skumulowania się takich czynników jak: szybkiego wzrostu popytu na energię,
wysokich cen paliw oraz niepowodzenia projektów budowy nowych elektrowni jądrowych
przed rokiem 2030.
1.6. Pozostałe skutki w systemie energetycznym
Spadek popytu na energię elektryczną
Ze względu na wzrost cen energii konkurencyjność energochłonnej produkcji (stal, szkło,
cement, aluminium) w UE znacząco spadnie, co przełoży się na spadek zapotrzebowania na
energię elektryczną. Również gospodarstwa domowe będą pod presją wysokich cen
ograniczać zużycie. Łączny efekt zmniejszenia popytu na energię elektryczną wynikający ze
wzrostu cen, został w Raporcie 2030 oszacowany na poziomie 8,4% w roku 2015 i 9,9% w
roku 2030 – w porównaniu do scenariusza z zerowymi cenami uprawnień emisyjnych.
10
Ryzyko inwestycyjne
Nastąpi ogromny wzrost ryzyka działalności operacyjnej i
wynikało z niepewności, co do determinacji rządów krajowych
dłuższym okresie aktywnej polityki ochrony klimatu i
technologicznego związanego z nowymi tzw. zeroemisyjnymi
ryzyka generowanego ze strony systemu handlu emisjami
lokalizacyjnych.
inwestycyjnej, które będzie
i UE odnośnie utrzymania w
rozwoju OZE, z ryzyka
technologiami węglowymi, z
oraz rosnących problemów
Ryzyko regulacyjne
Złożoność i wewnętrzna niespójność Pakietu przekładać się będzie na poważne problemy
prawne i rynkowe w fazie implementacji Pakietu. Dotychczasowe trudności z wdrożeniem
poprawnej ustawy dot. unijnego handlu emisjami, wprowadzeniem poprawnie
skonfigurowanych mechanizmów wsparcia rozwoju OZE, kogeneracji czy efektywności
energetycznej, czy ostatnie chaotyczne działania regulatora w sprawie cen energii - to
jedynie przedsmak tego co czeka polski rząd, uczestników rynku oraz odbiorców energii po
wdrożeniu Pakietu. Można się obawiać, że te wszystkie działania nie pozostaną bez wpływu
na bezpieczeństwo energetyczne i mogą także odbić się negatywnie na sytuacji
gospodarczej i społecznej.
Zmiana konkurencyjności firm energetycznych
Drastycznie zmieni się konkurencyjność różnych przedsiębiorstw energetycznych na rynku
unijnym. Firmy dysponujące elektrowniami węglowymi stracą na wartości, zaś producenci
dysponujący elektrowniami jądrowymi poważnie zwiększą swoją zyskowność (ceny energii
wzrosną na skutek kosztów zakupu uprawnień przez elektrownie cieplne, natomiast koszty
elektrowni jądrowych się nie zmienią).
Propozycje KE to preferencje dla najpotężniejszych firm energetycznych oraz elektrowni
jądrowych. W efekcie ich wdrożenia można oczekiwać konsolidacji tego sektora w skali UE
poprzez przejmowanie mniejszych firm energetycznych przez europejskich potentatów.
Działania takie są zupełnie przeciwstawne do forsowanej przez KE liberalizacji rynku energii
elektrycznej, natomiast są zgodne z interesem Prezydencji francuskiej, która doprowadziła
do zatwierdzenia Pakietu.
2. Uwagi dotyczące uzgodnień ze szczytu unijnego w
grudniu 2008
Projekt Komisji Europejskiej został w kilku punktach dość istotnie zmieniony w czasie prac
Parlamentu Europejskiego oraz Rady Europejskiej. Poniżej wymieniono ważniejsze zmiany z
polskiej perspektywy.
11
1. Do głównych efektów negocjacji polskiej delegacji na szczycie unijnym należy
zwiększenie skali mechanizmu solidarnościowego, co wiąże się z uzyskaniem przez
Polskę dodatkowych środków w łącznej wysokości ok. 5 - 6 mld zł w okresie 20132020. (większa część z kwoty 60 mld zł przedstawianej przez rząd polski jako główna
zdobycz negocjacyjna była zagwarantowana przez pierwotny mechanizm
redystrybucyjny zawarty już wcześniej w Pakiecie).
2. Wprowadzenie mechanizmu przejściowego darmowego rozdziału uprawnień w
odniesieniu do elektrowni zawodowych. Jednak dodatkowe wymagania uzależniające
możliwość udzielenia bezpłatnych przydziałów dla elektrowni istniejących od
realizacji planu inwestycyjnego równoważnego wartości darowanych uprawnień,
może okazać się barierą ograniczającą znacznie skalę tego typu działań. Przy
zastosowaniu tych ograniczeń prawdopodobnie nie uda się znacząco ograniczyć
wzrostu cen energii elektrycznej w stosunku do sytuacji wprowadzenia pełnego
aukcjoningu od roku 2013.
3. Możliwość czasowego darmowego przydziału uprawnień jest ograniczona jedynie do
źródeł istniejących oraz tych, dla których inwestycje rozpoczęto do końca roku 2008.
Może to powodować ograniczenie budowy nowych źródeł przed rokiem 2020. Z
drugiej strony wprowadzono możliwość dofinansowania budowy nowych źródeł do
15% niezbędnych nakładów inwestycyjnych.
4. W trakcie prac Parlamentu Europejskiego dokonano wyłączenia produkcji ciepła
sieciowego z obowiązku zakupu uprawnień, co zmniejszy z pewnością presję
cenową dla odbiorców ciepła z sieci miejskich. Zaakceptowany, głównie w wyniku
presji Niemiec, przydział darmowych uprawnień dla sektorów wrażliwych, na pewno
ograniczy skalę pogorszenia ich pozycji konkurencyjnej w stosunku do krajów spoza
UE. Rozwiązanie to jednak nie uchroni przed skutkami gwałtownego wzrostu cen
energii elektrycznej.
3. Możliwe środki dla energetyki
Z perspektywy energetyki krajowej istotne znaczenie mają zapisy, które wymagają, by 50%
przychodów z aukcji było przeznaczone na określone cele. Przy cenie uprawnień na
poziomie 50 Euro/t oraz przy założeniu, że wszystkie elektrownie kupują całość uprawnień
na aukcji, przychody rządu ze sprzedaży uprawnień wyniosą w granicach 20–30 mld zł.
rocznie. Połowa tej kwoty, to 10 – 15 mld zł rocznie. Środki te, zgodnie z art. 10 pkt 3
projektu nowelizacji dyrektywy 87/2003/WE, mogą być przeznaczone na cele wymienione w
projekcie dyrektywy, w tym na:
•
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych;
•
finansowanie prac badawczo-rozwojowych oraz projektów demonstracyjnych w
zakresie ograniczenia emisji i przystosowania się, w tym udział w inicjatywach
realizowanych w ramach europejskiego strategicznego planu w dziedzinie technologii
energetycznych i Europejskich Platform Technologicznych;
•
rozwój energii ze źródeł odnawialnych;
12
•
rozwój innych technologii przyczyniających się do przejścia do bezpiecznej i
zrównoważonej gospodarki niskoemisyjnej;
•
pomoc w realizacji zobowiązania Wspólnoty do zmniejszenia zużycia energii o 20 %
do 2020 r.;
•
bezpieczne dla środowiska wychwytywanie i podziemne składowanie dwutlenku
węgla pochodzącego w szczególności z elektrowni napędzanych kopalnym paliwem
stałym i szeregu sektorów i podsektorów przemysłowych, również w krajach trzecich;
•
finansowanie badań i rozwoju w zakresie efektywności energetycznej oraz czystych
technologii w sektorach objętych zakresem dyrektywy;
•
działania takie, jak te służące racjonalizacji zużycia energii i poprawie izolacji cieplnej
budynków lub dostarczeniu finansowego wsparcia w celu uwzględnienia aspektów
społecznych w przypadku gospodarstw domowych o niższych i średnich dochodach.
Na podstawie wymienionych zapisów można uznać, że beneficjentami rozdysponowania
powyższych środków mogą być producenci energii, firmy sieciowe oraz odbiorcy energii,
szczególnie ci o najniższych dochodach. Podana potencjalna wysokość rocznych wydatków
jest bardzo duża w stosunku do obecnych wydatków na te cele.
W przypadku zastosowania mechanizmu czasowej darmowej alokacji uprawnień, przychody
ze sprzedaży uprawnień będą odpowiednio pomniejszone o wartość uprawnień darmowo
przydzielonych. W tym przypadku strumień środków redystrybuowanych na wymienione
wyżej cele będzie mniejszy, co dla firm energetycznych będzie skompensowane
przydzieleniem darmowych uprawnień o znacznej wartości.
4. Podsumowanie
1. Wdrożenie Pakietu energetyczno–klimatycznego oznaczać będzie konieczność
dokonania znacznej transformacji rynku energetycznego, szczególnie w zakresie
stosowanych technologii i paliw do wytwarzania energii elektrycznej. Ukształtowanie
się cen uprawnień na poziomie ok. 40 Euro/t uzasadnia rozwój energetyki jądrowej i
gazowej, a cele dot. rozwoju energetyki odnawialnej wymuszą szybki rozwój
energetyki wiatrowej i szerokiego wykorzystania biomasy, głównie w
elektrociepłowniach.
2. Producenci energii elektrycznej zostaną zmuszeni do bardziej zdywersyfikowanego
technologicznie rozwoju zdolności wytwórczych.
3. Zmiany struktur technologicznych i paliwowych przełożą się na zmiany
zapotrzebowania na paliwa węglowe. Wykonane analizy pokazują, że przyszłe
zapotrzebowanie na węgiel zależy od wielu czynników i charakteryzuje się dużą
niepewnością, osiągając w różnych scenariuszach wartość od 1400 do 2500 PJ w
latach 2020-2030 (przy obecnym poziomie zużycia ok. 2100 PJ).
Bardziej
13
prawdopodobny wydaje się spadek zapotrzebowania, ale w przypadku szybkiego
wzrostu popytu na energię, wysokich cen paliw węglowodorowych i ograniczeniu
rozwoju energetyki jądrowej - może także wystąpić wzrost zapotrzebowania.
4. Zapisy wymagające przeznaczenia 50% przychodów uzyskiwanych ze sprzedaży
uprawnień na aukcji na wsparcie określonych celów w zakresie redukcji emisji CO2,
poprawy efektywności i rozwoju OZE - dają szansę na wsparcie ze strony rządu
działalności badawczej i inwestycyjnej producentów energii.
5. W najtrudniejszej sytuacji znajdą się odbiorcy energii, którzy doświadczą
gwałtownego wzrostu cen energii elektrycznej. Ograniczenia nałożone na
mechanizm darmowego rozdziału uprawnień dla elektrowni istniejących każą
powątpiewać w możliwość uniknięcia gwałtownego wzrostu cen energii elektrycznej
w roku 2013.
6. Wysokie ceny energii spowodują znaczny spadek popytu na energię w stosunku do
scenariuszy bez polityki klimatycznej – o niższych cenach energii. Analizy wykonane
w ramach Raportu 2030 oszacowały ten spadek na ok. 10%.
7. Zapisy Pakietu dają możliwość wsparcia dla najbiedniejszych gospodarstw
domowych poprzez wsparcie finansowe lub wspomaganie działań zmniejszających
zużycie energii, nie dają natomiast możliwości podobnego wsparcia dla
przedsiębiorstw zużywających duże ilości energii elektrycznej.
14
Title: Energy and climate package – consequences for the energy market in Poland
Abstract
The influence of the energy and climate package on the Polish energy market will be very
important in the coming years. This article presents chosen quantitative effects of the
package proposed by the Commission in January 2008 based on results of the Report 2030.
It also shows most important changes approved by the European Council in December 2008.
The author claims that serious changes in the Polish energy sector will be forced by the
package and underlines, that energy consumers not energy producers will be mostly
affected.
Key words: Energy and climate package, energy system, energy market,
impact assessment
projections,
FIG 1. Production of electricity by type of producers, Scenario EU_MIX
(Source: Report 2030)
FIG. 2. Production of electricity by type of fuels, Scenario EU_MIX
FIG. 3. Marginal costs of electricity generation in different scenarios (Source: Report 2030)
FIG. 4. Average costs of electricity generation in different scenarios (Source: Report 2030)
FIG. 5. Total consumption of hard and brown coal in public power plants, results of sensitivity
analysis (Source: Report 2030)
FIG. 6. Total consumption of hard and brown coal in Poland, results of sensitivity analysis
TABLE 1. Optimal technology mix in public power plants group, Scenario EU_MIX, [MW]
TABLE 2. Investments outlays on new power plants, scenarios without active energy
efficiency policy in [bln zl] (Source: Report 2030)
TABLE 3. Investments outlays on new power plants, scenarios with active energy efficiency
policy in [bln zl] (Source: Report 2030)
15

Pakiet konsekwencje

Transkrypt

Podobne dokumenty

Przeczytaj cały artykuł (w formacie PDF)

Przyporządkowanie obowiązujących i planowanych strategii

Cel 4: Zapewnić wszystkim edukację wysokiej jakości oraz

"standardowego, przeciętnego" odbiorcy końcowego

Polska energetyka zostanie przy weglu

Cel 8: Promować stabilny, zrównoważony i inkluzywny wzrost

pakiet Marco Polo - wypoczynek

Cel 6: Zapewnić wszystkim ludziom dostęp do wody i warunków