BIULETYN POLSKI KOMITET ŚWIATOWEJ RADY ENERGETYCZNEJ

Transkrypt

1 BIULETYN POLSKI KOMITET ŚWIATOWEJ RADY ENERGETYCZNEJ ROK 213, NUMER 2 PODSUMOWANIE ROKU 212 NA TOWAROWEJ GIEŁDZIE ENERGII W TYM NUMERZE: Artykuły: obrót Czytaj str Duże inwestycje w dystrybucji energii, a nie w wytwarzaniu? Inwestycje energetyczne i kolejowe motorem dla gospodarki Ekologia: Greenpeace: Przemysł jądrowy unika odpowiedzialności cywilnej sty lut mar kwi majcze lip sie wrz paź lis gru 5 NFOŚiGW o generacji rozproszonej 3 PRAWNE I EKONOMICZNE ASPEKTY PRZYŁĄCZANIA OZE DO KRAJOWYCH SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH Rozwój energetyki odnawialnej w Polsce jest w ostatnich latach coraz bardziej dynamiczny. Dzieje się tak głównie z powodu coraz większej liczby powstających i projektowanych elektrowni (farm) wiatrowych, a także instalacji wytwórczych opartych na biogazie i biomasie. Jednak udział energetyki odnawialnej w ogólnym bilansie energetycznym jest jeszcze dużo mniejszy niż w krajach, w których rozwój elektroenergetyki został nakierowany na rozwój OZE. Czytaj str. 4 GREENPEACE: PRZEMYSŁ JĄDROWY UNIKA ODPOWIEDZIALNOŚCI CYWILNEJ Radioaktywne skażenie, które nadal utrzymuje się w Japonii po katastrofie jądrowej w Fukushimie w 211 roku, ciągle dotyka setek tysięcy ofiar. Większości z nich odmawia się uczciwego odszkodowania z powodu systemu regulacyjnego, który pozwolił energetyce jądrowej uniknąć odpowiedzialności i wymusił wykorzystanie pieniędzy publicznych na pokrycie kosztów katastrofy. Gdyby podobna katastrofa wydarzyła się w Polsce, sytuacja wyglądałaby podobnie ostrzega Greenpeace. Czytaj str. 3 DUŻE INWESTYCJE W DYSTRYBUCJI ENERGII, A NIE W WYTWARZANIU? Po latach, kiedy koncentrowano się na odtwarzaniu majątku wytwórczego polskiej energetyki, coraz większy akcent kładziony jest na inwestycje w sieć dystrybucyjną - wynika z analizy sektora elektroenergetycznego autorstwa Domu Maklerskiego banku PKO BP. Czytaj str. 2 Prawo i przepisy: Prawne i ekonomiczne aspekty przyłączania OZE do krajowych sieci elektroenergetycznych Będą harmonogramy przyłączania do sieci? Czy firmy energetyczne będą pozywać Polskę do sądu? Rynek energii: Podsumowanie roku 212 na Towarowej Giełdzie Energii Raport z Towarowej Giełdy Energii S.A. - Styczeń 213 r. Aktualności: Podrożeją prawa do emisji CO2 dzięki interwencji? greenpower Międzynarodowy Kongres Energii Odnawialnej 6 7 marca

2 ROK 213, NUMER 2 STR. 2 Artykuły DUŻE INWESTYCJE W DYSTRYBUCJI ENERGII, A NIE W WYTWARZANIU? Po latach, kiedy koncentrowano się na odtwarzaniu majątku wytwórczego polskiej energetyki, coraz większy akcent kładziony jest na inwestycje w sieć dystrybucyjną - wynika z analizy sektora elektroenergetycznego autorstwa Domu Maklerskiego banku PKO BP. Biuro Bezpieczeństwa Narodowego (BBN) ocenia, że strata w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej w 211 r. w Polsce wyniosła 7,3 proc., blisko dwa razy więcej niż w krajach Europy zachodniej. Stan sieci systematycznie będzie się poprawiał, operatorzy sieci mogą zwiększyć inwestycje nawet o 45 proc. Po latach w którym główny nurt dyskusji koncentrował się na odtwarzaniu majątku wytwórczego polskiej energetyki, coraz większy akcent kładziony jest na inwestycje w sieć dystrybucyjną. Olbrzymie nakłady potrzebne do realizacji projektów wytwórczych, komplikacja tych projektów, niepewność otoczenia regulacyjnego, kryzys ekonomiczny i związana z nim weryfikacja ścieżki wzrostu zapotrzebowania na energię - wszystko to sprawiło, że koncerny energetyczne kładą coraz więcej nacisku na inwestycje w sieci dystrybucyjne - wynika z analizy sektora elektroenergetycznego autorstwa Domu Maklerskiego banku PKO BP. W raporcie zwrócono uwagę, że inwestycje sieciowe są prostsze w realizacji, o łatwiejszym do przewidzenia zwrocie i krytyczne dla bezpieczeństwa energetycznego. Raport przypomina deklarację prezesa grupa Energa Mirosława Bielińskiego, który stwierdził, że główne ryzyko dla stabilności polskiego systemu tkwi właśnie w stanie sieci dystrybucyjnych. Analitycy DM PKO oceniają, że infrastruktura sieci dystrybucyjnych w Polsce jest w stanie słabym, choć od niedawna dosyć dynamicznie się poprawiającym. - Średni wiek sieci dystrybucyjnej to około 3 lat. Nawet około 3 proc. polskiej sieci dystrybucyjnej kwalifikuje się do jak najszybszej wymiany ze względu na stan techniczny. Stopień dekapitalizacji majątku dystrybucyjnego w Polsce to około 75 proc. Problemem są stare stacje transformatorowe i stare linie - wynika z analizy DM PKO BP. Nie lepiej jest z siecią przesyłową wysokich napięć, która jest również w wysokim stopniu (około 7 proc.) zdekapitalizowana. Sieć przesyłowa jest jeszcze starsza niż sieć dystrybucyjna. Duże inwestycje w sieci przesyłową przypadały na lata 7. poprzedniego wieku. Zły stan sieci powoduje tzw. straty sieciowe. Większość strat sieciowych ma miejsce w sieciach dystrybucyjnych, zwłaszcza w obszarach wiejskich odczuwane są problemy z zasilaniem związane ze słabym stanem infrastruktury. Autorzy raportu DM PKO BP zwracają uwagę, że dane o wysokości strat sieciowych są zróżnicowane, ale zgodnie alarmujące. W niektórych publikacjach pojawiają się szacunki nawet 12 proc. strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej. Analitycy DM PKO powołują się na raport Biura Bezpieczeństwa Narodowego (BBN), z którego wynika, że całkowita strata w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej w 211 roku w Polsce wyniosła 1,8 TWh czyli 7,3 proc. z 147 TWh wprowadzonych do systemu. Około 85 proc. tej straty (9,2 TWh) było wygenerowane w sieciach dystrybucyjnych, reszta strat nastąpiła w sieci przesyłowej. To i tak zdecydowana poprawa w stosunku do lat ubiegłych. Jednak potencjał do poprawy zostaje ciągle duży. W wysoko rozwiniętych krajach współczynnik strat wynosi nawet tylko 4 proc. - zwracają uwagę analitycy DM PKO. Analitycy DM PKO BP zwracają uwagę, że Urząd Regulacji Energetyki (URE) uzgadnia z podmiotami rynkowymi skalę inwestycji, która następnie jest weryfikowana przy okazji ustalania taryf na dystrybucję energii elektrycznej. Już 211 rok pokazał istotny wzrost inwestycji w segmencie dystrybucyjnym. Duże inwestycje operatorów miały miejsce również w roku 212, większe mogą być w roku 213. Inwestycje w sieć dystrybucyjną realizowane są przez polskie koncerny energetyczne: Tauron, PGE, Energę i Eneę. Inwestycje są wspierane przez Europejski Bank Inwestycyjny (m.in. 5 proc. wsparcie dla projektów Tauronu i Energi). - Wydatki na dystrybucję powinny dalej rosnąć, choć w nieco bardziej zrównoważonym tempie. Szczyt inwestycji w tym cyklu powinien przypaść na rok 214. Według deklaracji w latach , operatorzy średniorocznie powinni wydawać 6,8 mld zł. Jest to średniorocznie niemal o 45 proc. więcej niż w 211 roku - szacują analitycy DM PKO BP. Źródło: 1.html INWESTYCJE ENERGETYCZNE I KOLEJOWE MOTOREM DLA GOSPODARKI RZĄD NIE BĘDZIE WSPIERAŁ BUDOWY ELEKTROWNI ATOMOWEJ Od kilu miesięcy trwają dyskusje co tak na prawdę ma być motorem dla rozwoju polskiej gospodarki. Padają branże, kolejne kwoty, codziennie zmieniają się kwoty, które Polska może dostać z unijnej kasy w perspektywie finansowej Tymczasem z obszernego raportu banku PKO BP wynika, że to inwestycje w energetyce i na kolei będą motorem wzrostu naszej gospodarki. W dzisiejszych warunkach nie jest możliwe, by rząd wspierał budowę polskiej elektrowni jądrowej - powiedział w rozmowie z "Parkietem", Mikołaj Budzanowski, minister skarbu.

3 ROK 213, NUMER 2 STR. 3 Ekologia GREENPEACE: PRZEMYSŁ JĄDROWY UNIKA ODPOWIEDZIALNOŚCI CYWILNEJ Radioaktywne skażenie, które nadal utrzymuje się w Japonii po katastrofie jądrowej w Fukushimie w 211 roku, ciągle dotyka setek tysięcy ofiar. Większości z nich odmawia się uczciwego odszkodowania z powodu systemu regulacyjnego, który pozwolił energetyce jądrowej uniknąć odpowiedzialności i wymusił wykorzystanie pieniędzy publicznych na pokrycie kosztów katastrofy. Gdyby podobna katastrofa wydarzyła się w Polsce, sytuacja wyglądałaby podobnie ostrzega Greenpeace. Nowy raport Greenpeace, Fukushima Fallout: Nuclear business makes people pay and suffer (Skażenie Fukushimy: Płacz i płać przemysłowi jądrowemu) analizuje szczegółowo niedociągnięcia w międzynarodowych regulacjach dotyczących energetyki jądrowej, które wymuszają na obywatelach ponoszenie większości kosztów spowodowanych katastrofami nuklearnymi, zwalniając tym samym z odpowiedzialności cywilnej właścicieli elektrowni atomowych i dostawców technologii. Raport został opublikowany dziś na konferencji prasowej w Tokio. Katastrofa w Fukushimie odsłania wstydliwe aspekty systemu, który zobowiązuje przemysł jądrowy do pokrycia jedynie ułamka kosztów katastrofy i zwalnia dostawców reaktorów z jakiejkolwiek odpowiedzialności. Konsekwencje tego niesprawiedliwego stanu rzeczy, który pozostawił setki tysięcy ludzi w Japonii bez odpowiedniego zadośćuczynienia, mogą zdarzyć się gdziekolwiek na świecie, ponieważ przemysł jądrowy nie jest rozliczany z wypadków, jakie powoduje. Sytuacja w Polsce jest jeszcze gorsza. W przypadku katastrofy operator elektrowni jądrowej będzie zobowiązany do pokrycia kosztów zaledwie do wysokości 1,4 mld zł, co stanowić będzie jedynie ułamek wydatków na usunięcie szkód mówi Jan Haverkamp, konsultant Greenpeace ds. energetyki jądrowej. Greenpeace zlecił sporządzenie raportu Dr. Davidowi McNeillowi, Dr. Antony emu Froggattowi i prof. Stephenowi Thomasowi, ekspertom ds. gospodarki i energetyki jądrowej. Eksperci przeanalizowali międzynarodowe konwencje oraz zasady chroniące przemysł przed ponoszeniem kosztów katastrof w elektrowniach jądrowych. Jedną z kwestii regulowanych przez prawo międzynarodowe jest wprowadzenie ograniczeń odszkodowań wypłacanych przez operatorów elektrowni jądrowych. Są to kwoty od 35 mln euro do 1,5 mld euro. Od dostawców technologii nie wymaga się z kolei żadnej odpowiedzialności cywilnej na wypadek katastrofy. Źródło: Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej - wybrane problemy to pozycja wydawnicza Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, która jest jednym z efektów projektu realizowanego od kilku lat przez NFOŚiGW pod nazwą Forum Energia - Efekt - Środowisko. NFOŚIGW O GENERACJI ROZPROSZONEJ Wydanie zawiera kilkanaście tekstów przygotowanych przez specjalistów - praktyków i teoretyków, którzy podejmują temat generacji rozproszonej w wymiarze prawnym, ekonomicznym i technicznym. Wiele miejsca w publikacji zajmują zagadnienia związane m.in. z ekonomiką małych źródeł i technologii, efektywnością energetyczną, rozwojem źródeł generacji rozproszonej przez odbiorców przemysłowych czy systemem inteligentnych sieci. Poprzez pryzmat własnych doświadczeń autorzy artykułów ( ) zarysowali perspektywy rozwoju mikrogeneracji (rozproszonych źródeł energii) w nowoczesnych projektach i rozwiązaniach energetycznych, które będą realizować nowoczesną wizję polskiej gospodarki - czytamy we wstępie publikacji. Dodatkowo w celu zaprezentowania opinii i doświadczeń przedstawicieli innych krajów uczestniczących w pracach Forum, VI rozdział niniejszej publikacji zawiera artykuły opracowane przez ekspertów z Japonii i USA. Wstępne szacunki wskazują, że wysokość odszkodowań po katastrofie w Fukushimie waha się pomiędzy 48 a 169 mld euro. Zarządzająca elektrownią w Fukushimie firma TEPCO została znacjonalizowana, ponieważ od samego początku nie była w stanie ponosić kosztów opieki medycznej dla tych, którzy ucierpieli z powodu skażenia radioaktywnego. Według obecnego systemu zobowiązań dostawcy TEPCO, firmy General Electric, Hitachi i Toshiba, które dostarczyły technologię elektrowni Fukushima w oparciu o wadliwy projekt, nie zostały pociągnięte do odpowiedzialności oraz nie uczestniczyły w pokryciu jakichkolwiek kosztów odszkodowań. Koszty katastrofy pokrywają zatem Japońscy podatnicy, w tym osoby ewakuowane. - Potencjalni dostawcy technologii dla forsowanej przez polski rząd elektrowni jądrowej, Areva (Francja), Westinghouse (USA, Japonia), General Electric (USA) lub Hitachi (Japonia) nie będą ponosili żadnych konsekwencji finansowych, jeśli ich technologia okaże się zawodna. Gdyby elektrownie jądrowe były w pełni bezpieczne, firmy te nie miałyby problemu przed wzięciem na siebie odpowiedzialności cywilnej za skutki katastrofy nuklearnej dodaje Haverkamp. Podjęcie przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej problematyki dotyczącej energetyki w kontekście odnawialnych źródeł energii, efektywności energetycznej czy energooszczędności, która wpisuje się m.in. w strategię średniookresową Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko oraz Wspólną Strategię Działania Narodowego Funduszu i wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej na lata z perspektywą do roku 22, podyktowane jest także koniecznością rozwoju nowych obszarów działania w celu optymalizacji efektów ekologicznych i energetycznych. Pełny tekst:

4 ROK 213, NUMER 2 Prawo i przepisy STR. 4 PRAWNE I EKONOMICZNE ASPEKTY PRZYŁĄCZANIA OZE DO KRAJOWYCH SIECI Rozwój energetyki odnawialnej w Polsce jest w ostatnich latach coraz bardziej dynamiczny. Dzieje się tak głównie z powodu coraz większej liczby powstających i projektowanych elektrowni (farm) wiatrowych, a także instalacji wytwórczych opartych na biogazie i biomasie. Jednak udział energetyki odnawialnej w ogólnym bilansie energetycznym jest jeszcze dużo mniejszy niż w krajach, w których rozwój elektroenergetyki został nakierowany na rozwój OZE. Aspekty prawne dotyczące przyłączania odnawialnych źródeł energii do sieci elektroenergetycznych w Polsce Podstawowe kwestie związane z przyłączaniem odnawialnych źródeł energii do sieci elektroenergetycznych w Polsce zostały uregulowane w art. 7 ustawy Prawo energetyczne Zgodnie z ust. 1 wymienionego artykułu ustawy przedsiębiorstwo energetyczne, które zajmuje się przesyłem lub dystrybucją energii elektrycznej jest zobowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmio-tami ubiegającymi się o przyłączenie do sieci (w tym przypadku przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się wytwarzaniem energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii), jeśli tylko istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci i dostarczania energii, a podmiot żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia do sieci. W ust. 2 wspomnianego artykułu zostały określone postanowienia, które co najmniej powinna zawierać umowa o przyłączenie do sieci. Są to m.in.: termin realizacji przyłączenia, wysokość opłaty za przyłączenie, miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego i instalacji podmiotu przyłączanego, zakres robót niezbędnych do wykonania przy realizacji przyłączenia, wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiaroworozliczeniowego i jego parametrów, przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której będzie dostarczana energia, moc przyłączeniowa, okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania. Jeśli przedsiębiorstwo energetyczne odmówi przyłączenia do sieci z powodu braku warunków ekonomicznych, za przyłączenie do sieci może ono ustalić (w umowie o przyłączenie do sieci) opłatę w wysokości uzgodnionej z podmiotem ubiegającym się o przyłączenie do sieci. Podstawą zawarcia umowy o przyłączenie do sieci jest wniosek o określenie warunków przyłączenia do sieci (zwany warunkami przyłączenia ), składany przez podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jest zobowiązane wydać warunki przyłączenia w terminach określonych w art. 7 ust. Sg Zgodnie z art. 9c ust. 6 ustawy operator systemu elektro-energetycznego w obszarze swego działania, jest zobowiązany zapewnić wszystkim podmiotom pierwszeństwo w świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii, z zachowaniem niezawodności i bezpieczeństwa KSE. Sprzedaż energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych przyłączonych do sieci elektroenergetycznych w Polsce Korzyści ekonomiczne ze sprzedaży energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych przyłączonych do sieci elektroenergetycznych w Polsce są związane m.in. z koniecznością uzyskiwania i przedstawiania do umorzenia świadectw pochodzenia (o czym mowa w art. 9 ustawy). Obowiązek taki ciąży m.in. na przedsiębiorstwach energetycznych zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym. Świadectwa pochodzenia są wydawane i umarzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) dla energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych znajdujących się na terytorium Polski. Zgodnie z art. 9a ust. 6 ustawy sprzedawca z urzędu jest zobowiązany do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii przyłączonych do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej, która znajduje się na terenie obejmującym obszar działania tego sprzedawcy, oferowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne, które uzyskało koncesję na jego wytwarzanie. Zakup energii odbywa się po średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym, ustalonej przez prezesa URE. W przypadku energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii - spełniającej jednocześnie warunki wysoko sprawnej kogeneracji, prezes URE wydaje świadectwa pochodzenia oraz świadectwa pochodzenia z kogeneracji. Prawa majątkowe wynikające ze świadectwa pochodzenia są zbywalne i są towarem giełdowym (art. 9e ust. 6 wspomnianej ustawy). Zgodnie z art. 9e ust. 18 ustawy przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii o łącznej mocy elektrycznej nieprzekraczającej 5 MW zwalnia się z: - opłat za wpis do rejestru świadectw pochodzenia oraz dokonanie zmiany w rejestrze, - opłaty skarbowej za wydanie świadectwa pochodzenia, - opłaty skarbowej za wydanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii, - opłaty za czynności urzędowe związane z prowadzeniem rejestru przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem biogazu rolniczej. Jak z tego wynika, wytwarzanie energii elektrycznej w odnawial-nych źródłach energii wymaga uzyskania koncesji (art. 32 ustawy). Na podstawie art. 34 ustawy przedsiębiorstwa energetyczne wytwarzające energię elektryczną w odnawialnych źródłach energii o mocach nieprzekraczających 5 MW są zwolnione z corocznych opłat, z tytułu udzielonej im koncesji, w zakresie wytwarzania energii w tych źródłach.proponowane zmiany stanu prawnego dotyczącego odnawialnych źródeł energii przyłączanych do sieci elektroenergetycznych w Polsce W ostatnim czasie został opracowany projekt ustawy o odna-wialnych źródłach energii, w którym zastosowano rozwiązanie mieszane. Mechanizm ekonomiczny oparty na sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia pozostał dla części źródeł (Ciąg dalszy na stronie 5)

5 ROK 213, NUMER 2 Prawo i przepisy STR. 5 (Ciąg dalszy ze strony 4) wytwórczych, dla innych źródeł wprowadzono ceny gwarantowane. W projekcie tym zdefiniowano m.in. instalacje odnawialnego źródła energii, mikroinstalacje oraz małe instalacje w zakresie odnawialnych źródeł energii (OZE). Za mikroinstalację proponuje się uznać instalację odnawialnego źródła energii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 4 kw. Z kolei, małą instalacją ma być instalacja odnawialnego źródła energii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 4 do 2 kw. Działalność w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii wymaga uzyskania koncesji. Zgodnie z projektem ustawy wymóg ten nie będzie jednak dotyczył wytwarzania energii elektrycznej w mikroinstalacji, małej instalacji oraz wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego. Zakłada się również, że przyłączenie mikroinstalacji do sieci będzie się odbywać na podstawie umowy o przyłączenie do sieci - po spełnieniu warunków przyłączenia. Za przyłączenie mikroinstalacji do sieci opłaty mają nie być pobierane. Zgodnie z ustawą wytwórca energii elektrycznej w mikroinstalacji będzie zobowiązany do poinformowania pisemnie operatora systemu dystrybucyjnego, na którego obszarze działania ma zostać przyłączona dana mikroinstalacja do sieci, o lokalizacji, rodzaju i mocy zainstalowanej tej mikroinstalacji. W przypadku energii elektrycznej wytworzonej w wybranych technologiach w mikroinstalacji, małej instalacji oraz z biogazu rolniczego, sprzedawca z urzędu będzie zobowiązany do zakupu tej energii po określonej stałej cenie jednostkowej, tj. cenie gwarantowanej, ustalanej w rozporządzeniu na rok następny. Dla wszystkich pozostałych instalacji odnawialnego źródła energii (nie objętych cenami gwarantowanymi) sprzedawca z urzędu będzie zobowiązany (podobnie jak obecnie) do zakupu energii elektrycznej w cenie, o której mowa w ustawie Prawo energetyczne. Dla tych instalacji odnawialnego źródła energii potwierdzeniem, że energia elektryczna została wytworzona w odnawialnych źródłach energii będzie świadectwo jej pochodzenia. Dla świadectw tych w projekcie ustawy przewidziano odpowiednie współczynniki korekcyjne. Świadectwo pochodzenia wraz z określonym współczynnikiem korekcyjnym będzie przysługiwać przez kolejnych 15 lat liczonych od dnia oddania instalacji odnawialnego źródła energii do użytkowania Zgodnie z przyjętymi założeniami, współczynniki korekcyjne zależą od rodzaju instalacji odnawialnego źródła energii oraz od jej zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej. Porównanie korzyści ekonomicznych osiąganych przez wytwórców energii elektrycznej ze źródeł energii odnawialnej w Polsce w przypadku obecnie obowiązujących, a także proponowanych nowych rozwiązań prawnych Z przedstawionych rozważań wynika, że korzyści ekonomiczne (wg obowiązujących przepisów) ze sprzedaży energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, przyłączonych do sieci elektroenergetycznych w Polsce, są związane ze sprzedażą tej energii po średniej ce-nie sprzedaży w poprzednim roku kalendarzowym, ustalonej przez prezesa URE, oraz ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia. Z kolei w proponowanych nowych rozwiązaniach prawnych założono rozwiązanie mieszane, tj. pozostawiono mechanizm ekonomiczny oparty na sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia dla części źródeł wytwórczych jak i wprowadzono sprzedaż energii po ściśle określonych cenach gwaranto-wanych dla innych źródeł. Podsumowanie i wnioski W Polsce obecnie obowiązuje mechanizm ekonomiczny oparty na sprzedaży energii elektrycznej po średniej cenie sprzedaży w poprzednim roku kalendarzowym oraz sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia tej energii. W ostatnim czasie został opracowany projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii, w którym przyjęto rozwiązanie mieszane, to jest dla części źródeł wytwórczych pozostawiono mechanizm ekonomiczny oparty na sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia, zaś dla innych wprowadzono sprzedaż energii po ściśle określonych cenach gwarantowanych. Z przeprowadzonych analiz porównawczych wynika, że w przypadku elektrowni wodnych roczne przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wg proponowanych nowych rozwiązań prawnych będą większe niż w przypadku aktualnych rozwiązań prawnych. Stosunek tych przychodów będzie tym większy im większa będzie łączna moc zainstalowana elektrowni, co wynika z wartości współczynnika korekcyjnego. W przypadku elektrowni wiatrowych na lądzie przychód będzie nieznacznie mniejszy niż obecnie Z kolei, w przypadku elektrowni słonecznych przychód będzie znacznie większy od obecnego. Dla instalacji słonecznych nie należących do klasy mikroinstalacji OZE oraz małych instalacji OZE, przychód Pd 2 będzie dużo większy niż przychód Pd 1, ze względu na dużą wartość współczynnika korekcyjnego. Stosunek przychodów Pd 2/Pd 1 w przypadku małej instalacji słonecznej jest większy niż dla instalacji słonecznej nie należącej do klasy mikroinstalacji OZE oraz małych instalacji OZE. Należy podkreślić, że przedstawione wyniki obliczeń zachowują swoją aktualność jedynie dla przyjętej w artykule ceny sprzedaży 1 MWh energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz wartości indeksu OZEX_A wyznaczonego za 8 pierwszych miesięcy roku 212. W artykule nie analizowano rocznych przychodów dla obu rozważanych rozwiązań prawnych w kolejnych latach. Reasumując, roczne przychody ze s p r z e d a ż y e n e r g i i e l e k t r y c z - nej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii ulegną zmianie w przypadku wejścia w życie rozwiązań proponowanych w projekcie ustawy o odnawialnych źródłach energii. Dotyczyć to będzie zarówno rodzaju poszczególnych technologii opartych na odnawialnych źródłach energii, jak i zainstalowanej mocy elektrycznej rozważanych instalacji wytwórczych. W październiku przedstawiono kolejne wersje projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii w których wprowadzono zmiany w stosunku do projektu ustawy rozważanego w artykule. Źródło:

6 ROK 213, NUMER 2 Prawo i przepisy STR. 6 BĘDĄ HARMONOGRAMY PRZYŁĄCZANIA DO SIECI? - W trakcie prac podkomisji nadzwyczajnej Komisji Gospodarki nad projektem nowelizacji prawa energetycznego Ministerstwo Gospodarki wniosło o wprowadzenie poprawki mówiącej, że umowa o przyłączenie ma zawierać również harmonogram przyłączenia - mówi mecenas Katarzyna Zalewska-Wojtuś, Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. Podczas prac nad poselskim projektem nowelizacji prawa energetycznego - druk nr została zgłoszona poprawka przewidująca, o ile dobrze zrozumiałem, wprowadzenie do umów przyłączeniowych harmonogramu realizacji przyłączeń. O co chodzi w tej poprawce? W trakcie prac podkomisji nadzwyczajnej Komisji Gospodarki nad projektem nowelizacji prawa energetycznego Ministerstwo Gospodarki wniosło o wprowadzenie poprawki mówiącej, że umowa o przyłączenie ma zawierać również harmonogram przyłączenia. W efekcie podczas posiedzenia podkomisji dyskusja toczyła się wokół tego, czy ten harmonogram ma być elementem umowy przyłączeniowej, ale też wokół projektu przepisu przejściowego, który też zaproponowało Ministerstwo Gospodarki, a który mówi o tym, żeby do umów przyłączeniowych, które zostały podpisane przed wejściem w życie procedowanej zmiany prawa energetycznego, ale nie zostały do tego momentu zrealizowane, wprowadzić te harmonogramy przyłączeń. Ten proponowany przepis przejściowy mówi też, że w przypadku braku porozumienia stron umowy przyłączeniowej w sprawie wprowadzenia do niej harmonogramu przyłączenia w ciągu 12 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy nowelizującej, każda ze stron ma mieć prawo do odstąpienia od umowy. Jakie jest uzasadnienie Ministerstwa Gospodarki dla proponowanej zmiany? W samym dokumencie z poprawkami Ministerstwa Gospodarki nie zamieszczono pisemnego uzasadnienia do tych propozycji, jednak jak się wydaje przepis ten ma na celu uporządkowanie sytuacji, w której pomimo zawartych umów o przyłączenie, inwestycje - głównie w zakresie budowy źródeł wytwórczych - nie są realizowane, blokując dostępne moce przyłączeniowe i uniemożliwiając innym zainteresowanym uzyskanie warunków przyłączenia do sieci. Podkomisja nadzwyczajna Komisji Gospodarki przyjęła tę poprawkę przewidującą wprowadzenie do umów przyłączeniowych harmonogramu realizacji przyłączeń, czy nie? Podkomisja przyjęła poprawkę przewidującą wprowadzenie do umów przyłączeniowych harmonogramu realizacji przyłączeń, ale niewykluczone, że do sprawy wróci jeszcze Komisja Gospodarki. Podkomisja przyjęła bowiem kilka poprawek z zastrzeżeniem, że będą jeszcze przedmiotem obrad samej Komisji Gospodarki. Do takich poprawek należy na przykład zaproponowany przez Ministerstwo Gospodarki obowiązek wprowadzenia inteligentnego opomiarowania w Polsce, a w tym wyposażenia do 22 roku w inteligentne liczniki 8 proc. odbiorców energii elektrycznej. Przeciwko wprowadzeniu tego obowiązku przy okazji nowelizacji prawa energetycznego oponował zdecydowanie przedstawiciel Generalnego Inspektora Ochrony Danych Osobowych, co świadczy, że także podczas prac Komisji Gospodarki wolno się spodziewać długich dyskusji nad projektem nowelizacji prawa energetycznego. Zwłaszcza, że w porównaniu z wersją pierwotną, projekt ten znacznie się rozrósł. Rozmawiał Ireneusz Chojnacki Źródło: CZY FIRMY ENERGETYCZNE BĘDĄ POZYWAĆ POLSKĘ DO SĄDU? Państwo ma prawo modyfikować swoją politykę energetyczną, ale musi zachować stabilność w odniesieniu do decyzji biznesowych dotyczących inwestycji długoterminowych, które zostały wcześniej podjęte i środki zostały uruchomione w zaufaniu do państwa mówi dr Jerzy Baehr, starszy partner w kancelarii Wierciński, Kwieciński, Baehr. Niektóre firmy energetyczne oceniają, że zaproponowane w tzw. trójpaku energetycznym rozwiązania są znacznie gorsze od obecnych i zapowiadają skierowanie sprawy przeciw Polsce do sądu arbitrażowego. Jak Pan ocenia te opinie? Należy stawiać postulat respektowania praw nabytych. Polska nawet zmieniając politykę w zakresie tego, co ma być promowane w przyszłości, nie powinna zmieniać zasad, które istniały wcześniej w odniesieniu do podjętych inwestycji, które są inwestycjami długoterminowymi. Jeśli chcemy, aby zagraniczni inwestorzy u nas inwestowali, a to dotyczy wielu dziedzin - OZE, źródeł konwencjonalnych, elektrowni jądrowych i gazu łupkowego - to nie możemy dopuszczać do tego, aby raz przyjęte warunki w trakcie gry były zmieniane. Źródło: Czy pozwy przeciwko Polsce będą zasadne? Trudno powiedzieć, ponieważ nie znam szczegółów w tej sprawie. Nie wiadomo jakie decyzje zostaną podjęte w zakresie współspalania wiadomo, że to jeden z kluczowych problemów. Nie wiemy jaki będzie finał konsultacji, może on satysfakcjonować interesariuszy i wtedy nie będzie problemu, ale może być też inaczej. Państwo ma prawo modyfikować swoją politykę energetyczną, ale musi zachować stabilność w odniesieniu do decyzji biznesowych dotyczących inwestycji długoterminowych, które zostały wcześniej podjęte i środki zostały uruchomione w zaufaniu do państwa.

7 ROK 213, NUMER 2 STR. 7 Rynek Energii PODSUMOWANIE ROKU 212 NA TOWAROWEJ GIEŁDZIE ENERGII Obrót na wszystkich rynkach, dedykowanych energii elektrycznej, na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) wyniósł w 212 roku 131,997 TWh. Stanowi to 82,57 proc. wytworzonej energii w Polsce i ponad 84,6 proc. jej łącznego zużycia. W porównaniu z poprzednim rokiem, obrót wzrósł o 4,2 proc Najwyższa płynność na parkiecie TGE została odnotowana w grudniu, z wolumenem na poziomie 26,927 TWh, natomiast najniższa w styczniu, z wolumenem obrotu na poziomie 3,173 TWh. RDN Rynek Dnia Następnego W 212 roku na Rynku Dnia Następnego (RDN), członkowie Towarowej Giełdy Energii zawarli transakcje zakupu i sprzedaży energii elektrycznej, o łącznej wartości MWh. Stanowi to spadek o 3,23 proc. w stosunku do łącznych obrotów w roku 211. Udział transakcji zawartych w roku 212 na Rynku Dnia Następnego, w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, spadł z poziomu 12,5 proc. w roku 211 do 12,17 proc. na parkiecie RDN była w lutym, kiedy to ilość energii będącej przedmiotem transakcji osiągnęła MWh. Średnioważona cena energii elektrycznej dla całej doby, ze wszystkich transakcji kupna i sprzedaży w 212 roku, wyniosła 179,45 zł za MWh. Stanowi to spadek w stosunku do roku 211 o 25,74 zł. Najwyższą miesięczną cenę za energię elektryczną na RDN odnotowano w lutym - 221,6 zł za MWh. Najniższą zaś w grudniu, średnioważona cena wyniosła wtedy 162,67 zł za MWh. RDN porównanie obrotów miesięcznych w roku 212 (MWh) i średnich cen miesięcznych (PLN/MWh) w 211 i 212 roku W skali miesiąca, najwyższy wolumen obrotów na TGE, odnotowano w grudniu, kiedy to ilość energii, będącej przedmiotem transakcji zawartych na Rynku Dnia Następnego, osiągnęła MWh. Najniższa aktywność Porównanie łącznych miesięcznych wolumenów obrotu energią elektryczną na wszystkich rynkach prowadzonych przez TGE w 212 i 211 r. (MWh) obrót sty lut mar kwi majcze lip sie wrz paź lis gru RTT Rynek Terminowy Towarowy sty lut mar kwi maj cze lip sie wrz paź lis gru W 212 roku na Rynku Terminowym Towarowym (RTT), członkowie Towarowej Giełdy Energii zawarli transakcje zakupu/sprzedaży energii elektrycznej o łącznym wolumenie MWh. Stanowi to wzrost o 5,58% w stosunku do łącznych obrotów w roku 211. W odniesieniu do profilu dostawy kontraktu, największy obrót zanotowano na kontraktach o profilu BASE - łącznie w 212 było to MWh, na kontraktach o profilu PEAK5 było to MWh. W skali miesiąca, najwyższy wolumen obrotów odnotowano w grudniu, kiedy to ilość energii będącej przedmiotem transakcji zawartych na RTT, osiągnęła MWh. Najniższą aktywność na parkiecie RTT odnotowano w styczniu. Wówczas ilość energii będącej przedmiotem transakcji, osiągnęła MWh. Najbardziej płynnym kontraktem w 212 roku był kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 213 rok. Wolumen obrotu na kontrakcie BASE_Y-13 wyniósł MWh (7 524 MW) - stanowi to 58,39 proc. łącznego wolumenu na parkiecie RTT. Średnia cena kontraktu BASE_Y-13 w całym 212 roku ukształtowała się na poziomie 197,76 zł za MWh. W 212 roku ceny energii dla kontraktu rocznego typu BASE były najniższe od początku wprowadzenia tego typu kontraktu do obrotu na RTT. W dniu 7 grudnia 212 roku kurs rozliczeniowy na kontrakcie BASE_Y-13 o wolumenie MWh, wyniósł 166,9 zł/ MWh. (Ciąg dalszy na stronie 8)

8 ROK 213, NUMER 2 STR. 8 Rynek Energii (Ciąg dalszy ze strony 7) RTT Porównanie łącznych obrotów miesiecznych w 212 i 211 (MWh) RTTg Rynek Terminowy Towarowy gaz ziemny W grudniu 212 r. na TGE wystartował rynek gazu. W ramach Rynku Terminowego Towarowego (RTTg) na każdej sesji uczestnicy rynku mają możliwość handlowania miesięcznymi, kwartalnymi i rocznymi kontraktami. Przedmiotem obrotu jest dostawa gazu w jednakowej ilości we wszystkich godzinach okresu dostawy. W dniu 2 grudnia zawarto transakcję zakupu/ sprzedaży gazu ziemnego o łącznej wartości 744 MWh na kontrakcie GAS_BASE_M-1-13 przy kursie 116,57 PLN/MWh. Pod koniec grudnia 212 roku uruchomiony został również rynek spot gazu ziemnego Rynek Dnia Następnego (RDNg). RPM Rynek Praw Majątkowych Wzrost obrotów odnotowano również na Rynku Praw Majątkowych TGE. Łączny obrót wszystkimi typami praw majątkowych w 212 roku, ukształtował się na poziomie MWh - co stanowi wzrost w porównaniu do roku 211 o ponad 22 proc. W skali miesiąca najwyższy wolumen obrotów odnotowano w lutym, kiedy to ilość praw majątkowych będących przedmiotem transakcji zawartych na RPM, osiągnęła wartość MWh. Najniższą aktywność na parkie- cie RPM odnotowano w sierpniu. Wówczas ilość praw majątkowych, będących przedmiotem transakcji, osiągnęła MWh. Łączny obrót na instrumencie PMOZE_A (zielone certyfikaty) w 212 roku, ukształtował się na poziomie MWh. Złożyły się na to transakcje na sesjach giełdowych MWh oraz transakcje pozasesyjne MWh. RPM Porównanie łącznych obrotów miesięcznych 212 i 211 (MWh) sty lut mar kwi maj cze lip sie wrz paź lis gru Średnioważona cena praw majątkowych typu PMOZE_A, ze wszystkich transakcji w 212 roku, wyniosła 253,31 zł/mwh. Złożyły się na to średnioważona cena w transakcjach na sesji - 255,82 zł/mwh i średnioważona cena w transakcjach pozasesyjnych - 252,75 zł/mwh. Z kolei łączny obrót na instrumencie PMGM (żółte certyfikaty) w 212 roku ukształtował się na Źródło: sty lut mar kwi maj cze lip sie wrz paź lis gru poziomie MWh. Złożyły się na to transakcje na sesjach giełdowych MWh oraz transakcje pozasesyjne MWh. Średnioważona cena praw majątkowych typu PMGM, ze wszystkich transakcji w 212 roku, wyniosła 123,43 zł/mwh. Złożyły się na to średnioważona cena w transakcjach na sesji - 124,24 zł/mwh i średnioważona cena w transakcjach pozasesyjnych - 123,32 zł/mwh. Natomiast łączny obrót na instrumencie PMEC (czerwone certyfikaty) w 212 roku ukształtował się na poziomie MWh. Złożyły się na to transakcje na sesjach giełdowych MWh oraz transakcje pozasesyjne MWh. Średnioważona cena praw majątkowych typu PMEC, ze wszystkich transakcji w 212 roku, wyniosła 12,64 zł/mwh. Złożyły się na to średnioważona cena w transakcjach na sesji - 7,85 zł/mwh i średnioważona cena w transakcjach pozasesyjnych - 13,39 zł/mwh. W roku 212 zarząd Towarowej Giełdy Energii podjął decyzje o nadaniu statusu członka Rejestru Świadectw Pochodzenia 211 firmom: 2 firm zostało dopuszczonych do wykonywania operacji w instrumentach OZE, 66 w instrumencie PMGM, 46 w instrumencie PMEC oraz 47 w instrumencie PMMET. Łącznie w RŚP zarejestrowanych na koniec 212 roku było podmiotów.

9 ROK 213, NUMER 2 STR. 9 Rynek Energii RAPORT Z TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII S.A. - STYCZEŃ 213 R. Łączny obrót energią elektryczną: 9,234 TWh spadek o 65,7% m/m Łączny obrót wszystkimi typami praw majątkowych na Rynku Praw Majątkowych: 7,281 TWh spadek o 5,42% m/m Łączny obrót na rynku bilansującym: 34,67 GWh, spadek o 26,1% m/m Łączny obrót energią elektryczną na Towarowej Giełdzie Energii S.A. w styczniu 213 wyniósł 9,234 TWh i był niższy w porównaniu do poprzedniego miesiąca o 65,7% (26,927 TWh w grudniu 212). Łączny obrót wszystkimi typami praw majątkowych na Rynku Praw Majątkowych w styczniu 213 wyniósł 7,281 TWh i był niższy w porównaniu do poprzedniego miesiąca o 5,42% (7,699 TWh w grudniu 212). Łączny obrót na rynku bilansującym w styczniu 213 r. wyniósł 34,67 GWh, przy czym sprzedano 299,36 GWh, a zakupiono 41,8 GWh, przy min. cenie 8, PLN/MW i max. cenie 428,95 PLN/MWh Rynek Dnia Następnego (RDN) W styczniu 213 r. obrót energią elektryczną w dostawie na dzień następny na parkiecie TGE wyniósł 1,951 TWh. W porównaniu do poprzedniego miesiąca obroty na RDN wzrosły o 2,52% (1,93 TWh w grudniu 212). Średnie dzienne obroty dla dni roboczych kształtowały się na poziomie MWh, a dla dni wolnych MWh. Miesięczny kurs BASE, liczony jako średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na Rynku Dnia Następnego, wyniósł 171,81 PLN/MWh (wzrost m/m o 5,61%). Miesięczny kurs PEAK, liczony jako średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na Rynku Dnia Następnego dla godzin od 8 do 22, wyniósł 186,98 PLN/MWh (wzrost m/m o 3,35%). Rynek Terminowy Towarowy (RTT) Obrót energią elektryczną na Rynku Terminowym Towarowym w styczniu 213 wyniósł 7,281 TWh (25,22 TWh w grudniu 212). Stanowi to spadek miesiąc do miesiąca o 7,9%, lecz w porównaniu do stycznia 212 roku, wolumen obrotu na RTT wzrósł o 356%. Najbardziej płynnym kontraktem na RTT był kontrakt roczny w dostawie pasmowej w 214 roku. Wolumen obrotu na kontrakcie BASE_Y-14 wyniósł 3,959 TWh stanowi to 54,38% łącznego wolumenu na rynku RTT. Średnia cena kontraktu BASE_Y-14 w styczniu 213 ukształtowała się na poziomie 167,15PLN/MWh (spadek m/m o 1,1%). Źródło: Opracowanie własne z raportów TGE i CIRE Fixing 1 (not. dzienne w PLN/MWh) otw. max. min. zam Rynek bilansujący (not. dzienne w PLN/MWh) otw. max. min. zam Dzienne indeksy na RDN (PLN/MWh) IRDN sirdn offirdn Dzienny wolumen (w MWh) Fixing 1 Fixing 2 Notowania ciągłe Instrumenty RDS Kontrakty blokowe

10 ROK 213, NUMER 2 Aktualności STR Miesięczna produkcja energii elektrycznej w elektrowniach krajowych (w GWh) węgiel kamienny węgiel brunatny gaz odnawialne wodne wiatrowe przemysłowe PODROŻEJĄ PRAWA DO EMISJI CO2 DZIĘKI INTERWENCJI? Komisja Środowiska Parlamentu Europejskiego poparła we wtorek tzw. backloading, czyli zawieszenie aukcji 9 mln pozwoleń na emisję CO2 po 213 r. Europosłowie stosunkiem głosów 38 do 26 poparli tzw. backloading, czyli zmniejszenie w latach liczby sprzedawanych pozwoleń na emisję CO2 na unijnym rynku o 9 mln, by o tyle samo zwiększyć ją w kolejnych latach do 22 r. Mniejsza liczba pozwoleń ma wpłynąć na zwyżkę cen na giełdach. Po tym jak pod koniec stycznia komisja energii PE nie poparła tego projektu, cena spadła B I U L E T Y N Redakcja i opracowanie: Daniel Borsucki Iwo Wola Skład: ZOE zoe@khw.pl do najniższego poziomu w historii - ok. 3 euro za tonę. Na fali spekulacji, że komisja środowiska nie pójdzie śladem komisji energii, notowania zostały od początku lutego wywindowane do 5 euro za tonę. Pomysłowi komisarz Hedegaard przeciwni byli polscy europosłowie zarówno z PO, jak i PiS, a także polski rząd. Wszystkie polskie poprawki przegrały - powiedziała PAP po głosowaniu eurodeputowana Lena Kolarska-Bobińska (PO). Backloading może zostać jeszcze zablokowany podczas głosowania plenarnego nad stanowiskiem PE w tej sprawie. Komisja środowiska może o tym zdecydować w przyszłym tygodniu w związku z negatywną opinią komisji ds. energii. Polski minister ochrony środowiska Marcin Korolec należy do krytyków tego unijnego pomysłu, bo twierdzi, że Komisja Europejska zarezerwowałaby sobie prawo do sterowania ilością uprawnień, co byłoby administracyjną ingerencją w rynek. Mniejsza ilość uprawnień będzie powodować wzrost ich ceny - nie ma wątpliwości minister Marcin Korolec. Gra toczy się o ogromne kwoty. Polska energetyka oparta jest na węglu, przy którego spalaniu powstaje najwięcej dwutlenku węgla. Część uprawnień nasze elektrownie otrzymują za darmo, ale jeśli emitują za dużo CO2, to brakującą część muszą kupić na rynku. Dlatego tak istotne jest dla nich, ile kosztuje tona CO2. Agencja Fitch wyliczyła, że w tym roku cały nasz sektor energetyczny wyda na zakup uprawnień aż 1,3 mld zł. Przykładowo drugi co do wielkości producent prądu koncern Tauron ok. 75 proc. zapotrzebowania na emisje będzie mieć z puli bezpłatnej. Szacuje, że w tym roku wyda ekstra na zakup uprawnień ok. 15 mln zł. Przy założeniu, że wyprodukuje tyle prądu, co w 212 r., a tona CO2 będzie po 7 euro. Źródło: biznes/1,1896, ,podrozeja_prawa_do_emisji_co2_dzieki_interwencji_.html