Raport 1: Część 1. Wersja z dn

Wielkość: px
Rozpocząć pokaz od strony:

Download "Raport 1: Część 1. Wersja z dn. 16.10.2012"

Transkrypt

1 Projekt: Opracowanie analiz, materiałów merytorycznych i koncepcji działań mających na celu poprawę warunków rozwoju elektroenergetyki polskiej poprzez modyfikację unijnej polityki energetyczno klimatycznej lub ograniczenie jej negatywnego wpływu na Polskę Raport 1: Opracowanie analiz dotyczących kluczowych aspektów oceny oddziaływania unijnej polityki klimatycznej na gospodarkę, aspekty społeczne i system energetyczny w Polsce Część 1 Wersja z dn Pracę wykonała firma na zlecenie TAURON Wytwarzanie SA oraz PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Warszawa, październik 2012

2 Spis treści 1. WPROWADZENIE PODSTAWA PRACY OSZACOWANIE DOTYCHCZASOWYCH KOSZTÓW WDRAŻANIA POLITYKI KLIMATYCZNEJ W POLSCE GŁÓWNE KIERUNKI DZIAŁAŃ Z ZAKRESU POLITYKI KLIMATYCZNEJ I STAN ICH IMPLEMENTACJI W POLSCE NAJWAŻNIEJSZE EFEKTY ZWIĄZANE Z IMPLEMENTACJĄ UNIJNEJ POLITYKI KLIMATYCZNEJ W POLSCE OSZACOWANIA KOSZTÓW WDROŻENIA POLITYKI KLIMATYCZNEJ W POLSCE W LATACH Założenia metodyczne Analiza kosztów realizacji polityki klimatycznej w Polsce w latach WERYFIKACJA SPODZIEWANYCH EFEKTÓW (KORZYŚCI) ZESTAWIENIE NAJWAŻNIEJSZYCH ELEMENTÓW OCENY ORAZ WYNIKAJĄCE Z NICH WNIOSKI KRYTYCZNA ANALIZA DOKUMENTÓW UNIJNYCH UZASADNIAJĄCYCH UNIJNĄ POLITYKĘ KLIMATYCZNĄ ZAKRES ANALIZ Dokumenty będące przedmiotem analizy Zagadnienia będące przedmiotem oceny POWIĄZANIE MAPY 2050 I ENERGY ROADMAP 2050 Z INNYMI DOKUMENTAMI STRATEGICZNYMI KE Strategia Europa jako strategia główna Europa efektywnie korzystająca z zasobów - jedna z siedmiu inicjatyw strategicznych Energia 2020 i jej powiązanie z innymi strategiami CHARAKTERYSTYKA DOKUMENTU - MAPA Podstawa opracowania i powiązania z innymi dokumentami Kluczowe postanowienia Mapy Uzasadnienia formułowanych propozycji Znaczenie decyzyjne CHARAKTERYSTYKA DOKUMENTU - ENERGY ROADMAP Podstawa opracowania i powiązania z innymi dokumentami Kluczowe treści Energy Roadmap Formułowane uzasadnienia Znaczenie decyzyjne CHARAKTERYSTYKA OPRACOWANIA OCENA SKUTKÓW (IMPACT ASSESSMENT) DO MAPY Zakres wykonanych analiz Oceny skutków dla UE Analizy makroekonomiczne Analizy z wykorzystaniem modelu PRIMES CHARAKTERYSTYKA OCENY SKUTKÓW (IMPACT ASSESSMENT) DO ENERGY ROADMAP Scenariusze analizowane w Energy Roadmap Zakres prezentowanych analiz i wyników liczbowych Synteza najważniejszych wyników UWAGI KRYTYCZNE DO MAPY Uwagi dotyczące rangi dokumentu oraz powiązań z innymi dokumentami strategicznymi Uwagi dotyczące wyników analiz techniczno ekonomicznych Ogólne uwagi do obliczeń UWAGI KRYTYCZNE DO ENERGY ROADMAP Uwagi dotyczące powiązań z innymi dokumentami strategicznymi

3 Uwagi dotyczące układu i zakresu obliczeń Uwagi dotyczące wyników obliczeń i uzasadnień UWAGI DOTYCZĄCE ANALIZ MAKROEKONOMICZNYCH Najważniejsze prezentowane wyniki analiz KE Analizy European Climate Foundation (ECF) ZESTAWIENIE KLUCZOWYCH WYNIKÓW LICZBOWYCH Z ANALIZ WŁASNYCH ORAZ ANALIZ KE UKAZUJĄCYCH SKUTKI UNIJNEJ POLITYKI KLIMATYCZNEJ PODEJŚCIE ZASTOSOWANE DO WYBORU PREZENTOWANYCH DANYCH DANE LICZBOWE Z RAPORTU KIG Zakres analiz Ceny energii Wpływ na tempo rozwoju gospodarczego kraju Wpływ na sektor przemysłu Skutki dla gospodarstw domowych Skutki dla systemu energetycznego kraju Koszty zakupu uprawnień emisyjnych Łączne koszty dla odbiorców energii WYNIKI POKAZUJĄCE SKUTKI DLA POLSKI NA TLE INNYCH KRAJÓW UE WG OPRACOWAŃ KE Wyniki dotyczące skutków makroekonomicznych Koszty bezpośrednie i skuteczność mechanizmów kompensacyjnych wg analiz KE z 2008 r Koszty bezpośrednie i skuteczność mechanizmów kompensacyjnych wg analiz KE z 2012 r Wyniki dotyczące kosztów zewnętrznych przy wdrożeniu Pakietu klimatycznego WYBRANE OCENY KE DOTYCZĄCE SKUTKÓW ZAOSTRZONYCH CELÓW REDUKCJI DO 2050 ROKU Ceny CO Koszty systemowe i koszty zakupu uprawnień do emisji Nakłady inwestycyjne Koszty wytwarzania i ceny energii elektrycznej Wydatki gospodarstw domowych ZESTAWIENIE POTENCJALNYCH NEGATYWNYCH SKUTKÓW POLITYKI KLIMATYCZNEJ TRUDNYCH DO LICZBOWEJ OCENY, WRAZ Z ICH JAKOŚCIOWYM OPISEM ZESTAWIENIE NAJWAŻNIEJSZYCH ZAGROŻEŃ POLITYKI KLIMATYCZNEJ Ochrona klimatu Bezpieczeństwo energetyczne Zależność importowa Rozwój gospodarczy i społeczny Rynek energii System prawno regulacyjny Wykorzystanie zasobów (finansowych, ludzkich) Wartości kapitał społeczny i polityczny Relacje wewnątrz UE Pozycja UE na świecie PODSUMOWANIE OCENY JAKOŚCIOWEJ Mapa skutków polityki klimatycznej Syntetyczne zestawienie skutków

4 1. Wprowadzenie 1.1. Podstawa pracy Podstawą sporządzenia niniejszego raportu jest umowa z dnia 19 lipca 2012 na wykonanie opracowania: Opracowanie analiz, materiałów merytorycznych i koncepcji działań mających na celu poprawę warunków rozwoju elektroenergetyki polskiej poprzez modyfikację unijnej polityki energetyczno klimatycznej lub ograniczenie jej negatywnego wpływu na Polskę. Zamawiającymi opracowanie są: TAURON Wytwarzanie S.A i PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA a Wykonawcą: Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. Pełen zakres pracy obejmuje wykonanie następujących zadań: 1) Wykonanie uzupełniających prac analitycznych. 2) Opracowanie uzasadnienia potrzeby zmiany unijnej polityki energetyczno klimatycznej w formie raportu przedstawiającego w sposób całościowy (ale dość syntetyczny) szeroką paletę skutków polityki klimatycznej, zarówno korzystnych jak i niekorzystnych, szacowanych w sposób liczbowy i ocenianych wyłącznie w sposób jakościowy. 3) Opracowanie koncepcji 3 wariantów modyfikacji unijnej polityki energetyczno klimatycznej: 4) Opracowanie syntezy decyzyjnej wskazującej najważniejsze argumenty za dokonaniem zmian w unijnej polityce klimatycznej oraz proponowane kierunki jej modyfikacji wraz z uzasadnieniem i oceną skutków (w tym korzyści dla Polski). W wyniku realizacji wymienionych zadań powstały trzy wymienione niżej raporty oraz synteza decyzyjna. Tablica 1.1. Zestaw raportów będących wynikiem realizacji umowy Ozn. Tytuł Raport 1 Raport 2 Raport 3 Opracowanie analiz dotyczących kluczowych aspektów oceny oddziaływania unijnej polityki klimatycznej na gospodarkę, aspekty społeczne i system energetyczny w Polsce Kompleksowa ocena skutków unijnej polityki klimatycznej dla Polski wraz z uzasadnieniem potrzeby zmiany tej polityk Wstępna koncepcja zmian w unijnej polityce klimatycznej oraz proponowane kierunki jej modyfikacji wraz z uzasadnieniem i oceną skutków 3

5 Niniejszy raport przedstawia wyniki realizacji pierwszego zadania, które zgodnie z określonym w umowie zakresem prac obejmuje następujące analizy cząstkowe: a. Oszacowanie dotychczasowych kosztów wdrażania polityki klimatycznej w Polsce, wraz z oceną wpływu na stymulowanie rozwoju gospodarczego i innowacyjność polskiej gospodarki); b. Krytyczna analiza dokumentów unijnych uzasadniających unijną politykę klimatyczną (Impact Assessment do Pakietu klimatycznego, Mapa 2050, Energy Roadmap 2050) wraz z uwzględnieniem analiz dokumentów dot. skutków zaostrzenia redukcji emisji powyżej 20% w roku 2020; c. Wybór i zestawienie wraz z opisem kluczowych wyników liczbowych ukazujących skutki polityki klimatycznej na podstawie wyników analiz dla Polski oraz wybranych wyników analiz KE jako ważnych argumentów dla rządu polskiego w dyskusji na forum unijnym; d. Sporządzenie możliwie pełnego zestawu (mapy) skutków polityki klimatycznej, które są trudne do liczbowej oceny lecz mają poważny wpływ na gospodarkę i mieszkańców wraz z ich jakościowym opisem. e. Analiza opracowań i ocen dotyczących kosztów zewnętrznych wytwarzania energii na podstawie dostępnych opracowań wiodących instytucji międzynarodowych lub krajowych (w kontekście uwag Koalicji Klimatycznej); f. Przeglądowa analiza problemu tworzenia/tracenia miejsc pracy w wyniku polityki klimatycznej na podstawie dostępnych opracowań (nowe tzw. zielone miejsca pracy a także utrata miejsc pracy w branżach tradycyjnych); g. Jakościowa, wstępna analiza potencjału innowacyjności głównych kierunków rozwoju energetyki: OZE, energetyka konwencjonalna, źródła rozproszone, energetyka jądrowa (w aspekcie przewidywanej redukcji kosztów głównych technologii energetycznych, a także wpływu innowacji dokonywanych w energetyce na rozwój innych branż przemysłowych) ; Ze względu na dużą objętość raport został podzielony na dwie części: Część 1 - obejmuje zagadnienia wymienione w punktach a d; koncentruje się na ocenie dotychczasowych i przyszłych skutków polityki klimatycznej wykorzystując w tym celu wyniki analiz liczbowych a także oceny jakościowe. Część 2 - obejmuje zagadnienia wymienione w punktach e g; koncentruje się na szerszym przedstawieniu problematyki wpływu polityki klimatycznej na koszty zewnętrzne, miejsca pracy oraz innowacyjność gospodarki. 4

6 2. Oszacowanie dotychczasowych kosztów wdrażania polityki klimatycznej w Polsce W rozdziale przedstawiono oceny dotychczasowych kosztów, a częściowo także efektów realizacji polityki klimatycznej w Polsce. Pierwszy etap realizacji tej polityki ma się zakończyć w roku 2020, czyli już za osiem lat, a w dalszym ciągu trwają jeszcze dyskusje co do celu który w tym okresie ma być osiągnięty. Obecnie obowiązuje cel 20% redukcji antropogenicznej emisji CO 2 z obszaru UE. W Polsce działania mające na celu ograniczenie emisji gazów cieplarnianych podjęto już w ubiegłym wieku w celu spełnienia zobowiązań z Kioto. W dokumentach rządowych jeszcze przed określeniem unijnej polityki klimatycznej wyznaczono indykatywnie cele dotyczące wielkości emisji CO2 i udziału energii odnawialnej w krajowym bilansie energetycznym. Również w traktacie akcesyjnym zawarto elementy związane z europejską polityką klimatyczną. Przeprowadzona analiza dotyczy okresu , przy czym konkretne oszacowania przeprowadzono na podstawie publikowanych danych statystycznych, czyli dla lat Przedstawione dane dotyczące lat poprzednich dają lepszą perspektywę dla przeprowadzonej analizy Główne kierunki działań z zakresu polityki klimatycznej i stan ich implementacji w Polsce Redukcja antropogenicznej emisji gazów cieplarnianych może być osiągana w Polsce i w skali globalnej poprzez działania w trzech, uzupełniających się kierunkach: 1. Zmiana struktury zużywanej energii pierwotnej a. Ograniczenie spalania węgla poprzez zastępowanie go: i. Węglowodorami ii. Paliwami odnawialnymi (biomasą, biogazem, biopaliwami) iii. Energią jądrową b. Wykorzystanie energii odnawialnej (wody, wiatru, słońca) 2. Poprawa efektywności wykorzystania energii w: a. Bezpośrednim użytkowaniu b. Procesie przetwarzania energii (w tym podniesienie stopnia skojarzenia w produkcji energii elektrycznej) 3. Sekwestracja i składowanie już wyemitowanego dwutlenku węgla (instalacje CCS, zwiększanie powierzchni leśnych ekosystemów). Ustawodawstwo europejskie określające cele polityki klimatycznej i środki realizacji tych celów w dalszym ciągu ulega zmianom. Na kształt tej polityki w latach wpływ miały następujące dokumenty: 5

7 W styczniu 2007 opublikowany został dokument Komisji Europejskiej pt Europejska polityka energetyczna (KOM(2007) 1 wersja ostateczna), w którym przedstawiono propozycje strategicznych kierunków europejskiej polityki energetycznej: Strategia przedstawiona w tym dokumencie została przyjęta przez Radę Europejską w marcu W styczniu 2008 KE opublikowała pakiet klimatyczno-energetyczny 3x20, w którym sformułowano następujące cele do osiągnięcia w 2020 roku: o o o redukcja gazów cieplarnianych o 20% poniżej emisji z 1990 r., a o 30% w przypadku światowego porozumienia klimatycznego (post-kioto); 20% udział OZE w zużyciu energii finalnej; 20% redukcji w zużyciu energii pierwotnej w stosunku do prognozy podstawowej dla roku Pakiet został w 2009 roku przełożony na wiążące ramy prawne w zakresie emisji gazów cieplarnianych i energii z odnawialnych źródeł 1 oraz uzupełniony o kwestie dotyczące CCS 2. W szczególności sprecyzowane zostały cele udziału OZE w energetyce i transporcie w poszczególnych krajach oraz rozdzielone zostały przydziały uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na lata przedsiębiorstwom uczestniczącym w europejskim systemie handlu emisjami gazów cieplarnianych (ETS). W listopadzie 2008 roku KE przedłożyła Drugi strategiczny przegląd sytuacji energetycznej: plan działania dotyczący bezpieczeństwa energetycznego i solidarności energetycznej UE (KOM(2008) 2871), który podkreślił wagę sieciowej infrastruktury energetycznej oraz zapowiedział przygotowanie mapy drogowej Polityki Energetycznej na 2050 r. w kontekście polityki niskoemisyjnej oraz agendy politycznej na rok Zobowiązania Polski w ramach polityki klimatycznej w części dotyczącej uczestnictwa w systemie handlu uprawnieniami do emisji (ETS) zgodnie z filozofią tego instrumentu, nie wyznaczają krajowego pułapu emisji gazów cieplarnianych emitowanych przez firmy do niego należące. W mijającym okresie muszą tylko wykupować uprawnienia za emisję przekraczającą przyznane darmowe przydziały tych uprawnień. W następnych etapach ETS będą musiały zakupić na rynku rosnącą część uprawnień niezbędnych do pokrycia całości wyemitowanych gazów cieplarnianych (elektrownie zawodowe mają obowiązek zakupu całości uprawnień już od roku 2013, poza rozwiązaniami przejściowymi 1 Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady: 1) 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE; 2) 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych; Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych. 2 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 6

8 zaakceptowanymi przez KE). Wyznaczono natomiast krajowy limit na emisje z pozostałych źródeł (non ETS). W 2020 roku emisje z tej części gospodarki nie mogą przekraczać 114% emisji gazów cieplarnianych z 2005 roku, z tego obszaru. Dyrektywy kształtujące europejską politykę klimatyczną nie zostawiają jednak zupełnej swobody poszczególnym państwom w realizacji celów wyznaczonych na 2020 rok. Dotyczy to przede wszystkim wykorzystania energii odnawialnej. W 2020 roku 10% energii wykorzystywanej w transporcie drogowym i kolejowym w każdym kraju ma pochodzić z ciekłych biopaliw lub z energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł odnawialnych. Natomiast wszystkie rodzaje wykorzystanej energii odnawialnej mają w 2020 roku w przypadku Polski stanowić 15% krajowego końcowego zużycia energii brutto 3. W dokumentach unijnych wyznaczona jest też orientacyjna ścieżka dochodzenia do wyznaczonego celu rok po roku. W Polsce polityka klimatyczna jest realizowana przez uczestnictwo w europejskim systemie handlu uprawnieniami do emisji oraz poprzez system tzw. kolorowych certyfikatów, czyli zbywalnych świadectw pochodzenia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i/lub kogeneracji. Te dwa podstawowe narzędzia mające charakter quasi ekonomiczny uzupełnianie są w sposób administracyjny poprzez ustalanie norm efektywności energetycznej oraz tzw. etykietowanie urządzeń pobierających energię. Spośród narzędzi administracyjnych najbardziej istotne dla realizacji celów polityki klimatycznej są normy określające własności cieplne ogrzewanych budynków i sprawność pojazdów. W niniejszej pracy analiza została skoncentrowana na kosztach i efektach wymienionych dwóch głównych mechanizmów (system handlu emisjami oraz system kolorowych certyfikatów). System handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (ETS) w Polsce i w Europie został wprowadzony kilka lat przed przedstawieniem europejskiego pakietu klimatyczno-energetycznego 3x20 precyzującego perspektywiczne cele europejskiej polityki klimatycznej. W Polsce system ten został wprowadzony na mocy ustawy o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji z 22 grudnia 2004 r. (Dz. U. 281 poz. 2784) powołując Krajowego Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji (KASHUE). Polska i inne kraje przystępujące do Unii Europejskiej w 2004 roku zaczęły uczestniczyć w europejskim systemie ETS. Ustawa w analizowanym okresie była kilkakrotnie korygowana i uzupełniana. Ustawa z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz. U. 199 poz.1227) wprowadza obowiązek udostępniania danych dotyczących krajowego systemu handlu uprawnieniami do emisji. 3 Końcowe zużycie energii brutto oznacza towary energetyczne dostarczane do celów energetycznych przemysłowi, sektorowi transportowemu, gospodarstwom domowym, sektorowi usługowemu, w tym świadczącemu usługi publiczne, rolnictwu, leśnictwu i rybołówstwu; łącznie ze zużyciem energii elektrycznej i ciepła przez przemysł energetyczny na wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła oraz łącznie ze stratami energii elektrycznej i ciepła podczas dystrybucji i przesyłania. 7

9 Ustawa z dnia 17 lipca 2009 r. o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz. U. 130 poz.1070) określa m.in. zasady funkcjonowania i zadania Krajowego ośrodka bilansowania i zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji (KOBIZE) 4 oraz zasady funkcjonowania krajowego rejestru i obrotu jednostkami Kioto. Określa też warunki i zasady realizacji projektów wspólnych wdrożeń i projektów mechanizmu czystego rozwoju. Załącznik do Ustawy stanowi wykaz gazów cieplarnianych i innych substancji wprowadzanych do powietrza, objętych systemem zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji. Ustawa z dnia 20 listopada 2009 r. o zmianie ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. 215 poz.1664). W tym akcie wpływy z kar i opłat związanych z systemem handlu uprawnieniami zostały przyznane Narodowemu Funduszowi Ochrony Środowiska. Jednocześnie instytucja ta została zobowiązana do pokrywania kosztów administracji systemu i została uprawniona do wspierania przedsięwzięć redukcyjnych. Ustawa z dnia 28 kwietnia 2011 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Ustawa od 1 stycznia 2012 roku do systemu włącza operacje lotnicze a od 1 stycznia 2013 roku do listy substancji objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji dołącza emisje podtlenku azotu (N2O) i perfluorowęglowodorów (PFCs) Również i system kolorowych certyfikatów w Polsce ma swoją historię sprzed ustalenia europejskiego pakietu klimatyczno-energetycznego 3x20. Już w pierwotnej wersji ustawy Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 r. przewidziano możliwość wprowadzenia obowiązku odbioru energii ze źródeł odnawialnych przez podmioty zajmujące się przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej. Obowiązek uzyskania świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych nałożyła na przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem, dystrybucją i obrotem energią elektryczną Ustawa z 4 marca 2005 roku o zmianie ustawy Prawo energetyczne i ustawy Prawo ochrony środowiska (Dz. U z 2005 r. nr 62 poz. 552). Konieczność uzyskania świadectw pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji została wprowadzona przez ustawę z 12 stycznia 2007 roku o zmianie ustawy Prawo energetyczne i ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie zgodności (Dz. U z 2007 r. nr 21 poz. 124). Ustawa z 8 stycznia 2010 roku o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U z 2010 r. nr 21 poz. 104) wprowadza rozwiązania dotyczące biogazu rolniczego (świadectwa pochodzenia biogazu rolniczego) i m.in. reguluje sprawę uwzględnienia w taryfach dystrybucyjnych zwiększonych kosztów przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej związanych z przyłączeniem do sieci źródeł wiatrowych. Reguluje też sytuacje w których jednostki kogeneracyjne korzystają z paliw odnawialnych lub z metanu uzyskiwanego z wyrobisk kopalnianych. 4 KOBIZE przejęło obowiązki KASHUE w czerwcu 2011 r. 8

10 Ustawa z dnia 19 sierpnia 2011 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U z 2011 r. nr 205 poz. 1208) m.in. dokładniej precyzuje podmioty gospodarcze zobowiązane do uzyskania świadectw pochodzenia. Ponadto ustawa ta wprowadza obowiązek gromadzenia i przekazywania informacji dotyczących istniejącej, będącej w budowie lub planowanej infrastruktury energetycznej w sektorach gazu ziemnego i energii elektrycznej, w tym energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz instalacji do wychwytywania CO 2. Obowiązująca lista szczegółowych celów do osiągnięcia w ramach realizacji polityki klimatycznej została uchwalona przez Radę Ministrów 7 grudnia 2010 roku i opublikowana w dokumencie Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych. Według tego dokumentu w 2010 roku udział energii odnawialnej w 2010 roku w krajowym końcowym zużyciu brutto powinien wynieść 9,4%. Udział ten ma rosnąć w następnych latach i w roku 2015 wynieść 11,6%, w roku %, a w 2030 roku 16%. W celach szczegółowych określono też udział energii elektrycznej wytworzonej w źródłach wykorzystujących OZE w krajowym zużyciu brutto energii elektrycznej dla poszczególnych lat na podstawie zasad dyrektywy 2001/77/WE. W 2008 roku udział ten miał wynieść 5%; w 2009 roku 6,2% i 7,5% w roku W 2012 roku ma wynieść 10,19%, a w ,7% Najważniejsze efekty związane z implementacją unijnej polityki klimatycznej w Polsce W ramach analizy rozpatrywano następujące wyniki działań związanych z implementacją polityki klimatycznej w Polsce: 1. Poziom emisji gazów dwutlenku węgla w Polsce w systemie ETS i poza nim. 2. Zmiany w strukturze i w poziomie zużycia energii w Polsce. Skoncentrowano się na elementach mierzalnych, na celach wyznaczonych dla Polski w ramach polityki klimatycznej które świadczyć mogą o realizacji (lub nie) podstawowego celu tej polityki jakim jest redukcja antropogennej emisji gazów cieplarnianych. Przeanalizowano w badanym okresie: a. Udział ciekłych biopaliw w krajowym zużyciu paliw w transporcie lądowym b. Udział energii odnawialnej w krajowym końcowym zużyciu energii brutto c. Udział energii elektrycznej wyprodukowanej w źródłach wykorzystujących OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej brutto 3. Szeroko pojęte nakłady ponoszone na działania związane z realizacją polityki klimatycznej: a. Administracja systemami rozliczeń i kontroli zarówno handlu uprawnieniami do emisji jak i systemów certyfikatów b. Opłaty wnoszone przez wytwórców i spółki obrotu energii 9

11 c. Inwestycje w źródła przetwarzania energii (zmiany w strukturze dostępnej mocy elektrycznej w systemie) 4. Zmiany cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych 5. Wpływ na poziom zatrudnienia w gospodarce. To ostatnie zagadnienie w niniejszym rozdziale jest ujmowane bardzo zgrubnie, przez pryzmat mało precyzyjnych danych statystycznych. Zagadnienie to jest bardziej szczegółowo omawiane w rozdz Oszacowania kosztów wdrożenia polityki klimatycznej w Polsce w latach Założenia metodyczne Oszacowań dokonano dla dwóch najważniejszych instrumentów kształtujących politykę klimatyczną w Polsce, a mianowicie kosztów związanych z administracją i działaniem systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz kosztów związanych z wdrożeniem i działaniem systemu kolorowych certyfikatów. Trzeba podkreślić, że przeprowadzone oszacowania nie uwzględniają wszystkich kosztów. Rzeczywiste koszty prowadzenia polityki klimatycznej w Polsce w okresie , w stosunku do podawanych wyników oszacowań spełniają relację nie mniej niż. Do bezpośrednich kosztów administracji sytemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych zaliczono w całości budżet KASHUE oraz część budżetu KOBIZE. Ten drugi ośrodek zgodnie ze swoimi statutowymi obowiązkami zajmuje się też zarządzaniem i bilansowaniem emisji gazów innych niż gazy cieplarniane, głównie emisjami tlenków siarki i azotu zakwaszającymi atmosferę. Do pośrednich kosztów administracyjnych systemu ETS zaliczono koszty ponoszone przez firmy podlegające systemowi, ponoszone na spełnienie wymogów sprawozdawczości i uczestniczenia w grze giełdowej kupna/sprzedaży uprawnień do emisji. Koszty związane z tymi działaniami zostały oszacowane na podstawie arbitralnych założeń dotyczących liczby osób zaangażowanych w realizację tych zadań i średniego kosztu pracownika o wysokich kwalifikacjach. Filozofia działania systemu ETS polega na rynkowej dystrybucji kosztów działań redukcyjnych i kształtowania ścieżki dojścia do pożądanego poziomu redukcji emisji gazów cieplarnianych. Przy systematycznie malejącej łącznej podaży uprawnień do emisji będącej w dyspozycji uczestników systemu, dostępne przedsięwzięcia redukcji teoretycznie powinny być realizowane w kolejności od najtańszych do najdroższych, a o opłacalności tych zadań w danym momencie decyduje aktualny poziom cen uprawnień. Firmy nie podejmujące działań redukcyjnych - kupując uprawnienia - finansują inwestycje w firmach, które takie działania podjęły. Ceny uprawnień kształtują się na rynku giełdowym i podlegają wahaniom w zależności od liczby ofert kupna/ sprzedaży w danym momencie. Decyzje o zakupie lub czy 10

12 sprzedaży uprawnień po aktualnej cenie, uczestnicy ETS podejmują w zależności od przewidywań dotyczących swojego poziomu emisji i liczby posiadanych uprawnień. Łączy się to z ryzykiem podjęcia nietrafnych decyzji i ponoszenia strat finansowych. Realnym kosztem działającego poprawnie systemu ETS są wydatki na konkretne przedsięwzięcia redukujące wielkość emisji. W analizowanym okresie średni poziom cen uprawnień był na tyle niski, że nie motywował do bardziej kosztownych i większych przedsięwzięć redukcyjnych. Główną przyczyną jest europejski kryzys gospodarczy, który niezależnie od systemu ETS znacznie obniżył poziom produkcji w całej Europie, w tym również w obszarach objętych systemem. Tak więc, pewna redukcja poziomu emisji CO2 w skali europejskiej nastąpiła w wyniku działania najprostszego narzędzia redukcji, a mianowicie ograniczenia produkcji przemysłowej. W Polsce tylko w 2008 roku łączna liczba przydzielonych uprawnień do emisji przedsiębiorstwom uczestniczącym w ETS była niższa niż łączna emisja powodowana działalnością tych firm, brakowało świadectw na nieco ponad 3 mln ton CO2. W latach 2009 i 2010 wystąpiły nadwyżki liczby świadectw nad zweryfikowanymi emisjami: o blisko 11 mln ton w 2009 roku i o blisko 6 mln ton w Zupełnie inaczej wygląda sytuacja w polskiej elektroenergetyce, która nie ma możliwości swobodnego ograniczania produkcji do poziomu zgodnego z przydziałem uprawnień do emisji. Elektrownie i elektrociepłownie w Polsce, w analizowanych latach dostały przydziały uprawnień na poziomie 76% wszystkich przydziałów w ETS- 76,21% w 2008, 76,1% w 2009 i 76,03% w 2010 r. Emisje CO2 z tej grupy instalacji stanowiły blisko 80% emisji w ETS. I tak, w 2008 roku zabrakło elektroenergetyce blisko 7 milionów uprawnień, w 2009 roku ćwierć miliona, a w 2010 blisko 3 milionów uprawnień. Wydatki elektroenergetyki na zakup uprawnień w ramach ETS formalnie nie stanowią kosztów działania tego instrumentu. Środki te trafiły do pozostałych uczestników sytemu w Polsce i za granicą. Tym niemniej miały bezpośredni wpływ na kondycję finansową elektroenergetyki i na poziom cen hurtowych. Dlatego też w niniejszej pracy zostały przedstawione jako dotychczasowy koszt (efekt) działania ETS w Polsce. System świadectw pochodzenia energii elektrycznej pomyślany jest jako elastyczny mechanizm subwencjonowania energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii (OZE) albo w kogeneracji. Producent spełniający któryś z wymienionych warunków otrzymuje świadectwo odpowiedniego rodzaju, dające mu tytuł do dodatkowych praw majątkowych. Ponadto instalacje wykorzystujące OZE mają ustawowo zapewniony zbyt na wytworzoną energię, po średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej, na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku kalendarzowym. Schemat tworzenia dodatkowych przychodów dla wytwórców energii elektrycznej z OZE przedstawiony został na rys Mechanizm powstawania tych przychodów jest taki sam w przypadku przyznawania świadectw pochodzenia dla wytwórców energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Na firmy zajmujące się sprzedażą energii elektrycznej ,114 mln ton CO ,838 mln ton CO ,873 mln ton CO 2 11

13 odbiorcom końcowym został ustawowo nałożony obowiązek przedstawienia do umorzenia pewnej liczby świadectw pochodzenia sprzedawanej energii pochodzącej z OZE i z wysokosprawnej kogeneracji. W każdym roku ustalany jest procentowy udział energii pochodzącej z tych źródeł, na podstawie którego określana jest liczba potrzebnych świadectw w stosunku do ilości energii sprzedanej odbiorcom końcowym przez sprzedawcę. Potrzebne świadectwa można nabyć na towarowej giełdzie energii 6 (TGE), gdzie są rejestrowane uznane przez URE prawa majątkowe poszczególnych wytwórców. Alternatywą przedstawienia odpowiedniej liczby świadectw jest wniesienie opłaty zastępczej. Wysokość tej opłaty w przypadku niedostatecznej liczby świadectw pochodzenia ze źródeł OZE została określona ustawowo w Prawie Energetycznym. W przypadku niedostatecznej liczby świadectw pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji, o wysokości opłat zastępczych decyduje prezes URE w ramach nakreślonych przez Prawo Energetyczne. Rys Schemat wsparcia dochodów wytwórców OZE poprzez system świadectw pochodzenia. Ceny świadectw pochodzenia kształtowane są na rynku, przy czym górną granicę tej ceny określa wysokość opłaty zastępczej dla danego roku. W przypadku niedostatecznej podaży energii pochodzącej ze źródeł OZE i/lub wysokosprawnej kogeneracji, ceny świadectw rosną. W przypadku nadmiernej podaży ceny świadectw maleją. Obecnie w Rejestrze Świadectw Pochodzenia prowadzonym przez TGE S.A. ewidencjonowanych jest 5 rodzajów praw majątkowych do świadectw pochodzenia: PMOZE (zielone certyfikaty) prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się przed 1 marca 2009 roku, PMOZE_A (zielone certyfikaty) prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się od 1 marca 2009 roku, PMGM (żółte certyfikaty) prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW, 6 Dopuszczalne są transakcje poza obrotem giełdowym ale z obowiązkiem ich rejestracji na TGE 12

14 PMMET (fioletowe certyfikaty) prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych - w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy, PMEC (czerwone certyfikaty) prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w pozostałych jednostkach kogeneracyjnych. Bilanse wystawionych i umorzonych do końca sierpnia 2012 roku świadectw każdego rodzaju przedstawiono na rys Źródło: Raport miesięczny TGE S.A sierpień 2012 Rys Bilanse wystawień i umorzeń świadectw pochodzenia energii elektrycznej do końca sierpnia 2012 roku. Warto zauważyć, że od początku istnienia systemu, największą liczbę świadectw pochodzenia wystawiono kogeneracji pozostałej, czyli praktycznie dla produkcji energii elektrycznej z istniejących dużych węglowych elektrociepłowni zawodowych (PMEC - certyfikaty czerwone). Trzeba w tym miejscu zaznaczyć, że węglowa energetyka zawodowa ma również znaczny udział w wystawionych świadectwach pochodzenia energii elektrycznej z OZE (PMOZE, PMOZE_A - certyfikaty zielone) za współspalanie biomasy w dużych obiektach systemowych. 13

15 Za brak odpowiedniej liczby zielonych certyfikatów opłatę zastępczą oblicza się według wzoru: gdzie poszczególne symbole oznaczają: Oz - opłatę zastępczą wyrażoną w złotych, Oz = Ozj x (Eo - Eu), Ozj - jednostkową opłatę zastępczą wynoszącą 240 złotych za 1 MWh w 2006 roku podlegającą corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z roku kalendarzowego poprzedzającego rok, dla którego oblicza się opłatę zastępczą, Eo - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh, wynikającą z obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia liczby świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE, Eu liczbę świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE, wyrażoną w liczbie MWh, które zobowiązany podmiot przedstawił do umorzenia w danym roku. Za brak odpowiedniej liczby certyfikatów żółtych, czerwonych i fioletowych opłata zastępcza wyliczana jest według następującego wzoru Ozs= Ozg x Eog + Ozk x Eok + Ozm x Eom, gdzie poszczególne symbole oznaczają: Ozs opłatę zastępczą wyrażoną w złotych wnoszoną w przypadku braku umorzonych świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, w stosunku do obowiązku określonego dla danego roku. Eok, Eog, Eom brak liczby umorzonych świadectw pochodzenia wyrażony w MWh w stosunku do obowiązku określonego dla danego roku odpowiednio dla: certyfikatów żółtych czerwonych i fioletowych w wyznaczonym terminie. Ozg jednostkową opłatę zastępczą za brak certyfikatów żółtych, nie niższą niż 15% i nie wyższą niż 110% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim, wyrażoną w złotych za 1 MWh. Ozk jednostkową opłatę zastępczą za brak certyfikatów czerwonych, nie niższą niż 15% i nie wyższą niż 40% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim, wyrażoną w złotych za 1 MWh. Ozm jednostkową opłatę zastępczą za brak certyfikatów fioletowych, nie niższą niż 30% i nie wyższą niż 120% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim, wyrażoną w złotych za 1 MWh. Liczba świadectw pochodzenia każdego rodzaju określana jest dla poszczególnych lat przez Ministerstwo Gospodarki na drodze rozporządzenia, poprzez określenie procentowych udziałów energii elektrycznej certyfikowanej w całości energii elektrycznej sprzedanej odbiorcom końcowym przez podmioty zobowiązane. Wysokość opłat zastępczych za brak świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji określa dla kolejnych lat Prezes URE i publikuje w corocznych 14

16 komunikatach, podobnie jak i wysokość opłaty zastępczej za brak świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE. Wysokości tych opłat przedstawiono w tabl. 2.1 Tablica 2.1. Wysokości opłat zastępczych stosowanych w przypadku braku świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE i z wysokosprawnej kogeneracji w Polsce w latach Rok Jednostka Ozj Certyfikaty zielone Ozg Certyfikaty żółte Ozk Certyfikaty czerwone Ozm Certyfikaty fioletowe 2007 PLN/MWh 242,40 117,00 17, PLN/MWh 248,46 117,00 17, PLN/MWh 258,89 128,80 19, PLN/MWh 267,95 128,80 23,32 59, PLN/MWh 274,92 127,15 29,58 59, PLN/MWh 286,74 128,80 29,30 60,00 Źródło: Komunikaty Prezesa URE z lat Jak już wspomniano, ceny rynkowe świadectw pochodzenia są niższe od podanych wyżej wartości. Na ich chwilową wartość ma wpływ gra giełdowa, w tym również zachowania spekulacyjne uczestników rynku. Działanie systemu pozwala rozłożyć koszty wspierania OZE i kogeneracji na odbiorców energii elektrycznej w całym kraju, a nie tylko odbiorców ulokowanych na tych obszarach dystrybucyjnych, w których takie źródła występują. Dodatkowo, pozwala minimalizować koszty tego wsparcia dzięki grze rynkowej. System świadectw pochodzenia energii elektrycznej jest najważniejszym, lecz nie jedynym instrumentem wsparcia energetyki odnawialnej i kogeneracji. Małe obiekty (poniżej 5 MW el ) są zwolnione z niektórych opłat skarbowych i z opłaty za wpis w rejestrze świadectw pochodzenia 7 oraz ponoszą jedynie 50% rzeczywistych kosztów przyłączenia instalacji do sieci, a co istotniejsze energia elektryczna wytworzona przez OZE zwolniona jest z akcyzy. Koszty ponoszone przez odbiorców energii oszacowane przez sumę wartości umorzonych świadectw pochodzenia i wniesionych opłat zastępczych przez firmy sprzedające energię elektryczną, dobrze ukazują skalę obciążenia odbiorców energii kosztami polityki rozwoju OZE. Są to koszty, które bezpośrednio podnoszą cenę energii elektrycznej ponad poziom wyznaczany przez swobodną grę rynkową. Przeanalizowano też drugą stronę zagadnienia, a mianowicie koszty inwestycyjne poniesione przez przedsiębiorstwa produkujące energię elektryczną z OZE i w małych elektrociepłowniach. System świadectw pochodzenia pozwala tym firmom uzyskiwać średnio znacznie wyższe stopy zysku netto niż uzyskiwane w firmach tradycyjnych, mimo znacząco wyższych jednostkowych kosztów inwestycyjnych i krótszego czasu pracy tych urządzeń. W analizowanym okresie nie powstały nowe duże systemowe elektrociepłownie, a koszty przystosowania dużych elektrowni do współspalania biomasy nie są znaczące. Oszacowania dokonano na podstawie danych dotyczących średnich jednostkowych kosztów inwestycyjnych dla poszczególnych rodzajów instalacji produkujących energię elektryczną z 7 Prawo Energetyczne art. 9e1 ust

17 OZE oraz danych dotyczących przyrostu zainstalowanych mocy w każdym z nich w latach W oszacowaniach kosztów i efektów wdrożenia polityki klimatycznej w Polsce posłużono się danymi z oficjalnych publikacji GUS i ARE z odpowiednich lat: dużych i małych roczników statystycznych, ze Statystyki elektroenergetyki polskiej, z Gospodarki paliwowo-energetycznej oraz sprawozdaniami Prezesa URE i KOBIZE Analiza kosztów realizacji polityki klimatycznej w Polsce w latach Koszty administracyjne systemu świadectw pochodzenia i sytemu handlu emisjami Systemami certyfikatów czyli świadectw pochodzenia energii elektrycznej zarządza Urząd Regulacji Energetyki. Na rysunku poniżej przedstawiono dane dotyczące budżetu i zatrudnienia w URE w latach Źródło: Sprawozdanie z działalności Prezesa URE w 2011 r. 8 Rys Budżet i zatrudnienie Urzędu Regulacji Energetyki w latach Jak wynika ze sprawozdania, mimo znacznego zwiększania się liczby zadań począwszy od 2006 roku, praktycznie nie zwiększył się budżet Urzędu. Również i poziom zatrudnienia w Urzędzie zmienia się nieznacznie. Od drugiego roku działalności (1999) do roku 2008 zatrudnienie wynosiło 290 etatów. Tylko w jednym roku w tym okresie (2001) wyniosło 300 etatów. W roku 2009 zatrudnienie zwiększyło się o 7 etatów, a w roku 2011 o następne 7 8 Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki 2/12 16

18 etatów. Nie sposób jednak bezpośrednio połączyć tych ostatnich zmian w zatrudnieniu z obsługą systemu certyfikacyjnego i jak widać z opublikowanych liczb nie spowodowało to wzrostu wydatków w urzędzie. Instytucje administrujące systemem ETS organizacyjnie wchodzą w skład Instytutu Ochrony Środowiska. Koszt funkcjonowania KASHUE w 2010 roku wyniósł ponad 5,5 mln złotych, a KOBIZE ponad 8 mln złotych, co stanowiło blisko 43% kosztów działania Instytutu. Również i w tym przypadku nie powołano zupełnie nowej instytucji. Sprawami administracyjnymi związanymi z handlem uprawnieniami do emisji zajęli się wysokiej klasy specjaliści, etatowi pracownicy naukowi Instytutu specjalizujący się w zagadnieniach ochrony środowiska. W procesie tworzenia obu systemów, w niektórych firmach będących ich uczestnikami zostały poniesione również koszty związane ze spełnieniem warunków rzetelnej rejestracji wielkości emisji oraz produkcji energii, o ile istniejące urządzenia nie spełniały warunków określonych w prawnych przepisach. Nie sposób z dostateczną dokładnością określić zarówno liczby takich firm, jak i średnich wydatków przez nie poniesionych. Można jednak przyjąć, że w sumie nie były to wydatki znaczące w skali gospodarki krajowej i miały charakter jednorazowy, a ponadto znaczna ich część została poniesiona w czasie trwania pierwszego etapu systemu ETS, tzn. w latach Bieżącą obsługą obu systemów w firmach będących ich uczestnikami obciążeni są pracownicy zajmujący się ochroną środowiska lub finansami w przedsiębiorstwie - i w rzeczywistości dodatkowe obciążenie nie prowadzi do zauważalnego zwiększenia zatrudnienia w firmach będących uczestnikami systemu. W systemie ETS zarejestrowano ponad 800 instalacji należących do blisko 600 firm, a w obrocie świadectwami pochodzenia uczestniczy ponad 1500 podmiotów. Przy ostrożnych założeniach, że: całkowite obciążenie pracą potrzebną do obsłużenia wymagań każdego z obu systemów nie przekracza w ciągu roku ½ etatu roczny koszt utrzymania takiego etatu w firmie uczestniczącej w systemie ETS lub w obrocie świadectwami pochodzenia wynosi około 80 tysięcy złotych łączne koszty administracyjne firm uczestniczących w realizacji polityki klimatycznej zostały oszacowane na około 84 mln złotych rocznie. Należy tu jeszcze raz podkreślić, że podana wartość nie oznacza bezwzględnego wzrostu kosztów działania w tych firmach, nie zwiększały one bowiem zatrudnienia w związku z tym uczestnictwem. Podana liczba jedynie obrazuje skalę obciążenia dodatkową pracą administracyjną. Reasumując można przyjąć, że administracja obu analizowanymi systemami związanymi z realizacją polityki klimatycznej nie spowodowała uchwytnego wzrostu kosztów działania administracyjnego instytucji i firm uczestniczących w analizowanych systemach. Wartość wysiłku włożonego w obsługę tych systemów oszacowano na około mln złotych rocznie. Realne koszty wpływające na przebieg procesów gospodarczych łączą się z zakupami uprawnień do emisji CO2 oraz świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE i z kogeneracji. W tabl. 2.2 zestawiono koszt netto zakupów uprawnień do emisji CO2 17

19 poniesionych w latach przez przedsiębiorstwa energetyki zawodowej. Firmy z tego sektora są odpowiedzialne za blisko 80 procent emisji CO2 emitowanych przez uczestników handlu emisjami w Polsce. Tablica 2.2. Koszt netto uprawnień do emisji CO2 w energetyce zawodowej w Polsce w latach Rok Zakup uprawnień Sprzedaż uprawnień Koszt netto 9 Udział w kosztach uzyskania przychodów mln zł mln zł mln zł % ,9 307,4 304,5-1,28% ,5 69,8-169,8 0,68% ,9 191,8-81,1 0,29% ,7 651,6-499,0 1,69% Źródło: Obliczenia własne na podstawie danych z roczników 2008 i 2010 Statystyki Elektroenergetyki. GUS Z przedstawionych danych wynika, że do 2010 roku koszty związane z systemem handlu emisjami w energetyce zawodowej nie były znaczące i nie przekraczały 1% kosztów uzyskania przychodów sektora, a w 2007 roku były nawet źródłem dodatkowych przychodów. Jednak już w roku 2010 przedsiębiorstwa wydały niemal pół miliarda złotych na zakup brakujących uprawnień, co stanowiło ponad półtora procent kosztu uzyskania przychodów przedsiębiorstw wytwórczych energetyki zawodowej. Tablica 2.3. Koszty świadectw pochodzenia energii w energetyce zawodowej w Polsce w latach Rok mln PLN mln PLN mln PLN mln PLN OZE Mała kogeneracja Pozostałe źródła świadectw Umorzenia świadectw Wniesione opłaty zastępcze Razem koszt systemu certyfikacji Źródło: Obliczenia własne na podstawie danych z roczników 2008 i 2010 Statystyki Elektroenergetyki. GUS W całym analizowanym okresie koszty umorzenia świadectw pochodzenia energii i wnoszenia opłat zastępczych w przypadku braku takich świadectw, stanowią znaczący i co więcej stale rosnący składnik kosztów firm obrotu sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym. W roku 2007 przekroczyły miliard złotych, a w 2010 wyniosły ponad 4 miliardy. W całym okresie koszty umorzenia świadectw stanowią około 80% poniesionych kosztów, pozostałe wydatki pochodzą z wniesionych ustawowych opłat zastępczych. 9 Wydatki na zakup brakujących uprawnień do emisji CO2 minus przychody ze sprzedaży posiadanych uprawnień. 10 Kogeneracja i współspalanie biomasy w dużych obiektach energetycznych 18

20 Koszty poniesione przez firmy sprzedające energię elektryczną z tytułu uczestnictwa w realizacji polityki klimatycznej mają swój udział w dynamice cen energii elektrycznej w latach przedstawionej w tabl Tablica 2.4. Średnie ceny energii elektrycznej w Polsce w latach według grup odbiorców Rok WN SN nn Gospodarstwa domowe zł/mwh zł/mwh zł/mwh zł/mwh ,0 227,1 337,9 320, ,3 231,7 341,5 333, ,6 234,8 339,0 341, ,4 280,3 393,8 380, ,4 362,8 493,0 427, ,1 356,5 505,9 450, ,0 362,1 533,7 476, I kw. 325,7 376,4 551,6 488,5 2010/ % 152% 149% 132% 2012 I kw./ % 160% 163% 143% Źródło: Roczniki 2006, 2008 i 2010 Statystyki Elektroenergetyki GUS. Sytuacja techniczno ekonomiczna sektora elektroenergetycznego I kwartał 2012 ARE Począwszy od 2008 roku ceny energii elektrycznej w Polsce wzrosły o ponad 60% dla wszystkich grup odbiorców poza gospodarstwami domowymi, które były chronione w analizowanym okresie. Jednak i dla tej grupy odbiorców ceny wzrosły o ponad 40%. Obecny wkład kosztów polityki klimatycznej we wzroście cen energii elektrycznej ilustruje rys Przedsiębiorstwa obrotu wydzielone ze spółek dystrybucyjnych, działające na rynku pierwotnym energii elektrycznej, przenoszą na odbiorców energii elektrycznej główną cześć kosztów związanych z systemem certyfikatów. W pierwszych kwartałach lat 2011 i 2012 ten składnik kosztu zbliżał się do 14,3% udziału w kosztach całkowitych. 19

21 Źródło: Sytuacja techniczno ekonomiczna sektora elektroenergetycznego I kwartał 2012 ARE Rys Składniki kosztu w przedsiębiorstwach obrotu (PO SD ) Udział wyżej pokazanych kosztów w średniej cenie energii elektrycznej płaconej przez końcowych odbiorców przedstawiono w tabl Tablica 2.5. Udział kosztów systemu kolorowych certyfikatów w średniej cenie energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w Polsce w latach Rok Udział kosztów "kolorowych certyfikatów" w średniej cenie końcowej energii elektrycznej ,34% ,68% ,53% ,70% Ikw2011 8,64% Ikw2012 8,76% Źródło: Obliczenia własne na podstawie roczników 2008 i 2010 Statystyki Elektroenergetyki GUS. Sytuacja techniczno ekonomiczna sektora elektroenergetycznego I kwartał 2012 ARE 20

22 Relatywne obciążenia kosztami systemu certyfikacji różnią się znacznie w zależności od kosztów przesyłu i dystrybucji płaconej przez poszczególne grupy odbiorców w swoich rachunkach. Tak więc wielcy odbiorcy, obciążeni jedynie kosztami przesyłu na wysokich napięciach, w swojej cenie płacą obecnie około 12% na rzecz realizacji polityki klimatycznej, a odbiorcy na niskich napięciach około 7%. Istotne jest, że w analizowanym okresie odpowiednie udziały systematycznie rosną. Wzrost obciążenia odbiorców energii elektrycznej byłby wyższy, gdyby drobni producenci (poniżej 5 MW el ) nie byli zwolnieni z akcyzy. Straty skarbu państwa z tego tytułu sięgają obecnie ok. 250 mln złotych rocznie, należy tu dodać również straty podatkowe związane z rosnącym udziałem biopaliw i biokomponentów w paliwach wykorzystywanych do celów transportowych, które również obniżają akcyzę 11. Straty podatkowe z tego tytułu już w 2010 roku przekroczyły miliard złotych. Koszty ponoszone rokrocznie przez odbiorców energii elektrycznej służą między innymi do finansowania budowy nowych mocy wykorzystujących odnawialne źródła energii. W latach , w polskim systemie energetycznym przybyło około 1,5 GW takich źródeł, z czego 1,3 GW w farmach wiatrowych. Ich koszt został oszacowany na podstawie danych z opracowania Ernst&Young wykonanego we współpracy z Polskim Stowarzyszeniem Energetyki Wiatrowej oraz European Energy Wind Association - dotyczącego wpływu energetyki wiatrowej na wzrost gospodarczy w Polsce 12. W raporcie m.in. podano wyliczone dla warunków panujących w Polsce w 2011 roku jednostkowe koszty inwestycyjne dla 1 MW mocy w instalacjach wykorzystujących OZE. Dane te zamieszczono w tabl Tablica 2.6. Jednostkowe koszty inwestycyjne elektrowni wykorzystujących OZE dla warunków panujących w Polsce w 2011 roku Rodzaj elektrowni wykorzystujące OZE Koszt inwestycyjny 1 MW w milionach złotych dla warunków 2011 Elektrownie na biogaz 14,3 Elektrownie na biomasę 10,3 Elektrownie wiatrowe 6,6 Elektrownie wodne 18,5 Elektrownie wytwarzające energię elektryczną z promieniowania słonecznego 7,8 Źródło: wnp.pl (Ireneusz Chojnacki) 12 W raporcie zastrzeżono, że podany koszt 1 MW mocy w elektrowni wodnej uwzględnia w całości koszt prac związanych ze spiętrzeniem regulującym stosunki wodne. W przeprowadzonych oszacowaniach pominięto te koszty przy założeniu, że duża część małych elektrowni wodnych powstałych w okresie wykorzystała istniejące spiętrzenia i do obliczeń przyjęto dla elektrowni wodnych wartość 7 mln zł za 1MW mocy 11 Stawki akcyzy/zwolnienia wynoszą:1565,00 zł/1000 litrów dla benzyn silnikowych/ zwolnienie 1,565 zł od każdego litra biokomponentów dodanych do tej benzyny, 1048,00 zł/1000 litrów dla oleju napędowego/ zwolnienie 1,048 zł od każdego litra biokomponentów dodanych do ON, 10,00 zł / 1000 litrów dla biokomponentów stanowiących samoistne paliwo (art. 89 ust. 1 pkt. 3, 7 i 8 ustawy z dnia 6 grudnia 2008 r. o podatku akcyzowym)

23 zainstalowanej. Po uwzględnieniu tej poprawki inwestycyjny koszt całkowity przyrostu nowych mocy w elektrowniach wykorzystujących OZE w latach wyniósł 11,3 mld złotych. W rzeczywistości poniesione nakłady były nieco niższe, gdyż w oszacowaniach wykorzystano poziom kosztów właściwy dla 2011 roku. Przy tych samych założeniach inwestycyjny koszt całkowity w okresie wyniósł blisko 7,5 mld złotych, co warto przyrównać do wpływów jakie producenci energii elektrycznej z OZE otrzymali za swoje świadectwa pochodzenia w tym okresie (por. tabl. 5.3). Z ponad 9 mld złotych, które zapłacili odbiorcy energii, przynajmniej 5,7 mld złotych trafiło do producentów energii elektrycznej z OZE - z czego około 2,7 mld złotych otrzymały duże elektrownie systemowe za współspalanie biomasy. O koszcie pozostałych form wspierania produkcji energii elektrycznej z OZE informację uzyskano z dwóch odpowiedzi rządu na interpelacje poselskie w sprawie wspierania OZE 13. Według udzielonych wyjaśnień: 1. Zwolnienie z opłat za udzielenie koncesji dla jednostek poniżej 5 MW el kosztowało w latach trochę powyżej 100 tys. zł. 2. Zwolnienie tych samych jednostek z opłat za wpis świadectw pochodzenia w okresie kosztowało 1,8 mln zł (1,2 mln zł w okresie ). 3. Bezpośrednie wsparcie finansowe inwestycji w źródła OZE pochodzi z unijnych środków z następujących kierunków: a. Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, w szczególności w ramach priorytetu IX Infrastruktura energetyczna przyjazna środowisku i efektywność energetyczna : działania 9.4 Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych oraz działania 9.6 Sieci ułatwiające odbiór energii ze źródeł odnawialnych. Do 15 kwietnia 2011 roku zatwierdzono do udzielenia dotacje w wysokości 0,677 mld złotych projektom OZE b. Programu Operacyjnego Innowacyjna gospodarka. W ramach tego programu do kwietnia 2011 roku podpisano umowy o dofinansowanie 40 projektów na sumę 0,506 mld złotych. c. Programu Operacyjnego Rozwój obszarów wiejskich. W ramach tego programu do końca marca 2011 roku podpisano umowy o dofinansowanie 258 projektów sumą 0,145 mld zł. d. 16 Regionalnych Programów Operacyjnych. W ramach wszystkich szesnastu programów - do końca marca 2011 roku podpisano umowy o dofinansowanie 145 projektów sumą 0,726 mld zł. Razem do końca I kwartału 2011 zostało przyznane źródłom OZE dofinansowanie z europejskich programów roku na sumę 2,054 mld złotych. 13 Interpelacja pana posła Jana Szyszki z dnia 18 listopada 2011 r. (SPS /11), Interpolacja pana posła Andrzeja Romanka z dnia 15 marca 2012 r. (SPS /12). Obie odpowiedzi na te dwie interpolacje zawierają te same dane dotyczące wspierania OZE 22

24 W świetle wyjaśnień rządowych program wspierania źródeł OZE ze środków krajowych nie odegrał większej roli w analizowanym okresie. Na konto NFOŚiGW w latach wpłynęło ponad 1,7 mld zł tylko z tytułu opłat zastępczych za brak wymaganych świadectw pochodzenia. Środki te zgodnie z ustawą mają być wykorzystane na wspieranie inwestycji w OZE i wysokosprawną kogenerację. Fundusz opracował program priorytetowy Program dla przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji podzielony na trzy podprogramy. Pierwszy i trzeci podprogram jest finansowany bezpośrednio przez NFOŚiGW, a drugi przez 16 wojewódzkich funduszy WFOŚiGW. Pierwszy podprogram ma ustalony budżet w wysokości 1,5 mld złotych na lata W tym programie projekty o minimalnym koszcie 10 mln złotych są wspierane poprzez dofinansowanie w formie preferencyjnej pożyczki do 75% kosztów kwalifikowanych. Projekty mają dotyczyć budowy: ciepłowni na biomasę (źródła rozproszone do 20 MWt), elektrociepłowni przy użyciu biomasy (źródła rozproszone do 3 MWe), wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła z wykorzystaniem biogazu, budowy, rozbudowy lub przebudowy instalacji wytwarzania biogazu rolniczego, elektrowni wiatrowych do 10 MWe, energetyki geotermalnej, elektrowni wodnych do 5 MWe, wysokosprawnej kogeneracji bez użycia biomasy. W ramach tego programu w latach przeprowadzono 3 konkursy dla potencjalnych beneficjentów. W I konkursie przeprowadzonym w 2009 roku zgłoszono 61 wniosków na sumę przekraczającą 1 mld złotych. Do 30 listopada 2011 r. zawarto 4 umowy na łączną kwotę pożyczki ok. 60,8 mln zł. W II konkursie przeprowadzonym w 2010 roku, zgłoszono 87 wniosków na łączną wnioskowaną kwotę pożyczki 1452 mln zł. Do dnia 22 czerwca 2011 r. z uczestnikami tego konkursu zawarto 5 umów na łączną kwotę pożyczki ok. 75,8 mln zł. III konkurs został ogłoszony w dniu 30 lipca 2010 r. Nabór wniosków trwał od 6 grudnia 2010 r. do 7 stycznia 2011 r. Alokacja środków wynosiła 1,26 mld zł ze względu na przesunięcie niewydatkowanej kwoty z I i II konkursu. Do NFOŚiGW wpłynęło 151 wniosków na łączną wnioskowaną kwotę pożyczki 3,08 mld zł. Całkowity koszt przedsięwzięć zgłoszonych do dofinansowania - to 5,66 mld zł. Listy rankingowe zostały zatwierdzone w dniu 7 lipca 2011 r. Promesy - na kwotę 1,26 mln zł - zostały udzielone i wystawione dla 65 wnioskodawców dnia 7 lipca 2011 r. Druga część Programu dla przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji ma ustalony budżet na lata w wysokości 0,32 mld złotych i dotyczy następujących rodzajów projektów: 23

25 wytwarzanie energii cieplnej przy użyciu biomasy (źródła rozproszone o mocy poniżej 20 MWt), wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu przy użyciu biomasy (źródła rozproszone o mocy poniżej 3 MWe), wytwarzanie energii elektrycznej i/lub ciepła z wykorzystaniem biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu szczątków roślinnych i zwierzęcych, elektrownie wiatrowe o mocy poniżej 10 MWe, pozyskiwanie energii z wód geotermalnych, elektrownie wodne o mocy poniżej 5 MWe, wysokosprawna kogeneracja bez użycia biomasy, zastosowanie pomp ciepła w instalacjach grzewczych, technologicznych i przemysłowych, wytwarzanie energii elektrycznej w instalacjach fotowoltaicznych, wytwarzanie energii cieplnej w instalacjach solarnych. Mają to być projekty o mniejszej wartości niż 10 mln złotych, a minimalny koszt projektu określono na 0,5 mln złotych. Wojewódzkie fundusze uzyskały możliwość przeprowadzenia konkursów na dofinansowanie wyżej wymienionych projektów dopiero w kwietniu 2010 roku. Dlatego do grudnia 2011 roku podpisano umowy o dofinansowanie tylko 4 projektów o wartości blisko 19 mln złotych. Trzecia część Programu dla przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji przygotowana przez NFOŚiZW z zarezerwowanym budżetem w wysokości 0,3 mld złotych na lata ukierunkowana jest na wspieranie osób fizycznych i wspólnot mieszkaniowych instalujących na swoich budynkach kolektory słoneczne. Wsparcie polega na 45% dopłatach do spłacanych rat kapitału kredytów bankowych zaciągniętych na ten cel. W latach z tego tytułu wypłacono niespełna 86 mln złotych. Poza wyżej wymienionymi programami NFOŚiGW przygotował na lata System Zielonych Inwestycji różniący się od powyższych źródłem finansowania. W tym przypadku środki na wsparcie inwestycji pochodzą ze sprzedaży nadwyżkowych jednostek przyznanej emisji w ramach protokołu z Kioto. tzw. AAU (Assigned Amount Units). Polska nadwyżka praw do emisji, przyznana w ramach Protokołu z Kioto (system ONZ) wynosiła w 2007 roku ok. 500 mln ton ekw. CO2 (500 mln AAU). W ramach systemu przygotowano pięć programów priorytetowych: 1. Zarządzanie energią w budynkach użyteczności publicznej. Budżet na lata : formy pomocy bezzwrotnej około 0,5 mld zł; formy pomocy zwrotnej około 1,0 mld zł. 24

26 2. Biogazownie rolnicze. Budżet na lata : formy pomocy bezzwrotnej 0,2 mld zł; formy pomocy zwrotnej 0,3 mld zł. 3. Elektrociepłownie i ciepłownie na biomasę. Budżet na lata : formy pomocy bezzwrotnej 0,05 mld zł; formy pomocy zwrotnej 0,075 mld zł. 4. Budowa, rozbudowa i przebudowa sieci elektroenergetycznych w celu przyłączenia źródeł wytwórczych energetyki wiatrowej (OZE). Budżet na lata ; formy pomocy bezzwrotnej 0,4 mld zł. 5. Zarządzanie energią w budynkach wybranych podmiotów sektora finansów publicznych. Budżet na lata : formy pomocy bezzwrotnej 0,5 mld zł. Drugi i trzeci program dotyczą wspierania technologii wykorzystujących OZE. Według odpowiedzi przedstawicieli rządu na interpelacje poselskie, z tych dwóch programów do końca 2011 roku przyznano dotacji na blisko 67 mln złotych i pożyczek na ponad 93 mln złotych. Należy stwierdzić, że gros środków krajowych, tych które w analizowanym okresie zostały ściągnięte z odbiorców energii, zostanie wykorzystane zgodnie z ustawowym przeznaczeniem dopiero w latach W analizowanym okresie większe znaczenie dla rozwoju energetyki odnawialnej miały środki unijne Weryfikacja spodziewanych efektów (korzyści) Analizie poddano przede wszystkim oficjalne statystyki danych gospodarczych dla poszczególnych lat, w obszarach w których spodziewane są efekty działań podejmowanych w ramach polityki klimatycznej. Podstawowym miernikiem realizacji celów polityki klimatycznej w analizowanym okresie jest oczywiście poziom emisji gazów cieplarnianych w dwóch obszarach: emisje z instalacji uczestniczących w europejskim systemie handlu uprawnieniami do emisji (obszar ETS) oraz emisje z pozostałych źródeł (obszar non-ets). Ponadto przeanalizowano udziały biopaliw i energii odnawialnej w krajowym bilansie energetycznym w kolejnych latach. Dokładniejsza analiza dotyczy dotychczasowego kierunku rozwoju w Polsce energetyki wykorzystującej OZE. Dane zestawione w tabl. 2.7 i przedstawione na rys. 2.5 nie wykazują wyraźnych trendów zmian w poziomie emisji gazów cieplarnianych w Polsce w latach W całym okresie nie nastąpiła redukcja emisji ani w obszarze ETS, ani w obszarze non-ets, mimo działania wprowadzonych dotychczas w Polsce instrumentów polityki klimatycznej. Nie ma również tendencji wzrostowych w tych obszarach mimo nieprzerwanego wzrostu gospodarczego w tym okresie. 25

27 Tablica 2.7. Poziom emisji gazów cieplarnianych w Polsce w latach Rok ETS non-ets Razem kraj mln ton CO 2 mln ton CO 2 mln ton CO bd bd Źródła: Annual European Union greenhouse gas inventory oraz Inventory report 2012 European Environment Agency mln ton CO ETS non-ets Źródło: tablica 2.7 Rys Poziom emisji gazów cieplarnianych w Polsce w latach W analizowanych latach czynnikami powodującymi wzrost emisji gazów cieplarnianych w Polsce były przede wszystkim szeroko prowadzone inwestycje infrastrukturalne. Generowały one wzrost popytu na stal i materiały budowlane oraz na usługi budowlane i transportowe, które w Polsce są realizowane głównie przez transport drogowy. Nie bez znaczenia dla wielkości emisji w tym okresie był dalszy wzrost zarówno liczby samochodów osobowych jak i średniego przebiegu w ciągu roku. W 2010 roku średnie temperatury w miesiącach sezonów grzewczych były o kilkanaście procent niższe niż wieloletnie średnie, co było impulsem do wzrostu popytu na energię w kraju i wzrostu poziomu emisji gazów cieplarnianych w obu obszarach. Poziom krajowego zużycia najważniejszych kategorii energii OZE i ich udział w krajowym zużyciu energii przedstawiono poniżej w tabl

28 Tablica 2.8. Krajowe zużycie energii pochodzącej z odnawialnych źródeł w Polsce w latach Rok Torf i drewno Energia wody i wiatru Geotermia Biogaz Roślinne i zwierzęce paliwa odpadowe stałe Paliwa ciekłe z biomasy Razem energia odnawialna 14 PJ PJ PJ PJ PJ PJ PJ ,5 8,4 0,48 2,24 31,8 2,3 176, ,2 8,3 0,54 2,61 55,8 4,1 199, ,7 10,3 0,44 2,71 60,6 4,4 203, ,0 10,8 0,53 5,52 51,9 18,5 226, ,2 12,5 0,60 4,10 50,1 27,8 253, ,3 16,6 0,56 4,80 65,3 37,1 287,6 Tablica 2.8. cd. Krajowe zużycie energii pochodzącej z odnawialnych źródeł w Polsce w latach Rok Zużycie paliw transportu lądowego Końcowe zużycie energii brutto Udział ciekłych biopaliw w zużyciu paliw transportu lądowego Udział w OZE w końcowym zużyciu energii brutto [PJ] [PJ] % % , ,5% 7,2% , ,6% 8,0% , ,8% 8,2% , ,9% 9,0% , ,2% 10,2% , ,3% 10,7% Źródło: Obliczenia własne na podstawie roczników Gospodarki paliwowo-energetycznej GUS. Energia ze źródeł odnawialnych w 2010 r. GUS Wsparcie polityki klimatycznej dla źródeł OZE nie zmieniło pozycji źródeł geotermalnych odgrywających w polskich warunkach marginalną rolę. Największe wzrosty zużycia wystąpiły w kategorii Paliwa ciekłe z biomasy, a także kategorii Energia wody i wiatru, przy czym dynamiczny wzrost dotyczy głównie energetyki wiatrowej. Udział źródeł OZE w krajowym końcowym zużyciu energii brutto przekroczył 10% już w 2009 roku i jest wyższy niż postawione orientacyjne cele w krajowej polityce. Wśród identyfikowanych efektów prowadzenia wsparcia OZE w ramach polityki klimatycznej podnosi się sprawę korzystnego wpływu wykorzystywania tych źródeł energii na zatrudnienie w gospodarce, zwłaszcza na terenach wiejskich - w działaniach związanych z produkcją ciekłych biopaliw i biomasy przeznaczonej do celów energetycznych. Jednak w Polsce efekt ten jeszcze nie ma statystycznego znaczenia. W tabl. 2.9 przedstawiono zestawienie wytworzonych i sprzedanych biokomponentów w Polsce. Produkcja wystarczała na pokrycie potrzeb krajowych i na niewielki eksport. Warto 14 Suma nie zawiera zużycia torfu, który należy paliw kopalnych. 27

29 przy tym zauważyć, że znaczny wzrost produkcji biokomponentów w latach w następnym okresie uległ zahamowaniu i w latach obserwuje się tendencję zniżkową. Tablica 2.9. Zestawienie wytworzonych i sprzedanych biokomponentów w Polsce w latach Sprzedane w kraju Sprzedane zagranicą Wytworzone Rok ton ton ton Suma końcowa Źródło: URE 15. W Polsce, energetyczne wykorzystanie biomasy w postaci drewna opałowego i odpadów drzewnych jest jeszcze dość szeroko rozpowszechnione w domowych gospodarstwach wiejskich. Efektem polityki klimatycznej ma być zwiększenie udziału spalania biomasy dla celów energetycznych w większych i w bardziej sprawnych urządzeniach. W tabl i na rys. 2.6 można prześledzić rozwój źródeł OZE produkujących energię elektryczną. Do roku 2009 największa mocą dysponowały elektrownie wodne, ale od roku 2010 liderem są elektrownie wiatrowe. Trzecim pod względem wielkości zainstalowanej mocy rodzajem są źródła wykorzystujące biomasę. Warto jednak pamiętać, że ze względu na różnice w poziomie wykorzystania mocy, struktura produkcji jest znacząco odmienna od struktury mocy. Tablica Moc elektryczna zainstalowana w OZE w latach (bez technologii współspalania) stan na r. [MW] Rodzaj źródła OZE Biogaz Biomasa Energia wiatru Energia wodna Energia słoneczna 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,12 Razem źródła OZE Źródło: URE html 28

30 [MW] En. wodna En. wiatru Biomasa Biogaz En. słoneczna Źródło: tablica 5.10 Rys Moc elektryczna zainstalowana w OZE w latach (bez technologii współspalania) stan na r Poziom produkcji energii elektrycznej ze źródeł OZE przedstawiony w tabl i na rys. 2.7 wskazuje na to, że produkcja energii elektrycznej z biomasy przy uwzględnieniu jej spalania w dużych jednostkach energetyki zawodowej (współspalanie) już 2008 roku była większa niż w innych źródłach OZE i utrzymuje tę pozycję do roku 2010 mimo znacznie mniejszej mocy niż np. elektrownie wiatrowe. Źródła OZE łącznie w 2010 roku wyprodukowały 10,8 TWh co stanowi nieco poniżej 7,0% krajowego zużycia energii elektrycznej brutto w tym roku. Oznacza to, że nie został osiągnięty w pełni cel dotyczący pozyskiwania energii elektrycznej ze źródeł OZE w 2010 roku określony w dokumencie Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych przyjętym przez Radę Ministrów 7 grudnia 2010 roku. Dokładniej, osiągnięty, a nawet nieznacznie przekroczony został cel ilościowy (10,618 TWh), natomiast udział w krajowym zużyciu energii elektrycznej brutto był niższy niż założone w dokumencie 7,53%. Tablica 2.11 Produkcja energii elektrycznej w Polsce przez poszczególne technologie OZE w latach [TWh] Rodzaj źródła OZE Biogaz 0,105 0,117 0,163 0,221 0,295 0,363 Biomasa 0,470 0,504 0,546 0,561 0,601 0,636 Energia wiatru 0,135 0,257 0,472 0,806 1,045 1,822 Energia wodna 2,176 2,030 2,253 2,153 2,376 2,922 Energia słoneczna 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Współspalanie 0,875 1,314 1,797 2,752 4,287 5,152 Razem źródła OZE bez współspalania 2,886 2,908 3,434 3,741 4,317 5,743 Razem źródła OZE 3,761 4,222 5,231 6,493 8,604 10,895 Udział źródeł OZE w zużyciu energii elektrycznej brutto w kraju 2,58% 2,80% 3,40% 4,19% 5,75% 6,97% 29

31 Źródło: Obliczenia własne na podstawie roczników Gospodarki paliwowo-energetycznej GUS oraz dokumentu Raport zawierający analizę realizacji celów ilościowych i osiągniecie wyników w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii. Załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki z 15 listopada 2011 r.( Monitor Polski nr. 110 poz. 1112) Słabą stroną elektrowni wykorzystujących źródła OZE jest krótki czas ich wykorzystania w ciągu roku, co przedstawiono w tabl i na rys Trzeba pamietać, że przedstawione tam czasy pracy elektrowni biomasowych nie dotyczą procesu współspalania biomasy w jednostkach energetyki zawodowej. Bardzo krótki czas pracy w roku źródeł OZE powoduje dodatkowy wzrost kosztów jednostkowych produkcji energii elektrycznej z tych instalacji. TWh 11,5 11,0 10,5 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Źródło: tabl Współspalanie Energia wodna Energia wiatru Biomasa Biogaz Rys Produkcja energii elektrycznej w Polsce przez poszczególne technologie OZE w latach

32 [h] Biogaz Biomasa En. wiatru En. wodna En. słoneczna Praca ciągła Źródło: tabl Rys Czas pracy elektrowni wykorzystujących źródła OZE w Polsce w latach Tablica Czas pracy elektrowni wykorzystujących źródła OZE w Polsce w latach [h] Rodzaj źródła OZE Biogaz Biomasa Energia wiatru Energia wodna Energia słoneczna Źródło: Obliczenia własne na podstawie danych URE dotyczących mocy i produkcji energii elektrycznej z OZE W analizowanym okresie nie spełniły się też nadzieje na znaczny wzrost zatrudnienia w gospodarce na skutek zwiększenia udziału OZE w krajowym bliansie energetycznym. Ministerstwo Gospodarki szacuje zatrudnienie w jednostkach produkujących energię elektryczną z OZE (bez współspalania) na 4-5 tysięcy etatów. Przy pełnej realizacji obecnych planów w tym obszarze, zatrudnienie do 2020 roku może wzrosnąć do poziomu tysięcy etatów. Należy jednak zauważyć, że w warunkach polskich nowe elektrownie OZE wypierają na ogół nowe elektrownie węglowe, których budowa i eksploatacja daje na ogół więcej miejsc pracy niż budowa i eksploatacja elektrowni wiatrowych. Wykorzystanie biomasy przez elektroenergetykę zawodową w analizowanym okresie nie łączy się z wiekszą aktywizacją terenów wiejskich, z powodu bardzo dużego udziału procesów współspalania w dużych jednostkach wykorzystujących w dużym stopniu biomasę z importu. W analizowanym okresie import biomasy szybko zwiększył się z 0,4 mln ton w 2007 roku - do 1,3 mln ton w roku 2010 (patrz rys. 5.9), a zasoby krajowe jedynie w 15% 31

33 pokrywały potrzeby elektroenergetyki 16. Warto też podkreślić, że jak dotychczas, import produktów rolnych na potrzeby energetyczne nie został uwzględniony w opublikowanych statystykach energetycznych. Rys Import biomasy do Polski w latach Przy tak wysokiej dynamice importu biomasy na cele energetyczne - pozyskiwanie biomasy z terenów rolnych i leśnych na terenie kraju nie zapobiegło spadkowi zatrudnienia etatowego w rolniczej sekcji gospodarki ze 153 tys. w 2005 roku - do 144 tysięcy w roku Poziom zatrudnienia w samym leśnictwie nie zmienił się istotnie w tym czasie. Natomiast szacunki GUS określające liczbę osób pracujących w rolnictwie do 2009 roku pozostawały na poziomie 2,1 mln osób 17. Liczba osób pracujących w przemyśle spożywczym zmniejszyła się w okresie o 2,8 tysięcy osób. 16 Andrzej Rubczyński PGNiG TERMIKA. Produkcja biomasy na potrzeby własne energetyki Prezentacja na Forum Biomasy Ostrołęka, marca 2012 r. 17 Dane dotyczące roku 2010 (ok.2,4 mln osób) nie są porównywalne z danymi z lat poprzednich. Od 2010 roku do szacunku doliczane są osoby pracujące w gospodarstwach poniżej 1 ha i osoby pracujące w gospodarstwach powyżej 1 hektara, ale produkujące wyłącznie na swoje potrzeby, które uprzednio nie były zaliczane do kategorii pracujących w rolnictwie. 32

34 2.5. Zestawienie najważniejszych elementów oceny oraz wynikające z nich wnioski Z przeprowadzonej analizy wynika, że: dotychczasowe działania w ramach polityki klimatycznej były wystarczające do osiągnięcia niemal wszystkich celów w ramach tej polityki, które miały być osiągnięte w 2010 roku. Administracja dwoma podstawowymi narzędziami realizacji tej polityki: systemem handlu uprawnieniami do emisji i systemem świadectw pochodzenia energii elektrycznej - nie zwiększyła w sposób istotny kosztów administracji państwowej, ani zatrudnienia w niej. Głównym zidentyfikowanym kosztem prowadzenia polityki klimatycznej w Polsce w tym okresie są wydatki użytkowników energii ponoszone w ramach sytemu świadectw pochodzenia energii elektrycznej. W latach wyniosły one łącznie ponad 9 mld złotych. Te środki ustawowo przeznaczone są na wspieranie produkcji energii w odnawialnych źródłach i w wysokosprawnej kogeneracji. Do dużej węglowej energetyki zawodowej trafiło 3,4 mld złotych, źródła OZE uzyskały z tego źródła 3,0 mld złotych, a małe elektrociepłownie 0,9 mld złotych. NFOŚiZW w formie opłat zastępczych uzyskał dodatkowo 1,7 mld złotych na wspieranie nowych inwestycji. Drugą poważną pozycję kosztową stanowią zwolnienia z akcyzy energii elektrycznej produkowanej z OZE w małych instalacjach oraz biopaliw ciekłych. W 2010 roku straty skarbowe z tego tytułu wyniosły ponad 1,250 mld złotych. Cel dotyczący poziomu produkcji energii elektrycznej z OZE i z wysokosprawnej kogeneracji został osiągnięty tylko dzięki wysokiemu poziomowi udziałówi współspalania biomasy w dużych obiektach energetyki zawodowej. W latach udział ten sięgał 50%. Z wysokim i rosnącym udziałem współspalania w dużych obiektach energetyki zawodowej łączy się znaczny wzrost importu biomasy na potrzeby energetyczne. W roku 2010 w tym celu zaimportowano ponad 1,3 mln ton biomasy w różnej postaci; blisko 4-krotnie więcej niż w 2007 roku. Na inwestycje w źródła energii odnawialnej w latach wydano co najmniej 10 mld złotych, z tego przynajmniej 8 mld złotych na elektrownie wiatrowe. Dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej wymusza dodatkowe inwestycje w sieci przesyłowe i dystrybucyjne, które będą wspierane przez NFOŚiGW. W latach podstawowym źródłem wsparcia inwestycji w instalacje OZE były fundusze europejskie z programów Infrastruktura i Środowisko, Innowacyjna gospodarka, Rozwój obszarów wiejskich oraz z Regionalnych Programów Operacyjnych. Do końca 2011 roku z tych programów na energetykę odnawialną zostało przyznane dofinansowanie w wysokości przekraczającej 2 mld złotych. 33

35 Wsparcie inwestycji w energetykę odnawialną ze środków krajowych do połowy 2011 roku nie przekroczyło 0,25 mld złotych. Na lata planowane jest zaangażowanie na ten cel łącznie sumy 3,6 mld złotych. W analizowanym okresie nie stwierdzono zauważalnego wzrostu zatrudnienia związanego z realizacją celów polityki klimatycznej. W obszarach, w których ten efekt powinien wystąpić, statystyka zatrudnienia wykazuje na spadek zatrudnienia w tym czasie. Realizacja celów polityki klimatycznej jest bezpośrednio odpowiedzialna za ponad 8,5% wzrostu cen energii elektrycznej dla końcowych odbiorców w latach , przy całkowitym wzroście tych cen sięgającym 50% dla firm i przekraczającym 30% dla gospodarstw domowych. 34

36 3. Krytyczna analiza dokumentów unijnych uzasadniających unijną politykę klimatyczną 3.1. Zakres analiz Dokumenty będące przedmiotem analizy Zgodnie z zakresem zadania, analiza objęła następujące dokumenty unijne (Impact Assessment do Pakietu klimatycznego, Mapy 2050 i Energy Roadmap 2050). Spośród wymienionych dokumentów, pierwszy powstał w roku 2008, a kolejne dwa w 2011 r. Pakiet klimatyczny został już wdrożony, zaś cele z Mapy 2050 i z Energy Roadmap 2050 są nadal propozycjami. Z punktu widzenia procesu decyzyjnego, kluczowe znaczenie ma analiza ocen z roku 2011, gdyż dotyczą one zagadnień będących przedmiotem negocjacji i uzgodnień. Z wymienionych względów, główny nacisk położony został na analizę Impact assessment do Mapy 2050 i Energy Roadmap Ocena skutków (Impact assessment) Pakietu klimatycznego będzie traktowana jako punkt odniesienia i będzie włączana do analiz wówczas, gdy pojawi się potrzeba porównania ocen z różnych dokumentów unijnych. Zgodnie z zapisami umowy zostaną także uwzględnione wykonane wcześniej analizy dokumentów dot. skutków zaostrzenia redukcji emisji powyżej 20% w roku Chodzi w szczególności o opracowanie z kwietnia 2012 r. 18 Podsumowując przedmiotowy zakres analiz - w tabl. 3.1 przedstawiono dokumenty będące przedmiotem analiz z zaznaczeniem dokumentów głównych, porównawczych i uwzględnianych pośrednio poprzez wyniki wcześniejszych analiz. Tablica 3.1. Główne dokumenty będące przedmiotem analiz oraz dokumenty powiązane stanowiące punkt odniesienia do analiz Lp. Pakiet Oznaczenie dokumentu Tytuł Liczba stron Wersja polska A. Główne analizowane dokumenty 1. Mapa 2050 ( ) SEC(2011) 288 final COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT IMPACT ASSESSMENT 133 NIE 2. Mapa 2050 ( ) SEK(2011) 289 wersja ostateczna DOKUMENT ROBOCZY SŁUŻB KOMISJI Streszczenie oceny skutków 17 TAK 3. Energy Roadmap 2050 ( ) SEC(2011) 1565 (Part 1 I Part2) COMMISSION STAFF WORKING PAPER IMPACT ASSESSMENT 220 NIE 18 Jankowski i in.: Analiza i weryfikacja ocen dotyczących Polski z opracowania KE pt.: Analysis of options to move beyond 20% GHG emission reductions: Member State results. Badania Systemowe EnergSys Sp. Z o.o. Opracowanie na zlecenie Tauron Wytwarzanie SA i PGE GiEK SA. Kwiecień 2012 r. 35

37 4. Energy Roadmap 2050 ( ) SEC(2011) 1566 COMMISSION STAFF WORKING PAPER EXECUTIVE SUMMARY OF THE IMPACT ASSESSMENT 7 TAK B. Dokumenty służące głównie jako punkt odniesienia 5 Pakiet klimatyczno energetyczny ( ) COM (2008) 16, 17, 19 SEK (2008) 85 DOKUMENT ROBOCZY SŁUŻB KOMISJI OCENA SKUTKÓW Dokument towarzyszący Pakiet środków wykonawczych w odniesieniu do celów UE w zakresie zmian klimatycznych i energii odnawialnej do 2020 r. Wnioski 31 TAK DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych DECYZJA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie starań podejmowanych przez państwa członkowskie zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do 2020 r. zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie promowania wykorzystania odnawialnych źródeł energii 6 Pakiet klimatyczno energetyczny ( ) COM (2008) 16, 17, 19 SEC (2008) 85 VOL II COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT ANNEX TO THE IMPACT ASSESSMENT Document accompanying the Package of Implementation measures for the EU's objectives on climate change and renewable energy for 2020 Proposals for DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL 211 NIE amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the EU greenhouse gas emission allowance trading system DECISION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on the effort of Member States to reduce their greenhouse gas emissions to meet the Community s greenhouse gas emission reduction commitments up to 2020 DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT 36

38 AND OF THE COUNCIL on the promotion of use of renewable energy sources 7. Analiza 30% redukcji w 2020 r ( ). KOM(2010) Analiza 30% redukcji w 2020 r ( ). Materiał uzup. opubl SEC (2010) 650 SWD(2012) 5 final Dokumenty, uwzględniane w analizie w sposób pośredni (poprzez wyniki wcześniejszych analiz i ocen) COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT accompanying the COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS Analysis of options to move beyond 20% greenhouse gas emission reductions and assessing the risk of carbon leakage Background information and analysis Part I, Part II COMMISSION STAFF WORKING PAPER Analysis of options beyond 20% GHG emission reductions: Member State results Part I: 10 str. Part II: 122 str. NIE 49 NIE Zagadnienia będące przedmiotem oceny Ocena dokumentów unijnych objęła następujące zagadnienia: 1. Klarowność dokumentów pod względem ich znaczenia decyzyjnego i uzasadnienia (czy jasno przedstawiają do czego służą, co proponują i jak uzasadniają przedstawione propozycje?); 2. Adekwatność zawartości i rangi dokumentów do ich przeznaczenia (czy ranga dokumentu jest adekwatna do jego znaczenia, czy dokumenty są prawidłowo wpisane w proces kształtowania strategii unijnej, czy ich zawartość odpowiada celowi?); 3. Adekwatność przedstawionych analiz i uzasadnień do przeznaczenia dokumentów głównych (czy zakres analiz, układ scenariuszy, zastosowana metodyka, zakres analizowanych wyników są odpowiednie do uzasadnienia propozycji zawartych w dokumentach głównych); 4. Jakość wykonanych analiz (dobór metodyki i narzędzi obliczeniowych, jakość przyjętych założeń, dane wejściowe, spójność analiz dot. oceny skutków polityki klimatycznej zarówno tych wcześniejszych jak i nowych, weryfikowalność analiz); 37

39 5. Jakość prezentacji wykonanych analiz (klarowność dokumentów, ich struktura, odpowiednio dobrany zakres prezentowanych wyników, zrozumiałość prezentowanych wyników); 6. Spójność wniosków formułowanych w materiałach głównych z materiałem analitycznym (Impact Assessment); 7. Inne zagadnienia. Wykonanie powyższej oceny wymagało w ramach analiz poszczególnych dokumentów przeanalizowania i rozpoznania następujących aspektów: a) Zawartość i znaczenie decyzyjne głównych dokumentów; b) Metodyka i modele obliczeniowe stosowane przy wykonaniu analiz wspierających; c) Podejście do oceny układ badanych scenariuszy i sposób wyznaczania oceny skutków (co z czym jest porównywane); d) Kluczowe założenia obliczeniowe i dane wejściowe; e) Zakres prezentowanych wyników. Konieczne było też wykonanie analiz kontekstowych, które badają powiązania dokumentów, dokonują porównań itp., w szczególności poddano analizie: a) Powiązanie z innymi dokumentami strategicznymi; b) Relacje pomiędzy dokumentami dot. polityki klimatycznej (np. relacje pomiędzy Roadmap 2050 i Energy Roadmap 2050); c) Spójność uzyskiwanych wyników (porównanie wyników dotyczących tych samych aspektów prezentowanych w różnych opracowaniach); d) Spójność podejścia metodycznego (porównanie metodyki i doboru scenariuszy). W kolejnych sekcjach przedstawiono wyniki analiz. Najpierw scharakteryzowano badane dokumenty a następnie przedstawiono uwagi i zastrzeżenia wraz z uzasadnieniem Powiązanie Mapy 2050 i Energy Roadmap 2050 z innymi dokumentami strategicznymi KE Główne analizowane dokumenty: Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050 są powiązane z licznymi innymi dokumentami o charakterze strategicznym. Na rys. 3.1 przedstawiono najważniejsze dokumenty strategiczne dotyczące polityki klimatycznej od roku Należy przy tym pamiętać, że kluczowym dla unijnej polityki klimatycznej momentem było uruchomienie od roku 2005 unijnego systemu handlu emisjami EU ETS). 38

40 Rys Mapa głównych dokumentów związanych z kreowaniem i wdrażaniem polityki klimatycznej na poziomie UE od roku 2007 Na rysunku kolorem niebieskim zaznaczono dokumenty powiązane dla kształtowania polityki klimatycznej. Kolorem zielonym natomiast zaznaczono polityki i strategie. Podstawą przygotowania i wdrożenia Pakietu klimatyczno-energetycznego była europejska polityka energetyczna ze stycznia Natomiast Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050 są dokumentami opracowanymi w ramach strategii Europa 2020 oraz inicjatywy Europa efektywnie korzystająca z zasobów. Istotne jest więc przynajmniej ogólne zapoznanie się z tymi dokumentami Strategia Europa jako strategia główna Dokument EUROPA 2020 Strategia na rzecz inteligentnego i zrównoważonego rozwoju sprzyjającego włączeniu społecznemu, opublikowany przez KE 3 marca 2010 roku i przyjęty przez Radę Europejską w konkluzjach z 17 czerwca 2010 r., jest długookresową strategią rozwoju społeczno-gospodarczego UE. Europa 2020 zastąpiła realizowaną od 2000 r. Strategię Lizbońską. Priorytetem krótkoterminowym realizacji strategii stało się pomyślne wyjście z kryzysu. W długim okresie natomiast, celem jest powrót na ścieżkę rozwoju i pozostanie na niej, przy zapewnieniu większej ilości miejsc pracy i wyższego standardu życia oraz zrównoważonego i inteligentnego rozwoju. 39

41 Strategia Europa 2020 obejmuje trzy priorytety pozostające we wzajemnej interakcji: 1. Rozwój inteligentny - rozwój gospodarki opartej na wiedzy i innowacji. 2. Rozwój zrównoważony wsparcie dla gospodarki efektywnie wykorzystującej zasoby, o większej konkurencyjności i mniej ingerującej w środowisko naturalne. 3. Rozwój sprzyjający włączeniu społecznemu: wsparcie dla gospodarki o wysokim poziomie zatrudnienia, zapewniającej spójność społeczną i terytorialną. W strategii zaproponowano też określone liczbowo wskaźniki realizacji celów strategii, które także są ze sobą wzajemnie powiązane: zwiększenie wskaźnika zatrudnienia osób w wieku lat, z obecnych 69% - do min. 75%; inwestycje w badania i rozwój na poziomie 3% PKB UE osiągnięcie celów 20/20/20 w zakresie klimatu i energii (zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w całkowitym zużyciu energii UE do 20%, zwiększenie efektywności wykorzystania energii o 20%, zmniejszenie emisji CO2 o 20% w porównaniu ze stanem z 1990 r., a jeśli pozwolą na to warunki - ograniczenie emisji o 30%); ograniczenie liczby osób przedwcześnie kończących naukę szkolną do 10% (obecnie 15%), zwiększenie z obecnych 31% - do co najmniej 40% osób w wieku lat z wyższym wykształceniem; zmniejszenie o 25% (ok. 20 milionów) liczby osób żyjących poniżej krajowej granicy ubóstwa. Warto podkreślić, że w obszarze polityki energetyczno klimatycznej liczbowe cele strategii EUROPA 2020 są spójne z europejską polityka energetyczną ze stycznia 2007 roku, które były podstawą opracowania i wdrożenia Pakietu klimatyczno energetycznego. Inicjatywy strategiczne Realizacja strategii została podzielona na trzy priorytety i siedem inicjatyw przewodnich (por. rys. 3.2 i opis inicjatyw). 40

42 Rys Zawartość strategii EUROPA 2020 Inicjatywy przewodnie dotyczą następujących obszarów: 1. Europejska agenda cyfrowa - projekt na rzecz upowszechnienia szybkiego Internetu i umożliwienia gospodarstwom domowym i przedsiębiorstwom czerpania korzyści z jednolitego rynku cyfrowego. 2. Unia innowacji - projekt na rzecz poprawy warunków ramowych i dostępu do finansowania badań i innowacji. 3. Mobilna młodzież - projekt na rzecz poprawy wyników systemów kształcenia oraz ułatwiania młodzieży wejścia na rynek pracy. 4. Europa efektywnie korzystająca z zasobów - projekt na rzecz uniezależnienia wzrostu gospodarczego od wykorzystania zasobów, przejścia na gospodarkę niskoemisyjną, większe wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, modernizacja transportu oraz propagowanie efektywności energetycznej. 5. Polityka przemysłowa w erze globalizacji - projekt na rzecz poprawy otoczenia biznesu, szczególnie w odniesieniu do MŚP oraz wspierania rozwoju silnej i zrównoważonej bazy przemysłowej, przygotowanej do konkurowania na rynkach światowych. 6. Program na rzecz nowych umiejętności i zatrudnienia - projekt na rzecz modernizacji rynków pracy i wzmocnienia pozycji obywateli, poprzez rozwój kwalifikacji przez całe życie w celu zwiększenia współczynnika aktywności zawodowej i lepszego dopasowania popytu do podaży na rynku pracy, między innymi dzięki mobilności siły roboczej. 7. Europejski program walki z ubóstwem - projekt na rzecz zapewnienia spójności społecznej i terytorialnej, tak, aby korzyści płynące ze wzrostu gospodarczego i zatrudnienia były szeroko dostępne, a osoby ubogie i wykluczone społecznie mogły żyć godnie i aktywnie uczestniczyć w życiu społeczeństwa. 41

43 W strategii określony został zakres odpowiedzialności i podział ról pomiędzy poszczególne instytucje UE, państwa członkowskie oraz władze regionalne i lokalne. Państwa członkowskie zostały zobligowane do corocznego przedstawiania dwóch rodzajów sprawozdań: programów stabilności/konwergencji oraz krajowych programów reform, mających zapewnić osiągnięcie celów strategii na poziomie krajowym. Oceniać je będzie KE, której zadaniem będzie także monitorowanie postępów i składanie sprawozdań z postępów realizacji strategii Europa Przyjęcie strategii Europa 2020 przez radę Europejską zobligowało Komisję do opracowania dokumentów określających sposób realizacji poszczególnych inicjatyw strategicznych. Dokumenty te zostały opracowane do pierwszego kwartału 2011 roku (por. tabl. 3.2) Tablica 3.2. Dokumenty programowe - Komunikaty KE dotyczące inicjatyw przewodnich strategii Europa 2020 Nazwa komunikatu Data Nr dokumentu Ilość stron Europejska agenda cyfrowa KOM(2010) Projekt przewodni strategii Europa 2020, Unia innowacji COM(2010) /48* Mobilna młodzież. Inicjatywa na rzecz uwolnienia potencjału młodzieży ku inteligentnemu, trwałemu i sprzyjającemu włączeniu społecznemu wzrostowi gospodarczemu w Unii Europejskiej Europa efektywnie korzystająca z zasobów inicjatywa przewodnia strategii Europa 2020 Zintegrowana polityka przemysłowa w erze globalizacji. Konkurencyjność i zrównoważony rozwój na pierwszym planie Program na rzecz nowych umiejętności i zatrudnienia: europejski wkład w pełne zatrudnienie Europejska platforma współpracy w zakresie walki z ubóstwem i wykluczeniem społecznym KOM(2010) KOM(2011) 21 13/21* KOM(2010) COM(2010) KOM(2010) /28* * bez załączników/z załącznikami Europa efektywnie korzystająca z zasobów - jedna z siedmiu inicjatyw strategicznych Istota inicjatywy W styczniu 2011 roku został opublikowany dokument (KOM (2011) 21), który przedstawia zakres i sposób realizacji inicjatywy strategicznej Europa efektywnie korzystająca z zasobów. W dokumencie możemy przeczytać m.in. Jest to obecnie najważniejsza europejska strategia mająca na celu osiągnięcie wzrostu oraz rozwój zatrudnienia. W dokumencie tym, mimo, że zasoby są pojęciem bardzo szerokim od początku wskazuje się cel redukcji emisji gazów cieplarnianych: 42

44 Dzięki efektywniejszemu korzystaniu z zasobów będzie można osiągnąć wiele celów UE. Będzie to kluczowy warunek osiągnięcia postępu w działaniach dotyczących zmian klimatu i w osiągnięciu naszego celu, a mianowicie ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w UE o % do 2050 r. oraz Niniejsza inicjatywa przewodnia ma na celu stworzenie ram strategicznych, wspierających zmiany prowadzące do przejścia na niskoemisyjną gospodarkę opartą na efektywnym korzystaniu z zasobów. W ten sposób, mimo, że efektywne korzystanie z zasobów dotyczy zwykle wielu dziedzin i jest działaniem jak najbardziej racjonalnym, staje się ono w tej inicjatywie strategicznej podporządkowane celowi redukcji gazów cieplarnianych do roku 2050, mimo, że cel ten nie jest elementem strategii Europa Co ciekawe, omawiana inicjatywa strategiczna, mimo, że jest częścią składową strategii sięgającej roku 2020, wydłuża horyzont czasowy jakim się zajmuje - do roku 2050, czyli przedłużając okres obejmowany strategią główną aż czterokrotnie. Zaczyna się od stwierdzenia: Niniejsza inicjatywa przewodnia pozwoli na opracowanie zintegrowanego i strategicznego podejścia, dzięki któremu konkretne działania ustalone na 2020 r. utorują drogę ku długoterminowym celom na 2050 r. Na razie jest jeszcze mowa o działaniach do roku Ale dalsze fragmenty są już bardziej jednoznaczne: Głównym celem niniejszej inicjatywy przewodniej jest zwiększenie pewności prowadzenia inwestycji i działalności innowacyjnej, poprzez zawarcie porozumienia w sprawie wizji długookresowej i zrównoważone uwzględnienie wszystkich stosownych polityk w efektywnym korzystaniu z zasobów. Tworzy to długookresowe ramy działania w wielu obszarach polityk, wspierając harmonogram działań związanych ze zmianą klimatu, energią, transportem, przemysłem, surowcami, rolnictwem, rybołówstwem, różnorodnością biologiczną oraz rozwojem regionalnym. Te elementy należy odpowiednio skoordynować. (str. 6). To stwierdzenie nie pozostawia wątpliwości, że celem inicjatywy jest oddziaływanie na politykę i strategię UE nie tylko do roku 2020 ale też do roku Zapowiedziane tworzenie długookresowych ram działania w wielu obszarach polityk oznacza po prostu tworzenie strategii unijnej do roku W tym kontekście nie dziwią już zapisy: Główne elementy ram długookresowych będą miały postać szeregu skoordynowanych planów działania, aby: określić, jakie działania musi podjąć UE, aby stworzyć gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r., ograniczając emisje dwutlenku węgla o %, w ramach światowego dążenia 43

45 do przeciwdziałania zmianie klimatu, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego i wspieraniu trwałego wzrostu gospodarczego i tworzenia miejsc pracy; dokonać analizy, w jaki sposób UE może do 2050 r. stworzyć system energetyczny, który będzie niskoemisyjny, efektywnie korzystający z zasobów, bezpieczny i konkurencyjny; te działania mają zapewnić konieczną pewność inwestorom, badaczom, decydentom oraz organom ustawodawczym; przedstawić wizję zbudowania niskoemisyjnego, efektywnie korzystającego z zasobów, bezpiecznego i konkurencyjnego systemu transportu do 2050 r., usuwającego wszelkie przeszkody na rynku wewnętrznym w zakresie transportu, promującego zastosowanie czystych technologii i modernizującego sieci transportowe; określić cele średnio- i długookresowe oraz środki prowadzące do ich osiągnięcia, dążąc przede wszystkim do uniezależnienia wzrostu gospodarczego od zużycia zasobów i jego wpływu na środowisko. Dziwić może i powinno, że inicjatywa, będąca częścią strategii głównej do roku 2020 wykracza czterokrotnie poza okres czasowy tej strategii, a jej zakres sugeruje, że dokonuje ona kluczowych przesadzeń w wielu obszarach dla przyszłej długoterminowej strategii rozwoju UE. W dodatku podporządkowuje kreowane wizje długoterminowe dla rozwoju UE, w sposób arbitralny, jednemu celowi redukcji emisji gazów cieplarnianych o 80 95% do roku 2050, bez odpowiednich długoterminowych analiz strategicznych. Podejście takie można porównać do sytuacji w przedsiębiorstwie, gdy dyrektor jednej z komórek organizacyjnych próbuje podejmować decyzje dotyczące strategii rozwoju całej firmy, które są zarezerwowane dla Zarządu Spółki. Główne elementy składowe inicjatywy W dokumencie Europa efektywnie korzystająca z zasobów, w załączniku 1 wymieniono kilkanaście inicjatyw składowych. Większość z nich dotyczy obszaru będącego domeną polityki klimatyczno energetycznej. Na rys 3.3. przedstawiono najważniejsze inicjatywy składowe z tego obszaru tematycznego. Pozostałe inicjatywy dotyczą ochrony środowiska, różnorodności biologicznej, rolnictwa, rybołówstwa, gospodarki surowcowej. 44

46 Rys Mapa inicjatyw strategicznych dot. efektywnego wykorzystania zasobów Energia 2020 i jej powiązanie z innymi strategiami W listopadzie 2010 roku opracowana została strategia Energia 2020, jednak jej powiązanie z analizowanymi dokumentami (Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050) oraz ze strategią Europa 2020 nie jest jasno określone. Główne postanowienia dokumentu Komunikat Komisji Europejskiej: Energia Strategia na rzecz konkurencyjnego, zrównoważonego i bezpiecznego sektora energetycznego, został opublikowany 10 listopada 2010 roku. Strategia potwierdza realizację dotychczasowych celów polityki energetycznej, przy jednoczesnym wzmocnieniu działań w obszarach, w których pojawiły się nowe wyzwania. Wskazuje, że spośród dotąd przyjętych celów najbardziej zagrożone są cele dotyczące poprawy efektywności energetycznej. W dokumencie podnosi się też problem mniejszej atrakcyjności rynku europejskiego dla inwestycji w OZE, w stosunku do warunków w USA i Chinach. KE podkreśla, że w dokumencie ENERGIA 2020 skoncentrowano się nie na analizie porównawczej różnych źródeł energii, ale na działaniach koniecznych, aby zrealizować cele średnioterminowej polityki europejskiej. Warianty dotyczące koszyka energetycznego KE miały się znaleźć w energetycznej mapie drogowej Strategia ma zapewnić UE zrównoważone dostawy energii i pomóc w pobudzeniu wzrostu gospodarczego. W strategii ENERGIA 2020 nacisk położono na pięć priorytetów: 45

47 1. Poprawa efektywności energetycznej w UE - 20% oszczędności do 2020 r. Największy potencjał do oszczędzania energii, zdaniem KE, znajduje się w budownictwie i transporcie. KE proponuje zachęty inwestycyjne na remonty budynków, a od producentów chce wymagać lepszego oznakowania dot. efektywności energetycznej. W ramach tego priorytetu zaproponowano następujące działania: Wykorzystanie największego potencjału w zakresie oszczędności energii - budynki i transport; Zwiększenie konkurencyjności przemysłu, poprzez zwiększenie jego efektywności; Wzmocnienie efektywności dostaw energii; Jak najlepsze wykorzystanie krajowych planów działań na rzecz efektywności energetycznej. 2. Utworzenie zintegrowanego rynku energii w UE - zapewnienie swobodnego obrotu energią W strategii - na osiągnięcie tego celu wyznaczono rok Do realizacji nowoczesnych połączeń między wszystkimi krajami UE wg KE niezbędne są nakłady inwestycyjne w wysokości 1 bln euro. Przewiduje się stworzenie zachęt (prawnych i finansowych) do inwestycji w infrastrukturę. W ramach tego priorytetu zaproponowano następujące działania: Terminowe i precyzyjne wdrożenie prawodawstwa dotyczącego rynku wewnętrznego; Utworzenie planu dla infrastruktury europejskiej na lata ; Uproszczenie procedur wydawania pozwoleń oraz przepisów rynkowych dotyczących rozwoju infrastruktury; Zapewnienie właściwych ram finansowania. 3. Nadanie szerszych uprawnień konsumentom i uzyskanie najwyższego poziomu bezpieczeństwa i pewności KE chce pilnować reguł konkurencji na poziomie UE i krajowym, co pozwoli konsumentowi otrzymywać energię po przystępnych cenach. KE podkreśla także rolę bezpieczeństwa w wydobyciu ropy i gazu na morzu oraz bezpieczeństwa instalacji jądrowych, zapewnia także o priorytecie bezpieczeństwa w wypadku wdrażania nowych technologii energetycznych (np. składowanie CO2). W ramach tego priorytetu zaproponowano następujące działania: Polityka energetyczna bardziej przyjazna konsumentowi; Stała poprawa bezpieczeństwa i pewności. 4. Wzmocnienie przywództwa Europy w zakresie technologii energetycznych oraz innowacji KE zamierza zintensyfikować wdrożenie planu EPSTE i zapewnić mu finansowanie w porozumieniu z państwami członkowskimi. Mają zostać uruchomione nowe projekty 46

48 badawcze, dotyczące inteligentnych sieci, magazynowania energii elektrycznej, produkcji biopaliw i bioenergii, efektywności energetycznej obszarów miejskich i wiejskich. KE chce też zapewnić konkurencyjność technologiczną UE poprzez wsparcie pionierskich badań w zakresie technologii niskoemisyjnych i kontynuację zaangażowania w projekt ITER. W ramach tego priorytetu zaproponowano następujące działania: Niezwłoczne wdrożenie planu EPSTE; Uruchomienie przez KE czterech nowych, szeroko zakrojonych projektów europejskich; Zapewnienie długoterminowej konkurencyjności technologicznej UE. 5. Wzmocnienie zewnętrznego wymiaru rynku energii UE KE planuje współpracować z państwami sąsiadującymi w celu integracji rynków i regulacji prawnych, z uwzględnieniem pomocy technicznej ze strony UE. Dywersyfikacja źródeł odbywać się będzie równolegle do wzmacniania partnerstwa z kluczowymi dostawcami i państwami tranzytowymi. UE ma pozostać liderem w promocji niskoemisyjnej energetyki na świecie oraz promować normy dot. bezpieczeństwa jądrowego. W ramach tego priorytetu zaproponowano następujące działania: Integracja rynków energii i ram regulacyjnych z rynkami energii i ramami regulacyjnymi państw ościennych; Nawiązywanie uprzywilejowanych partnerstw z kluczowymi partnerami; Promowanie globalnej roli UE w odniesieniu do przyszłości energii niskoemisyjnej; Promowanie na całym świecie wiążących prawnie norm dotyczących bezpieczeństwa jądrowego, zabezpieczeń i nierozprzestrzeniania materiałów jądrowych. Powiązania z innymi strategiami i praktyczne znaczenie strategii W dokumencie wskazuje się nastęujące uzasadnienia dla wdrożenia strategii: Dzięki nowej strategii zostaną podjęte pierwsze kroki przygotowujące UE na trudniejsze wyzwania, przed którymi może stanąć jeszcze przed 2020 r. Przede wszystkim dzięki strategii zostanie zapewnione skuteczniejsze przywództwo i lepsza koordynacja na szczeblu europejskim, zarówno w przypadku działań wewnętrznych, jak i relacji z partnerami zewnętrznymi. Równocześnie w tej strategii KE często odwołuje się do długoterminowej wizji rozwoju sektora energetycznego do 2050 r. Niezbędne jest zatem wykraczanie poza ramy czasowe niniejszej strategii w celu zapewnienia gotowości UE do realizacji celu na 2050 r. polegającego na wprowadzeniu bezpiecznego, konkurencyjnego i niskoemisyjnego systemu energetycznego. Dlatego też Komisja w ramach działań następczych odnośnie do bieżącej strategii przedstawi pełną mapę drogową na 2050 r., w której środki przedstawione w 47

49 niniejszym dokumencie zostaną ujęte w bardziej długoterminowej perspektywie wraz z działaniami uzupełniającymi. Tym samym, dokument ten niejako zapowiada, że Energia 2020 jest strategią przejściową.. Ostatnie zacytowane zdanie można rozumieć jako zapowiedź, że strategia ta zostanie zweryfikowana i uzupełniona po opracowaniu długoterminowych ram do roku Trudno oprzeć się wrażeniu, że strategia Energia 2020 jest dokumentem, którego realne znaczenie jest niewielkie. Szczególnie obecnie, gdy analizuje się jego treść w kontekście kolejnych dokumentów strategicznych opracowanych w ramach strategii Europa Co prawda dokument zapowiada, że: W ciągu najbliższych 18 miesięcy Komisja przedstawi zatem większość propozycji zmierzających do realizacji celów Strategii Konieczne będzie szybkie przeprowadzenie dyskusji, przyjęcie propozycji i ich wdrożenie. W ten sposób UE będzie miała większe możliwości wprowadzenia wszystkich elementów składających się na wyniki Strategii 2020 normy, przepisy, rozporządzenia, plany, projekty, zasoby finansowe i ludzkie, rynki technologii, oczekiwania społeczne itp. i przygotowania obywateli Europy na stojące przed nimi wyzwania. Trudno jednak znaleźć na stronach KE informacje o realizacji wskazanych priorytetów strategii Energia Wydaje się, że obecnie bardziej aktywnym nurtem działań politycznych i legislacyjnych w obszarze energii jest inicjatywa przewodnia Europa efektywnie korzystająca z zasobów. Sukcesywnie publikowane są dokumenty dotyczące zapowiedzianych inicjatyw. Również sam dokument Energia 2020 został na stronach internetowych umieszczony jako element realizacji tej inicjatywy przewodniej. Wygląda to tak, że strategia Energia 2020 została wchłonięta przez działania w ramach wspomnianej inicjatywy przewodniej. Nie byłoby w tym może nic dziwnego, gdyby nie dwie kwestie: Energia 2020 jako element strategii Europa 2020 powinna zostać opracowana lub zaktualizowana po opracowaniu dokumentów nadrzędnych, a więc strategii Europa 2020 i Inicjatywy przewodniej: Europa efektywnie korzystająca z zasobów Widoczna jest tendencja, by strategię Energia 2020 podporządkować postanowieniom inicjatyw Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050, które są inicjatywami niższego poziomu. W efekcie utrzymywany jest stan nieokreślony, w którym: Nie określa się jasno relacji pomiędzy strategią Energia 2020 a strategią Europa 2020 traktuje się strategię Energia 2020 jako część inicjatywy przewodniej Europa efektywnie korzystająca z zasobów, mimo, że w dokumencie wprowadzającym tę inicjatywę przewodnią strategia Energia 2020 nie jest wymieniona. W rzeczywistości dąży się do podporządkowania Strategii 2020 długofalowym działaniom, które mają być wypracowane w dokumentach niższej rangi (Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050). 48

50 Jest to bardzo dziwna sytuacja, gdyż strategia energetyczna UE w sposób niejawny jest podporządkowywana inicjatywom o niskiej randze formalnej, a które dążą do kreowania długoterminowych ram polityki energetycznej - znacznie wykraczając poza okres jaki obejmuje strategia główna (Europa 2020), i które mają realnie ogromny wpływ na przyszłość UE Charakterystyka dokumentu - Mapa Podstawa opracowania i powiązania z innymi dokumentami Mapa 2050 prezentowana jest jako element inicjatywy przewodniej Europa efektywnie korzystająca z zasobów: Niedawno Komisja wystąpiła z propozycją inicjatywy przewodniej strategii Europa 2020 Europa efektywnie korzystająca z zasobów 19 i w tym kontekście przedstawia obecnie serię długofalowych planów politycznych w obszarze transportu, energii i zmiany klimatu. Jest więc także częścią strategii Europa Ze względu na miejsce w strukturze strategii - Mapa 2050 jest dokumentem o dwa poziomy poniżej poziomu strategii głównej, jaką dla tego dokumentu stanowi strategia Europa Dokument Mapa 2050 nawiązuje do jednego z pięciu głównych celów strategii Europa 2020: Jeden z celów dotyczy klimatu i energii: państwa członkowskie zobowiązały się do 2020 r. ograniczyć emisje gazów cieplarnianych o 20%, zwiększyć udział energii odnawialnej w koszyku energetycznym UE do 20% oraz zrealizować 20% cel w zakresie efektywności energetycznej. Jednak autorzy dokumentu nie zadowalają się przyjęciem ww. celów i przyjmują w dokumencie dodatkową podstawę w zakresie celów redukcji CO2: By wzrost temperatury na świecie nie przekroczył 2ºC, Rada Europejska potwierdziła w lutym 2011 r. cel UE, jakim jest ograniczenie emisji gazów cieplarnianych do 2050 r. o % w porównaniu z poziomem w 1990 r., w kontekście redukcji niezbędnych ze strony grupy krajów rozwiniętych sugerowanej przez Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Klimatu (IPPC). Tym samym autorzy dokumentu wykraczają znacząco poza cele formułowane w strategii nadrzędnej, jaką jest strategia Europa Już w końcowej części dokumentu we wnioskach zamieszczono zapis: Niniejsze rozważania są kontynuacją rozważań podjętych w komunikacie Komisji z dnia 26 maja 2010 r COM(2011) 21, zob. 20 COM(2010) 265: Analiza możliwości zwiększenia celu 20 %-owej redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz ocena ryzyka ucieczki emisji. 49

51 Wskazuje on na powiązanie Mapy 2050 z dokumentem przedstawiającym propozycje zaostrzenia do 30% celu redukcji emisji w 2020 roku Kluczowe postanowienia Mapy 2050 Plan działania nawiązuje bezpośrednio do celów dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych, które zatwierdziła Rada Europejska w lutym Poniżej zamieszczono odpowiedni cytat z tego dokumentu: Rada Europejska oczekuje opracowania strategii rozwoju niskoemisyjnego na okres do roku 2050 zapewniającej ramy długoterminowych działań w sektorze energetycznym i w innych powiązanych sektorach. Osiągnięcie uzgodnionego w październiku 2009 roku przez państwa rozwinięte jako grupę, w kontekście koniecznych redukcji zgodnie z ustaleniami IPCC unijnego celu polegającego na zredukowaniu do roku 2050 emisji gazów cieplarnianych o 80 95% w stosunku do roku będzie wymagało rewolucyjnych zmian w systemach energetycznych, zmian, które muszą zacząć się już teraz. Powinno się rozważyć, czy nie należałoby ustalić etapów pośrednich na drodze do realizacji celu na rok Rada Europejska będzie regularnie analizować rozwój wypadków. 21 Plan działania jest więc wypełnieniem zacytowanej decyzji Rady Europejskiej. Przy czym termin podjęcia decyzji przez Radę Europejską (4 lutego 2011) i publikacji Mapy 2050 (8 marca 2011) wskazuje, że ten ostatni dokument był przygotowywany jeszcze przed podjęciem wspomnianej decyzji. Warto zauważyć, że w konkluzjach Rady Europejskiej pojawił się cel redukcji dla UE określony na poziomie 80-95%. Jest to o tyle istotne, że dotychczas w dokumentach KE pojawiał się cel 80% 22, a cel 80-95% adresowany do krajów rozwiniętych pojawił się dopiero w okresie przed Konferencją w Kopenhadze, która odbyła się w grudniu 2009 r. Jednak dotychczas cele powyżej 80% redukcji nie były zapisane w dokumentach unijnych. Najważniejsze treści Mapy 2050 odnoszą się do: a) celów redukcji emisji oraz ścieżki redukcji, b) przeglądu potencjału redukcji emisji w głównych sektorach i sposobów działania, c) omówienia aspektów finansowych związanych głównie z wymaganą skalą nakładów inwestycyjnych, d) wskazania korzyści z realizacji Planu, e) omówienia aspektów międzynarodowych. Cele i ścieżki redukcji emisji Plan działania formułuje następujące cele w zakresie redukcji emisji: 21 Rada Unii Europejskiej: Konkluzje Rady Europejskiej z 4 lutego 2011 (ozn. dok. EUCO 2/1/11) 22 por.: COM(2009) 475/3: Stepping up international climate finance: A European blueprint for the Copenhagen deal. COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES. Brussels,

52 ograniczenie wewnętrznych emisji gazów cieplarnianych do roku 2050 o 80% w porównaniu z emisją w 1990 r (w całej EU); ścieżkę wymaganej redukcji emisji gazów cieplarnianych w kolejnych latach: 25% - w roku 2020; 40% ; 60% ; 80% Rys Ścieżka redukcji emisji gazów cieplarnianych wg Planu działania Źródło: COM (2011) 112 Potencjał redukcji emisji Potencjał redukcji emisji przedstawiony w Mapie 2050 zobrazowano w tabl Tablica 3.3. Potencjał redukcji emisji gazów cieplarnianych w podziale na sektory wg Planu działania Źródło: COM (2011)

53 Wskazany potencjał redukcji ma być osiągany poprzez wykorzystanie efektywnych energetycznie technologii użytkowania energii oraz wykorzystanie technologii produkcji energii o niskich emisjach dwutlenku węgla. W szczególności wskazuje się następujące preferowane kierunki działań: 1) Rozwój wykorzystania technologii o niskich emisjach - w produkcji energii promowane będzie wykorzystanie energii odnawialnej (OZE), generacji rozproszonej i rozwój sieci dla dostaw, a także innych technologii niskoemisyjnych, a w szczególności szerokie wykorzystanie technologii CCS w elektrowniach na węgiel kamienny - a w dalszej kolejności także w elektrowniach na gaz ziemny. 2) Poprawa efektywności w transporcie, w tym rozwój transportu elektrycznego, z tym że: a) do roku 2025 mały udział samochodów elektrycznych; poprawa sprawności silników spalinowych i poprawa jakości spalin (emisje); b) pierwszeństwo dla aut hybrydowych, potem pojazdy w pełni elektryczne (akumulatory oraz pv); c) biopaliwa ciekłe (drugiej i trzeciej generacji) i inne alternatywne zastosowane w lotnictwie i samochodach ciężarowych - większa skala po 2030 r. 3) Ograniczenie zużycia energii w mieszkalnictwie, w tym: a) budynki nowe zaostrzenie standardów ochrony cieplnej - od roku 2021 pasywne (prawie zerowe zużycie energii - do 15 kwh/(m2*rok); obecnie ok ); b) budynki istniejące poprawa izolacyjności cieplnej (szacowane nakłady w EU ok. 200 mld do 2020 r.); c) promocja stosowania lokalnych źródeł OZE lokalnych i pomp ciepła. 4) Ograniczenie zużycia energii i emisji gazów cieplarnianych w przemyśle, w tym: a) poprzez nowoczesne procesy, recykling i redukcję gazów cieplarnianych innych niż CO2 (N2O, CH4, inne); b) po roku 2035 instalacje CCS dla emisji z sektorów: stali i cementu (inwestycje roczne powyżej 10 mld ). 5) Rolnictwo upowszechnienie dobrych praktyk, zmiana wzorców konsumpcji w kierunku zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. W celu stymulowania realizacji wymienionych działań stosowane będą różnego rodzaju instrumenty, w tym głównie: a) Unijny system handlu emisjami (EU ETS), który ma mieć kluczowe znaczenie w realizacji celów redukcji emisji; z tego względu proponuje się ustalenie nowego wskaźnika tempa redukcji emisji (>1,74%/a); b) opodatkowanie energii podatkiem węglowym - dla procesów spoza systemu EU ETS (jest projekt dyrektywy w tej sprawie). 52

54 Uzasadnienia formułowanych propozycji Efektem zmian technologicznych ma być znaczne zwiększenie nakładów inwestycyjnych - o ok. 270 mld rocznie w okresie 40 lat. Są to dodatkowe inwestycje rzędu 1,5% PKB z obecnego poziomu ok. 19% PKB w całej UE. Ten wzrost inwestycji traktuje się jako czynnik prorozwojowy dla gospodarki unijnej, wskazując, że w krajach szybko rozwijających się relacja inwestycji do PKB jest znacznie wyższa i sięga 48% w Chinach, 35% w Indiach i 26% w Korei Południowej. Wśród pozytywnych skutków realizacji Mapy 2050 wskazuje się: redukcję zużycia i kosztów zakupu paliw; spadek wydatków na import węglowodorów; obniżkę cen paliw światowych (w przypadku podjęcia działań globalnych); wzrost zatrudnienia m.in. w sektorach OZE oraz w budownictwie; poprawę jakości powietrza i zdrowia ludzi. W aspekcie międzynarodowym wskazuje się na konieczność działań na rzecz włączenia innych krajów w działania w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych. Wskazuje się też, że w przypadku braku światowych, skoordynowanych działań, głównym celem działań na poziomie UE będzie ochrona przed rosnącymi cenami energii Znaczenie decyzyjne Znaczenie decyzyjne Mapy 2050 jest niejasne. We wprowadzeniu wskazuje się kluczowe elementy dokumentu: Zaprezentowano w nim plan potencjalnego działania na okres do 2050 r., który mógłby umożliwić UE osiągnięcie celów w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych zgodnie z uzgodnioną wartością docelową wynoszącą 80-95%. Przedstawiono w nim zarys etapów, które będą pokazywać, czy UE podąża w dobrym kierunku do osiągnięcia swojego celu, a także wyzwania polityczne oraz potrzeby w zakresie inwestycji i możliwości w poszczególnych sektorach. Co z tego planu działania ma wynikać określono w końcowej części dokumentu: Komisja zamierza wykorzystać plan działania jako podstawę dla rozwoju w odniesieniu do poszczególnych sektorów inicjatyw politycznych i planów działania, takich jak Plan działania na rzecz energii na 2050 r. i planowana biała księga dotycząca transportu. Komisja zainicjuje odpowiednie dialogi sektorowe. Komisja będzie w dalszym ciągu dbać o to, by unijny system handlu uprawnieniami do emisji pozostawał kluczowym instrumentem przyczyniającym się do inwestowania w technologie niskoemisyjne w sposób racjonalny pod względem kosztów. Komisja zbada również w kontekście opracowywania kolejnych wieloletnich ram finansowych w jaki sposób unijne fundusze mogą wspierać instrumenty i 53

55 inwestycje konieczne dla wspierania procesu przekształcenia w gospodarkę niskoemisyjną, przy uwzględnieniu specyficznego charakteru poszczególnych sektorów, krajów i regionów. Komisja zachęca pozostałe instytucje europejskie, państwa członkowskie, kraje kandydujące i potencjalne kraje kandydujące oraz zainteresowane strony - do uwzględniania niniejszego planu działania w procesie dalszego rozwoju unijnych, krajowych i regionalnych strategii politycznych, służących urzeczywistnieniu gospodarki niskoemisyjnej do 2050 r. Oznacza to, że Mapa 2050 ma być podstawą dla wielu kluczowych strategii i planów sektorowych i to w okresie do roku Jeśli chodzi o horyzont 2020 r., to wprawdzie stwierdza się w nim: W niniejszym komunikacie nie sugeruje się ustanowienia nowych celów na rok 2020, to jednak biorąc pod uwagę przedstawione etapy planu, należy stwierdzić, że ich utrzymanie wymaga aktualizacji celu redukcji na rok do poziomu 25% redukcji emisji wewnętrznych Charakterystyka dokumentu - Energy Roadmap Podstawa opracowania i powiązania z innymi dokumentami Energy Roadmap we wprowadzeniu odwołuje się bezpośrednio do dwóch dokumentów: Planu działania w zakresie energii do roku 2050 (Mapa 2050) Konkluzji Rady Europejskiej z 4 lutego UE jest zdecydowana, aby do 2050 r. zmniejszyć emisje gazów cieplarnianych o 80-95% w stosunku do wielkości emisji w latach 90-tych XX wieku w kontekście koniecznych redukcji ze strony krajów rozwiniętych jako grupy 23. Komisja dokonała analizy skutków tego zobowiązania w dokumencie pt. Plan działania prowadzący do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r. 24 W niniejszym Planie działania w zakresie energii do roku 2050, Komisja rozpracowuje wyzwania związane z realizacją przyjętego przez UE celu w zakresie dekarbonizacji przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności. Stanowi on odpowiedź na wniosek Rady Europejskiej 25. Komisja prezentuje Energy Roadmap 2050 jako kontynuację i rozwinięcie analiz wykonanych w Roadmap Przedstawia także Energy Roadmap 2050 jako strategię rozwoju niskoemisyjnego do roku 2050 dla sektora energii i innych powiązanych sektorów Posiedzenie Rady Europejskiej, październik 2009 r. COM(2011) 112 z Nadzwyczajne posiedzenie Rady Europejskiej w dniu 4 lutego 2011 r. 54

56 Komisja zdaje się uważać, że skutki przyjęcia celów redukcji emisji GHG na rok 2050 zostały już ocenione w Mapie 2050, a Energy Roadmap 2050 jedynie uzupełnia te analizę w obszarze energii, badając mozłiwość pogodzenia celu dekarbonizacji z innymi celami polityki energetycznej (bezpieczenstwo dostaw i konkurencyjność). Przy ocenie tego dokumentu i dołączonych do niego analiz trzeba zwrócić uwagę, czy jest on odpowiedni z punktu widzenia wymienionych powiązań. Ważna jest szczególnie odpowiedź na pytania: Czy Energy Roadmap 2050 może być traktowane jako strategia rozwoju niskoemisyjnego w obszarze energii? Czy jest to dokument spójny z Mapą 2050? Czy przekonująco uzasadnia on możliwość utrzymania bezpieczeństwa dostaw energii i utrzymania konkurencyjności? We wprowadzeniu wymieniana jest także strategia Energia Jednak jest ona przywołana głównie, by stwierdzić, że jest ona niewystarczająca do osiągnięcia celów redukcji do roku Warto podkreślić, że mimo, iż pod względem uplasowania Energy Roadmap 2050 jest jednym z działań inicjatywy przewodniej Europa efektywnie korzystająca z zasobów, to we wprowadzeniu nie ma żadnego odwołania ani do strategii Europa 2020, ani do wymienionej inicjatywy przewodniej. Czytelnik dokumentu odnosi wrażenie, że jest to dokument strategiczny wysokiego poziomu, i nie uzyskuje informacji, że jest to dokument umiejscowiony dwa poziomy poniżej strategii głównej Europa Kluczowe treści Energy Roadmap 2050 Komisja Europejska rekomenduje Energy Roadmap 2050 jako dokument, który przedstawia sposoby osiągnięcia celów redukcji emisji gazów cieplarnianych na poziomie 80 95% w skali całej UE, z uwzględnieniem aspektów bezpieczeństwa dostaw i konkurencyjności. W Energy Roadmap 2050 KE stara się na podstawie wykonanych analiz sformułować wnioski wskazujące rekomendowane kierunki rozwoju energetyki, obarczone małym ryzykiem w szerokim zakresie warunków rozwoju 26. W ten sposób Komisja spodziewa się uzyskania przez wszystkie kraje członkowskie i podmioty rynkowe - wspólnego zrozumienia najważniejszych cech transformacji w kierunku niskoemisyjnego systemu energetycznego. Oczekuje, że dzięki temu nastąpi zwiększenie zaufania co do stabilności i bezpieczeństwa inwestowania w energetykę niskowęglową. W dokumencie Komisja stwierdza, że analiza scenariuszowa, której wyniki zostały wykorzystane do opracowania dokumentu, ma jedynie charakter ilustracyjny. Według 26 KE określa je mianem No regret. Pojęcie to zwykle oznacza działania, które pozostają sensowne nawet wówczas, gdy pierwotne założenia leżące u podstaw ich wyboru nie zostaną spełnione. 55

57 autorów dokumentu, przeprowadzone analizy miały pomóc zidentyfikować najważniejsze możliwości, problemy i skutki; koncentrują się na wychwyceniu długoterminowych trendów prowadzących w kierunku dekarbonizacji energetyki europejskiej. Przedstawione analizy nie stanowią więc oceny skutków konkretnych proponowanych decyzji lub działań. Kierując się powyższym rozumowaniem KE przedstawiła w dokumencie wnioski odnoszące się do możliwości i sposobów osiągnięcia celów redukcji na poziomie 80% w skali całej UE oraz 85% z sektora energetycznego. Poniżej przytoczono najważniejsze z tych wniosków. (1) Dekarbonizacja energetyki jest możliwa Wyniki obliczeń scenariuszowych pokazały, że dekarbonizacja jest możliwa i może być mniej kosztowna niż długookresowa kontynuacja obecnej polityki. Wskazują ponadto, że koszty transformacji energetyki nie będą różniły się istotnie od kosztów scenariusza kontynuacji obecnej polityki. (2) Wyższe wydatki kapitałowe - to niższe koszty paliwowe Wszystkie scenariusze dekarbonizacji powodują transformację energetyki cechującej się wysokimi kosztami paliw i kosztów operacyjnych do systemu opartego na wysokich wydatkach kapitałowych i niskich kosztach paliw. Wydatki te wiążą się z koniecznością odnowienia majątku wytwórczego. Wg obliczeń Komisji, we wszystkich scenariuszach dekarbonizacji rachunek płacony za import paliw kopalnych w 2050 r. będzie istotnie niższy niż obecnie. (3) Znaczenie elektryczności będzie rosło We wszystkich scenariuszach silnie wzrasta rola i zużycie elektryczności w porównaniu z obecnie odnotowywanym. Jej udział w zużyciu finalnym podwaja się, osiągając ok % w roku 2050, głównie poprzez wzrost roli i znaczenia w transporcie i ogrzewaniu/ chłodzeniu (auta elektryczne i systemy grzewcze/chłodzące). Przewiduje się, że elektryczność może stanowić do 65% udziału w zużyciu energii do celów transportu (przewozów) osób (osobowe, autobusy i in.) i w lekkim transporcie ciężarowym (dostawczym). (4) Ceny elektryczności Wyniki większości scenariuszy wskazują, że ceny elektryczności będą rosły do 2030 roku, po czym mogą ulec obniżeniu. W największej części wzrost ten wystąpi w scenariuszu Referencyjnym, gdyż jest związany z wymianą w następnych 20 latach - starego, już wyeksploatowanego majątku wytwórczego. (5) Wydatki energetyczne odbiorców domowych We wszystkich scenariuszach, włączając w to scenariusz kontynuacji - wydatki gospodarstw domowych na energię, w tym na paliwa silnikowe, wzrastają i będą coraz bardziej istotne w koszyku wydatków (rozchodów) gospodarstw domowych. Podaje się, że ich udział może wynieść ok. 16% wydatków gospodarstw domowych w 2030 r., po 56

58 czym ulegnie obniżeniu do ok. 15% w 2050 r. 27 Ten trend będzie także istotny dla małych i średnich form (SME) W długim okresie - wzrost kosztów inwestycyjnych na wysokoefektywne urządzenia, pojazdy i przedsięwzięcia izolacyjne - stanie się mniej ważny, aniżeli redukcja wydatków na elektryczność i paliwa. (6) Oszczędności energetyczne w całym systemie energetycznym Działania na rzecz oszczędności energii są decydujące w każdym scenariuszu dekarbonizacji. Ich zastosowanie prowadzi do spadku zapotrzebowania na energię pierwotną o ok % w 2030 r. oraz 32-40% w 2050 r., w porównaniu do wartości zużycia maksymalnego w latach Osiągnięcie tak znaczącej oszczędności energii będzie wymagało zdecydowanego rozdzielenia wzrostu gospodarczego od zużycia energii, jak też wzmocnienia instrumentów zachęt w każdym państwie i we wszystkich sektorach gospodarki. (7) Wzrost udziału energii z OZE Udział energii produkowanej ze źródeł odnawialnych (OZE) zwiększy się radykalnie we wszystkich scenariuszach, osiągając nie mniej niż 55% zużycia energii finalnej brutto w 2050, co oznacza potrzebę wzrostu o ok. 45 punktów procentowych z obecnego poziomu, wynoszącego ok. 10%. Udział energii z OZE w całkowitym zużyciu elektryczności będzie sięgał 64% a nawet 97% w wybranych scenariuszach dekarbonizacji. Scenariusz najwyższego udziału energii z OZE wymaga znaczącego magazynowania elektryczności przystosowanego do zmiennej dostawy ze źródeł OZE - także w okresie niskiego popytu na moc i energię. (8) Przyszła rola CCS Jeśli uda się skomercjalizować CCS, to mieć ona będzie kluczową rolę w transformacji systemu. Rola tych technologii będzie szczególnie istotna przy ograniczonej akceptacji dla rozwoju energetyki jądrowej (w tym scenariuszu technologie z CCS obejmują ok. 32% generacji mocy). W pozostałych scenariuszach dekarbonizacji udział elektrowni z CCS kształtuje się w przedziale 19-24% mocy, z wyjątkiem scenariusza wysokiego udziału energii z OZE. (9) Znaczenie energetyki jądrowej Znaczenie energetyki jądrowej będzie szczególnie istotnie wpływać na transformację energetyki w krajach już posiadających znaczne moce jądrowe. Pozostanie ona podstawowym źródłem niskoemisyjnej generacji elektryczności. Najwyższe udziały energetyki jądrowej występują w scenariuszu opóźnienia wdrażania CCS i w scenariuszu akceptacji dla wszystkich technologii, który cechuje się najniższym, 27 W Energy Roadmap 2050 wskazuje się, że systemowe koszty energetyczne - obecne i w roku nie mogą być bezpośrednio porównywane. Podczas gdy koszty odnowienia majątku (aktywów) są w pełni uwzględnione w kalkulacji kosztu, to wzrost wartości domu, w relacji do majątku i zasobu kapitału nie jest przedmiotem analiz energetycznych. Także w koszcie zakupu/ wymiany środka transportu nie wyróżnia się kosztów energetycznych i pozostałych, zatem podane koszty mogą być przeszacowane. 57

59 systemowym kosztem energetycznym - odpowiednio 18 i 15% w bilansie energii pierwotnej. (10) Współzależność systemów rozproszonych z systemem scentralizowanym Zjawisko decentralizacji systemu elektroenergetycznego i ciepłowniczego będzie wzrastać wskutek rozwoju generacji z OZE. Jednakże analizy scenariuszowe pokazały, że wielkie źródła systemowe, głównie elektrownie jądrowe i opalane gazem ziemnym będą też potrzebne, zaś ich wzajemne uzależnienie będzie coraz bardziej rosło (ubezpieczanie pracy źródeł OZE i bezpieczeństwa pracy sieci). W nowym systemie elektroenergetycznym wyłoni się potrzeba silniejszej współzależności tych dwu rodzajów obiektów, np. gdy moc systemu lokalnego okaże się zbyt mała w różnych okresach czasowych. W dokumencie wskazuje się także następujące zagadnienia jako kluczowe dla zapewnienia skutecznej transformacji w kierunku energetyki niskoemisyjnej: 1) Priorytetowym celem powinna być poprawa efektywności energetycznej, która powinna poprzedzać inwestycje po stronie podażowej; 2) Kluczowe znaczenia ma poprawa efektywności energetycznej budynków, prowadząca do wdrożenia standardów zbliżonych do budynków zeroenergetycznych; 3) Inteligentne liczniki i systemy sterowania odbiornikami są niezbędne dla poprawy kontroli nad procesami zużycia energii; 4) Potrzebny jest lepszy dostęp do kapitału dla odbiorców energii i nowe modele biznesowe wspierające poprawę efektywności; 5) Dla rozwoju energetyki odnawialnej istotne znaczenie ma rozwój technologii magazynowania energii, a także rozwój produkcji ciepła i chłodu z OZE; 6) Obecny kształt rynku energii elektrycznej może ulec zmianie, rosnący udział źródeł o wysokich kosztach stałych i niskich kosztach operacyjnych może bowiem prowadzić do kształtowania cen energii - zbyt niskich do pokrycia kosztów stałych; 7) Wysokie nakłady inwestycyjne niezbędne do realizacji zarysowanej strategii wymagać będą skutecznej mobilizacji potencjalnych inwestorów, a być może także stworzenia nowych mechanizmów i instytucji inwestycyjnych Formułowane uzasadnienia W zasadzie w dokumencie nie prezentuje się istotnych korzyści przedstawionych kierunków rozwoju. Zachęca się jedynie, aby koszty dekarbonizacji nie zwiększył istotnie kosztów energii. Ogólne koszty transformacji systemu energetycznego są podobne we wszystkich scenariuszach. Wskazuje się też, że: 58

60 Wspólne unijne podejście może zapewnić utrzymanie kosztów na niskim poziomie. Jednak nie bardzo wiadomo na czym ma polegac utrzymanie tych niskich kosztów, skoro w dalszej cześci stwierdza się, że: Ceny energii rosną na całym świecie. W planie działania wskazano, że pomimo wzrostu cen do roku 2030, nowe systemy energetyczne mogą prowadzić do obniżenia cen w dalszej perspektywie czasowej. Społeczeństwo musi być przygotowane na wyższe ceny energii i dostosować się do nich w nadchodzących latach. Równocześnie stwierdza się, iż klarownym przesłaniem (dokumentu) jest, że: inwestycje się zwrócą pod względem wzrostu, zatrudnienia, większego bezpieczeństwa energetycznego i niższych cen paliw. Transformacja tworzy nową sytuację dla przemysłu europejskiego i może spowodować zwiększenie konkurencyjności. Biorąc pod uwagę fakt, że w analizowanych scenariuszach uwzględniono jedynie sytuacje globalnych działań na rzecz ochrony klimatu - prowadzących do znacznej redukcji cen paliw, to należy stwierdzić, że korzyści z przedstawianych kierunków rozwoju energetyki brzmią mało atrakcyjnie i mało przekonująco Znaczenie decyzyjne Pod względem znaczenia decyzyjnego dokument jest dość niejasny. Z jednej strony wskazuje się na duże strategiczne znaczenie dokumentu dla przyszłego rozwoju energetycznego - traktując go jako strategię energetyczną, inicjatywę strategiczną, czy plan działania. Komisja traktuje Energy Roadmap 2050 jako strategię rozwoju niskoemisyjnego do roku Nazywa także ten dokument określeniem plan. W podobny sposób znaczenie dokumentu określają zapisy z Mapy 2050, gdzie stwierdza się: Komisja zamierza wykorzystać plan działania (Mapę 2050) jako podstawę dla rozwoju w odniesieniu do poszczególnych sektorów inicjatyw politycznych i planów działania, takich jak Plan działania na rzecz energii na Można więc oczekiwać, że Energy Roadmap po ewentualnym zaakceptowaniu - stanie się podstawą do dalszych działań Komisji zmierzających do strategii długoterminowej redukcji gazów cieplarnianych. Z drugiej strony dokument zawiera zapisy, które wskazują na nieco mniejsze jego znaczenie decyzyjne: Przeprowadzona analiza scenariuszy ma charakter ilustracyjny i polega na przeanalizowaniu skutków, wyzwań i możliwości związanych z potencjalnymi sposobami modernizacji systemu energetycznego. Nie są to wzajemnie wykluczające się warianty, lecz raczej opcje koncentrujące się na wspólnych 59

61 elementach, które się pojawiają, i stanowiące podstawę długoterminowego podejścia w zakresie inwestycji. Na podstawie tej analizy w niniejszym planie działania w zakresie energii określono najważniejsze wnioski dotyczące opcji no regrets w europejskim systemie energetycznym. Dzięki temu jest również rzeczą istotną, aby ustanowić europejskie podejście, w ramach którego państwa członkowskie miałyby wspólną wizję najważniejszych aspektów przejścia na niskoemisyjny system energetyczny i które gwarantowałoby wymaganą pewność oraz stabilność. Z fragmentów tych wynika, że prezentowana strategia nie ma normalnej oceny skutków, że nie zostały rozważone alternatywne strategie, że opracowanie głównie określa pewne kierunki rozwoju, które wg autorów dokumentu są opcjami No regret. W tym drugim podejściu do określenia znaczenia dokumentu - wskazuje się na jego znaczenie dla tworzenia wspólnego europejskiego podejścia do budowy niskoemisyjnego systemu energetycznego. Ważnej informacji na temat znaczenia decyzyjnego Energy Roadmap dostarczają fragmenty z Impact Assessment: This is not a typical impact assessment in that it does not list policy options to meet certain policy objectives and then assesses impacts of these policy options to determine a preferable one. It rather examines a set of possible alternative future developments to get more robust information on how the energy system could achieve 85% reduction of energy related CO2 emissions compared to 1990 without selecting one of them as the preferred option. Nor does it seek to justify the decarbonisation target as this was the focus of the Low Carbon Economy Roadmap. (Impact Assessment str. 22) Te fragment potwierdza, że Energy Roadmap 2050, mimo iż traktowana jako kluczowa inicjatywa lub strategia - nie ma oceny skutków. Wskazuje także, że Energy Roadmap 2050 nie zajmuje się uzasadnianiem celu redukcji emisji GHG 80-95%, bo wg KE zostało to już zrobione w Mapie W kolejnym wyróżnionym fragmencie z Impact Assessment Komisja stwierdza: Only by comparing results from different decarbonisation scenarios is it possible to extract more robust conclusions, how key parameters influence the results and how various parts interact with each other. By requiring similar levels of cumulative GHG emissions across scenarios, this analysis ensures comparability, as regards the objective of decarbonisation, given that emission mitigation aims at preventing dangerous levels of atmospheric GHG concentrations that is a matter of cumulative emissions. An identification of common features to all scenarios will be an important part of the analysis. The Commission's own scenario analysis will be complemented by MS and other stakeholders' work. An in-depth impact assessment report examining impacts of concrete policy measures will be submitted for any legislative proposal following this roadmap.(ia, str. 24) Pierwsza część tego tekstu przedstawia istotę podejścia scenariuszowego zastosowanego przy opracowaniu dokumentu. Z tego fragmentu wynika, że analiza nie jest oceną skutków a 60

62 ma raczej wspierać poszukiwanie wspólnej wizji rozwoju niskoemisyjnego, bez obciążenia koniecznością uzasadnienia przyjętych celów. Drugi fragment natomiast stanowi próbę złagodzenia braku oceny skutków prezentowanego planu/strategii, poprzez wskazanie przewidywanych działań uzupełniających w tej materii Charakterystyka opracowania ocena skutków (Impact Assessment) do Mapy Zakres wykonanych analiz Głównym źródłem uzasadnień przedstawionych w Mapie 2050 są analizy obliczeniowe, których wyniki przedstawiono w opracowaniu towarzyszącym - Impact Assessment - SEC (2011) 288. Opracowanie to jest dostępne wyłącznie po angielsku. Analiza została przeprowadzona na dwóch poziomach: a) poziom globalny, b) poziom UE. Scenariusze na poziomie UE są analizowane dla ustalonych warunków gospodarki światowej (np. cen paliw na rynku światowym), które dla lat przyszłych zostały wyznaczone w analizach poziomu globalnego. Tablica 3.4. Zestaw analizowanych scenariuszy 61

63 Źródło: Impact Assessment - SEC (2011) 288 W ramach scenariuszy 2) i 3) zostało przeanalizowanych po kilka wariantów różniących się założeniami odnośnie czynników istotnych dla oceny skutków, np. dostępności technologii CCS. Analizy na poziomie globalnym Kluczową sprawą przy konstrukcji scenariuszy jest podejście do formułowania założeń odnośnie cen paliw na rynku międzynarodowym oraz cen uprawnień do emisji CO2 (ceny CO2). Przyjęto następujące podejście: Ceny paliw na rynku międzynarodowym powiązano ze sposobem prowadzenia polityki klimatycznej w skali globalnej; na podstawie wykonanych analiz przyjęto, że realizacja globalnej polityki redukcji emisji do poziomu 50% w skali świata prowadzić będzie do znaczącego spadku cen paliw, a brak takiej polityki do wysokich cen paliw na rynku światowym 28. Powyższe podejście miało istotny wpływ na sformułowanie założeń do analiz badających skutki polityki klimatycznej na poziomie UE. 28 Takie założenie nie jest pozbawione logiki, jednak rynki międzynarodowe, w tym rynek paliw, rządzą się swoimi prawami, które nie dają się łatwo wyjaśnić i zalgorytmizować. Skutkiem jest relatywnie słaba sprawdzalność prognoz cen paliw w dłuższych okresach. Z tego względu w dotychczasowych opracowaniach - przy braku polityki klimatycznej - prognozy tworzono najczęściej jako 2-3 wariantowe, przedstawiając na ogół ścieżkę górną i dolną cen paliw. Pojawienie się polityki klimatycznej, jako nowego czynnika wpływającego na rynek paliw, nie powoduje usunięcia wpływu innych czynników. Dlatego należałoby uznać, że również w warunkach polityki klimatycznej mogą wystąpić wysokie ceny paliw, a w warunkach braku polityki klimatycznej ceny mogą ukształtować się na niższym poziomie. Wiarygodna ocena prawdopodobieństwa wystąpienia tych wariantów cenowych jest jednak bardzo trudna, jeśli w ogóle możliwa. 62

64 Analizy na poziomie unijnym Na poziomie unijnym analizowane są trzy główne scenariusze: 1) Reference odpowiadający kontynuacji obecnej polityki, bez zaostrzania celów redukcji emisji gazów cieplarnianych, zarówno na poziomie świata jak i UE; 2) Dekarbonizacji/ Global action polityka dekarbonizacji na poziomie UE powiązana z podobnymi działaniami w skali globalnej; 3) Dekarbonizacji/ Fragmented action polityka dekarbonizacji na poziomie UE powiązana z brakiem analogicznych działań w skali globalnej. Ceny emisji CO2 traktowane są jako główny czynnik wymuszający emisje i jako parametr, którego wartość dobierana jest odpowiednio do wymaganego poziomu redukcji emisji. Jako cel polityki unijnej przyjęto 80% redukcji emisji, a dodatkowo w ramach różnicowania scenariuszy ze względu na wybrane założenia wymaga się - by emisje skumulowane we wszystkich scenariuszach były takie same. Przy takim podejściu, każdy scenariusz charakteryzuje się odmiennym poziomem cen emisji CO2, przy czym pod koniec analizowanego okresu ceny te cechuje stosunkowo spory rozrzut. Wszystkie wyniki przedstawiają wielkości odnoszące się do UE jako całości. Analizy nie zawierają oceny skutków na poziomie krajów członkowskich Oceny skutków dla UE W Impact Assessment zamieszczone zostały informacje dotyczące dwóch rodzajów analiz badających skutki przyjęcia celu 80-95% redukcji emisji GHG w roku Analizy makroekonomiczne oceniające wpływ wdrożenia scenariusza redukcji Fragmented Action w stosunku do scenariusza Reference. 2. Analizy skutków dla różnych scenariuszy Analizy makroekonomiczne Metodyka i zakres analiz Analizy zostały wykonane przy pomocy modelu makroekonomicznego GEM-E3 i oceniają skutki przyjęcia celów redukcji emisji GHG dla całej gospodarki unijnej w roku Autorzy dokumentu wskazują, że ocena makroekonomicznych skutków zaostrzenia celu 20% redukcji w roku 2020, zgodna z celami Energy Roadmap 2050 została przedstawiona w opracowaniu Analysis of options to move beyond 20% greenhouse gas emission reductions and assessing the risk of carbon leakage COM(2010) 265 final, SEC(2010)

65 Analiza makroekonomiczna przedstawiona w omawianym dokumencie jest traktowana jako rozszerzenie analiz wykonanych uprzednio we wspomnianym dokumencie poprzedzającym. Należy podkreślić, że analizy te zostały wykonane wyłącznie jako porównanie wskaźników dla różnych wariantów scenariusza Fragmented Action (realizacja celów 80% redukcji bez wdrożenia globalnych działań na rzecz redukcji emisji) ze wskaźnikami dla scenariusza odniesienia (Reference) zakładającego utrzymanie aktualnych celów redukcji. Na omówienie tych analiz z całego ponad 130 stronicowego raportu - poświęcono ok. 4 stron. Nieco więcej informacji zawarto w dokumentach poprzedzających, w których przeprowadzono analizy makroekonomiczne dla okresu Przeanalizowano w nich wpływ na gospodarkę (PKB, zatrudnienie oraz na niektóre sektory przemysłowe) realizacji 30% redukcji emisji w 2020 roku, w zależności od stopnia realizacji kopenhaskich warunkowych zobowiązań do redukcji emisji w krajach poza uunią. Przeanalizowano cztery scenariusze: Reference kraje Unii redukują emisję o 20%, reszta świata nie podejmuje zobowiązań Low Pledges - kraje Unii redukują emisję o 20%, reszta świata realizuje kopenhaskie zobowiązania na najniższym poziomie Mixed Pledges - kraje Unii redukują emisję o 30%, reszta świata realizuje kopenhaskie zobowiązania na najniższym poziomie High Pledges - kraje Unii redukują emisję o 30%, reszta świata realizuje kopenhaskie zobowiązania na najwyższym poziomie. Wpływ na gospodarkę oceniano poprzez porównanie wyników modelowych dla zarysowanych scenariuszy, w odniesieniu do wyników uzyskanych dla scenariusza Reference. Prześledzono też wpływ wprowadzenia podatku węglowego w sektorze non-ets oraz dwa warianty polityki cenowej firm, w przypadku darmowej alokacji uprawnień do emisji w sektorze ETS. Do analiz wykorzystano dwa modele makroekonomiczne. GEM E3 (model równowagi ogólnej) oraz E3MG (model ekonometryczny), które niezależnie od siebie wykonywały obliczenia przy takich samych założeniach. W ocenie makroekonomicznej opublikowanej razem z Mapą 2050 wykorzystano wyłącznie model GEM E3. Założenia scenariusza Reference w Impact Assessment do Mapy 2050 są takie same jak w pracach poprzedzających, ale dotyczą horyzontu 2030 roku. W okresie kraje europejskie utrzymują uzyskany poziom emisji. Scenariusz Fragmented Action jest najbliższy scenariuszowi Mixed Pledges, z tym że kraje Unii do 2020 roku redukują emisje tylko o 25%, a w 2030 roku uzyskują redukcję 40%. Warunki scenariusza Global Action nie były sprawdzane w modelu makroekonomicznym w ocenie Mapy

66 Zakres prezentowanych wyników Wyniki prezentują różnice pomiędzy scenariuszem Fragmented Action i scenariuszem Reference w zakresie następujących wskaźników: Poziom dochodu krajowego (GDP) Liczba zatrudnionych Produkcja energochłonnych sektorów narażonych przez zjawisko ucieczki emisji w związku z uczestnictwem w systemie ETS. Równie ważne jest stwierdzenie, które wyniki nie zostały uzyskane w ramach wykonanych analiz. W tym celu warto posłużyć się cytatem: GDP and overall employment impacts, as well as competitiveness impacts for energy intensive industries were assessed using the GEM E3 model. It was not possible to assess impacts on different household income levels, neither distributional impacts at Member State level. The global version of GEM E3 that was used does not have Member States detail.(ia, str. 27) Na jego podstawie można stwierdzić, że wykonane analizy są bardzo ogólne, wykonane zostały przy pomocy mocno zagregowanego modelu (operującego na uśrednionych danych dla dużej grupy różnorodnych krajów). W związku z tym nie uzyskano oceny skutków dla poszczególnych krajów, ani oceny zmian dochodów różnych gospodarstw domowych Analizy z wykorzystaniem modelu PRIMES Znacznie szerszego zestawu wyników dostarczają analizy z wykorzystaniem zestawu modeli techno ekonomicznych, przede wszystkim modelu PRIMES. Metodyka i zakres analiz Istotę oceny skutków działań na poziomie unijnym przedstawia następujący fragment: this chapter will focus on EU action, using an EU quantitative modelling approach, looking at the different actions and investments that can over time lead to large scale reduction of GHG emissions in the EU. Pod określeniem EU quantitative modelling approach kryje się zestaw składający się z następujących głównych modeli: PRIMES model systemu energetycznego, obejmujący wszystkie emisje CO2 GAINS model obejmujący emisje inne niż CO2 CAPRI model do długoterminowych analiz rolnictwa. Analizy wykonane z wykorzystaniem tych modeli obejmują wszystkie scenariusze, a więc jeden scenariusz Reference oraz po cztery warianty scenariuszy Global Action i Fragmented Action. 65

67 Zakres prezentowanych wyników Analizy wykonane przy pomocy wymienionego zestawu modeli dostarczają obszernego zestawu wyników dla każdego scenariusza. Poniżej przedstawiono listę najważniejszych prezentowanych w opracowaniu wyników: Emisje GHG: Emisje w podziale na sektory i emisje łączne Emisje w podziale na ETS i Non ETS Wielkości dotyczące zapotrzebowania na paliwa i energię: Zużycie energii brutto (gross energy consumption) wg scenariuszy Zależność importowa (udział paliw z importu) wg scenariuszy Wydatki na import ropy i gazu Dane kosztowe: Ceny CO2 Roczne nakłady inwestycyjne w systemie energetycznym Roczne koszty paliwowe Wyniki dla sektora elektroenergetycznego: Zużycie energii elektrycznej wg scenariuszy Emisje CO2 z produkcji elektryczności i ciepła Udział technologii niskoemisyjnych Nakłady na inwestycje w sektorze elektroenergetycznym (sieci, źródła) Wyniki analiz dla sektora Transportu: Emisje CO2 (Road, Aviation) Poziom i struktura zużycia paliw wg scenariuszy Poziom aktywności transportu Emisje CO2 w transporcie i w sektorze elektroenergetycznym wg scenariuszy (osobno i razem) Wyniki analiz dla sektora Przemysłu: Redukcje emisji CO2 w przemyśle łącznie i w energochłonnych branżach wg scenariuszy Nakłady inwestycyjne na zaspokojenie potrzeb energetycznych, nakłady na instalacje CCS, koszty paliw i energii elektrycznej Gospodarstwa domowe i sektor usług: Emisje CO2 z gospodarstw domowych, różne scenariusze Zużycie energii użytecznej wg scenariuszy Emisje innych niż CO2 gazów cieplarnianych w podziale na rolnictwo i inne sektory Produkcja biomasy Zapotrzebowanie na drewno energetyczne Udział kosztów energetycznych w przychodach gospodarstw domowych Udział kosztów transportu pasażerskiego w przychodach gospodarstw domowych Potrzeby inwestycyjne gospodarstw domowych, związane z zaspokojeniem potrzeb energetycznych. Mimo dość szerokiego zakresu prezentowanych wyników, są one często przedstawiane w sposób fragmentaryczny. Brakuje zestawień, które są zwykle prezentowane w tego typu 66

68 analizach, takich jak bilanse energii pierwotnej, finalnej, bilansów mocy, struktury technologicznej itp. Nie wszystkie prezentowane wielkości są właściwie wyjaśnione Charakterystyka oceny skutków (Impact Assessment) do Energy Roadmap Scenariusze analizowane w Energy Roadmap 2050 W analizach wykonanych przy opracowaniu Energy Roadmap 2050 uwzględniono dwa scenariusze kontynuacji oraz pięć scenariuszy dekarbonizacji. W obszernym dwuczęściowym Impact Assessment prezentowane są założenia i wyniki dla wszystkich wymienionych scenariuszy. Scenariusze odniesienia Komisja opracowała dwa scenariusze obrazujące skutki utrzymania obecnej polityki. Referencyjny (PKB) uwzględnia bieżące trendy i długookresowe projekcje wzrostu, mierzone stopą GDP ~1,7%/a. Scenariusz objął wszystkie polityki przyjęte do marca 2010 r., w tym pakiet 2020 w zakresie celu OZE i redukcji emisji gazów cieplarnianych, jak też zmiany wprowadzone nowelą dyrektywy ETS (2009/29/WE). W tym scenariuszu wykonano obliczenia czułości rozwiązania na zmianę GDP oraz zmiany cen paliw z importu. Kontynuacji Polityki (CPI) uwzględnia wszystkie elementy polityki zawarte w scenariuszu Referencyjnym oraz dodatkowe elementy. W szczególności uwzględnia wnioski dotyczące zmian nadzoru i standardów bezpieczeństwa po katastrofie jądrowej w Fukushimie, które zostały zaproponowane w strategii Europa 2020; ponadto scenariusz uwzględnia działania dotyczące Planu efektywności energetycznej i noweli dyrektywy podatkowej (podatek od emisji CO2 i od wartości energetycznej produktów energetycznych i energii elektrycznej). Scenariusze dekarbonizacji W scenariuszach tej grupy zakładano poziom redukcji emisji gazów cieplarnianych zgodnie z celami Mapy % redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE do roku 2050 (co odpowiada 85% redukcji emisji CO2 z energetycznego użytkowania paliw). Ważnym elementem tej grupy scenariuszy jest założenie o realizacji globalnych działań na rzecz redukcji emisji gazów cieplarnianych. Przyjęto też, że realizacja globalnych działań redukcji emisji spowoduje zmniejszenie popytu na paliwa kopalne tak znacząco, że efektem będzie istotny spadek międzynarodowych cen ropy, gazu i węgla. Jest to istotna zmiana w stosunku do opracowań Mapy 2050, gdzie analizowano zarówno scenariusze globalnych działań na rzecz ochrony klimatu jak i sytuację osamotnionych działań EU (Fragmented Action). Ważnym skutkiem takiego podejścia jest wliczenie w 67

69 strategie redukcji emisji GHG - skutków silnej obniżki cen paliw. Autorzy opracowania zdają się czynić to świadomie: It is mainly concerned with analysing possible energy related pathways to reach decarbonisation in a "global climate action" world. Lower import fossil fuel prices are introduced to reflect significant impacts on global fossil fuels prices in policy scenarios while fossil fuel prices are higher in the Reference scenario and CPI scenarios which project current trends and policies (IA, Part 1, str. 22). Warto też zacytować uzasadnienie pominięcia scenariusza Fragmented action: A "fragmented" action scenario including measures against carbon leakage was not analysed in this IA report as the challenges for the energy sector arising from decarbonisation are the biggest under the "global climate action" assumption, given that fragmented action with measures against carbon leakage will deliver lower GHG reductions by Trudno je uznać za przekonywujące, zważywszy, że wyższy poziom cen paliw przy podobnych nakładach I kosztach realizacji dekarbonizacji dawać będzie z pewnością wyższe koszty strategii dekarbonizacji. Pominięcie scenariusza fragmented Action powoduje nadmiernie optymistyczną ocenę skutków polityki dekarbonizacji. Scenariusze dekarbonizacji zostały zróżnicowane ze względu na dostępne opcje redukcji. Łącznie przeanalizowano pięć różnych wariantów dekarbonizacji, których kluczowe założenia przedstawiono poniżej: Wysokiej efektywności energetycznej występuje polityczna akceptacja działań na rzecz bardzo wysokiej poprawy efektywności energetycznej, m.in. poprzez: wzrost wymagań dotyczących minimalnych standardów urządzeń i nowych budynków, wysokie tempo termomodernizacji istniejących budynków, nałożenie obowiązków oszczędności energii na dostawców energii. To powinno obniżyć fizyczny popyt na energię o ok. 41% w 2050 r., w porównaniu do wartości z lat Efektywnych technologii wytwarzania - bez dodatkowych preferencji i dotacji dla technologii wytwarzania elektryczności oraz wsparcia dla OZE i efektywności energetycznej, a także przy założeniu akceptacji dla energetyki jądrowej, w tym gospodarki odpadami oraz zastosowań CCS. Wysokiego udziału OZE - bardzo silne wsparcie dla OZE prowadzące do wysokiego udziału w zużyciu finalnym brutto energii ok. 75% w 2050 r., przy ok. 97% udziału OZE w produkcji elektryczności. Opóźnionej dostępności CCS - podobny do założeń scenariusza Efektywnych technologii wytwarzania, przy dodatkowym założeniu opóźnienia we wdrożeniu CCS, co prowadzi do wzrostu udziału energetyki jądrowej, przy czym dekarbonizacja jest wynikiem drastycznie wysokich cen CO2, a nie forsowania opcji technologicznych (ograniczone możliwości wyboru technologii, bo już jest mocno rozwinięta energetyka jądrowa). 68

70 Niskiego udziału energetyki jądrowej - założenia zbliżone do scenariusza Efektywnych technologii wytwarzania, przy założeniu, że nie będą budowane żadne nowe elektrownie jądrowe poza obecnie realizowanymi budowami, co oznacza w istocie konieczność wysokiego udziału instalacji CCS, równego ok. 32% mocy wytwarzania. Warto zaznaczyć, że dla każdego ze scenariuszy dekarbonizacji przyjęto wspólne założenia odnośnie ścieżki redukcji emisji CO2: 40% redukcji w roku 2030 oraz 85% - w roku Zakres prezentowanych analiz i wyników liczbowych Analizy makroekonomiczne W zakresie analiz makroekonomicznych (m.in. wpływ na poziom PKB i zatrudnienie) opracowanie Energy Roadmap 2050 jest bardzo powściągliwe i przedstawia bardzo niewielki zakres informacji. Nawet jednak w niewielkim objętościowo tekście znaleźć można trzy dość odmienne opinie: a) Wskazuje inne oficjalne dokumenty KE, analizujące skutki makroekonomiczne 30 b) Stwierdza, że ocena skutków makroekonomicznych jest bardzo trudna 31 c) Odwołuje się do opracowania zewnętrznego 32 Następnie w punktach a) i c) cytuje korzystne dla proponowanych działań wnioski wynikające ze wskazywanych opracowań. Co jednak ciekawe, w pierwszym przypadku odwołuje się nie do najnowszych analiz z powiązanego dokumentu Roadmap 2050, tylko przywołuje wcześniejsze analizy związane z propozycją zaostrzenia celu redukcji emisji w roku 2020 i zamieszczone w dokumencie [SEC(2010) 650]. Na uwagę zasługuje też fakt, że cytowane w punkcie c) opracowanie zostało przygotowane przez European Climate Foundation, która jest organizacją wspierającą działania na rzecz ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Jest jednym z interesariuszy; trudno więc uznać ją za obiektywną i bezstronną w sprawie oceny skutków nowych celów na rok Wątpliwości budzić musi fakt, że Komisja Europejska opiera swoje inicjatywy na bazie opracowań będących inicjatywą innych organizacji o charakterze lobbingowym 33. Analizy techniczno ekonomiczne Główne obliczenia zostały wykonane przy pomocy modelu PRIMES: 30 The current report is part of a joint Commission analysis related to the transition to a lowcarbon economy by 2050 (IA, Part 1, str. 28/9) 31 As regards the differentiated impact of policy options on economic growth, the long-term perspective implies that it is very difficult to go beyond a qualitative assessment. (IA, Part 1, str. 29) 32 An assessment of the macro-economic impact of the European decarbonisation objectives towards 2050 was performed in the European Climate Foundation's 2050 Roadmap 33 The Roadmap 2050 project is an initiative of the European Climate Foundation (ECF) and has been developed by a consortium of experts funded by the EC (por. 69

71 The Commission contracted the National Technical University of Athens to model scenarios underpinning the IA analysis.(ia, Part 1, str. 4). W analizach wykorzystano także inne powiązane modele: Prometheus, GAINS, GEM3. Zakres prezentowanych wyników jest podobny jak w przypadku Roadmap 2050 i obejmuje następujące grupy danych: Scenariusz Reference: Zużycie energii pierwotnej (tekst) Finalne zużycie energii wg paliw Aktywność I zużycie energii w transporcie Struktura zużycia paliw pierwotnych Produkcja energii elektrycznej brutto wg paliw Moce elektryczne wg technologii Wskaźniki dotyczące produkcji energii elektrycznej Składniki kosztów produkcji energii elektrycznej Produkcja ciepła wg sektorów Emisje CO2 (ETS, Non ETS) Scenariusz CPI: Popyt na energię (pierwotną, finalną) Zużycie energii finalnej wg sektorów (CPI i REF) Produkcja energii elektrycznej i inne wskaźniki dot. energii elektrycznej Struktura zużycia paliw wg scenariuszy Główne wielkości: ceny paliw, zużycie energii, emisje CO2 Import energii, koszty energii z importu Struktura zużycia energii pierwotnej Emisje CO2 i GHG Zależność importowa Scenariusze dekarbonizacji: Zużycie energii I struktura dostaw: Zużycie energii pierwotnej zmiany w stosunku do scenariusza REF Energochłonność Oszczędności energii pierwotnej Zużycie paliw w 2050 wg scenariuszy i rodzaju paliwa Struktura zużycia j.w. Zmiana zużycia energii pierwotnej w 2050 w por. do zużycia w 2009 r. Zużycie finalne wg sektorów zmiany do REF Zużycie energii finalnej wg paliw i scenariuszy (2030, 2050) Udział energii elektrycznej Produkcja energii elektrycznej: Zużycie finalne energii elektrycznej wg sektorów Produkcja energii elektrycznej wg paliw i scenariusza Moce zainstalowane elektryczne, w tym CCS Nakłady inwestycyjne na energię elektryczną, w podziale na rodzaje źródeł 70

72 Nakłady skumulowane Nakłady sieciowe Koszty i ceny energii elektrycznej (średnie) Pozostałe sektory: Zużycie ciepła scentralizowanego wg scenariusza i sektora Udział ciepła scentralizowanego w ogrzewaniu budynków Udział OZE w zużyciu finalnym ciepła (chłodu) Bezpieczeństwo dostaw: Zależność importowa paliw (2030, Wskaźniki dot. energii elektrycznej i sieci (m.in. wskaźniki stabilności) Magazynowanie energii elektrycznej Inwestycje w sieci Wskaźniki istotne z perspektywy politycznej Emisje CO2 Ceny CO2 I GHG Zapotrzebowanie na magazynowanie CO2 Zużycie biomasy I biopaliw Koszty systemowe, konkurencyjność I skutki społeczno ekonomiczne Rachunek za paliwa z importu Średnie roczne systemowe koszty energii z podziałem wg rodzaju kosztu Informacja nt. kosztów zakupu na aukcji Zmiana struktury kosztów udział kosztów stałych w kosztach całkowitych energii Koszty energetyczne przedsiębiorstw Koszty energetyczne w relacji do wartości dodanej w przemyśle energochłonnym Efekty braku działań globalnych skutki dla przemysłu Porównanie wyników dla różnych scenariuszy, w tym także scenariusz Fragmented action Wydatki energetyczne gospodarstw domowych Ceny energii elektrycznej w gospodarstwach domowych Średnie ceny energii elektrycznej w EU-27 wg sektorów Ceny oleju napędowego. Przedstawiony zestaw danych jest dość obszerny. Należy jednak zaznaczyć, że jedynie część wymienionych danych jest prezentowana w formie tabel lub wykresów z pokazaniem wartości w szeregu czasowym. Wiele z wymienionych danych prezentuje się jedynie fragmentarycznie, w formie podania pojedynczych wartości w tekście lub wartości uśrednianych. Dobrym przykładem są koszty systemowe, które podano jedynie jako wartości uśrednione w okresie dla poszczególnych scenariuszy, bez podania zmian wartości w czasie. Warto też zaznaczyć, że odmiennie niż w Roadmap w załącznikach do Impact Assessment zamieszczono szczegółowe zestawienia podstawowych danych energetycznych, emisyjnych, makroekonomicznych i kosztowych w formie dwóch szczegółowych tabel dla każdego scenariusza (wariantu dekarbonizacji). Jednak podobnie jak w przypadku danych prezentowanych w głównej części opisu - zestawienia tabelaryczne 71

73 także nie zawierają wszystkich istotnych danych, np. łącznych kosztów systemowych w kolejnych latach i ich odniesienia do PKB Synteza najważniejszych wyników W niniejszej sekcji przedstawiono w punktach podsumowanie przytoczonych wyżej danych, wraz z zaznaczeniem niektórych uwag i wątpliwości. Zużycie energii finalnej 1. Bardzo duże redukcje zużycia energii finalnej w scenariuszach dekarbonizacji, w stosunku do scenariusza Reference (od 34 do 40% redukcji) 2. Tak duże zmniejszenie budzi wątpliwości, gdyż: a. efektywność energetyczną trudno wymusić administracyjnie, gdyż na poprawę efektywności składają się tysiące decyzji podejmowanych przez konsumentów b. spośród obecnie realizowanych celów, najbardziej zagrożony jest cel poprawy efektywności, co potwierdza tezę z pkt a) c. poprawa efektywności energetycznej jakiejś usługi prowadzi na ogół do zwiększenia jej konsumpcji (bardziej efektywne pojazdy to więcej przejeżdżanych kilometrów) d. w miarę rozwoju gospodarczego i technologicznego pojawiają się nowe potrzeby (z ostatnich lat można wymienić rozwój użytkowania sprzętu komputerowego, kino domowe, telewizory nowej generacji itp.), które niwelują wpływ poprawy efektywności w dotychczasowych potrzebach 3. W wykonanych analizach - działania na rzecz głębokiej poprawy efektywności uwzględniono jedynie w scenariuszach dekarbonizacji, podczas gdy politykę poprawy efektywności można też prowadzić bez polityki dekarbonizacji. Oznacza to niewłaściwie zdefiniowane alternatywy decyzyjne. Zużycie energii pierwotnej 4. Skala zmniejszenia zużycia energii pierwotnej w scenariuszach dekarbonizacji jest podobna jak w zużyciu finalnym i wynosi: 32-40% redukcji w stosunku do Scenariusza Reference. 5. Utrzymanie takiej skali oszczędności, przy wzroście udziału energii elektrycznej w zużyciu finalnym, wymaga znaczącej poprawy efektywności produkcji energii elektrycznej. 6. Efektywność produkcji energii elektrycznej z paliw kopalnych rośnie na skutek poprawy efektywności elektrowni (o ok. 20%) oraz zwiększenia udziału kogeneracji. Jednak rośnie też wykorzystanie CCS, które obniżają sprawność. 7. Główną role w produkcji energii elektrycznej zaczynają odgrywać źródła odnawialne, które produkują ze sprawnością teoretyczna 100% (elektrownie wiatrowe, słoneczne) 72

74 Zużycie i produkcja energii elektrycznej 8. Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszach dekarbonizacji wyraźnie spada w stosunku do scenariusza Reference: TWh/a w stosunku do To bardzo optymistyczne prognozy (pod względem oszczędności), szczególnie ze względu na znaczną ekspansję wykorzystania energii elektrycznej w transporcie. 9. Różnice pomiędzy scenariuszami dekarbonizacji a Reference są znacznie mniejsze w przypadku produkcji. Jedynie pierwszy scenariusz dekarbonizacji charakteryzuje się wyraźnie niższą produkcją (4300 TWh w porównaniu do 4900 TWh), natomiast kolejne mają produkcję zbliżoną, a nawet wyższą niż w Reference. 10. Pod tym względem wyróżnia się scenariusz dekarbonizacji (High RES), który przy zużyciu finalnym ok TWh produkuje ponad 5141 TWh. (w Reference odpowiednio 4130 i 4931 TWh). Nie bardzo wiadomo czym jest spowodowany tak duży wzrost, czy jest to efekt większych strat sieciowych, ze względu na oddalenie produkcji od miejsc zużycia, czy są inne tego powody. Tak duża różnica pomiędzy zużyciem finalnym a produkcją jest raczej mało prawdopodobna. 11. Pomimo nieco mniejszej lub równej produkcji energii elektrycznej w większości scenariuszy dekarbonizacji, moc elektryczna jest w tych scenariuszach na ogół wyższa od mocy ze scenariusza Reference (1454 GW w Reference w porównaniu z w scenariuszach dekarbonizacji). Jednym z powodów jest większy udział źródeł OZE w scenariuszach dekarbonizacji o mniejszym wskaźniku wykorzystania mocy. Instalacje CCS 12. Moce elektryczne wyposażone w instalacje CCS osiągają wartość GW w scenariuszach dekarbonizacji i 101 GW w Reference. Nakłady inwestycyjne na źródła energii elektrycznej 13. Nie są podane nakłady inwestycyjne dla scenariusza Reference (ani w Part II przy porównaniu nakładów między scenariuszami Figure 25, ani w Part I, przy omawianiu wyników scenariusza Reference). 14. W porównaniu do scenariusza CPI, scenariusze dekarbonizacji wymagają w okresie dodatkowych nakładów na źródła - od 100 miliardów Euro 05 w scenariuszu efektywności, miliardów Euro 05 w scenariuszach z istotnym udziałem paliw kopalnych oraz ponad 1200 miliardów Euro 05 w przypadku scenariusza wysokiego udziału OZE). 15. W przypadku sieci dodatkowe nakłady (w porównaniu do Reference wynoszą miliardów Euro 05). Koszty produkcji i ceny energii elektrycznej 16. Według opisu wyników, średnie ceny energii elektrycznej rosną we wszystkich scenariuszach o 41 54% w stosunku do cen z roku 2005, poza scenariuszem High RES, gdzie wzrost wynosi 82%. 73

75 17. W Table 31 podane zostały wartości kosztów oraz cen, zgodnie z powyższym wnioskiem. Do tych danych są jednak nast. wątpliwości: a. Dane z Table 31 podają cenę jako sumę kosztów bez żadnych narzutów (zysk). Wcześniejsze wyjaśnienie metodyczne z IA (por. cytat z IA, part1, str. 32) również wskazuje, że cenę wyznaczono na podstawie średnich kosztów wytwarzania. Takie podejście może być odpowiednie dla rynku regulowanego, ale nie odpowiada warunkom wolnego rynku energii elektrycznej, gdzie ceny są kształtowane w inny sposób). b. Udział kosztów przesyłu i sprzedaży jest niski i nie przekracza 25% ceny przed opodatkowaniem; przy czym do średniej wliczono także odbiorców z energetyki. 18. Ceny energii elektrycznej dla głównych grup odbiorców podane zostały w Table 49. Pokazują one, że stosunkowo największy wzrost dotyczyć będzie gospodarstw domowych, a najmniejszy usług. Relatywnie niski wzrost cen dla odbiorców z sektora usług budzi spore zaskoczenie, gdyż w większości odbierają oni energię na niskim napięciu, podobnie jak gospodarstwa domowe, a dynamika wzrostu cen w tej grupie jest znacznie niższa niż w gospodarstwach domowych. 19. W scenariuszu High RES ceny dla gospodarstw domowych rosną dwukrotnie. 20. Warto zauważyć, że podane w Table 49 ceny dla przemysłu są na poziomie kosztów wytwarzania bez kosztów strat sieciowych. Jest to raczej zbyt niski poziom cen dla normalnych warunków rynkowych, w których nie ma subsydiowania skrośnego różnych grup odbiorców. Odbiorcy przemysłowi bowiem stanowią dość dużą grupę odbiorców odbierających energię na różnych poziomach napięcia. Transport 21. Brakuje dokładnych danych dla transportu, jeśli chodzi o poziom i strukturę zużycia paliw. To znaczący brak, gdyż, sektor transportu odpowiada za większość efektów zmniejszenia uzależnienia od importu węglowodorów i dokładne dane są istotne dla weryfikacji tych efektów. 22. Z opisów wynika, że w strukturze paliw zużywanych w transporcie, dużą rolę odgrywać będą biopaliwa (ok. 40% w lotnictwie i transporcie na długie dystanse). Te wyniki są obarczone niepewnością co do dostępności technologii produkcji biopaliw drugiej generacji. Ceny CO2 23. Ceny CO2 do roku 2030 rosną w sposób umiarkowany także w scenariuszach dekarbonizacji (do poziomu max. 63 Euro/t). Znaczący wzrost następuje w późniejszym okresie prowadząc w scenariuszach dekarbonizacji do cen na poziomie Euro/t CO2 w roku 2050) 74

76 Koszty systemowe 24. We wszystkich scenariuszach występuje silny wzrost kosztów systemu energetycznego z poziomu 10,5% w roku 2005 do poziomu 14-15% w roku 2030, z tendencją do utrzymania tego poziomu w późniejszych latach. 25. Koszty te nie obejmują kosztów zakupu uprawnień do emisji CO Koszty zakupu uprawnień zostały podane w Table 42 jedynie jako wartości uśrednione dla całego okresu. To bardzo poważne ograniczenie, gdyż ceny CO2 zmieniają się bardzo mocno i ma to wpływ na koszty CO2. Podane wartości średnie na poziomie mld Euro wydają się mocno zaniżone. 27. Podane w Table 43 średnie koszty systemu energetycznego w całym okresie są podobne dla wszystkich scenariuszy. Należy jednak pamiętać, że nawet scenariusz Reference i CPI zawierają istotne elementy polityki klimatycznej. Brakuje porównania ze scenariuszem bez polityki klimatycznej. 28. Zmienia się struktura kosztów wytwarzania energii. Koszty stałe w scenariuszu Reference stanowią ok % w latach , a w scenariuszach dekarbonizacji 70-74%. 29. Zwiększenie kosztów stałych powodować będzie znaczące zmiany na rynku energii. Duży koszt stały oznacza także małą elastyczność popytu, gdyż koszty energii nie będą zależały istotnie od poziomu zużycia. Oznacza to także brak bodźców do oszczędzania oraz presję ekonomiczną na gospodarstwa domowe, których rachunki będą w znacznej mierze oparte na opłatach stałych. Koszty energii dla przedsiębiorstw 30. Wyniki prezentowane w Table 15 są dość optymistyczne. Pokazują, że scenariusze dekarbonizacji oznaczają spadek kosztów energii w stosunku do Reference - po roku Wyniki te pokazują, że po wzroście udziału kosztów energii do roku 2030 w późniejszym okresie udział ten będzie malał do poziomu zbliżonego do tego z roku Sytuacja sektorów energochłonnych ma być podobna do średniej. 32. Korzystniejsze wyniki dla scenariuszy dekarbonizacji wynikają z uwzględnionych w nich efektach poprawy efektywności. Nie wiadomo jednak czy taka poprawa będzie możliwa. Przypisanie poprawy efektywności wyłącznie scenariuszom dekarbonizacji jest nieuzasadnione, gdyż poprawa efektywności może być realizowana bez redukcji CO2, czyli także jako uzupełnienie Reference, tym bardziej, że według podanych wyników średnie ceny między scenariuszami Reference a dekarbonizacji są niewielkie. Koszty energii dla gospodarstw domowych 33. We wszystkich scenariuszach rosną z poziomu ok. 10% w 2005 r. do 15,8 16,5% w 2030 i 14,6 16,4% w 2050 r. Udziały w scenariuszach dekarbonizacji są podobne do udziału ze scenariusza Reference. 75

77 34. Udziały te obejmują łącznie zużycie stacjonarne i do celów transportu. Jeśli weźmiemy koszty użytkowania stacjonarnego, to rosną one z poziomu 5,7% w 2020 do 7,1-9,1% w okresie we wszystkich scenariuszach. 35. Wyniki te oznaczają znaczne zmniejszenie dostępności energii dla gospodarstw domowych średnio w UE, a w krajach biedniejszych prawdopodobnie znaczne przekroczenie poziomu 10% uznawanego za poziom ubóstwa energetycznego. Ceny oleju napędowego 36. Ceny oleju napędowego już w scenariuszu Reference rosną ok. 80% w stosunku do roku 2005, a w scenariuszach dekarbonizacji są ok. 20% droższe niż w Reference. Należy zauważyć, że w scenariuszach dekarbonizacji założono znaczny spadek cen paliw na rynku międzynarodowym (wynik scenariusza Global Action), ale w przypadku braku globalnych porozumień wzrost cen paliw będzie znacznie wyższy. Zależność importowa 37. Przedstawiane wyniki wskazują, że do roku 2030 nie będzie wyraźnego zmniejszenia zależności importowej. Zmniejszenie to miałoby nastąpić w późniejszym okresie, prawdopodobnie głównie na skutek zmian w transporcie. Oznacza to, że efekty w tym zakresie są uzależnione głównie od możliwości transformacji sektora transportu Uwagi krytyczne do Mapy Uwagi dotyczące rangi dokumentu oraz powiązań z innymi dokumentami strategicznymi Poważne wątpliwości wynikają z umiejscowienia dokumentu Mapa 2050 jako elementu strategii Europa 2020 (por. rys. 3.5), gdyż zawartość Mapy 2050 nie odpowiada dokumentowi o takim charakterze. 76

78 Rys Umiejscowienie Mapy 2050 (Low carbon economy 2050 roadmap) w ramach strategii Europa 2050 Najważniejsze uwagi: 1. Mapa 2050 znacząco wychodzi poza zakres czasowy strategii nadrzędnej jaką jest dla niej strategia Europa 2020, gdyż sięga roku 2050, podczas gdy strategia główna dotyczy okresu do 2020 roku. 2. W zakresie celów redukcji gazów cieplarnianych Mapa 2050 proponuje nowe cele wykraczające poza rok 2020 oraz zdaje się modyfikować cel redukcji na rok 2020, wskazując poziom 25% redukcji w roku 2020 jako spójny z celami emisyjnymi w kolejnych latach. Europa 2020: emisję dwutlenku węgla należy ograniczyć co najmniej o 20% w porównaniu z poziomem z 1990 r. lub, jeśli pozwolą na to warunki 34, nawet o 30%; należy zwiększyć udział odnawialnych źródeł energii w naszym całkowitym zużyciu energii do 20% oraz zwiększyć efektywność wykorzystania energii o 20%; Mapa 2050: Z analizy poszczególnych scenariuszy wynika, że ograniczenia wewnętrznych emisji rzędu 40% i 60% poniżej poziomów z 1990 r. byłyby możliwe do 34 Na szczycie w dniach grudnia 2009 r. Rada Europejska stwierdziła, że UE w ramach globalnego, kompleksowego porozumienia dotyczącego okresu po roku 2012 podtrzymuje swoją warunkową ofertę dotyczącą osiągnięcia do 2020 roku 30-procentowej redukcji w porównaniu z poziomem z 1990 roku, o ile inne kraje rozwinięte zobowiążą się do porównywalnych redukcji emisji, a kraje rozwijające się wniosą odpowiedni wkład na miarę swoich zadań i możliwości. 77

79 osiągnięcia w racjonalny pod względem kosztów sposób - do odpowiednio 2030 i 2040 r. W tym kontekście wynika z tego również, że redukcje w 2020 r. wyniosłyby 25%. Rys Normalne kaskadowanie celów (top down) oraz precedensowe innowacyjne podejście KE w przypadku Mapy 2050 kaskadowanie od dołu do góry (bottom up) 3. Mapa 2050 nawiązuje do celów, które nie są zapisane w strategii Europa 2020, wykracza poza horyzont czasowy strategii głównej i stara się zmodyfikować cele emisyjne strategii głównej, dlatego nie może być uznana za część strategii Europa Realny charakter i zawartość dokumentu jest sprzeczna z jej umiejscowieniem w ramach strategii Europa Faktycznie Mapę 2050 należy traktować jako dokument w znacznej mierze nadrzędny w stosunku do strategii Europa 2020 w zakresie polityki redukcji emisji (dłuższy horyzont czasowy, przyjęcie celów na rok 2050, ustalenie celów dla lat pośrednich, dążenie do modyfikacji celów emisyjnych strategii Europa 2020). 5. W rzeczywistości Mapa 2050 jest istotnym elementem strategii UE do roku W znacznej mierze determinuje bowiem kierunek przyszłego rozwoju nie tylko energetyki ale całej gospodarki. 6. Opracowanie jakichkolwiek elementów strategii unijnej na okres do 2050, zgodnie z zasadami sztuki, powinno być dokonane w ramach opracowania całościowej strategii UE do roku 2050 (Europa 2050) wraz z wykonaniem szerszych analiz strategicznych, obejmujących analizy i prognozy dotyczące najważniejszych procesów w skali globalnej. 7. Formalne umiejscowienie Mapy 2050 w strukturze dokumentów strategicznych jest mylące, obniża rangę dokumentu w stosunku do jego rzeczywistego znaczenia i 78

80 prowadzi do tego, że dokument mający istotne znaczenie dla strategii rozwoju UE do roku 2050 jest analizowany poza procesem wypracowania strategii do roku Taką sytuację należy ocenić jako poważny błąd lub jako celową manipulację polegającą na umieszczaniu kluczowych dla przyszłości całej UE przesądzeń - w dokumentach o niskiej randze, traktowanych jako niskopoziomowe elementy składowe strategii Europa Uwagi dotyczące wyników analiz techniczno ekonomicznych W Impact Assessment do Mapy 2050 przedstawiono dość szeroki zestaw danych uzyskanych przy zastosowaniu modelu PRIMES. W rzeczywistości jednak wyniki są często prezentowane w sposób fragmentaryczny, wybiórczy co znacznie utrudnia ich ocenę. Uwagi ogólne 1. Prezentowane wyniki obrazują dość dobrze dane dotyczące emisji gazów cieplarnianych, a także zmian w poziomie zużycia i struktury paliw. Nie zawierają jednak wszystkich istotnych danych o charakterze kosztowym. 2. W szczególności brakuje danych, pokazujących dla wszystkich analizowanych scenariuszy (lub jako różnice w stosunku do Reference) w szeregu czasowym: a. łączne koszty systemu energetycznego (energy system cost), które są niczym innym jak kosztem zaspokojenia potrzeb energetycznych; b. ceny energii elektrycznej dla różnych grup odbiorców, a także ceny ciepła; c. koszty wytwarzania energii i ich strukturę. 3. Brakuje zestawień szczegółowych obrazujących bilanse emisji, energii i mocy, a także główne wskaźniki dla poszczególnych analizowanych scenariuszy. 4. Te ostatnie są potrzebne szczególnie dla weryfikacji wykonalności proponowanych celów, a także do weryfikacji danych kosztowych. Brak tego typu danych jest dość zaskakujący, gdyż model Primes dostarcza wymienionych wyżej danych, co zostało choćby pokazane w dokumencie Energy Roadmap Takie podejście (brak szczegółowych danych z modelu PRIMES do Mapy 2050) można byłoby jeszcze zrozumieć, gdyby kolejny dokument Energy Roadmap 2050 stanowił uzupełnienie do Mapy W zasadzie nie ma żadnych powodów by tak nie było. Zachowanie spójności pomiędzy dokumentami Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050 wydaje się być naturalne i konieczne, tym bardziej, że w sekcji dot. organizacji prac analitycznych znaleźć można nast. stwierdzenie: The impact assessment was elaborated by DG CLIMA in collaboration with DG ENER and DG MOVE. A joint analytical framework was elaborated between the three DGs and consulted as part of inter-service meetings on the Resource Efficient Europe Flagship. DG MOVE coordinated its modelling projections for the impact assessment of the 'White Paper on the future of transport' with those presented in this impact assessment. DG ENER will build further 79

81 on the results presented here when elaborating their 'Energy roadmap 2050' planned for later in W praktyce, w sposób trudny do zrozumienia, zakres i wyniki analiz z Mapy 2050 i Energy Roadmap 2050 różniły się na tyle, że mimo pozornej spójności układu scenariuszy i założeń - faktycznie są to analizy niespójne, które nie tylko, że nie uzupełniają się wzajemnie ale nawet dają czasem odmienne wyniki (np. inne ceny CO2). 8. Również z perspektywy decyzyjnej dokumenty Mapa 2050 i Energy Roadmap 2050 są dokumentami osobnymi (jak podkreśla się w Energy Roadmap 2050, dokument ten nie zajmuje się weryfikacją poprawności celów redukcji GHG, co jest głównym celem mapy 2050): Nor does it seek to justify the decarbonisation target as this was the focus of the Low Carbon Economy Roadmap. (ER 2050 Impact Assessment str. 22) 9. Skoro Mapa 2050 ma być podstawowym dokumentem do oceny zasadności celów redukcji do roku 2050, a Energy Roadmap 2050 należy traktować nie jako uzupełnienie do Mapy 2050 ale jako osobny dokument z innymi celami - to trudno zrozumieć, dlaczego dołączony do Mapy 2050 materiał analityczny nie zawiera pełnego zestawu danych techniczno ekonomicznych, w tym kluczowych danych kosztowych i energetycznych, a także zestawień szczegółowych Ogólne uwagi do obliczeń 1. W opracowaniu nie zostały sformułowane kryteria akceptacji strategii redukcji. Tak jakby było oczywiste, że działania te należy podjąć nie zważając na koszty. 2. W opracowaniu Impact Assessment nie ma analizy typu cost benefit (koszty korzyści). Wyniki na ogół pokazują pogorszenie wskaźników ekonomicznych i społecznych (spadek PKB, zwiększenie udziału kosztów energii w budżetach gospodarstw domowych). Brakuje jednak próby podsumowania kosztów i odniesienia ich do korzyści. 3. Gdyby przyjąć podejście, że główną korzyścią ma być ochrona klimatu poprzez redukcję światowych emisji gazów cieplarnianych, to należałoby w opracowaniu pokazać, że w scenariuszu Fragmented Action korzyści te będą znikome lub ujemne (wzrost emisji światowych). 4. Ze względu na duże ryzyko zerowych korzyści w zakresie ochrony klimatu - należałoby pokazać lepiej skutki gospodarcze i społeczne oraz pokusić się o ich zbilansowanie. Takiego zbilansowania jednak brakuje. Generalnie w ocenie dominują skutki negatywne (spowolnienie wzrostu PKB, wzrost cen energii, niepewny efekt zakresie zatrudnienia). 5. Wśród pozytywnych skutków opracowanie wykazuje wysokie korzyści wynikające z redukcji emisji innych niż gazy cieplarniane i redukcji szkodliwego wpływu na zdrowie. Jednak oszacowania wartości monetarnych dla tego typu efektów obarczone są na ogół dużą niepewnością. Przy dużej skali oszacowanych korzyści istotne byłoby określenie jakie działania odpowiadają za ich powstanie. Na podstawie ogólnej znajomości efektów oddziaływania procesów energetycznych na środowisko można domniemywać, że 80

82 głównym źródłem redukcji szkodliwych oddziaływań jest zmiana w sektorze transportu, gdyż to właśnie transport emituje obecnie najwięcej szkodliwych zanieczyszczeń i to w obszarach najgęściej zaludnionych. Ma to istotne znaczenie dla oceny optymalnej polityki w sytuacji, gdy korzyści klimatyczne będą niepewne na skutek braku globalnych działań. 6. Nie jest więc jasne, czy jedynym uzasadnieniem dla strategii dekarbonizacji jest uzyskanie efektów dla klimatu, czy też da się ją uzasadnić wyłącznie na poziomie korzyści społeczno gospodarczych. 7. Na uwagę zasługuje fakt, że analizy makroekonomiczne zostały przeprowadzone jedynie w odniesieniu do wariantów dekarbonizacji scenariusza Fragmented Action a zrezygnowano z analiz dotyczących scenariuszy Global Action. Na tej podstawie można wnosić, że autorzy uznali ten scenariusz za bardziej istotny z perspektywy analiz decyzyjnych. Tym bardziej dziwi, że w analizach do Energy Roadmap 2050 zrezygnowano z analiz dla scenariusza Fragmented Action, a przedstawiono wyniki analiz dla scenariusza Global Action Uwagi krytyczne do Energy Roadmap Uwagi dotyczące powiązań z innymi dokumentami strategicznymi Uwagi przedstawione w rozdz do Mapy 2050 odnoszą się także do Energy Roadmap Dokument ten jest bowiem traktowany jako strategia rozwoju niskoemisyjnego. Ponieważ strategia ta znacząco wykracza poza ramy strategii Europa 2020, dlatego odnoszą się do niej także wszystkie uwagi wskazujące na niespójność jej umiejscowienia (jako podrzędnego elementu strategii głównej) z faktyczną treścią i znaczeniem Uwagi dotyczące układu i zakresu obliczeń Ograniczony zakres rozpatrywanych scenariuszy 1. W Impact Assessment do Energy Roadmap 2050, w porównaniu do Mapy 2050, znacząco ograniczono zakres rozpatrywanych scenariuszy. W Mapie 2050 ocena skutków dekarbonizacji była badana w dwóch scenariuszach globalnej polityki klimatycznej, natomiast w Energy Roadmap 2050 badania prowadzono wyłącznie przy założeniu optymistycznego scenariusza globalnej polityki klimatycznej. 2. W analizach założono, że globalna polityka klimatyczna prowadzić będzie do znaczącej redukcji cen paliw (odmiennie niż w scenariuszu samodzielnych działań UE). W efekcie oceny skutków scenariuszy dekarbonizacji w Energy Roadmap 2050 zakładają znaczący spadek cen paliw w porównaniu ze scenariuszem porównawczym. Skutkiem jest nadmiernie optymistyczna ocena scenariuszy dekarbonizacji, gdyż prawdopodobieństwo wdrożenia globalnych działań i wynikającego z tego spadku cen paliw wydaje się obecnie niewielkie. 81

83 Rys Porównanie zakresu scenariuszy dekarbonizacji analizowanych w Mapie 2050 i w Energy Roadmap Innym skutkiem takiego podejścia jest brak w Energy Roadmap 2050 oceny skutków dla scenariusza braku globalnych działań; oznacza to, że przydatność przedstawionych analiz jest niewielka, gdyż rozpatrywane scenariusze nie odpowiadają obecnej sytuacji decyzyjnej. 4. Ograniczenie analiz wyłącznie do scenariusza Global Action jest dodatkowo niezrozumiałe z tego powodu, że w Mapie 2050 to scenariusz Fragmented Action był badany bardziej szczegółowo. Analizy makroekonomiczne bowiem były wykonane jedynie dla tego scenariusza. Brak spójności z analizami z Mapy Analizy wykonane w Energy Roadmap 2050 w ramach scenariusza globalnych działań (Global Action) wydają się podobne jak w Roadmap Jednak układ i nazwy części scenariuszy dekarbonizacji zmieniły się w stosunku do Mapy Bliższe zapoznanie się z założeniami pokazuje, że nawet scenariusze o tych samych nazwach nie są identyczne i charakteryzują się np. innymi cenami CO2. 6. Efektem opisanych wyżej różnic jest brak spójności pomiędzy analizami wykonanymi w Mapie 2050 i w Energy Roadmap Nie jest więc możliwe np. uzupełnienie bardziej ogólnych wyników z Mapy 2050 o szczegółowe wyniki z Energy Roadmap Oznacza to, że żadne z opracowań nie dysponuje kompletem wyników potrzebnych do pełnej oceny skutków przedstawionych w tych dokumentach propozycji. Brak ocen dla poszczególnych krajów (Oceny wyłącznie dotyczą średniej UE) 7. Przedstawiony w Energy Roadmap zakres analiz nie obejmuje także ocen skutków dla poszczególnych krajów (por. rys. 3.8), co znacząco utrudnia ocenę z perspektywy poszczególnych krajów. 82

84 Rys Zakres analiz przedstawionych przez KE w kolejnych propozycjach dot. modyfikacji celów polityki klimatycznej 8. Brak oceny dla poszczególnych krajów stwarza zagrożenie, że przyjęcie proponowanych celów spowoduje bardzo nierównomierny rozkład korzyści i kosztów pomiędzy kraje, i nie zostanie to w żaden sposób skompensowane. Brak uzasadnienia dla formułowania wniosków odnośnie opcji No regret (robust) 9. Autorzy Energy Roadmap 2050 twierdzą, że wyniki analiz pozwoliły na identyfikację przedsięwzięć określanych mianem robust lub No regret tzn. takich, które można uznać za trwały element każdej sensownej strategii dekarbonizacji. 10. Jednak pojęcia robust lub No regret są używane na przedsięwzięcia lub strategie, które są elementem optymalnej strategii w szerokim zakresie możliwych przyszłych warunków otoczenia. Natomiast w Energy Roadmap 2050 zakres rozpatrywanych warunków otoczenia światowego został drastycznie ograniczony, co pokazują kolejne dwa rysunki. 11. W efekcie, sformułowania zawarte w dokumencie, wskazujące na przedsięwzięcia typu robust lub No regret nie mają pokrycia w wykonanych analizach. 83

85 Rys Schemat wyznaczania strategii lub przedsięwzięć Robust lub No Regret Rys Ograniczenie zakresu scenariuszy i zakresu wniosków w Energy Roadmap Uwagi dotyczące wyników obliczeń i uzasadnień Niewłaściwa interpretacja celów redukcyjnych 1. Zarówno przy opracowaniu Mapy 2050 jak I Energy Roadmap 2050, zostały niewłaściwie zinterpretowane, proponowane w procesie międzynarodowych uzgodnień, cele 80 95% 84

86 redukcji emisji gazów cieplarnianych do roku Cele te dotyczą grupy krajów OECD, a nie pojedynczych państw lub grup takich jak UE. 2. Z perspektywy celu redukcji globalnych emisji GHG, jedynie wspólne działanie krajów rozwiniętych i krajów rozwijających się może dać efekty. Dlatego, przy prezentacji strategii Energy Roadmap 2050 powinno być jasno stwierdzone, że jej efekty w zakresie redukcji emisji są uzależnione od podjęcia podobnych działań przez inne kraje. 3. W związku z tym, strategia przedstawiona w Energy Roadmap 2050 powinna być prezentowana jako strategia warunkowa nadająca się do wdrożenia jedynie po zaangażowaniu w podobnym co UE stopniu - innych krajów rozwiniętych i najważniejszych krajów rozwijających się. 4. Z perspektywy polityki redukcji emisji GHG - wdrożenie strategii Energy Roadmap 2050 w UE bez porozumienia globalnego - stwarza poważne ryzyko zwiększenia emisji globalnych. Wysokie koszty i nakłady 5. We wszystkich przedstawionych w Energy Roadmap 2050 scenariuszach występuje wzrost kosztów zaspokojenia potrzeb energetycznych z ok. 10,5% w roku 2005 do 14 15% w latach Oznacza to perspektywę znaczącego zwiększenia ubóstwa energetycznego w całej EU, szczególnie w krajach o niższym dochodzie na osobę. 6. W tym samym czasie rozwój technologii wydobycia gazu i ropy z zasobów niekonwencjonalnych prowadzi do obniżenia cen energii w USA, a w przyszłości prawdopodobnie także w innych krajach. Przy zachowaniu proponowanej strategii oznaczać to będzie osłabienie konkurencyjności gospodarki UE oraz pogorszenie dostępności energii gospodarstw domowych w UE, w stosunku do USA i innych krajów. 7. Proponowane strategie dekarbonizacji, a szczególnie te, które w największym stopniu opierają się na rozwoju energetyki odnawialnej, generują ogromne potrzeby inwestycyjne na rozwój źródeł i sieci elektroenergetycznych, a być może także infrastruktury do transportu i zatłaczania skroplonego CO2. 8. Pozyskanie tak wielkich środków inwestycyjnych w sytuacji kryzysu gospodarczego i zadłużeniowego może okazać się niemożliwe. Również oczekiwane korzyści dla gospodarki unijnej wynikające z rosnących inwestycji mogą okazać się iluzoryczne, jeśli znaczną część dostaw przejmą kraje spoza UE, jak to się dzieje już obecnie w przypadku paneli fotowoltaicznych. 9. Rosnący, sięgający ponad 70% udział kosztów stałych w cenie energii, przy wzroście udziału kosztów energii w budżetach domowych - stanowić będzie czynnik rosnącej presji ekonomicznej. Duży udział kosztów stałych bowiem powoduje, że zredukowanie kosztów poprzez mniejsze zużycie jest bardzo trudne. Z tego powodu gospodarstwa domowe popadające w kłopoty, będą miały więcej trudności z dostosowaniem wydatków do własnych możliwości. Nie będą też działać zachęty do redukcji zużycia. 10. W Energy Roadmap 2050 i dokumentach towarzyszących nie zostały podane istotne dane kosztowe, które są kluczowe dla oceny proponowanej strategii. W szczególności 85

87 nie zostały podane koszty systemowe dla poszczególnych lat, nie zostały podane koszty systemowe dla scenariusza Fragmented Action (Mapa 2050), nie zostały podane nakłady inwestycyjne na źródła energii w scenariuszu Reference. Brak rozważenia realnych alternatyw 11. Energy Roadmap 2050 nie podejmuje próby poszukiwania strategii energetycznej o niższych kosztach, zwiększającej konkurencyjność UE oraz dającej większą dostępność do energii gospodarstwom domowym i mieszkańcom UE. Potrzebne jest podjęcie prac nad takimi strategiami. 12. W Energy Roadmap 2050 scenariusze dekarbonizacji porównuje się ze scenariuszami kontynuacji obecnej polityki. Przyjęty zestaw obliczeń prowadzi m.in. do tego, że: a. W scenariuszach dekarbonizacji uwzględniane są niższe ceny paliw, co wynika z założenia, że globalna polityka klimatyczna spowoduje obniżenie cen paliw (analizy prowadzone są dla takiego właśnie scenariusza - nazwanego Global Action) b. W scenariuszach dekarbonizacji uwzględniane są korzyści z działań na rzecz poprawy efektywności, których nie uwzględnia się w scenariuszach porównawczych, mimo, że nie ma żadnych przeszkód, by jednym z porównywanych scenariuszy był scenariusz bez głębokiej redukcji GHG, ale z aktywną polityką poprawy efektywności. W efekcie ocena scenariuszy dekarbonizacji jest nadmiernie optymistyczna. 13. Energy Roadmap 2050 nie zajmuje się zupełnie określeniem celów, kryteriów akceptacji i alternatyw dla strategii rozwoju energetycznego w warunkach światowego scenariusza braku globalnych działań klimatycznych. Strategie dla tego scenariusza nie mogą opierać się na tych samych założeniach odnośnie redukcji GHG, co strategie dla scenariusza globalnej polityki klimatycznej. 14. Weryfikacja strategii energetycznej dla scenariusza braku globalnych działań polegać powinna nie tylko na weryfikacji ścieżek technologicznych, ale także na ocenie zasadności utrzymania dotychczas stosowanych instrumentów polityki klimatycznej, ze szczególnym uwzględnieniem celów w zakresie OZE i systemu EU ETS. Brak potwierdzenia wykonalności strategii 15. Scenariusze przedstawione w Energy Roadmap 2050 opierają się na technologiach i rozwiązaniach, które nie osiągnęły poziomu dostępności rynkowej. Dotyczy to w szczególności: a. Zastosowań technologii CCS na skalę niezbędną do zastosowań w energetyce zawodowej b. Rozwoju transportu elektrycznego na skalę masową (ograniczona dostępność metali ziem rzadkich, nierozwiązany problem akumulatorów) c. Rozwoju produkcji biopaliw (brak technologii II generacji) 86

88 d. Brak pozytywnych doświadczeń z zarządzania w dużej skali systemami elektroenergetycznymi o dużym udziale źródeł o zmiennej pracy (elektrownie wiatrowe, panele fotowoltaiczne) 16. Przedstawiona strategia jest strategią deterministyczną, zawiera kilka ścieżek, jednak każda z tych ścieżek obarczona jest wysokimi ryzykami. Dokument nie tworzy mechanizmów, które mogą umożliwiać elastyczne dostosowanie strategii do przyszłych warunków. Potencjalne negatywne efekty strategii 17. Negatywne aspekty dotyczyć mogą zarówno aspektów środowiskowych, gospodarczych jak i negatywnych postaw społecznych. 18. Niektóre opcje energetyki niskoemisyjnej proponowane w Energy Roadmap 2050 budzą poważne obawy społeczne; są to głównie: a. Elektrownie jądrowe b. Instalacje CCS wraz z infrastrukturą do transportu i zatłaczania CO2 19. Niektóre tzw. czyste technologie energetyczne nie mogą być uznane za spełniające kryteria zrównoważonego rozwoju, chodzi np. o: a. Instalacje CCS wraz z infrastrukturą do transportu i zatłaczania b. Elektrownie jądrowe (odpady radioaktywne) c. Produkcja biopaliw (technologie I generacji) d. Produkcja biomasy (ryzyko wzrostu importu) e. Obawy związane są także np. z masowym stosowaniem akumulatorów w pojazdach elektrycznych, czy skutków ekologicznych rosnącego wydobycia metali ziem rzadkich. 20. Niektóre propozycje mogą powodować poważne problemy uboczne, np. rozwój produkcji biomasy zaburzenie rynku żywności. Niejasna relacja miedzy dokumentami Roadmap 2050 I Energy Roadmap W Energy Roadmap 2050 prezentowana jest następująca logika: cele redukcji GHG do roku 2050 zostały przedstawione i uzasadnione w Mapie 2050, dlatego Energy Roadmap 2050 nie zajmuje się weryfikacją tych celów, a jedynie opracowaniem strategii dostosowanej do tych celów. Jest to podejście nieuzasadnione, gdyż nie można uznać celów redukcji GHG za uzasadnione, bez szczegółowego przeanalizowania wpływu ich skutków na rozwój systemu energetycznego. 22. Bardziej odpowiednim podejściem powinno być potraktowanie dokumentów Mapa 2050 oraz Energy Roadmap 2050, a także Białej księgi - na rzecz transportu jako pakietu dokumentów strategicznych prezentujących w sposób spójny powiązane ze sobą strategie, podobnie jak to czynił pakiet energetyczno klimatyczny. 87

89 3.9. Uwagi dotyczące analiz makroekonomicznych Oceny skutków makroekonomicznych polityki klimatycznej były wykonywane w sposób, który z trudem daje się powiązać z konkretnymi dokumentami i propozycjami KE. Dlatego uwagi do tego rodzaju analiz prezentowane są w osobnym punkcie. Zakres wykonanych analiz makroekonomicznych został pokazany na rys 3.8. Można zauważyć systematyczny regres tej części analiz w kolejnych dokumentach. 1) W ocenie do Pakietu Energetyczno klimatycznego przedstawiono kompletne analizy makroekonomiczne, zarówno na poziomie UE jak i na poziomie poszczególnych krajów członkowskich 2) W ocenie skutków zaostrzenia celu redukcji do roku 2020 przedstawiono analizy makroekonomiczne sięgające roku 2020 jedynie dla całej UE 3) W Mapie 2050 dokonano jedynie niewielkiego uzupełnienia wcześniejszych analiz (por. pkt 2) przedłużając je do roku ) W Energy Roadmap 2050 nie przedstawiono żadnych nowych ocen makroekonomicznych, odsyłając jedynie do wcześniejszych analiz Komisji, a także do analiz wykonanych przez European Climate Convention (sic!). Szczególnie to ostatnie budzi poważne zastrzeżenia, gdyż ECF jest jednym z interesariuszy i przywołanie opracowania jednego z interesariuszy przez KE jest złamaniem zasady bezstronności. Tym niemniej poniżej przedstawiono najważniejsze wyniki, wskazując na pewne trendy w ujęciu tematu a także formułując uwagi do prezentowanych analiz Najważniejsze prezentowane wyniki analiz KE Warto prześledzić ewolucję wyników analiz makroekonomicznych zaczynając od ocen uzyskiwanych przy formułowaniu celów pakietu klimatycznego 20/20/20 i kończąc na ocenie kosztów realizacji zapisanych w Energy Roadmap W ocenie wpływu Pakietu klimatycznego 20/20/ oszacowano negatywny wpływ wprowadzenia polityki klimatycznej na poziom wzrostu gospodarczego całej Unii na 1,4% PKB do roku 2020 w przypadku ograniczenia emisji o 20% tylko w krajach unijnych, bez uzyskania światowego consensusu w sprawie ograniczania emisji w skali globalnej. W przypadku uzyskania takiego porozumienia straty PKB w skali całej unii mogą wynosić nawet 2,8% PKB w 2020 r. 36. Te dalsze straty powoduje realizacja zobowiązania do 30% redukcji emisji w krajach unijnych do 2020 roku. Dodatkowa redukcja w obliczeniach modelowych została uzyskana poprzez realizację przedsięwzięć typu JI/DCM poza krajami unijnymi i w związku z tym zaangażowanie unijnego kapitału w inwestycjach poza Unią. Obecny kryzys gospodarczy znacznie ułatwił osiągnięcie 20% redukcji emisji w 2020 roku, co zostało uwzględnione w następnym materiale analitycznym - Analysis of options to move beyond 20% greenhouse gas emission reductions and assessing the risk of carbon 35 Brussels, SEC(2008) 85 VOL. II 36 SEC(2008) 85 vol.ii tabl. 18 str 69 88

90 leakage 37. W nowych warunkach oszacowanie przeprowadzono dla scenariuszy, w których wzrost unijnego PKB jest w 2020 roku o 10% niższy, niż w scenariuszach poprzednich. Znacznie niższe są też koszty uzyskania takiej redukcji, gdyż dzięki kryzysowi 10% redukcję uzyskano już w 2009 roku. Wyniki tych oszacowań dotyczących wpływu realizacji polityki klimatycznej na unijne PKB przedstawiono poniżej. Tablica 3.5. Zmiany unijnego PKB w stosunku do scenariusza Reference na skutek realizacji polityki klimatycznej (różne scenariusze) Źródło: COM (2010) 650, Part 2, str , Table 15 Mimo wyraźnych różnic w wynikach otrzymanych z dwóch zastosowanych modeli wyraźnie widać, że nawet w nowych warunkach efektem prowadzenia polityki klimatycznej w Europie przy braku globalnej polityki redukcji emisji, jest wyraźne spowolnienie wzrostu gospodarczego. Osłabienie tego spowolnienia w rzeczywistości modelowej może przynieść zastąpienie darmowej alokacji uprawnień do emisji - aukcją uprawnień (tylko dla elektroenergetyki lub dla całego sektora ETS) i wprowadzenie podatku węglowego poza tym sektorem pod warunkiem, że uzyskane w ten sposób środki wrócą i posłużą do obniżenia kosztów pracy. W ten sposób negatywny wpływ polityki klimatycznej na PKB może być w dużym stopniu zneutralizowany. Autorzy zaznaczają jednak, że poszczególne kraje mogą w obecnej sytuacji wykorzystać te środki do ratowania finansów publicznych, a takie ich wykorzystanie nie wpłynie na osłabienie spowolnienia tempa wzrostu gospodarczego. Wyniki obu modeli dotyczące wpływu prowadzenia polityki klimatycznej wykazują bardzo niewielki wpływ na poziom zatrudnienia w krajach unii. 37 COM(2010) 265 final, SEC(2010)

91 Tablica 3.6. Zmiany zatrudnienia w UE w stosunku do scenariusza Reference na skutek realizacji polityki klimatycznej (różne scenariusze) Źródło: COM (2010) 650, Part 2, str. 55, Table 20 Jak widać powyżej, efekt ten jest nie tylko, słaby ale bez skierowania środków z aukcji uprawnień i podatku węglowego na obniżenie kosztów pracy - jest ujemny. Tym bardziej, że z analizy dotyczącej sposobów ograniczenia zjawiska ucieczki emisji wynika, że wprowadzenie aukcji uprawnień poza sektorem energetycznym prowadzi do zwiększenia prawdopodobieństwa wystąpienia takiego efektu 38. Autorzy dokumentu w dalszych, obszernych rozważaniach na temat wpływu polityki klimatycznej na poziom zatrudnienia argumentują, że generalnie odnawialne źródła energii są bardziej pracochłonne niż źródła tradycyjne i zdecydowany zwrot w kierunku gospodarki niskowęglowej może (!) prowadzić do wzrostu zatrudnienia. Bardzo podobne wyniki analizy modelowej przedstawiono w Impact assessment do Mapy Trzeba przypomnieć, że scenariusz Fragmented Action odpowiada warunkom scenariusza Mixed pledges z poprzedniego opracowania. Główne wyniki zebrano w dwóch tabelach. Table 5: GDP impacts fragmented action Tax non ETS GDP Industry in ETS price-setting strategy: Include opportunity costs free allocation Vs reference in 2020 Vs reference in 2030 Yes Yes -0.18% -0.89% No -0.09% -0.74% No Yes -0.97% -1.95% Source: GEM E3, JRC, IPTS No -0.93% -1.86% 38 Sec(2010)650 part. 2 str

92 Table 6: Employment impacts fragmented action Employment Tax non ETS Yes No Source: GEM E3, JRC, IPTS Źródło: Mapa 2050, IA, str. 44 Industry in ETS price-setting strategy: Include opportunity costs free allocation Vs reference in 2020 Vs reference in 2030 Yes 0.57% 0.22% No 0.68% 0.38% Yes -0.11% -0.62% No -0.04% -0.49% Wyniki pokazują, że redukcja emisji wpływa negatywnie na poziom PKB, sięgając prawie 2% w niektórych wariantach. Jednak autorzy wyniki te kwitują w nast. sposób: Table gives the GDP results for the 4 fragmented action scenarios compared to the reference scenario. The impact on GDP is limited, even with a 40% reduction, and confirms previous results that higher reduction targets, achieved through taxation and smart revenue recycling, could even have a positive impact on GDP development 39. Sugerują w nim pozytywny wpływ wyższych redukcji emisji na PKB. Przedstawione wyniki pokazują spadek PKB w wyniku strategii dekarbonizacji, dlatego sformułowania zawarte w dokumencie nie znajdują pokrycia w prezentowanych wynikach. Jest to poważny błąd opisu lub celowa manipulacja. Niejednoznaczny charakter mają wyniki dotyczące wpływu na zatrudnienie. Pokazują niewielki spadek lub wzrost zatrudnienia, zależne głównie od mechanizmów redystrybucji. The overall employment effects are represented in Table, gives a similar results as the GDP impacts, with a positive impact from recycling policies 40 Nie bardzo wiadomo na czym ma polegać podobieństwo wyników z Table 5 i 6, ale faktem jest, że pokazane tam potencjalne zwiększenie zatrudnienia wynika z mechanizmu tzw. recyklingu pod czym kryje się wykorzystanie środków z podatku węglowego do ograniczenia opodatkowania pracy. 3rd9th2. Analizy European Climate Foundation (ECF) W Impact Assessment do Energy Roadmap 2050 nie przeprowadzono niezależnych badań wpływu prowadzenia polityki klimatycznej na wzrost gospodarczy, odwołując się do zewnętrznego opracowania wykonanego na zlecenie European Climate Foundation (ECF). Takie podejście, w którym KE przywołuje opracowania jednego z interesariuszy i niejako włącza je do swojego opracowania jest całkowicie nieakceptowalane, gdyż narusza 39 Revenue recycling is assumed to lead to lower labour costs. See SEC(2010) 650 (Part 2), chapter 5.4.2, table Lowering labour costs through recycling makes labour relatively cheaper to capital goods in the production process, increasing overall employment compared to scenarios where other forms of recycling are applied. 91

93 bezstronność KE. Tym niemniej dla lepszego rozeznania poniżej przedstawiono najważniejsze wyniki z analiz ECF. Analiza zaprezentowana w tym dokumencie przeprowadzona jest przy założeniu podjęcia polityki dekarbonizacji w skali globalnej. W opracowaniu tym analizy modelowe wykazały znikomy wpływ prowadzenia intensywnej polityki dekarbonizacji do 2050 roku na poziom PKB krajów unijnych. Negatywny wpływ będzie odczuwalny tylko do 2015 roku (-0,5%), a w późniejszych okresach pozytywy prowadzenia tej polityki mają doprowadzić do przyspieszenia wzrostu gospodarczego w całej Europie w porównaniu ze scenariuszem Baseline, w którym przyjęto realizację obecnej polityki klimatycznej, łącznie z poprawą efektywności wykorzystania energii do 2020 roku. Kluczem do uzyskania korzystnych ocen dla scenariuszy dekarbonizacji jest założenie w nich gwałtownej poprawy efektywności wykorzystania energii znacząco ponad poziom założony w scenariuszu Baseline oraz w przewadze technologicznej w obszarze czystych technologii. Pierwsze założenie prowadzi do obniżenia kosztów wykorzystania energii w krajach UE o 9% w 2020 roku, o 18% w 2030 i o 25% w roku Drugie założenie pozwoliło na uwzględnienie w ocenie wpływu na gospodarkę eksportowych dochodów w okresie w wysokości 250 mld ze sprzedaży technologii niskoemisyjnych. Według informacji zawartej w opracowaniu, kluczem do sukcesu polityki dekarbonizacji i zarysowanej pomyślności gospodarczej Unii jako całości, jest rzeczywiste i jak najszybsze zaangażowanie kapitału w inwestycjach w nowe źródła energii elektrycznej. Rys Gwałtowny wzrost nakładów inwestycyjnych w scenariuszach dekarbonizacji Roadmap 2050 a practical guide to a prosperous,low-carbon Europe Technical analysis (str. 70) 92

94 Jak widać na prezentowanym wykresie, nawet w przypadku dążenia do 40% redukcji emisji gazów cieplarnianych w 2050 roku, inwestycje w elektroenergetyce 2025 roku powinny być podwojone w stosunku do inwestycji w scenariuszu Baseline. W całym okresie zapotrzebowanie na kapitał w różnych obszarach związanych z realizacją polityki dekarbonizacji jest o blisko 70% wyższe niż w scenariuszu Baseline 42. Rys Wzrost nakładów inwestycyjnych dla sektorów energetycznych w scenariuszu dekarbonizacji Autorzy opracowania, zdając sobie sprawę z małej możliwości znalezienia w europejskim systemie bankowym środków na realizację wymaganych inwestycji w części dotyczącej politycznych rekomendacji, postulują rewizję budżetu unijnego pod kątem polityki dekarbonizacji i uwzględnienie bezpośrednio w prawodawstwie krajów unijnych celów dekarbonizacji, jako jednego z kryteriów oceny tego prawa. Państwa też powinny poszukać źródeł współfinansowania tych inwestycji, tak, by pobudzić prywatny kapitał do głębszego zaangażowania w przedsięwzięcia poprawy efektywności, w źródła odnawialne, CCS i infrastrukturę sieciową. Należy wykorzystać w tym celu przychody z aukcji uprawnień 43, taryfy sieciowe i przychody z detalicznej sprzedaży urządzeń oszczędzających energię. Tego rodzaju zaangażowanie środków publicznych ma obniżyć prywatnym inwestorom poziom ryzyka związany z inwestycjami w przedsięwzięcia dekarbonizacyjne. Podsumowując wyniki analiz makroekonomicznych ECF należy stwierdzić, że przedstawione pozytywne oceny polityki dekarbonizacji opierają się na mało realistycznych założeniach: 1) cały świat podejmie globalną walkę z emisją gazów cieplarnianych (scenariusz Global Action) 2) zostanie osiągnięta ogromna poprawa efektywności energetycznej 3) Już po roku 2012 uda się gwałtownie zwiększyć nakłady inwestycyjne, a w okresie nakłady te powinny być ponad dwukrotnie wyższe niż w scenariuszu Bazowym. 4) UE stanie się globalnym eksporterem niskoemisyjnych technologii, uzyskując w latach nadwyżkę w wysokości 250 mld. 42 Roadmap 2050 a practical guide to a prosperous,low-carbon Europe Technical analysis (str. 80) 43 W tym przypadku trzeba więc zrezygnować z obniżenia kosztów pracy i rekompensowania gospodarstwom domowym zwiększonych wydatków na energię, co zakłada się w analizach KE 93

95 4. Zestawienie kluczowych wyników liczbowych z analiz własnych oraz analiz KE ukazujących skutki unijnej polityki klimatycznej 4.1. Podejście zastosowane do wyboru prezentowanych danych Celem jest uzyskanie możliwie pełnego zakresu oceny skutków polityki klimatycznej poprzez: Prezentację wybranych wyników analiz krajowych dot. skutków dla Polki Prezentację wybranych danych weryfikujących poprawność wyliczeń dla Polski, Prezentację wybranych danych dodatkowych mających wpływ na ocenę proponowanej unijnej polityki energetycznej i klimatycznej. Przedstawione wyniki analiz Komisji potwierdzają w dużej mierze oceny wynikające z analiz EnergSys dotyczące negatywnego wpływu na PKB, wzrostu kosztów energii dla gospodarki (mierzonego udziałem w PKB), wzrostu udziału kosztów energetycznych w gospodarstwach domowych oraz ogromnego wymaganego wzrostu nakładów inwestycyjnych na realizacje polityki klimatycznej Dane liczbowe z raportu KIG Zakres analiz W analizach przebadano skutki trzech wariantów polityki klimatycznej, w dwóch scenariuszach popytowych. Scenariusz Referencyjny zakłada kontynuację obecnej polityki w zakresie użytkowania energii, natomiast scenariusz Efektywny szybszy rozwój drogowego transportu elektrycznego, wraz z aktywną polityką efektywności energetycznej. Polityka Liberalna oznacza zerowe koszty emisji CO2. Polityka Kontynuacji zakłada pełne wdrożenie pakietu klimatyczno-energetycznego i ceny uprawnień emisyjnych rosnące do poziomu ok. 50 Euro/t. Polityka Dekarbonizacji przewiduje natomiast przyjęcie na poziomie UE celu 80% redukcji gazów cieplarnianych do roku 2050 oraz ceny uprawnień sięgające prawie 150 Euro za tonę emisji CO2 w roku Analizy zostały wykonane w ramach Bazowego scenariusza rozwoju gospodarczego, zakładającego średnie tempo wzrostu PKB do roku 2050 na poziomie 3,7% rocznie. 94

96 PLN'2005/MWh Analiza kluczowych aspektów oddziaływania unijnej polityki klimatycznej w Polsce, Część 1 Tablica 4.1. Układ analizowanych wariantów obliczeniowych Polityka efektywności energetycznej i elektryfikacji transportu Polityka klimatyczna (restrykcje odnośnie CO2) Liberalna (bez redukcji emisji) Kontynuacji Dekarbonizacji bez wymuszeń OZE z wymuszonym udziałem OZE w zużyciu finalnym Referencyjna Baza_Ref_Lib Baza_Ref_OZE Baza_Ref_Kon Baza_Ref_Dek Efektywności Baza_Efek_Lib Baza_Efek_OZE Baza_Efek_Kon Baza_Efek_Dek Zastosowany układ obliczeń daje możliwość osobnej oceny skutków wdrożenia wymagań w zakresie energetyki odnawialnej (OZE) oraz kolejnych działań związanych z redukcją emisji CO2. Dodatkowo umożliwia ocenę skutków polityki dekarbonizacji w dwóch perspektywach: a) w stosunku do obecnej sytuacji, która zawiera już wiele elementów polityki klimatycznej, b) w stosunku do hipotetycznej sytuacji bez polityki klimatycznej (zerowe ceny uprawnień). Wszystkie dane kosztowe wyrażone zostały w złotych polskich o stałej sile nabywczej z roku Ceny energii Ceny energii elektrycznej Wprowadzenie polityki dekarbonizacji spowoduje wzrost cen energii elektrycznej i ciepła. Na rys. 4.1 przedstawiono koszty marginalne, które determinują poziom cen energii elektrycznej zapewniający zbilansowanie popytu z podażą w warunkach rynkowych Baza_Ref_Dek Baza_Efek_Dek Baza_Ref_Kon Baza_Efek_Kon Baza_Ref_Lib Baza_Efek_Lib Scenariusze z polityką dekarbonizacji Scenariusze z obecną polityką klimatyczną Scenariusze z zerowymi cenami CO Rys Koszty marginalne wytwarzania energii elektrycznej dla różnych wariantów rozwoju (rynek konkurencyjny - bez OZE) 95

97 Wzrost cen energii jest przewidywany nawet w wariantach liberalnej polityki klimatycznej jako skutek oczekiwanego wzrostu cen paliw i konieczności wymiany istniejących elektrowni na nowe. Przy założonym, dość wysokim wzroście cen węgla do roku 2025, ceny energii elektrycznej w tych wariantach dochodzą do poziomu ok zł/mwh i na tym poziomie się stabilizują. Wdrożenie polityki dekarbonizacji spowoduje dalszy wzrost cen, które w roku 2020 przekroczą poziom 330 zł/mwh i będą nadal rosły, sięgając 470 zł/mwh w roku W efekcie polityki dekarbonizacji hurtowe ceny energii elektrycznej po roku 2020 będą 3-4 krotnie wyższe od cen z roku Ceny ciepła Obciążenie kosztami emisji CO2 źródeł scentralizowanych, a w późniejszym okresie także źródeł rozproszonych prowadzi do gwałtownego wzrostu cen ciepła przy polityce dekarbonizacji. Rys Koszty wytwarzania ciepła sieciowego w najbardziej efektywnych ekonomicznie źródłach, w zależności od wariantu polityki klimatycznej w [zł 05/GJ] W efekcie polityka dekarbonizacji prowadzi do ponad 2-krotnego wzrostu hurtowych cen ciepła w stosunku do polityki bez ograniczeń CO2 Ceny te, przy polityce Dekarbonizacji, w roku 2050 będą 3 -krotnie wyższe niż w Wpływ na tempo rozwoju gospodarczego kraju Energia, obok kapitału i pracy, zaliczana jest do głównych czynników produkcji. Wzrost cen energii wpływa negatywnie na możliwości rozwojowe gospodarki, co było wielokrotnie 96

98 doświadczane w praktyce, np. w wyniku tzw. szoków naftowych, gdy występował skokowy wzrost cen paliw na rynku światowym. Wzrost cen energii jest jednym z najważniejszych efektów wdrożenia polityki klimatycznej w Polsce. Ze względu na strukturę technologiczną i bazę paliwową, wzrost ten będzie w Polsce znacznie wyższy niż w innych krajach UE. Wpływ wzrostu cen energii na PKB w Polsce został zbadany przy pomocy modelu równowagi ogólnej (CGE-PL). Analiza objęła ocenę skutków wzrostu cen energii, którego wielkość określono na podstawie wyników uzyskanych w analizach systemu energetycznego. Wyniki przedstawiono w tabl Tablica 4.2. Zmiany dynamiki PKB w zależności od polityki klimatycznej, Scenariusz popytowy Referencyjny A. Dynamiki PKB (PKB 2005 =1) Polityka liberalna 1,241 1,757 2,615 3,589 5,058 Polityka kontynuacji 1,241 1,690 2,407 3,249 4,712 Polityka dekarbonizacji 1,241 1,662 2,353 3,152 4,426 B. Różnice w poziomie PKB Polityka kontynuacji/ liberalna % -8.0% -9.5% -6.8% Polityka dekarbonizacji/ kontynuacji % -2.2% -3.0% -6.1% Polityka dekarbonizacji/ liberalna % -10.0% -12.2% -12.5% Z przytoczonych liczb wynika, że znacząco negatywny wpływ na polską gospodarkę ma już polityka kontynuacji ograniczania antropogennych emisji dwutlenku węgla. W latach późniejszych ujemny wpływ cen energii na PKB jest łagodzony przez uzyskaną stabilizację cen energii elektrycznej i nieco mniejszą zależność od importu paliw, których ceny rosną w całym okresie. W warunkach prowadzenia restrykcyjnej polityki dekarbonizacji spowolnienie wzrostu PKB w całym okresie będzie wyraźniejsze. Zarówno w przypadku kontynuacji obecnej polityki, jak i jej zaostrzenia - spadek PKB do roku 2030 osiąga 8-10% Wpływ na sektor przemysłu Polityka klimatyczna powoduje wzrost kosztów produkcji przemysłowej, poprzez trzy mechanizmy: Przyrost pośredni, poprzez wzrost cen energii elektrycznej (wskutek obciążenia producentów energii elektrycznej kosztami emisji CO2), Przyrost bezpośredni, z tytułu kosztów emisji CO2 ponoszonych przez przedsiębiorstwa (na produkcję ciepła i produktów objętych systemem EU ETS), Przyrost z tytułu podatku od emisji CO2 (dotyczy rodzajów produkcji, które nie są objęte systemem EU ETS). 97

99 Ocena skutków poszczególnych wariantów wdrażania polityki klimatycznej dla przemysłu wykonana została metodą kosztową w warunkach statycznych. Skutki kosztowe poszczególnych wariantów polityki klimatycznej szacowane są przy założeniu stałej z roku bazowego wysokości produkcji i produktywności wykorzystania czynników produkcji w tym wypadku zużycia energii. Jest to typowe założenie ceteris paribus utrzymania bez zmian wszystkich warunków, poza czynnikami będącymi przedmiotem analizy które pozwala uchwycić konsekwencje różnych wariantów polityki klimatycznej. Analiza dotyczyła w pierwszym kroku - działalności obejmowanych systemem handlu emisjami (EU ETS), a następnie wszystkich działów przemysłowych wg Polskiej Klasyfikacji Działalności (PKD). Wzrost kosztów produkcji w rodzajach działalności objętych systemem EU ETS Kosztowe skutki unijnej polityki klimatycznej dla poszczególnych działalności objętych systemem handlu emisjami EU ETS wyliczono jako sumę pośredniego i bezpośredniego przyrostu kosztu. W działalnościach o wyższej elektrochłonności, a niższym zużyciu ciepła i emisjach procesowych - decydującym czynnikiem wzrostu kosztu jest wzrost cen energii elektrycznej. Wyniki przedstawiono na rys Scen. Pakiet Klimat. Scen. Dekarbonizacji [ mln zł ] Klinkier cem Amoniak Surówka żelaza Spiek (aglomerat) Koks Papier Scen. Pakiet Klimat. Scen. Dekarbonizacji [ mln zł ] Wapno Szkło bud. pł. float Produkcja włókien szkl Cegły licówki Dachówki Rys Wzrost kosztów wytwarzania (w stosunku do 2010 r.) wynikający z wdrażania polityki klimatycznej w rodzajach działalności obejmowanych systemem EU ETS Oszacowany przyrost kosztu wytwarzania wzrasta wraz z upływem lat w horyzoncie badania. Największe koszty w kwotach absolutnych poniesie przemysł mineralny, metalurgiczny, koksowniczy i papierniczy. 98

100 Wzrost kosztów wytwarzania w działach przemysłu wg klasyfikacji PKD Przyrost kosztu produkcji w poszczególnych działach przemysłu jest sumą wzrostu kosztu: w rodzajach produkcji z danego działu obejmowanej systemem ETS, w rodzajach produkcji z danego działu nie obejmowanej systemem ETS (non ETS). Wzrost kosztów dla sektorów objętych systemem ETS przedstawiono w poprzednim punkcie, a dla sektorów non ETS był wyznaczany jako suma przyrostu pośredniego, bezpośredniego oraz podatku emisyjnego od zużycia paliw w sektorach non-ets. Działy energochłonne i wysoko emisyjne Wydobywanie węgla kam. i Produkcja artykułów Produkcja wyrobów z drewna Produkcja papieru i wyrobów z Wytwarzanie i przetwarzanie Wytwarzanie produktów Produkcja chemikaliów i wyr Produkcja wyrobów z gumy i Prod. wyrobów z pozost Produkcja metali Scen. Pakiet Klimat. [ mln zł ] Pozostałe działy przemysłu Scen. Pakiet Klimat. [ mln zł ] Górn. ropy naft. i gazu Górnictwo rud metali Pozostałe górn. i wydobywanie Produkcja napojów Produkcja wyrobów Produkcja wyrobów tekstylnych Produkcja odzieży Produkcja skór i wyrobów ze Poligrafia i reprod. zapisanych Produkcja podst. substancji Produkcja met. wyrobów Prod. komputerów, wyr Produkcja urządzeń Prod. maszyn i urz. gdzie Produkcja poj. samoch., Produkcja pozostałego sprzętu Produkcja mebli Pozostała produkcja wyrobów Rys Wzrost kosztów wytwarzania w działach przemysłu (w stosunku do roku 2010) wynikający z wdrażania polityki klimatycznej (wariant kontynuacji i dekarbonizacji) Największe koszty w kwotach absolutnych poniosą przemysły: chemiczny, mineralny i metalurgiczny, w których kontynuacja obecnej polityki klimatycznej (Pakiet Klimatyczny) 99

101 Mld zł/a Analiza kluczowych aspektów oddziaływania unijnej polityki klimatycznej w Polsce, Część 1 powoduje w 2020 r. dodatkowy koszt w wysokości ok. 1 mld zł, a w 2030 r. ok. 1,7-1,9 mld zł. Wdrożenie polityki dekarbonizacji w przybliżeniu podwaja ten koszt. Następne branże pod względem wysokości przyrostu kosztów to: przemysł rafineryjny, spożywczy, węglowy, papierniczy i koksownictwo, w których przewidywane dodatkowe koszty mieszczą się w granicach 25%-45% poziomu odnotowanego w branżach o najwyższym przyroście kosztów. Wpływ na rentowność produkcji przemysłowej Na rys. 4.5 przedstawiono porównanie sumarycznego wzrostu kosztów powodowanych polityką klimatyczną z wynikiem finansowym brutto we wszystkich rozpatrywanych działach przemysłu ,3 11 Wynik finansowy 2010 r. Scenariusz Dekarbonizacji Scenariusz Kontynuacji ,7 0 Przemysł - wynik finansowy brutto w 2010 r Koszty polityki klimatycznej w Przemyśle w 2030 r. Rys Wzrost kosztów wytwarzania w przemyśle w 2030 r. wynikający z wdrażania polityki klimatycznej - odniesiony do wyniku finansowego przemysłu (Sekcje B i C) w roku 2010 Wzrost kosztów powodowany realizacją każdego z dwóch rozpatrywanych etapów wdrażania polityki klimatycznej (Pakiet Klimatyczny i dalsze zaostrzenie proponowane w Mapie 2050) wynosi po ok. 25% wyniku finansowego przemysłu, a łącznie ponad połowę wyniku finansowego. Wpływ polityki klimatycznej na rentowność poszczególnych działów przemysłu wyznaczono przy założeniu niezmienionych innych wielkości, takich jak wielkość przychodów i pozostałych kosztów. Wyniki przedstawione w tabl. 7.3 ukazują skutki wdrażania polityki klimatycznej w dwóch wariantach: kontynuacji obecnej polityki oraz w wariancie zaostrzonych celów redukcji emisji proponowanych w Mapie 2050 (dekarbonizacja). Kolorowym tłem wyróżniono ujemne wartości rentowności oraz wartości zredukowane o połowę w wyniku polityki klimatycznej. 100

102 Tablica 4.3. Wpływ wdrażania polityki klimatycznej na poziom rentowności sprzedaży brutto wg działów przemysłu do roku 2030 [ % ] Dział 2010 Kontynuacja (Pakiet klimatyczny) Dekarbonizacji (80% redukcji do 2050) Wydobywanie węgla kamiennego i brunatnego 9,9 9,7 7,7 6,1 9,7 6,6 4,5 Górnictwo ropy naftowej i gazu ziemnego 10,7 10,5 10,0 9,3 10,5 8,2 4,5 Produkcja artykułów spożywczych 4,9 4,8 4,5 4,1 4,8 4,2 3,6 Produkcja napojów 8,1 8,0 7,8 7,6 8,0 7,6 7,3 Produkcja wyrobów tytoniowych 2,8 2,8 2,7 2,6 2,8 2,6 2,5 Produkcja wyrobów tekstylnych 4,1 4,1 3,4 2,9 4,0 3,0 2,2 Produkcja odzieży 2,3 2,3 2,0 1,7 2,3 1,7 1,2 Produkcja skór i wyrobów ze skór wyprawionych 5,4 5,4 5,0 4,7 5,4 4,8 4,3 Produkcja wyrobów z drewna oraz korka 4,0 3,8 2,8 1,9 3,8 2,2 0,7 Produkcja papieru i wyrobów z papieru 7,1 6,6 5,1 3,4 6,6 4,1 1,2 Poligrafia i reprodukcja zapisanych nośn. inform. 4,7 4,6 4,3 4,1 4,6 4,2 3,8 Wytwarzanie i przetwarzanie koksu -3,5-5,2-7,1-10,8-5,5-10,9-21,9 Wytwarzanie produktów rafinacji ropy naft. 4,4 4,3 4,1 3,8 4,3 3,6 2,5 Produkcja chemikaliów i wyrobów chemicznych 6,1 5,3 3,8 1,6 5,1 1,9-3,3 Produkcja podstawowych substancji farmaceut. 11,1 11,1 10,9 10,8 11,1 10,8 10,6 Produkcja wyrobów z gumy i tworzyw szt. 6,6 6,6 6,2 5,8 6,6 5,9 5,4 Produkcja wyr. z pozost. mineralnych sur. niemet. 9,1 7,8 6,4 3,7 7,6 4,2-2,1 Produkcja metali 1,8 1,2-0,7-3,0 1,1-3,0-9,0 Produkcja metalowych wyrobów gotowych 5,9 5,8 5,6 5,3 5,8 5,4 5,0 Produkcja komputerów, wyrobów elektron.i opt. 2,6 2,6 2,5 2,4 2,6 2,5 2,4 Produkcja urządzeń elektrycznych 6,1 6,1 6,0 5,8 6,1 5,9 5,6 Produkcja maszyn i urz. gdzie indziej niesklasyf. 6,4 6,4 6,0 5,7 6,4 5,8 5,3 Produkcja pojazdów samoch., przyczep i naczep 4,3 4,3 4,1 4,0 4,3 4,0 3,9 Produkcja pozostałego sprzętu transportowego 2,2 2,1 1,8 1,4 2,1 1,5 1,0 Produkcja mebli 6,3 6,3 6,1 5,8 6,3 5,9 5,5 Pozostała produkcja wyrobów 6,3 6,3 6,1 6,0 6,3 6,0 5,8 Naprawa, konserw. i instalow. maszyn i urządzeń 5,0 4,2 3,9 3,7 4,9 4,7 4,4 RAZEM - sekcje B + C 5,4 5,2 4,6 3,9 5,1 4,0 2,6 Przy niezmienionych innych warunkach, wzrost kosztów będący skutkiem wdrażania polityki klimatycznej powoduje zwiększenie liczby branż z ujemną rentownością - z jednej, w roku 2010, do czterech w roku 2030 oraz dwukrotne lub silniejsze zmniejszenie zysku kolejnych sześciu działów, jak również średniej rentowności w całym przemyśle. Oprócz działów energetycznych (wydobycie węgla i wytwarzanie koksu) szczególnie mocno skutki tego odczują działy: produkcji wyrobów metalowych, chemicznych, z surowców mineralnych, z papieru oraz z drewna. Po uwzględnieniu wzrostu kosztów energii z przyczyn niezależnych od polityki klimatycznej, przy założeniu stałych cen zbytu, uzyskano obraz zagrożenia ujemną rentownością dla dziesięciu działów przemysłowych. Wprawdzie również w innych krajach unijnych będzie występował wzrost cen energii, jednak na podstawie wykonanych porównań z wynikami analiz Komisji Europejskiej można stwierdzić, że średnie tempo wzrostu cen energii w UE będzie niższe niż w Polsce w scenariuszu Liberalnym. Będzie to dodatkowy czynnik, poza polityką klimatyczną, pogarszający konkurencyjność polskich producentów przemysłowych. 101

103 Skutki dla gospodarstw domowych Realizacja polityki klimatycznej prowadzić będzie do poważnego zwiększenia obciążeń gospodarstw domowych kosztami energii. Efekt ten wynika ze wzrostu cen energii, a także ze spadku dochodów na skutek wolniejszego wzrostu gospodarczego. Przedstawione poniżej wyniki obrazują zmiany dotyczące obu wymienionych komponentów oraz łączne ich skutki. Tablica 4.4. Wpływ polityki klimatycznej na koszty energii oraz ich udział w budżetach gospodarstw domowych, Scenariusz popytowy Referencyjny Wyszczególnienie Jedn A. Zerowe koszty uprawnień (Ref_lib) 1. Dochód rozporządzalny - średni zł/os/m-c mediana zł/os/m-c Koszty paliw i energii, w tym: zł/os/m-c 118,2 142,7 170,7 175,4 184,2 - energia elektryczna zł/os/m-c 40,4 58,8 68,3 70,2 78,0 - ciepło sieciowe zł/os/m-c 22,6 27,1 29,9 34,3 33,9 3. Udział kosztów energii w dochodach - w stosunku do średniego dochodu % 9,9 9,6 8,8 7,3 6,0 - w stosunku do mediany dochodu % 12,4 12,0 11,2 9,4 7,8 B. Kontynuacja (Ref_Kon) 1. Dochód rozporządzalny - średni zł/os/m-c mediana zł/os/m-c Koszty paliw i energii, w tym: zł/os/m-c 118,2 149,3 184,0 194,8 204,0 - energia elektryczna zł/os/m-c 40,4 67,1 83,2 90,7 95,8 - ciepło sieciowe zł/os/m-c 22,6 25,3 28,2 33,2 35,9 3. Udział kosztów energii w dochodach - w stosunku do średniego dochodu % 9,9 10,2 10,0 8,6 7,0 - w stosunku do mediany dochodu % 12,4 12,9 12,7 11,1 9,0 C. Dekarbonizacja (Ref_Dek) 1. Dochód rozporządzalny - średni zł/os/m-c mediana zł/os/m-c Koszty paliw i energii, w tym: zł/os/m-c 118,2 160,5 217,7 235,6 317,2 - energia elektryczna zł/os/m-c 40,4 71,6 88,5 94,3 106,7 - ciepło sieciowe zł/os/m-c 22,6 28,0 36,0 43,4 65,6 3. Udział kosztów energii w dochodach - w stosunku do średniego dochodu % 9,9 11,1 12,0 10,6 11,3 - w stosunku do mediany dochodu % 12,4 14,0 15,3 13,7 14,6 102

104 Kluczowym parametrem jest udział kosztów energii w budżetach domowych. W tabl. 4.4 przedstawiono te budżety w dwóch wariantach w oparciu o średni dochód gospodarstwa i w oparciu o medianę dochodu. Mediana określa poziom dochodu jaki jest dostępny dla połowy gospodarstw domowych, podczas gdy druga połowa ma dochody poniżej mediany. Mediana lepiej obrazuje przeciętną sytuację, gdyż przy rosnącym rozwarstwieniu społecznym średni dochód może rosnąć nawet w sytuacji gdy poprawa dotyczy jedynie niewielkiej, najbogatszej grupy. Mediana rozkładu dochodów w gospodarstwach domowych jest niższa od średniej arytmetycznej tego rozkładu zarówno w Polsce, jaki i w innych krajach unijnych. Rys 4.6. Udział kosztów energii w [%] budżetach gospodarstw domowych ( w stosunku do dochodu dostępnego dla połowy gospodarstw domowych) Przedstawione wyniki pokazują, że koszty energii w budżetach domowych, nawet bez polityki klimatycznej, stanowią dość wysoki udział, a liczone w stosunku do mediany dochodu rozporządzalnego, aż do roku 2040 plasują się w pobliżu poziomu 10%, który jest czasem uznawany za próg tzw. ubóstwa energetycznego. Wdrożenie polityki klimatycznej znacząco zwiększa koszty energii i ich udział w budżetach gospodarstw domowych. W przypadku polityki kontynuacji, wzrost ten dotyczy głównie energii elektrycznej i ciepła. Natomiast w przypadku polityki dekarbonizacji obejmuje także pozostałe paliwa. W efekcie, polityka dekarbonizacji po roku 2020 zwiększa udział kosztów energii w budżetach domowych o 3-5 punkty procentowe w stosunku do polityki bez ograniczeń na emisje CO2. Stosunkowo łagodniejszy wpływ kontynuacji obecnej polityki wynika z założenia, że paliwa użytkowane przez gospodarstwa domowe nie będą opodatkowane. Jeśli jednak rząd zdecyduje się, w ramach rozwiązań proponowanych obecnie przez KE, opodatkować podatkiem węglowym lub energetycznym paliwa użytkowane przez gospodarstwa domowe, wówczas wzrost kosztów energii będzie znacznie większy, niż wyliczony powyżej dla polityki kontynuacji. 103

105 [mld zł'2005] Analiza kluczowych aspektów oddziaływania unijnej polityki klimatycznej w Polsce, Część Skutki dla systemu energetycznego kraju Nakłady inwestycyjne Zmniejszenie emisji dwutlenku węgla wiąże się ze stosowaniem technologii o wyższych kosztach wytwarzania, które zwykle wymagają wyższych nakładów inwestycyjnych. Na rys. 4.7 przedstawiono wartość nakładów inwestycyjnych na nowe moce w różnych wariantach rozwojowych Rys Łączne nakłady inwestycyjne na produkcję energii elektrycznej i ciepła w okresie , w zależności od scenariusza popytowego i polityki klimatycznej Wyniki ukazują silny wzrost nakładów na skutek zaostrzania polityki klimatycznej. Wdrożenie polityki dekarbonizacji oznacza w okresie wzrost nakładów inwestycyjnych o: mld zł w porównaniu do obecnej polityki klimatycznej (wzrost o 18-22%) mld zł w porównaniu do polityki bez ograniczeń CO2 (wzrost o %). Koszty wytwarzania energii Polityka dekarbonizacji prowadzi do zmian struktury technologicznej i paliwowej produkcji energii - w kierunku mniej emisyjnych technologii, powodując przy tym wzrost technicznych kosztów wytwarzania energii. Zgodnie z wykonanymi obliczeniami wzrost ten osiąga w latach poziom: ok mld zł rocznie - w porównaniu do aktualnej polityki klimatycznej ok mld zł rocznie - w porównaniu do polityki bez ograniczeń emisji CO2. 104

106 Tablica 4.5. Wzrost rocznych kosztów wytwarzania energii w wyniku kolejnych faz wdrażania polityki klimatycznej (bez kosztów zakupu uprawnień emisyjnych); Scenariusz popytowy Referencyjny [mln zł/a] Element polityki klimatycznej Rozwój OZE (15%) Redukcja CO2 (20%) Dekarbonizacja Faza 1 - wdrożona Faza 2 - proponowana RAZEM Pierwsza, zakończona faza wdrożenia obejmuje m.in. wprowadzenie wymagań odnośnie rozwoju produkcji energii z OZE oraz redukcji dwutlenku węgla o 20% w skali UE. Warto zwrócić uwagę, że koszty już wprowadzonych wymagań (por. Faza 1) będą dla Polski bardzo wysokie. Dotychczas nie są one jeszcze w pełni odczuwane, gdyż pojawiają się z pewnym opóźnieniem, co pokazują uzyskane wyniki. Po fazie wzrostu utrzymują się jednak na wysokim poziomie przez kolejne dziesiątki lat Koszty zakupu uprawnień emisyjnych Wprowadzenie na poziomie unijnym celu 80% redukcji emisji CO2 wymagać będzie objęcia unijnym systemem handlu emisjami (EU ETS) nie tylko dużych źródeł, ale także emisji rozproszonych z gospodarstw domowych, usług, transportu czy przemysłu. Wprowadzenie polityki głębokiej dekarbonizacji nie tylko zwiększy cenę uprawnień emisyjnych, ale doprowadzi także do rozszerzenia obowiązku posiadania uprawnień emisyjnych na wszystkie osoby prawne i fizyczne emitujące CO2. Efektem tych zmian będzie wzrost kosztów zakupu uprawnień także w sektorach będących obecnie poza systemem ETS. Wykonane obliczenia wskazują następujące koszty zakupu uprawnień: 7 23 mld zł rocznie w latach , przy kontynuacji obecnej polityki klimatycznej mld zł rocznie w latach , przy wprowadzeniu polityki głębokiej dekarbonizacji w UE. 105

107 Rys Koszty zakupu uprawnień emisyjnych, scenariusz popytowy Referencyjny; polityka Dekarbonizacji w podziale na źródła objęte handlem emisjami (ETS) i źródła będące poza tym systemem (Non ETS) Powyższe wyniki uzyskano przy założeniu stopniowego wdrażania obowiązku zakupu uprawnień emisyjnych na aukcji dla dużych źródeł w okresie , a dla pozostałych źródeł (Non ETS) w okresie Biorąc pod uwagę propozycje formułowane w czasie dyskusji i uzgadniania Pakietu energetyczno-klimatycznego oraz aktualne stanowisko Parlamentu Europejskiego i Komisji Europejskiej w sprawie dofinansowania krajów rozwijających się w ramach światowej polityki klimatycznej, należy uznać za wielce prawdopodobne, że: W ramach pogłębienia polityki dekarbonizacji, po roku 2020 zostanie ustanowiony centralny unijny fundusz gromadzący środki ze sprzedaży uprawnień emisyjnych. Takie rozwiązanie spowoduje, że znaczna część, a może nawet całość wydatków poniesionych na zakup uprawnień emisyjnych wypłynie poza polską gospodarkę, i - w przeciwieństwie do sytuacji gdy przychody ze sprzedaży uprawnień pozostają w budżecie krajowym - stanowić będzie ogromny koszt nie tylko dla odbiorców energii, ale też dla całej gospodarki Polski. 106

108 Łączne koszty dla odbiorców energii Biorąc pod uwagę łącznie: dodatkowe koszty wdrożenia niskoemisyjnych technologii oraz koszty zakupu uprawnień emisyjnych, polityka dekarbonizacji prowadząca do uzyskania 80% redukcji emisji dwutlenku węgla w UE, oznaczać będzie dla odbiorców energii w Polsce dodatkowe corocznie koszty 44 : mld zł/a - od roku mld zł/a - od roku mld zł/a - od roku mld zł/a - od roku 2050 Polityka klimatyczna obciąży odbiorców energii całością wymienionych kosztów. Z perspektywy całego kraju istotne jest natomiast dokąd trafiać będą środki uzyskiwane ze sprzedaży uprawnień. W przypadku możliwego utworzenia po roku 2020 centralnego funduszu unijnego, który będzie gromadził środki pochodzące ze sprzedaży uprawnień, polska gospodarka zostanie obciążona całością wymienionych kosztów Wyniki pokazujące skutki dla Polski na tle innych krajów UE wg opracowań KE W dotychczas publikowanych ocenach skutków proponowanych przez Komisję Europejską działań z zakresu polityki klimatycznej, jedynie dwie publikacje zawierały oceny na poziomie krajów członkowskich Oceny takie zostały przeprowadzone dla Pakietu klimatyczno-energetycznego oraz dla propozycji zaostrzenia celów redukcji do roku Jedynie te opracowania dają możliwość porównania skutków dla poszczególnych krajów. Niestety, żadna z propozycji dotycząca celów do roku 2050 nie zawiera oceny skutków dla poszczególnych krajów członkowskich. 44 Wyznaczono jako wzrost kosztów w porównaniu do scenariusza Liberalnego bez ograniczeń emisje CO2. 107

109 Tablica 4.6. Zakres oceny skutków w dotychczasowych dokumentach KE promujących kolejne etapy zaostrzania unijnej polityki klimatycznej Document Date of issue Time horizon Macroeconomic assessment Techno-economic assessment EU level MS level EU level MS Level Climate and Energy Package Analysis beyond 20% reduction in 2020 Roadmap to low carbon economy 2050 Energy Roadmap / YES YES YES YES YES (till 2020) YES (only Fragmented Action, till 2030) YES (limited scope) - YES - YES (only Global Action Scenarios) YES (limited scope) Wyniki dotyczące skutków makroekonomicznych Poniżej przytoczono oceny skutków makroekonomicznych wdrożenia Pakietu Klimatycznego dla poszczególnych krajów członkowskich. Tablica Porównanie skutków makroekonomicznych wdrożenia pakietu klimatycznego wg opracowań KE z 2008 r. 108

110 Wyniki te potwierdzają znacznie wyższe skutki dla gospodarki Polski niż średnio dla UE. Interesujące, że te różnice utrzymują się niemal we wszystkich rozpatrywanych wariantach implementacji polityki klimatycznej. Głównym mechanizmem negatywnie oddziałującym na rozwój gospodarczy jest wzrost cen energii, która jest jednym z głównych czynników produkcji. Skutki makroekonomiczne zależą od takich czynników jak skala wzrostu cen energii w danym kraju, a także wrażliwość gospodarki na zmiany cen energii. Polska, ze względu na duży udział węgla w strukturze paliw, narażona jest na duży wzrost cen energii, a ze względu na relatywnie duży udział energochłonnych gałęzi przemysłu skutki wzrostu cen będą pogarszać konkurencyjność znacznej części gospodarki Koszty bezpośrednie i skuteczność mechanizmów kompensacyjnych wg analiz KE z 2008 r. W ocenie skutków Pakietu Klimatycznego, jak i propozycji zaostrzenia celów do roku 2020, przedstawione zostały koszty bezpośrednie wdrożenia proponowanych rozwiązań jako wzrost kosztów zaspokojenia potrzeb energetycznych (koszty systemowe bez kosztu zakupu uprawnień do emisji). Z oceny skutków wdrożenia pakietu klimatycznego SEK (2008) wynika, że koszty bezpośrednie dla Polski w przeliczeniu na PKB są ok. dwukrotnie wyższe niż średnia UE. (por. tabl Opcja 1). Ze względu na znaczne różnice w kosztach przyjęcia proponowanych celów pomiędzy krajami, w Pakiecie Klimatycznym przewidziano trzy mechanizmy kompensacyjne: Nierównomierny rozdział puli uprawnień emisyjnych do sprzedaży przez poszczególne kraje Podział limitów w sektorach Non ETS Wprowadzenie międzynarodowego unijnego mechanizmu handlu certyfikatami pochodzenia energii z OZE, wraz z odpowiednimi celami w zakresie OZE. W ocenie skutków wdrożenia pakietu klimatycznego SEK (2008) przedstawione zostały bardzo optymistyczne oszacowania korzyści dla Polski z wdrożenia wymienionych mechanizmów kompensacyjnych. 45 Ocena skutków. Dokument towarzyszący Pakiet środków wykonawczych w odniesieniu do celów UE w zakresie zmian klimatycznych i energii odnawialnej do 2020 r.. Bruksela, Ocena skutków. Dokument towarzyszący Pakiet środków wykonawczych w odniesieniu do celów UE w zakresie zmian klimatycznych i energii odnawialnej do 2020 r.. Bruksela,

111 Tablica 4.8. Porównanie bezpośrednich kosztów wdrożenia Pakietu Klimatycznego bez mechanizmów kompensacyjnych oraz z uwzględnieniem tych mechanizmów *) Mierzone jako zmiana bezpośrednich kosztów systemu energetycznego, koszty ograniczania w przypadku gazów cieplarnianych innych niż CO2 i koszty nabywania kredytów CDM. Nie jest to strata PKB. Makroekonomiczne skutki przedstawione są w tabeli III. Źródło: SEC (2008) 85 47, Tabela II str Ocena skutków. Dokument towarzyszący Pakiet środków wykonawczych w odniesieniu do celów UE w zakresie zmian klimatycznych i energii odnawialnej do 2020 r.. Bruksela,

112 Koszty bezpośrednie i skuteczność mechanizmów kompensacyjnych wg analiz KE z 2012 r. Poniżej zacytowano wyniki analiz KE przedstawiające koszty systemowe z uwzględnieniem mechanizmów kompensacyjnych. Scenariusz Reference oznacza pełne wdrożenie Pakietu klimatycznego. Tablica 4.9. Wzrost kosztów systemowych w 2020 roku w scenariuszu Reference, w stosunku do scenariusza Baseline z uwzględnieniem przepływów kompensacyjnych Źródło: SWD (2012) 5 final, Table 5 (str ) 111

113 Tablica Wzrost kosztów systemowych w 2020 roku w scenariuszu 25% domestic GHG reduction w stosunku do scenariusza Baseline z uwzględnieniem przepływów kompensacyjnych Źródło: SWD (2012) 5 final, Table 6 (str. 23) Syntetyczne porównanie wpływu mechanizmów dystrybucyjnych na koszty ponoszone przez Polskę i inne kraje przedstawiono w tabl

114 Tablica Dodatkowe koszty systemowe, w tym z uwzględnieniem wpływu dystrybucji, z tytułu osiągnięcia celów redukcyjnych w roku 2020 wg scenariuszy Scenariusz/ kraje Koszty systemowe Koszty systemowe z uwzględnieniem wpływu dystrybucji mld EUR 08 % PKB 2020 mld EUR 08 % PKB 2020 Reference scen. vs. Baseline EU 41,8 0,28% 42,1 0,28% w tym: - Kraje z wyższej grupy dochodowej* 37,3 0,27% 39,1 0,29% - Kraje z niższej grupy dochodowej** 4,5 0,35% 3,0 0,23% w tym: - Polska 2,2 0,52% 2,2 0,52% 30% Reduction Commitment scen. vs. Baseline EU 67,0 0,45% 75,0 0,50% w tym: - Kraje z wyższej grupy dochodowej* 59,3 0,43% 71,4 0,52% - Kraje z niższej grupy dochodowej** 7,7 0,60% 3.6 0,29% w tym: - Polska 3,3 0,76% 3,2 0,69% * AT, BE, CY, DK, FI, FR, DE, EL, IE, IT, LU, NL, ES, SE, UK ** BG, RO, LV, LT, PL, SK, EE, HU, CZ, MT, SI, PT Źródło: opracowanie własne na podstawie danych: SWD (2012) 5, Tab. 5 i 6, str W efekcie obciążenie polskiej gospodarki kosztami polityki klimatycznej w scenariuszu Reference nie zmienia się nawet po zastosowaniu mechanizmów dystrybucyjnych i wynosi 0,52% PKB. W scenariuszu 25% domestic GHG reduction występuje spadek obciążenia, ale jest on niewielki: z poziomu 0,76% do 0,69% produktu krajowego. Przytoczone wyniki wskazują, że w przypadku Polski mechanizmy kompensacyjne praktycznie nie działają. Mają one zerowy efekt w scenariuszu wdrożenia pakietu klimatycznego i jedynie niewielki efekt w scenariuszu zaostrzonych celów redukcji. W efekcie względne obciążenia Polski kosztami polityki klimatycznej nawet po uwzględnieniu mechanizmów dystrybucyjnych są wg wyników KE zdecydowanie wyższe niż średnio w innych krajach: W scenariuszu Reference jest w Polsce ok. dwukrotnie wyższe od średniego obciążenia dla obu wyróżnionych grup krajów (0,52% w przypadku Polski - wobec średnich wartości 0,29% i 0,23% odpowiednio dla krajów bogatszych i biedniejszych); W scenariuszu 25% domestic GHG reduction obciążenie Polski w roku 2020 jest ponad dwukrotnie wyższe niż w grupie krajów o niższym dochodzie (0,69% w przypadku Polski -wobec średniej wartości 0,29% w grupie krajów biedniejszych) i wyraźnie wyższe niż średnia wartość w krajach bogatszych - 0,52%. Wyniki analiz Komisji z 2012 roku dobitnie pokazują, że optymistyczne założenia odnośnie efektywności mechanizmów kompensacyjnych, które miały wyrównywać koszty wdrożenia pakietu klimatycznego, w przypadku Polski całkowicie się nie sprawdziły. Oznacza to, że wyniki będące podstawą podejmowania decyzji całkowicie minęły 113

115 się z rzeczywistością, a faktyczne koszty w przypadku Polski są zdecydowanie wyższe, niż było to przedstawiane w opracowaniach KE w roku Wyniki dotyczące kosztów zewnętrznych przy wdrożeniu Pakietu klimatycznego W ocenie skutków dołączonej do propozycji Komisji zaostrzenia celów redukcji w roku 2020 (SWD(2012) 5 final) przedstawione są oszacowania dodatkowych kosztów lub korzyści środowiskowe, w poszczególnych krajach które będą skutkiem wdrożenia Pakietu klimatycznego lub proponowanych zaostrzonych celów redukcji emisji GHG. 48 Istotny wpływ na koszty zewnętrzne ma poziom emisji pyłów PM2,5. Wyniki obliczeń ilustruje tablica (Table 15) z opracowania KE, z której wynika, że w przypadku Polski, w obu scenariuszach polityki klimatycznej wystąpił wzrost ich emisji o ok. 13 8%, ponad emisję scenariusza Baseline. Tablica Emisje drobnych pyłów w scenariuszu odniesienia oraz w scenariuszach wdrożenia Pakietu klimatycznego (Reference) oraz zaostrzonych celów (25% domestic ) Źródło: SWD (2012)5 final, Table Por. str. 30 dokumentu SWD(2012) 5 final. 114

116 Wartości kosztów zdrowotnych zanieczyszczeń są silnie skorelowane - głównie z koncentracją (stężeniem) drobnych pyłów PM 2,5 oraz koncentracją ozonu nisko nad powierzchnią terenu. Tablica Zmiany kosztów kontroli emisji zanieczyszczeń oraz kosztów/korzyści wynikających z oddziaływania na zdrowie i umieralność mieszkańców Źródło: SWD (2012) 5 final, Table 13, str

117 W opracowaniu KE wskazuje się, że wzrost kosztów z tytułu oddziaływania na zdrowie i umieralność mieszkańców w scenariuszu Reference, w porównaniu do Baseline jest powodowany niekorzystnym wpływem zwiększenia udziału spalanej biomasy (w scenariuszu Baseline, założony w modelu PRIMES udział OZE w roku 2020 był istotnie niższy od wymaganego w Pakiecie klimatycznym), co spowodowało istotny wzrost emisji PM2,5 szczególnie w sektorze mieszkaniowym, w którym paleniska nie są przystosowane do czystego spalania biomasy. W scenariuszu Reference wzrost emisji PM2,5 wraz z innymi czynnikami przyczynia się do wzrostu zagrożenia zdrowia i zwiększenia umieralności, przeliczonego na dodatkowe koszty ok mln w całej UE oraz wyraźnie więcej w Polsce - o mln w roku Wyniki te wskazują, że pełne wdrożenie Pakietu klimatycznego (scenariusz Reference) w UE prowadzi do zwiększenia szkód powodowanych przez zanieczyszczenia powietrza i do zwiększenia kosztów powodowanych pogorszeniem zdrowia i zwiększoną umieralnością ludzi w UE, a szczególnie silnie w Polsce. Dodatkowe koszty z tego tytułu szacowane dla 2020 r. wynoszą mln w całej UE oraz mln w Polsce. Z kolei przewidywany rozwój zgodny z założeniami scenariusza 25% domestic GHG reduction ma przynieść skokową poprawę korzyści zarówno w całej UE, jak również w Polsce. Wykazany negatywny wpływ scenariusza Reference (pełne wdrożenie Pakietu klimatycznego) na zdrowie mieszkańców w stosunku do scenariusza Baseline wskazuje, że wdrażanie polityki klimatycznej nie jest jednoznaczne z ograniczaniem negatywnego wpływu zanieczyszczeń konwencjonalnych. Wykazane wysokie korzyści zdrowotne z zaostrzenia celu redukcji GC w scenariuszu 25% domestic GHG reduction budzą w tym kontekście duże wątpliwości Wybrane oceny KE dotyczące skutków zaostrzonych celów redukcji do 2050 roku Ceny CO2 Ceny uprawnień do emisji CO2 były w obliczeniach ustalane na takim poziomie, by uzyskać wymagany poziom redukcji. Ich wysokość różni się pomiędzy scenariuszami. Wyniki pokazują ogromną różnicę w cenie uprawnień pomiędzy scenariuszami odniesienia (z obecną polityka klimatyczną) a scenariuszami dekarbonizacji. W scenariuszach odniesienia ceny osiągają poziom ok. 50 Euro/t, a w scenariuszach dekarbonizacji Euro/t w roku

118 Tablica Ceny w systemie EU ETS w [Euro 08/t CO2] Źródło: IA, Part 2, str. 37, Table 37 Warto podkreslić, że w założeniach scenariuszy dekarbonizacji przyjęto, że na zużycie paliw w sektorze Non ETS zostanie nałożony podatek węglowy o wartości równej cenie uprawnień z systemu ETS Koszty systemowe i koszty zakupu uprawnień do emisji We wszystkich scenariuszach występuje silny wzrost kosztów systemu energetycznego z poziomu 10,5% w roku 2005 do poziomu 14-15% w roku 2030, z tendencją do utrzymania tego poziomu w późniejszych latach. Koszty te nie obejmują kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2. Tablica Koszty zaspokojenia potrzeb energetycznych (koszty systemowe) w relacji do PKB (bez kosztu zakupu uprawnień do emisji) W opracowaniu KE koszty systemowe zostały podane jedynie jako wartości uśrednione dla całego okresu, co uniemożliwia ocenę ich zmian w czasie. 117

119 Należy jednak podkreślić, że wszystkie prezentowane strategie energetyczne zmierzają do bardzo silnego wzrostu kosztów zaspokojenia potrzeb energetycznych%, w relacji do PKB o ok. 40%. Oznacza to znaczące zmniejszenie zdolności obywateli UE do zaspokojenia swoich potrzeb energetycznych. Oprócz wzrostu kosztów energetycznych zmienia się też struktura kosztów wytwarzania energii. Koszty stałe w scenariuszu Reference stanowią ok % w latach , a w scenariuszach dekarbonizacji 70-74%. Tablica Udział kosztów stałych w całkowitych kosztach energetycznych (wartości uśrednione w podanych okresach) Źródło: IA, Part 2, str. 44, Table 44 Zwiększenie kosztów stałych powodować będzie znaczące zmiany na rynku energii. Duży koszt stały oznacza także małą elastyczność popytu, gdyż koszty energii nie będą zależały istotnie od poziomu zużycia. Oznacza to także brak bodźców do oszczędzania oraz presję ekonomiczną na gospodarstwa domowe, których rachunki będą w znacznej mierze oparte na opłatach stałych Nakłady inwestycyjne Poniżej przedstawiono wyniki analiz KE dołączone do Energy Roadmap 2050, dotyczące nakładów inwestycyjnych na budowę nowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej oraz sieci elektroenergetycznych. 118

120 Rys Nakłady inwestycyjne na rozbudowę mocy elektrycznych (w mld Euro 08) Źródło: ER 2050, IA Part 2, Figure 25 str. 27 Tablica Nakłady inwestycyjne na sieci elektroenergetyczne Żródło: ER 2050, IA Part 2, Table 29, str. 27/28 Niestety, w opracowaniu nie zostały podane nakłady inwestycyjne dla scenariusza Reference, co uniemożliwia ocenę skutków wzrostu w stosunku do tego scenariusza. W porównaniu ze scenariuszem CPI, scenariusze dekarbonizacji wymagają w okresie dodatkowych nakładów na źródła - od 100 miliardów w scenariuszu efektywności, miliardów Euro 05 w scenariuszach z istotnym udziałem paliw kopalnych oraz ponad 1200 miliardów w przypadku scenariusza wysokiego udziału OZE). W przypadku sieci, dodatkowe nakłady (w porównaniu do scenariusza Reference) wynoszą miliardów Euro 05. Warto przytoczyć fragment Mapy 2050, w którym podano łączne nakłady na dekarbonizację na poziomie 270 mld Euro/rocznie. Są to ogromne nakłady, sięgające 1,5% PKB w UE. 119

121 Total annual investments over the next 40 years related to the decarbonisation of the economy are projected to be around 270 billion, for both the global and fragmented action scenarios(see chapter 5.2.4). Mobilising on average an additional 270 billion a year in the coming 40 years will require specific attention from a policy perspective. This projected to represents on average 1.5% of our GDP over that period. Źródło: Roadmap 2050 IA, str Koszty wytwarzania i ceny energii elektrycznej W analizach KE średnie ceny energii elektrycznej rosną we wszystkich scenariuszach o 41 54% w stosunku do cen z roku poza scenariuszem High RES, gdzie wzrost wynosi 82%. W tabl podane zostały wyniki dotyczące kosztów oraz cen energii elektrycznej. Tablica Ceny energii elektrycznej i struktura kosztów Źródło: ER 2050, IA part 1, Table 31, str. 30 Warto podkreślić znacząco większy wzrost cen w przypadku scenariusza bazującego na energii odnawialnej. Jest to o tyle ważne, że pozostałe warianty o niższych kosztach zakładają rozwój i zastosowanie technologii CCS lub szersze wykorzystanie energetyki jądrowej. Oba wspomniane tu kierunki rozwoju są wątpliwe ze względów technologicznych (CCS) lub ze względu na brak akceptacji społecznej (CCS, EJ). Scenariusz bazujący na RES wydaje się być także mało realistyczny ze względów technicznych, jednak jest on, przynajmniej na razie, łatwiej akceptowany przez społeczeństwo UE. Przedstawione wyjaśnienia metodyczne wskazują, że w obliczeniach KE cenę energii wyznaczono na podstawie średnich kosztów wytwarzania. Takie podejście może być odpowiednie dla rynku regulowanego, ale nie odpowiada warunkom wolnego rynku energii 120

122 elektrycznej, gdzie ceny są kształtowane w inny sposób. Dlatego faktyczny wzrost cen może być znacznie wyższy. Poniżej przytoczono wyniki dotyczące cen energii elektrycznej dla różnych grup odbiorców. Tablica Średnie ceny energii elektrycznej dla głównych grup odbiorców w UE Źródło: ER 2050, IA part 2, Table 49, str. 52 Przedstawione wyniki pokazują, że stosunkowo największy wzrost dotyczyć będzie gospodarstw domowych, a najmniejszy usług. Relatywnie niski wzrost cen dla odbiorców z sektora usług budzi spore zaskoczenie, gdyż w większości odbierają oni energię na niskim napięciu - podobnie jak gospodarstwa domowe, a dynamika wzrostu cen w tej grupie jest znacznie niższa niż w gospodarstwach domowych. W scenariuszu wysokiego udziału energetyki odnawialnej ceny dla gospodarstw domowych rosną dwukrotnie Wydatki gospodarstw domowych Na rys przedstawiono wyniki dotyczące zmiany udziału kosztów energii w budżetach gospodarstw domowych średnio w UE, zaczerpnięte z oceny skutków Mapy

123 Rys Wydatki gospodarstw domowych na wyposażenie energetyczne, energię elektryczną i paliwa Źródło: Mapa 2050, IA, Figure 35, str. 86 Warto zwrócić uwagę na następujące kwestie: Udział kosztów energii rośnie znacząco do roku 2025, a później nieco spada lub stabilizuje się, utrzymując się jednak na znacznie wyższym niż obecnie poziomie; Udział kosztów przy dekarbonizacji w warunkach scenariusza Fragmented Action prowadzi do znacząco wyższych kosztów energii w okresie , niż w scenariuszu Reference. Przedstawiony średni unijny udział kosztów energii jest znacznie niższy niż w Polsce. W Polsce już obecnie, w połowie gospodarstw domowych koszty energii stanowią ok. 12% i w dodatku nie obejmują pełnych kosztów wyposażenia energetycznego, jak ma to miejsce w obliczeniach KE modelem PRIMES. Przebieg krzywej jest podobny do wykresu obrazującego zmianę kosztów energii dla gospodarstw domowych w Polsce (por. rys. 7.6), z tym, że udział kosztów energii w warunkach Polski jest znacząco wyższy od średniej UE. W ocenie skutków Energy Roadmap 2050 przedstawiono dane liczbowe pokazujące przewidywane zmiany kosztów energii w gospodarstwach domowych. 122

124 Tablica Koszty zaspokojenia potrzeb energetycznych w gospodarstwach domowych (zużycie stacjonarne i transport) Żródło: ER 2050, IA, Part 2, Table 48, str. 50 We wszystkich scenariuszach koszty rosną z poziomu ok. 10% w 2005 r. do 15,8 16,5% w 2030 i 14,6 16,4% w 2050 r. Udziały w scenariuszach dekarbonizacji są podobne do udziału ze scenariusza Reference. Udziały te obejmują łącznie zużycie stacjonarne i do celów transportu. Koszty użytkowania stacjonarnego rosną z poziomu 5,7% w 2020 do 7,1-9,1% w okresie , we wszystkich scenariuszach. Wyniki te oznaczają ogromny wzrost kosztów zaspokojenia potrzeb energetycznych oraz znaczne zmniejszenie dostępności energii dla gospodarstw domowych w UE. W biedniejszych niż średnia unijna krajach lub gospodarstwach domowych, skutki te będą odczuwane jeszcze bardziej dotkliwie. Na podstawie tych wyników można oczekiwać gwałtownego poszerzenia strefy ubóstwa energetycznego w UE. 123

Wsparcie Odnawialnych Źródeł Energii

Wsparcie Odnawialnych Źródeł Energii Wsparcie Odnawialnych Źródeł Energii mgr inż. Robert Niewadzik główny specjalista Północno Zachodniego Oddziału Terenowego Urzędu Regulacji Energetyki w Szczecinie Szczecin, 2012 2020 = 3 x 20% Podstawowe

Bardziej szczegółowo

Materiał porównawczy do ustawy z dnia 24 stycznia 2014 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw.

Materiał porównawczy do ustawy z dnia 24 stycznia 2014 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw. BIURO LEGISLACYJNE/ Materiał porównawczy Materiał porównawczy do ustawy z dnia 24 stycznia 2014 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (druk nr 548) USTAWA z dnia 10 kwietnia

Bardziej szczegółowo

System Certyfikacji OZE

System Certyfikacji OZE System Certyfikacji OZE Mirosław Kaczmarek miroslaw.kaczmarek@ure.gov.pl III FORUM EKOENERGETYCZNE Fundacja Na Rzecz Rozwoju Ekoenergetyki Zielony Feniks Polkowice, 16-17 września 2011 r. PAKIET KLIMATYCZNO

Bardziej szczegółowo

Polityka zrównoważonego rozwoju energetycznego w gminach. Edmund Wach Bałtycka Agencja Poszanowania Energii S.A.

Polityka zrównoważonego rozwoju energetycznego w gminach. Edmund Wach Bałtycka Agencja Poszanowania Energii S.A. Polityka zrównoważonego rozwoju energetycznego w gminach Toruń, 22 kwietnia 2008 Edmund Wach Bałtycka Agencja Poszanowania Energii S.A. Zrównoważona polityka energetyczna Długotrwały rozwój przy utrzymaniu

Bardziej szczegółowo

5 sierpnia 2013 r. Szanowni Państwo,

5 sierpnia 2013 r. Szanowni Państwo, Szanowni Państwo, W związku z licznymi pytaniami dot. świadectw pochodzenia i opartych na nich prawa majątkowych, które otrzymaliśmy po publikacji wyników za II kw. 2013 r., prezentujemy rozszerzony materiał

Bardziej szczegółowo

Zasady koncesjonowania odnawialnych źródełenergii i kogeneracji rola i zadania Prezesa URE

Zasady koncesjonowania odnawialnych źródełenergii i kogeneracji rola i zadania Prezesa URE Zasady koncesjonowania odnawialnych źródełenergii i kogeneracji rola i zadania Prezesa URE dr Zdzisław Muras Departament Przedsiębiorstw Energetycznych Warszawa 2009 Zawartość prezentacji 1. Podstawy prawne

Bardziej szczegółowo

Nowe wyzwania stojące przed Polską wobec konkluzji Rady UE 3 x 20%

Nowe wyzwania stojące przed Polską wobec konkluzji Rady UE 3 x 20% Nowe wyzwania stojące przed Polską wobec konkluzji Rady UE 3 x 20% Zbigniew Kamieński Ministerstwo Gospodarki Poznań, 21 listopada 2007 Cele na rok 2020 3 x 20% Oszczędność energii Wzrost wykorzystania

Bardziej szczegółowo

Stan energetyki odnawialnej w Polsce. Polityka Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi w zakresie OZE

Stan energetyki odnawialnej w Polsce. Polityka Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi w zakresie OZE Stan energetyki odnawialnej w Polsce. Polityka Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi w zakresie OZE Paweł Sulima Wydział Energii Odnawialnych i Biopaliw Departament Rynków Rolnych XI Giełda kooperacyjna

Bardziej szczegółowo

Kogeneracja w Polsce: obecny stan i perspektywy rozwoju

Kogeneracja w Polsce: obecny stan i perspektywy rozwoju Kogeneracja w Polsce: obecny stan i perspektywy rozwoju Wytwarzanie energii w elektrowni systemowej strata 0.3 tony K kocioł. T turbina. G - generator Węgiel 2 tony K rzeczywiste wykorzystanie T G 0.8

Bardziej szczegółowo

Ciepło z odnawialnych źródeł energii w ujęciu statystycznym sposób zbierania informacji oraz najnowsze dane

Ciepło z odnawialnych źródeł energii w ujęciu statystycznym sposób zbierania informacji oraz najnowsze dane DEPARTAMENT PRODUKCJI Ciepło z odnawialnych źródeł energii w ujęciu statystycznym sposób zbierania informacji oraz najnowsze dane Ciepło ze źródeł odnawialnych stan obecny i perspektywy rozwoju Konferencja

Bardziej szczegółowo

Rola kogeneracji w osiąganiu celów polityki klimatycznej i środowiskowej Polski. dr inż. Janusz Ryk Warszawa, 22 październik 2015 r.

Rola kogeneracji w osiąganiu celów polityki klimatycznej i środowiskowej Polski. dr inż. Janusz Ryk Warszawa, 22 październik 2015 r. Rola kogeneracji w osiąganiu celów polityki klimatycznej i środowiskowej Polski dr inż. Janusz Ryk Warszawa, 22 październik 2015 r. Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Rola kogeneracji w osiąganiu

Bardziej szczegółowo

PAKIET INFORMACYJNY. System wsparcia w projekcie ustawy o OZE 6.2 z dnia 4.02.2014r.

PAKIET INFORMACYJNY. System wsparcia w projekcie ustawy o OZE 6.2 z dnia 4.02.2014r. PAKIET INFORMACYJNY System wsparcia w projekcie ustawy o OZE 6.2 z dnia 4.02.2014r. ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII OCHRONA ŚRODOWISKA EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA Co składa się na wartość pomocy publicznej? Na

Bardziej szczegółowo

KOGENERACJA Rozwiązanie podnoszące efektywność energetyczną. 1 2013-01-29 Prezentacja TÜV Rheinland

KOGENERACJA Rozwiązanie podnoszące efektywność energetyczną. 1 2013-01-29 Prezentacja TÜV Rheinland Rozwiązanie podnoszące efektywność energetyczną 1 2013-01-29 Prezentacja TÜV Rheinland Rozwiązanie podnoszące efektywność energetyczną Usługi dla energetyki Opinie i ekspertyzy dotyczące spełniania wymagań

Bardziej szczegółowo

Systemy wsparcia wytwarzania biogazu rolniczego i energii elektrycznej w źródłach odnawialnych i kogeneracji w Polsce

Systemy wsparcia wytwarzania biogazu rolniczego i energii elektrycznej w źródłach odnawialnych i kogeneracji w Polsce Systemy wsparcia wytwarzania biogazu rolniczego i energii elektrycznej w źródłach odnawialnych i kogeneracji w Polsce Departament Przedsiębiorstw Energetycznych Warszawa 2011 Zawartość prezentacji 1. Podstawa

Bardziej szczegółowo

Prawo Energetyczne I Inne Ustawy Dotyczące Energetyki Kogeneracja Skuteczność Nowelizacji I Konieczność

Prawo Energetyczne I Inne Ustawy Dotyczące Energetyki Kogeneracja Skuteczność Nowelizacji I Konieczność Prawo Energetyczne I Inne Ustawy Dotyczące Energetyki Kogeneracja Skuteczność Nowelizacji I Konieczność dr inż. Janusz Ryk Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych II Ogólnopolska Konferencja Polska

Bardziej szczegółowo

Dziśi jutro systemu wsparcia źródeł odnawialnych

Dziśi jutro systemu wsparcia źródeł odnawialnych Dziśi jutro systemu wsparcia źródeł odnawialnych dr Zdzisław Muras Departament Przedsiębiorstw Energetycznych Poznań 24 listopada 2009 Zawartość prezentacji 1. Podstawy prawne. 2. Funkcjonujące systemy

Bardziej szczegółowo

Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE) nadzieje i oczekiwania

Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE) nadzieje i oczekiwania Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE) nadzieje i oczekiwania Małgorzata Niedźwiecka Główny Specjalista Północno-Zachodni Oddział Terenowy Urzędu Regulacji Energetyki Szczecin, 2013 energia fal

Bardziej szczegółowo

Mechanizmy wsparcia produkcji energii elektrycznej w kogeneracji i z odnawialnych źródeł energii

Mechanizmy wsparcia produkcji energii elektrycznej w kogeneracji i z odnawialnych źródeł energii Mechanizmy wsparcia produkcji energii elektrycznej w kogeneracji i z odnawialnych źródeł energii USTAWA Z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz. U. z 2006 nr 89 poz.625 z późn. zm.) Prawo Energetyczne Kraków 2011

Bardziej szczegółowo

KOGENERACJA w aspekcie efektywności energetycznej. 1 2013-03-18 Prezentacja TÜV Rheinland

KOGENERACJA w aspekcie efektywności energetycznej. 1 2013-03-18 Prezentacja TÜV Rheinland w aspekcie efektywności energetycznej 1 2013-03-18 Prezentacja TÜV Rheinland TÜV Rheinland Group na świecie 140 przedstawicielstw 2 2013-03-18 Prezentacja TÜV Rheinland TÜV Rheinland w Polsce OLSZTYN TÜV

Bardziej szczegółowo

DZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ

DZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ DZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ Warszawa, dnia 31 grudnia 2015 r. Poz. 2365 USTAWA z dnia 29 grudnia 2015 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz ustawy Prawo energetyczne 1)

Bardziej szczegółowo

WPŁYW PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ŹRÓDŁACH OPALANYCH WĘGLEM BRUNATNYM NA STABILIZACJĘ CENY ENERGII DLA ODBIORCÓW KOŃCOWYCH

WPŁYW PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ŹRÓDŁACH OPALANYCH WĘGLEM BRUNATNYM NA STABILIZACJĘ CENY ENERGII DLA ODBIORCÓW KOŃCOWYCH Górnictwo i Geoinżynieria Rok 35 Zeszyt 3 2011 Andrzej Patrycy* WPŁYW PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ŹRÓDŁACH OPALANYCH WĘGLEM BRUNATNYM NA STABILIZACJĘ CENY ENERGII DLA ODBIORCÓW KOŃCOWYCH 1. Węgiel

Bardziej szczegółowo

PRIORYTETY ENERGETYCZNE W PROGRAMIE OPERACYJNYM INFRASTRUKTURA I ŚRODOWISKO

PRIORYTETY ENERGETYCZNE W PROGRAMIE OPERACYJNYM INFRASTRUKTURA I ŚRODOWISKO PRIORYTETY ENERGETYCZNE W PROGRAMIE OPERACYJNYM INFRASTRUKTURA I ŚRODOWISKO Strategia Działania dotyczące energetyki są zgodne z załoŝeniami odnowionej Strategii Lizbońskiej UE i Narodowej Strategii Spójności

Bardziej szczegółowo

www.promobio.eu Warsztaty PromoBio, 17 Maja 2012 Ośrodek Doskonalenia Nauczycieli, ul. Bartosza Głowackiego 17, Olsztyn

www.promobio.eu Warsztaty PromoBio, 17 Maja 2012 Ośrodek Doskonalenia Nauczycieli, ul. Bartosza Głowackiego 17, Olsztyn Warsztaty PromoBio, 17 Maja 2012 Ośrodek Doskonalenia Nauczycieli, ul. Bartosza Głowackiego 17, Olsztyn Promocja regionalnych inicjatyw bioenergetycznych PromoBio Możliwości wykorzystania biomasy w świetle

Bardziej szczegółowo

Rynek energii. Podmioty rynku energii elektrycznej w Polsce

Rynek energii. Podmioty rynku energii elektrycznej w Polsce 4 Rynek energii Podmioty rynku energii elektrycznej w Polsce Energia elektryczna jako towar Jak każdy inny towar, energia elektryczna jest wytwarzana przez jej wytwórców, kupowana przez pośredników, a

Bardziej szczegółowo

Usytuowanie i regulacje prawne dotyczące biomasy leśnej

Usytuowanie i regulacje prawne dotyczące biomasy leśnej Usytuowanie i regulacje prawne dotyczące biomasy leśnej Wzywania stojące przed polską energetyką w świetle Polityki energetycznej Polski do 2030 roku Wysokie zapotrzebowanie na energię dla rozwijającej

Bardziej szczegółowo

Zainwestuj w odnawialne źródła energii w Twoim Regionie: województwo warmińsko mazurskie

Zainwestuj w odnawialne źródła energii w Twoim Regionie: województwo warmińsko mazurskie Zainwestuj w odnawialne źródła energii w Twoim Regionie: województwo warmińsko mazurskie Uwarunkowania rynkowe: wejście na rynek, ceny energii i certy4atów zielonych, brązowych, żółtych, czerwonych i fioletowych

Bardziej szczegółowo

zasady koncesjonowania, system wsparcia Tomasz Adamczyk Dyrektor WOT URE w Lublinie

zasady koncesjonowania, system wsparcia Tomasz Adamczyk Dyrektor WOT URE w Lublinie Odnawialne źródła energii - zasady koncesjonowania, system wsparcia Tomasz Adamczyk Dyrektor WOT URE w Lublinie Podstawowe akty prawne 1. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z

Bardziej szczegółowo

Rządowy program wsparcia energetyki wiatrowej w Polsce. Energetyka wiatrowa (onshore) w Polsce i w Niemczech 18.06.2013 r.

Rządowy program wsparcia energetyki wiatrowej w Polsce. Energetyka wiatrowa (onshore) w Polsce i w Niemczech 18.06.2013 r. Rządowy program wsparcia energetyki wiatrowej w Polsce Energetyka wiatrowa (onshore) w Polsce i w Niemczech 18.06.2013 r. Warszawa 2 Rządowy program wsparcia energetyki wiatrowej w Polsce Rozwój OZE w

Bardziej szczegółowo

Przewrotny rynek zielonych certyfikatów

Przewrotny rynek zielonych certyfikatów Przewrotny rynek zielonych certyfikatów Autor: Maciej Flakowicz, Agencja Rynku Energii, Warszawa ( Czysta Energia nr 4/2013) Niestabilne ceny praw majątkowych do świadectw pochodzenia OZE dowodzą, że polski

Bardziej szczegółowo

System handlu uprawnieniami CO 2 oraz system rozliczania emisji SO 2 i NO x do roku 2020 dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła

System handlu uprawnieniami CO 2 oraz system rozliczania emisji SO 2 i NO x do roku 2020 dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła Konferencja Przyszłość systemu handlu uprawnieniami CO 2 a poziom kosztów osieroconych Warszawa, 18 października 2011 System handlu uprawnieniami CO 2 oraz system rozliczania emisji SO 2 i NO x do roku

Bardziej szczegółowo

Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Henryk Majchrzak Dyrektor Departamentu Energetyki Ministerstwo Gospodarki

Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Henryk Majchrzak Dyrektor Departamentu Energetyki Ministerstwo Gospodarki Polityka energetyczna Polski do 2030 roku Henryk Majchrzak Dyrektor Departamentu Energetyki Ministerstwo Gospodarki Uwarunkowania PEP do 2030 Polityka energetyczna Unii Europejskiej: Pakiet klimatyczny-

Bardziej szczegółowo

System wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce-planowane zmiany. Jerzy Pietrewicz, Sekretarz Stanu

System wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce-planowane zmiany. Jerzy Pietrewicz, Sekretarz Stanu System wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce-planowane zmiany Jerzy Pietrewicz, Sekretarz Stanu Miejsce OZE w bilansie energetycznym Zastosowanie OZE ma na celu: wykorzystanie lokalnie dostępnych zasobów

Bardziej szczegółowo

Północny Oddział Terenowy Urzędu Regulacji Energetyki

Północny Oddział Terenowy Urzędu Regulacji Energetyki Konferencja pn. Efektywność energetyczna i odnawialne źródła energii w rozwoju regionu ROLA PREZESA URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI W KONTEKŚCIE KRAJOWEGO PLANU DZIAŁAŃ DOTYCZĄCEGO EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ

Bardziej szczegółowo

Rynek PRaw Majątkowych

Rynek PRaw Majątkowych Rynek Praw Majątkowych 3 Rynek Praw Majątkowych 4 Jak powstał system wsparcia OZE i kogeneracji w Polsce? System wsparcia producentów energii elektrycznej w źródłach odnawialnych (OZE) i kogeneracyjnych

Bardziej szczegółowo

Cena, wskaźnik, opłata Podstawa prawna Termin. Jednostkowe opłaty zastępcze (Ozg, Ozk, Ozm) art. 9a ust. 8c do 31 maja

Cena, wskaźnik, opłata Podstawa prawna Termin. Jednostkowe opłaty zastępcze (Ozg, Ozk, Ozm) art. 9a ust. 8c do 31 maja Ceny, wskaźniki, opłaty Sprawozdania, raporty Prezesa URE Energetyka cieplna w liczbach Zmiana sprzedawcy - monitoring Hurtowy rynek gazu ziemnego - monitoring Wśród licznych kompetencji Prezesa URE znajduje

Bardziej szczegółowo

Świadectwa i gwarancje pochodzenia w świetle nowej ustawy o OZE. Marek Szałas Dyrektor Biura Rejestrów TGE

Świadectwa i gwarancje pochodzenia w świetle nowej ustawy o OZE. Marek Szałas Dyrektor Biura Rejestrów TGE Świadectwa i gwarancje pochodzenia w świetle nowej ustawy o OZE Marek Szałas Dyrektor Biura Rejestrów TGE VIII FORUM OBROTU Lidzbark Warmiński, 810 czerwca 2015 Spis treści 1. Ustawa o OZE informacje podstawowe

Bardziej szczegółowo

Przegląd aktualnych zmian Prawa energetycznego. Tomasz Ogłódek Kancelaria Radców Prawnych Tomasz Ogłódek, Marzena Czarnecka

Przegląd aktualnych zmian Prawa energetycznego. Tomasz Ogłódek Kancelaria Radców Prawnych Tomasz Ogłódek, Marzena Czarnecka Przegląd aktualnych zmian Prawa energetycznego Tomasz Ogłódek Kancelaria Radców Prawnych Tomasz Ogłódek, Marzena Czarnecka z dnia 14 marca 2014 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych

Bardziej szczegółowo

Polski system wspierania efektywności energetycznej i białe certyfikaty

Polski system wspierania efektywności energetycznej i białe certyfikaty Polski system wspierania efektywności energetycznej i białe certyfikaty Magdalena Rogulska Szwedzko-Polska Platforma Zrównoważonej Energetyki POLEKO, 8 października 2013 r. Cele polityki energetycznej

Bardziej szczegółowo

Handout ustawy o odnawialnych źródłach energii (wersja przyjęta przez Sejm)

Handout ustawy o odnawialnych źródłach energii (wersja przyjęta przez Sejm) Handout ustawy o odnawialnych źródłach energii (wersja przyjęta przez Sejm) Art. 3. Podjęcie i wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii

Bardziej szczegółowo

Perspektywy rozwoju energetyki wodnej w Polsce. Konferencja STREAM MAP, Warszawa, 27 października 2011 r.

Perspektywy rozwoju energetyki wodnej w Polsce. Konferencja STREAM MAP, Warszawa, 27 października 2011 r. Perspektywy rozwoju energetyki wodnej w Polsce Konferencja STREAM MAP, Warszawa, 27 października 2011 r. 2 Polityka Rządu w zakresie OZE Odnawialne źródła energii w Polsce (dane historyczne) 8 7 6 5 4

Bardziej szczegółowo

PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY

PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY KOMISJA EUROPEJSKA Bruksela, dnia 18.11.2015 r. COM(2015) 496 final ANNEXES 1 to 2 ZAŁĄCZNIKI Wniosek ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie europejskiej statystyki dotyczącej cen gazu

Bardziej szczegółowo

UZASADNIENIE. 1. Cel wprowadzenia regulacji

UZASADNIENIE. 1. Cel wprowadzenia regulacji UZASADNIENIE 1. Cel wprowadzenia regulacji Niniejsza zmiana ma na celu przedłużenie do dnia 31 marca 2015 r. obecnie funkcjonującego systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w jednostkach

Bardziej szczegółowo

Odpowiedzi na pytania

Odpowiedzi na pytania Znak sprawy ZP.272.06.2012 Kościan, dnia 05.03.2012 r. Do wszystkich wykonawców, którzy pobrali SIWZ Dot. Przetargu nieograniczonego na zakup energii elektrycznej Odpowiedzi na pytania W załączeniu Wójt

Bardziej szczegółowo

Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii - rozwiązania dotyczące wytwarzania ciepła oraz zmiany w kontekście zastosowania GBER

Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii - rozwiązania dotyczące wytwarzania ciepła oraz zmiany w kontekście zastosowania GBER Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii - rozwiązania dotyczące wytwarzania ciepła oraz zmiany w kontekście zastosowania GBER Polsko-Niemiecka Izba Przemysłowo Handlowa Konferencja pt. Ciepło dla

Bardziej szczegółowo

Nowe zapisy w prawie energetycznym dotyczące biogazowni i biogazu rolniczego

Nowe zapisy w prawie energetycznym dotyczące biogazowni i biogazu rolniczego Nowe zapisy w prawie energetycznym dotyczące biogazowni i biogazu rolniczego Autor: dr Bartłomiej Nowak 1 Przyjęty na szczycie w Brukseli w 2008 roku pakiet klimatyczno-energetyczny zakłada odejścia od

Bardziej szczegółowo

Innowacyjne technologie a energetyka rozproszona.

Innowacyjne technologie a energetyka rozproszona. Innowacyjne technologie a energetyka rozproszona. - omówienie wpływu nowych technologii energetycznych na środowisko i na bezpieczeństwo energetyczne gminy. Mgr inż. Artur Pawelec Seminarium w Suchej Beskidzkiej

Bardziej szczegółowo

do ustawy z dnia 22 grudnia 215 r. o zmianie ustawy o efektywności energetycznej (druk nr 55)

do ustawy z dnia 22 grudnia 215 r. o zmianie ustawy o efektywności energetycznej (druk nr 55) BIURO LEGISLACYJNE/ Materiał porównawczy M A T E R I A Ł P O R Ó W N AW C Z Y do ustawy z dnia 22 grudnia 215 r. o zmianie ustawy o efektywności energetycznej (druk nr 55) U S T A W A z dnia 15 kwietnia

Bardziej szczegółowo

Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi. propozycje zmian. w Wieloletnim programie promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008 2014

Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi. propozycje zmian. w Wieloletnim programie promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008 2014 Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi propozycje zmian w Wieloletnim programie promocji biopaliw lub innych paliw odnawialnych na lata 2008 2014 1. Utrzymanie dotychczasowych mechanizmów wsparcia polegających

Bardziej szczegółowo

ENERGETYKA W FUNDUSZACH STRUKTURALNYCH. Mieczysław Ciurla Dyrektor Wydziału Rozwoju Gospodarczego Urząd Marszałkowski Województwa Dolnośląskiego

ENERGETYKA W FUNDUSZACH STRUKTURALNYCH. Mieczysław Ciurla Dyrektor Wydziału Rozwoju Gospodarczego Urząd Marszałkowski Województwa Dolnośląskiego ENERGETYKA W FUNDUSZACH STRUKTURALNYCH Mieczysław Ciurla Dyrektor Wydziału Rozwoju Gospodarczego Urząd Marszałkowski Województwa Dolnośląskiego Regionalny Program Operacyjny Województwa Dolnośląskiego

Bardziej szczegółowo

System wsparcia OZE i rola TGE

System wsparcia OZE i rola TGE System wsparcia OZE i rola TGE Marek Szałas Dyrektor Rejestru Świadectw Pochodzenia Towarowa Giełda Energii S.A rejestr@tge.pl Główne założenia systemu świadectw pochodzenia Gdzie sprzedać samą energię

Bardziej szczegółowo

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ w II półroczu 2009 roku

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ w II półroczu 2009 roku CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ w II półroczu 2009 roku KONFERENCJA PRASOWA SEP Marek Kulesa dyrektor biura TOE Warszawa, PAP 08.06.2009 r. Uwarunkowania handlu energią elektryczną Źródło: Platts, 2007 < 2 >

Bardziej szczegółowo

Energetyka przemysłowa.

Energetyka przemysłowa. Energetyka przemysłowa. Realna alternatywa dla energetyki systemowej? KONWERSATORIUM Henryk Kaliś Gliwice 22 luty 2011 r podatek od energii KOSZTY POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKA I NIEMCY. wsparcie kogeneracji

Bardziej szczegółowo

Planowane regulacje prawne dotyczące wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, ze szczególnym uwzględnieniem mikro i małych instalacji

Planowane regulacje prawne dotyczące wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, ze szczególnym uwzględnieniem mikro i małych instalacji Planowane regulacje prawne dotyczące wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, ze szczególnym uwzględnieniem mikro i małych instalacji Kielce, dn. 7 marca 2014 r. 2 Wzywania stojące przed polską energetyką

Bardziej szczegółowo

Wpływ spadku cen zielonych certyfikatów na rozwój rynku peletów w Polsce. Marek Cecerko

Wpływ spadku cen zielonych certyfikatów na rozwój rynku peletów w Polsce. Marek Cecerko POLSKA IZBA BIOMASY Wpływ spadku cen zielonych certyfikatów na rozwój rynku peletów w Polsce 1 Marek Cecerko Plan prezentacji Informacja o prelegencie Definicje System i rynek zielonych certyfikatów Rynek

Bardziej szczegółowo

Energetyka odnawialna w legislacji

Energetyka odnawialna w legislacji Biomasa na cele energetyczne założenia i realizacja Energetyka odnawialna w legislacji Warszawa, 3 grudnia 2008 r. Dlaczego odnawialne źródła energii? Zapobieganie niekorzystnym zmianom klimatu, Zapobieganie

Bardziej szczegółowo

Wpływ energetyki wiatrowej na gospodarkę piec powodów dla których warto inwestować w energetykę wiatrową

Wpływ energetyki wiatrowej na gospodarkę piec powodów dla których warto inwestować w energetykę wiatrową Wpływ energetyki wiatrowej na gospodarkę piec powodów dla których warto inwestować w energetykę wiatrową Prezentacja Ernst & Young oraz Tundra Advisory Wstęp Zapomnijmy na chwile o efekcie ekologicznym,

Bardziej szczegółowo

Keep on Track! - nasze działania dla monitorowania realizacji celów wspólnotowych w różnych krajach

Keep on Track! - nasze działania dla monitorowania realizacji celów wspólnotowych w różnych krajach Keep on Track! - nasze działania dla monitorowania realizacji celów wspólnotowych w różnych krajach Anna Pobłocka-Dirakis eclareon Consulting Warszawa, 24 Wrzesień 2014 Strategy Consulting Policy Consulting

Bardziej szczegółowo

Rynek energii. Rynek świadectw pochodzenia energii

Rynek energii. Rynek świadectw pochodzenia energii 10 Rynek energii Rynek świadectw pochodzenia energii CO TAKIEGO PAKIET ENERGETYCZNO- KLIMATYCZNY UE? 3x20 do 2020 Cele pakietu do 2020 r. Obniżenie emisji gazów cieplarnianych, w tym CO 2 o co najmniej

Bardziej szczegółowo

Grupa G.C.E. PROFITIA Management Consultants. Możliwości współpracy zwiększanie efektywności energetycznej

Grupa G.C.E. PROFITIA Management Consultants. Możliwości współpracy zwiększanie efektywności energetycznej Grupa G.C.E. PROFITIA Management Consultants Możliwości współpracy zwiększanie efektywności energetycznej Agenda Prezentacja GCE jako partnera w zakresie efektywności energetycznej Potrzeba zwiększania

Bardziej szczegółowo

Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych

Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych Jachranka, 19.09.2011 r. Marek Kulesa dyrektor biura TOE Unijna perspektywa zmian na rynku energii elektrycznej

Bardziej szczegółowo

Rozwój kogeneracji w Polsce perspektywy, szanse, bariery

Rozwój kogeneracji w Polsce perspektywy, szanse, bariery ITC Rozwój kogeneracji w Polsce perspektywy, szanse, bariery Janusz Lewandowski Sulechów, listopad 2011 Ogólne uwarunkowania 1. Kogeneracja jest uznawana w Polsce za jedną z najefektywniejszych technologii

Bardziej szczegółowo

Ewolucja czy rewolucja

Ewolucja czy rewolucja Ewolucja czy rewolucja - system wsparcia dla OZE w świetle Dyrektywy 2009/28/WE dr Zdzisław Muras Departament Przedsiębiorstw Energetycznych Warszawa 22 listopada 2011 Zawartość prezentacji 1. Podstawy

Bardziej szczegółowo

Jak wspierać dalszy rozwój kogeneracji w Polsce? Rola sektora kogeneracji w realizacji celów PEP 2050 Konferencja PKŚRE

Jak wspierać dalszy rozwój kogeneracji w Polsce? Rola sektora kogeneracji w realizacji celów PEP 2050 Konferencja PKŚRE Jak wspierać dalszy rozwój kogeneracji w Polsce? Rola sektora kogeneracji w realizacji celów PEP 2050 Konferencja PKŚRE Warszawa 22.10.2015r Polska jest dobrym kandydatem na pozycję lidera rozwoju wysokosprawnej

Bardziej szczegółowo

CENTRUM ENERGETYCZNO PALIWOWE W GMINIE. Ryszard Mocha

CENTRUM ENERGETYCZNO PALIWOWE W GMINIE. Ryszard Mocha CENTRUM ENERGETYCZNO PALIWOWE W GMINIE Ryszard Mocha ZASOBY ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII W POLSCE. BIOMASA Największe możliwości zwiększenia udziału OZE istnieją w zakresie wykorzystania biomasy. Załącznik

Bardziej szczegółowo

CO 2 w transporcie. Tomasz Chruszczow Dyrektor Departamentu Zmian Klimatu i Ochrony Atmosfery

CO 2 w transporcie. Tomasz Chruszczow Dyrektor Departamentu Zmian Klimatu i Ochrony Atmosfery CO 2 w transporcie Tomasz Chruszczow Dyrektor Departamentu Zmian Klimatu i Ochrony Atmosfery 1 Ochrona klimatu Ochrona klimatu jest od co najmniej 15 lat jednym z najwaŝniejszych globalnych zagadnień obejmujących

Bardziej szczegółowo

Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii. Janusz Pilitowski, Departament Energii Odnawialnej

Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii. Janusz Pilitowski, Departament Energii Odnawialnej Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii Janusz Pilitowski, Departament Energii Odnawialnej Marzec 2015 2 Ustawa OZE Cel uchwalenia ustawy o odnawialnych źródłach energii 1. Celem

Bardziej szczegółowo

Energetyka systemowa konkurencyjna, dochodowa i mniej emisyjna warunkiem rozwoju OZE i energetyki rozproszonej. 6 maja 2013 r. Stanisław Tokarski

Energetyka systemowa konkurencyjna, dochodowa i mniej emisyjna warunkiem rozwoju OZE i energetyki rozproszonej. 6 maja 2013 r. Stanisław Tokarski Energetyka systemowa konkurencyjna, dochodowa i mniej emisyjna warunkiem rozwoju OZE i energetyki rozproszonej 6 maja 2013 r. Stanisław Tokarski Agenda I. Kontekst Europejski II. Sytuacja w KSE III. Inwestycje

Bardziej szczegółowo

Analiza rentowności MEW w aspekcie likwidacji sytemu wsparcia

Analiza rentowności MEW w aspekcie likwidacji sytemu wsparcia Analiza rentowności MEW w aspekcie likwidacji sytemu wsparcia Radosław Koropis Warszawa 16 październik 2013 r. DOTYCHCZASOWE WARUNKI SYSTEMU WSPARCIA ANALIZA RENTOWNOŚCI MEW ILE KOSZTUJE ZANIECHANIE SYSTEMU

Bardziej szczegółowo

Środki publiczne jako posiłkowe źródło finansowania inwestycji ekologicznych

Środki publiczne jako posiłkowe źródło finansowania inwestycji ekologicznych Środki publiczne jako posiłkowe źródło finansowania Bio Alians Doradztwo Inwestycyjne Sp. z o.o. Warszawa, 9 października 2013 r. Wsparcie publiczne dla : Wsparcie ze środków unijnych (POIiŚ i 16 RPO):

Bardziej szczegółowo

Przyłączanie podmiotów do sieci elektroenergetycznej

Przyłączanie podmiotów do sieci elektroenergetycznej Przyłączanie podmiotów do sieci elektroenergetycznej Zachodni Oddział Terenowy Urzędu Regulacji Energetyki z siedzibą w Poznaniu Prezentacja przygotowana na podstawie materiałów zgromadzonych w Urzędzie

Bardziej szczegółowo

Skierniewice, 18.02.2015 r. Plan Gospodarki Niskoemisyjnej

Skierniewice, 18.02.2015 r. Plan Gospodarki Niskoemisyjnej Skierniewice, 18.02.2015 r. 1 Plan Gospodarki Niskoemisyjnej 2 Agenda spotkania 1. Czym jest Plan Gospodarki Niskoemisyjnej i w jakim celu się go tworzy? 2. Uwarunkowania krajowe i międzynarodowe 3. Szczególne

Bardziej szczegółowo

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI z dnia 15 grudnia 2000

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI z dnia 15 grudnia 2000 ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI z dnia 15 grudnia 2000 w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła,

Bardziej szczegółowo

OZE -ENERGETYKA WIATROWAW POLSCE. Północno Zachodniego Oddziału Terenowego Urzędu Regulacji Energetyki w Szczecinie

OZE -ENERGETYKA WIATROWAW POLSCE. Północno Zachodniego Oddziału Terenowego Urzędu Regulacji Energetyki w Szczecinie OZE -ENERGETYKA WIATROWAW POLSCE Północno Zachodniego Oddziału Terenowego Urzędu Regulacji Energetyki w Szczecinie Szczecin, 2012 2020 = 3 x 20% Podstawowe cele europejskiej polityki energetycznej do 2020

Bardziej szczegółowo

JAKIE SZANSE DLA MIKRO- I MAŁYCH BIOGAZOWNI W NOWYM OTOCZENIU PRAWNYM?

JAKIE SZANSE DLA MIKRO- I MAŁYCH BIOGAZOWNI W NOWYM OTOCZENIU PRAWNYM? JAKIE SZANSE DLA MIKRO- I MAŁYCH BIOGAZOWNI W NOWYM OTOCZENIU PRAWNYM? DLACZEGO USTAWA O OZE JEST POTRZEBNA? Pakiet klimatyczno-energetyczny 3x20% przyjęty przez Unię Europejską w 2008 r. zakłada wsparcie

Bardziej szczegółowo

Energia odnawialna w Polsce potencjał rynku na przykładzie PGE. mgr inŝ. Krzysztof Konaszewski

Energia odnawialna w Polsce potencjał rynku na przykładzie PGE. mgr inŝ. Krzysztof Konaszewski Energia odnawialna w Polsce potencjał rynku na przykładzie PGE mgr inŝ. Krzysztof Konaszewski Zadania stawiane przed polską gospodarką Pakiet energetyczny 3x20 - prawne wsparcie rozwoju odnawialnych źródeł

Bardziej szczegółowo

Drugi Krajowy Plan Działań dot. efektywności energetycznej dla Polski. Andrzej Guzowski, Departament Energetyki

Drugi Krajowy Plan Działań dot. efektywności energetycznej dla Polski. Andrzej Guzowski, Departament Energetyki Drugi Krajowy Plan Działań dot. efektywności energetycznej dla Polski Andrzej Guzowski, Departament Energetyki Polityka energetyczna Polski do 2030 r. Główne cele to: konsekwentne zmniejszanie energochłonności

Bardziej szczegółowo

Objaśnienia do formularza G-10.m

Objaśnienia do formularza G-10.m Objaśnienia do formularza G-10.m Objaśnienia dotyczą wzoru formularza za poszczególne miesiące 2016 r. Do sporządzania sprawozdania są zobowiązane: - poszczególne elektrownie cieplne i elektrociepłownie,

Bardziej szczegółowo

Odnawialne źródła energii wyzwania stojące przed przedsiębiorstwami wodociągowo kanalizacyjnymi po 1 stycznia 2016 roku

Odnawialne źródła energii wyzwania stojące przed przedsiębiorstwami wodociągowo kanalizacyjnymi po 1 stycznia 2016 roku dr inż. Tadeusz Żaba DYREKTOR PRODUKCJI Odnawialne źródła energii wyzwania stojące przed przedsiębiorstwami wodociągowo kanalizacyjnymi po 1 stycznia 2016 roku Przedsiębiorstwa sektora komunalnego jako

Bardziej szczegółowo

Forum Technologii w Energetyce Spalanie biomasy

Forum Technologii w Energetyce Spalanie biomasy Forum Technologii w Energetyce Spalanie biomasy Wzywania stojące przed polską energetyką w świetle Polityki energetycznej Polski do 2030 roku Wysokie zapotrzebowanie na energię dla rozwijającej się gospodarki

Bardziej szczegółowo

ZAGADNIENIA PRAWNE W ZAKRESIE OCHRONY ŚRODOWISKA W ASPEKCIE ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ENERGIA BIOMASY. 07.11.2013 r.

ZAGADNIENIA PRAWNE W ZAKRESIE OCHRONY ŚRODOWISKA W ASPEKCIE ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ENERGIA BIOMASY. 07.11.2013 r. ZAGADNIENIA PRAWNE W ZAKRESIE OCHRONY ŚRODOWISKA W ASPEKCIE ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ENERGIA BIOMASY 07.11.2013 r. Zamiast wprowadzenia podsumowanie OŹE Dlaczego? Przyczyny: filozoficzno etyczne naukowe

Bardziej szczegółowo

Potencjał inwestycyjny w polskim sektorze budownictwa energetycznego sięga 30 mld euro

Potencjał inwestycyjny w polskim sektorze budownictwa energetycznego sięga 30 mld euro Kwiecień 2013 Katarzyna Bednarz Potencjał inwestycyjny w polskim sektorze budownictwa energetycznego sięga 30 mld euro Jedną z najważniejszych cech polskiego sektora energetycznego jest struktura produkcji

Bardziej szczegółowo

Charakterystyka systemów kolorowych certyfikatów stymulujących rozwój OZE i kogeneracji

Charakterystyka systemów kolorowych certyfikatów stymulujących rozwój OZE i kogeneracji RAPORT 2030 Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości

Bardziej szczegółowo

Warszawa, dnia 11 kwietnia 2016 r. Poz. 350 OBWIESZCZENIE MINISTRA ENERGII 1) z dnia 5 kwietnia 2016 r.

Warszawa, dnia 11 kwietnia 2016 r. Poz. 350 OBWIESZCZENIE MINISTRA ENERGII 1) z dnia 5 kwietnia 2016 r. MONITOR POLSKI DZIENNIK URZĘDOWY RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ Warszawa, dnia 11 kwietnia 2016 r. Poz. 350 OBWIESZCZENIE MINISTRA ENERGII 1) z dnia 5 kwietnia 2016 r. w sprawie raportu oceniającego postęp

Bardziej szczegółowo

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Finansowanie inwestycji OZE ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Justyna Przybysz Doradca Departament Ochrony Klimatu

Bardziej szczegółowo

Polityka energetyczna Polski do 2050 roku. Warszawa, sierpień 2014 r.

Polityka energetyczna Polski do 2050 roku. Warszawa, sierpień 2014 r. Polityka energetyczna Polski do 2050 roku Warszawa, sierpień 2014 r. 2 Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko Strategia BEiŚ: została przyjęta przez Radę Ministrów 15 kwietnia 2014 r. (rozpoczęcie prac

Bardziej szczegółowo

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Energetyka WAGON Sp.z 0.0. CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Cennik energii elektrycznej zatwierdzony został Uchwałą nr 15/2014 Zarządu Energetyki WAGON Sp. z 0.0. z dnia 20.11. 2014 r. i obowiązuje od dnia

Bardziej szczegółowo

EUROPEJSKIE SŁONECZNE DNI ENERGIA SŁOŃCA FOTOWOLTAIKA TECHNOLOGIE, OPŁACALNOSĆ, REALIZACJE Olsztyn 9 MAJA 2013 R,

EUROPEJSKIE SŁONECZNE DNI ENERGIA SŁOŃCA FOTOWOLTAIKA TECHNOLOGIE, OPŁACALNOSĆ, REALIZACJE Olsztyn 9 MAJA 2013 R, EUROPEJSKIE SŁONECZNE DNI ENERGIA SŁOŃCA FOTOWOLTAIKA TECHNOLOGIE, OPŁACALNOSĆ, REALIZACJE Olsztyn 9 MAJA 2013 R, Fotowoltaika w projekcie ustawy o OZE Michał Ćwil Polska Izba Gospodarcza Energii Odnawialnej

Bardziej szczegółowo

Zmienna opłata sieciowa. Zmienna opłata. Koszty przesyłu. przes.

Zmienna opłata sieciowa. Zmienna opłata. Koszty przesyłu. przes. Henryk Kaliś, pełnomocnik zarządu ds. zarządzania energią elektryczną i pomiarami ZGH "Bolesław" SA I. Koszty energii elektrycznej ponoszone przez dużych odbiorców przemysłowych w 2008 r. Ile i za co płacimy.

Bardziej szczegółowo

ŹRÓDŁA FINANSOWANIA NA RYNKU ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH W POLSCE

ŹRÓDŁA FINANSOWANIA NA RYNKU ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH W POLSCE Katedra Statystyki ŹRÓDŁA FINANSOWANIA NA RYNKU ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH W POLSCE VI Międzynarodowa Konferencja Naukowa Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Ekonomicznego w Krakowie Wiedza Gospodarka

Bardziej szczegółowo

OBOWIĄZEK ZAKUPU CIEPŁA ZE ŹRÓDEŁODNAWIALNYCH W PRAKTYCE

OBOWIĄZEK ZAKUPU CIEPŁA ZE ŹRÓDEŁODNAWIALNYCH W PRAKTYCE OBOWIĄZEK ZAKUPU CIEPŁA ZE ŹRÓDEŁODNAWIALNYCH W PRAKTYCE Małgorzata Niedźwiecka Główny specjalista Północno-Zachodni Oddział Terenowy Urzędu Regulacji Energetyki Szczecin, 2012 Podstawowe akty prawne Prawo

Bardziej szczegółowo

Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014

Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014 Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014 Coroczne spotkanie przedstawicieli Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych Marek Kulesa dyrektor biura TOE Ślesin, 29 listopada 2013 r. Zakres

Bardziej szczegółowo

Gospodarka niskoemisyjna

Gospodarka niskoemisyjna Pracownia Badań Strategicznych, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk Gospodarka niskoemisyjna dr hab. Joanna Kulczycka, prof. AGH, mgr Marcin Cholewa Kraków, 02.06.2015

Bardziej szczegółowo

Polityka energetyczna Polski do 2050 roku rola sektora ciepłownictwa i kogeneracji

Polityka energetyczna Polski do 2050 roku rola sektora ciepłownictwa i kogeneracji Polityka energetyczna Polski do 2050 roku rola sektora ciepłownictwa i kogeneracji Tomasz Dąbrowski Dyrektor Departamentu Energetyki Warszawa, 22 października 2015 r. 2 Polityka energetyczna Polski elementy

Bardziej szczegółowo

PROSUMENT WYTWARZANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA WŁASNE POTRZEBY A PRAWO ENERGETYCZNE

PROSUMENT WYTWARZANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA WŁASNE POTRZEBY A PRAWO ENERGETYCZNE PROSUMENT WYTWARZANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA WŁASNE POTRZEBY A PRAWO ENERGETYCZNE MAREK SIUCIAK TERESPOL, 26.05.2014 PROSUMENT? Producent + konsument Pojęcie zaczerpnięte z pilotażowego programu finansowego

Bardziej szczegółowo

Henryk Klein OPA-LABOR Sp. Z o.o. Tel. 0601 171 100 E-mail: h.klein@opalabor.pl

Henryk Klein OPA-LABOR Sp. Z o.o. Tel. 0601 171 100 E-mail: h.klein@opalabor.pl Henryk Klein OPA-LABOR Sp. Z o.o. Tel. 0601 171 100 E-mail: h.klein@opalabor.pl Szanse i zagrożenia dla rozwoju "zielonej" energii elektrycznej w świetle procedowanych zmian w Prawie Energetycznym na przykładzie

Bardziej szczegółowo

Efektywność energetyczna kluczowym narzędziem wzrostu gospodarczego i ochrony środowiska

Efektywność energetyczna kluczowym narzędziem wzrostu gospodarczego i ochrony środowiska Efektywność energetyczna kluczowym narzędziem wzrostu gospodarczego i ochrony środowiska Instrumenty poprawy efektywności energetycznej polskiej gospodarki MINISTERSTWO GOSPODARKI Andrzej Guzowski, Departament

Bardziej szczegółowo

UWARUNKOWANIA PRAWNE ROZWOJU BIOGAZU

UWARUNKOWANIA PRAWNE ROZWOJU BIOGAZU UWARUNKOWANIA PRAWNE ROZWOJU BIOGAZU Według przepisów prawa UE i Polski inż. Bartłomiej Asztemborski basztemborski@kape.gov.pl dr inż. Ryszard Wnuk Zmień odpady na zysk - Biogazownia w Twojej gminie Rozwój

Bardziej szczegółowo

Czy ochrona środowiska i odnawialne źródła energii są efektywne finansowo?

Czy ochrona środowiska i odnawialne źródła energii są efektywne finansowo? Czy ochrona środowiska i odnawialne źródła energii są efektywne finansowo? Dariusz Lipka, Małopolska Agencja Rozwoju Regionalnego S.A. Kraków, 11.12.2013 r. Specyfika projektów energetyki odnawialnej -

Bardziej szczegółowo