Oszacowanie wielkości puli uprawnień do emisji CO 2. do nieodpłatnego przydziału dla sektora na tle potrzeb

Transkrypt

1 publicznym czy porządkiem publicznym, a także innymi wartościami, które można byłoby przedłożyć nad wartość istnienia skutecznej konkurencji, lub że w wyniku dokonania koncentracji nastąpi nadzwyczajny postęp ekonomiczny lub techniczny. Dodatkowo należałoby udowodnić związek przyczynowoskutkowy pomiędzy planowaną koncentracją a ochroną wartości wyższych. Dowód nie powinien budzić wątpliwości. Teoretycznie można uznać, że przepisy art. 20 ust. 2 ustawy mogłyby mieć zastosowanie w przypadku, gdyby wynikiem koncentracji było opracowanie i wprowadzenie na rynek nowego, innowacyjnego produktu, którego nikt dotychczas nie zaoferował. W odniesieniu do przesłanki pozytywnego wpływu na gospodarkę narodową przepis art. 20 ust. 2 ustawy mógłby mieć zastosowanie w szczególnych sytuacjach do rynków mających znaczenie strategiczne z punktu widzenia państwa jak na przykład rynki kolejowe, energetyczne, telekomunikacyjne, czy emisji sygnału radiowotelewizyjnego. Jak wskazano powyżej, dla zastosowania tego przepisu konieczne byłoby jednak związanie przyczynowoskutkowe koncentracji z wartościami nadrzędnymi nad wartością, jaką jest istnienie skutecznej konkurencji. Dr Cezary Banasiński, wykładowca na Wydziale Prawa i Administracji UW, wspólnik Instytutu Prawa Konkurencji s.c.; Przewodniczący Rady Nadzorczej PKO BP; Prezes UOKiK w latach Dr Monika Bychowska, wspólnik Instytutu Prawa Konkurencji s.c.; Dyrektor Departamentu Ochrony Konkurencji UOKiK w latach Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Oszacowanie wielkości puli uprawnień do do nieodpłatnego przydziału dla sektora energetycznego w latach na tle potrzeb Adam Gajda Specjalista z rejestru ZG NOT 123

2 Prognozowanie rozwoju krajowego sektora energetycznego w newralgicznym okresie do 2020 r. jest utrudnione ze względu na dynamikę zmian wewnętrznych i zewnętrznych uwarunkowań gospodarczych oraz otoczenia prawnego, w szczególności wynikającego z unijnej polityki klimatycznej. W efekcie wskaźniki wzrostu zapotrzebowania na energię, przyjmowane w dotychczas wykonywanych prognozach, często różniły się i jak można to obecnie ocenić były zawyżone. Uzyskiwane wyniki były mało wiarygodne, co znalazło odzwierciedlenie w decyzjach Komisji Europejskiej, która w ramach wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS) na lata i , przyznała Polsce znacząco mniejszą od zgłaszanego zapotrzebowania liczbę. Również kolejne strategie rozwoju sektora energetycznego i działania podejmowane w ostatnim dziesięcioleciu nie odpowiadały skali potrzeb i problemów w podsektorze wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej. Na powyższy stan złożyło się szereg przyczyn, w tym: dynamiczne zmiany uwarunkowań zewnętrznych, gospodarczych i środowiskowych; spory dotyczące wielkości i terminów modernizacji, wymiany i skali wzrostu mocy bazy wytwórczej sektora energetycznego; spory dotyczące zakresu dywersyfikacji bazy paliwowej sektora w kontekście bezpieczeństwa energetycznego państwa; trudność wypracowania bardziej przydatnej metodyki prognozowania wskaźników wzrostu zapotrzebowania na energię w realiach krajowych transformacji ustroju społecznogospodarczego, w tym intensyfikacji działań na rzecz zrównoważonego rozwoju. Skutkowało to w ostatnich latach znaczącą zmiennością założeń, przyjmowanych w analizach sektorowych w zakresie: prognoz wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w przedziale 1,2 4% średniorocznie, a ciepła 1,0 3,0%, wielkości wymiany bazy wytwórczej energetyki w okresie do 2020 r. w przedziale 6 14 GWe, prognoz wzrostu wykorzystania gazu ziemnego na poziomie zaledwie 3 5% zapotrzebowania na energię pierwotną, głównie w ciepłownictwie, Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce nadmiernego optymizmu w ocenie tempa wzrostu produkcji energii w źródłach odnawialnych oraz wielkości produkcji energii wytwarzanej w skojarzeniu. Zagadnienia te były już wcześniej analizowane przez autora w latach [8, 9, 10]. Niniejszy artykuł jest próbą odpowiedzi na pytanie o kierunki modernizacji i rozwoju krajowego sektora energetycznego do 2020 r. przy obecnych uwarunkowaniach. Za szczególnie niepokojący w kontekście bezpieczeństwa energetycznego Polski, postrzeganego przez pryzmat dywersyfikacji kierunków dostaw deficytowych paliw, należy uznać brak skutecznych mechanizmów umożliwiających szersze wprowadzenie gazu do energetyki. Wobec konieczności istotnego ograniczenia w długoterminowej perspektywie, będzie to rzutować negatywnie na gospodarkę, powodując w ogólnym rozrachunku dodatkowy wzrost kosztów utrzymania społeczeństwa. Werbalną poprawę w podejściu do tego zagadnienia można zauważyć w ostatniej Polityce energetycznej [1], gdzie nie nałożono ograniczeń na wzrost udziału gazu w elektroenergetyce. W dokumencie zaleca się wykorzystywanie gazu w turbinach gazowych, rezerwujących energetykę wiatrową i w ciepłowniczych blokach gazowoparowych. Prowadzi to jednak do marginalizacji tego niskoemisyjnego paliwa, którego udział w bazie paliwowej sektorów energetycznych krajów UE przekroczył 20% i nadal rośnie. Tak więc, zgodnie z Polityką energetyczną [1], pozostajemy w obszarze technologii węglowych, bowiem założono odbudowę wycofywanych z eksploatacji węglowych źródeł energii w okresie do 2017 r. oraz budowę części elektrowni systemowych na węglu kamiennym. Dywersyfikacja bazy paliwowej ma głównie polegać na rozwoju energetyki, wykorzystującej zasoby odnawialne (OZE) i wprowadzeniu energetyki jądrowej od 2020 r. W niniejszej analizie, po dokonaniu weryfikacji wskaźników wzrostu zapotrzebowania na energię, uwzględniono informacje operatorów źródeł wytwarzania z 2008 r. o planowanych na lata przedsięwzięciach inwestycyjnych, dotyczących budowy nowych mocy w cieplnych źródłach wytwarzania energii. Wynikający stąd zbiór nowych mocy został zweryfikowany (informacje prasowe, dostępne opracowania) i ograniczony do przedsię 124

3 wzięć, które wydają się przesądzone na obecnym etapie. Następnie w tak określonym zbiorze dokonano zmian polegających na wprowadzeniu systemowych mocy gazowych i stosownym ograniczeniu mocy węglowych. Przy tym przyjęty udział gazu, w powiązaniu ze wzrostem wielkości wymiany zużytej w ponad 60% mocy zainstalowanej energetyki, jest również znacznie większy od zakładanego w Polityce energetycznej [1], zgodnie z wnioskami formułowanymi we wcześniejszych publikacjach [9, 10]. Na tym tle, w oparciu o dyrektywę 2009/29/WE [2] oceniono, jak dużą pulę do nieodpłatnego rozdziału w latach (bez uwzględnienia instalacji pilotowych CCS) może uzyskać sektor elektroenergetyczny w stosunku do zapotrzebowania na uprawnienia. Analizę wykonano przyjmując wariantowe metody wyznaczania wskaźników produktowych emisji (benchmarks). o mocach jednostkowych MWe i sumarycznej mocy 0,75 GWe. Kolejne miejsca zajmują bloki gazowoparowe o zbliżonych mocach jednostkowych, o sumarycznej mocy 0,4 GWe oraz bloki ciepłownicze na biomasę (kotły rusztowe, FBC) o mocach w przedziale MWe i sumarycznej mocy 0,35 GWe. Przyjęte do analiz nowe moce w cieplnych źródłach wytwarzania uzupełniono o dalsze odnawialne źródła energii (biopaliwa, wiatr, woda) umożliwiające, wraz ze współspalaniem biomasy w węglowych kotłach energetycznych, dotrzymanie ekologicznych zobowiązań Polski dotyczących CO 2, przyjętych na 2020 r. Strukturę technologiczną i paliwową bazy wytwórczej sektora w 2020 r. przedstawiono w tab. 1. Oszacowana wielkość nakładów inwestycyjnych (p.c r.) na nowe moce wynosi ok. 103 mld zł. Narastanie nowych mocy i nakładów inwestycyjnych na ich realizację w latach przestawiono na rys Charakterystyka nowych mocy uruchamianych do 2020 r. Wielkość nowych mocy w cieplnych źródłach wytwarzania energii (po weryfikacji), z uwzględnieniem bloków energetycznych uruchomionych i planowanych do uruchomienia w latach (ok MWe) wynosi ok. 13,1 GWe. W podsektorze elektrowni zawodowych podstawę nowych mocy stanowią bloki węglowe na parametry nadkrytyczne z kotłami typu PC i FBC o mocach nominalnych MWe i o całkowitej mocy 6,7 GWe. Moce węglowe zostały w niniejszej analizie ograniczone na rzecz systemowych bloków gazowoparowych o mocy nominalnej 400 MWe i o sprawności 60%. Ich całkowita moc wynosi 2,4 GWe. Powiększono również moc szczytowych turbin gazowych odpowiednio do wzrostu mocy energetyki wiatrowej i postępu likwidacji zużytych źródeł podszczytowych i szczytowych. Całkowita moc turbin gazowych wynosi 1,0 GWe. W analizie założono, zgodnie z Polityką energetyczną [1], że pierwszy blok energetyki jądrowej o mocy ok. 1,5 GWe zostanie uruchomiony w 2020 r. W podsektorze elektrociepłowni dominują bloki ciepłownicze klasyczne z kotłami typu PC i FBC, opalane węglem kamiennym, 2. Prognozy wielkości produkcji energii elektrycznej, zużycia paliw i Analiza wskaźników elastyczności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz danych historycznych jego wzrostów/spadków, w tym w zależności od zmian PKB w latach , pozwoliła na uzyskanie następujących uśrednionych danych: spadek PKB o 1% wywołuje obniżenie zapotrzebowania na energię elektryczną o 1,05 1,5%; do analizy przyjęto uśredniony wskaźnik elastyczności 1,3% rocznie; wzrost PKB o 1% wiąże się ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną o 0,23 0,37%, do analizy przyjęto uśredniony wskaźnik 0,3% rocznie. Występują przy tym przesunięcia czasowe (przyczyna skutek) powyżej 1 roku. Powyższe wskaźniki wykorzystano przy tworzeniu prognozy wzrostu zapotrzebowania krajowego na energię elektryczną brutto. Założono ponadto zmiany PKB w wysokości 4,8 3,1% w latach , a w kolejnych latach przyjęto średni wzrost PKB do 5,1%. Prognozę uwzględniającą obecny kryzys gospodarczy wraz z prognozą wielkości przedstawiono graficznie na rys. 2 i w tab. 2. nr 4 (6)

4 Jak wynika z rys. 2, lata charakteryzują się istotnym obniżeniem w wyniku intensyfikacji programu inwestycyjnego i wymiany istniejących mocy w cieplnych źródłach wytwarzania (systemowe bloki energetyczne; węglowe na parametry nadkrytyczne i gazowoparowe) w latach Istotne spadki wielkości do 2012 r. to skutki kryzysu (w tym niskiego wzrostu PKB) i kontynuowanej budowy nowych mocy, głównie w OZE i w elektrociepłowniach. Po 2012 r. nastąpi intensyfikacja budowy mocy systemowych, w tym od 2014 r. energetycznych bloków gazowoparowych. Po 2016 r. ograniczenia będą efektem intensyfikacji budowy mocy OZE i małych źródeł rozproszonych, pracujących w skojarzeniu oraz uruchomienia mocy jądrowych w 2020 r. Zmiany struktury paliwowej produkcji energii przedstawiono graficznie na rys. 3 i w tab. 3. Rozkład produkcji energii elektrycznej w podziale na podstawowe paliwa przedstawiono na rys. 4, a zmiany wielkości produkcji energii elektrycznej istniejących i analizowanych nowych mocy na rys. 5. W wyniku realizacji programu rozwoju sektora energetycznego w latach , omówionego w zarysie, w ostatnim roku rozpatrywanego okresu można będzie uzyskać następujące efekty: ograniczenie w sektorze energetycznym o 20,7% (33,1 mln Mg CO 2 ) w stosunku do 2005 roku; wzrost udziału OZE w pokryciu zapotrzebowania na energię elektryczną brutto do 15,6%; przy tym tak istotny wzrost udziału OZE należy uznać w świetle dotychczasowych osiągnięć za optymistyczny, pomimo że jest przygotowywana projekcja zakładająca ten wzrost na blisko 20%; istotną skalę dywersyfikacji bazy paliwowej sektora, charakteryzującą się następującymi parametrami: ograniczeniem zużycia węgla kamiennego (Qśr. = 21,5 MJ/kg) o ok. 9,7 mln Mg, ograniczeniem zużycia węgla brunatnego (Qśr. = 8,7 MJ/kg) o ok. 16 mln Mg, wzrostem zużycia gazu ziemnego o ok. 3,7 mld Nm 3. Powyższe wpłynie również na dalszą znaczną redukcję emisji pyłu, SO 2, NO x i metali ciężkich. Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce 3. Oszacowanie wielkości puli uprawnień do do nieodpłatnego przydziału dla sektora energetycznego w latach na tle potrzeb Komisja Europejska (KE) dotychczas nie opublikowała wytycznych, dotyczących nieodpłatnych przydziałów na pokrycie emisji związanej z produkcją energii elektrycznej. Nie rozstrzygnięto też, jakie będą wskaźniki produktowe dla producentów ciepła czy będzie to jeden wskaźnik, czy kilka wskaźników dotyczących poszczególnych paliw wykorzystywanych do produkcji ciepła. Nie przesądzono także, czy możliwe będzie przyznanie nieodpłatnych uprawnień elektrociepłowniom przemysłowym. W niniejszej analizie założono, że będzie to możliwe. Przyjęto zatem następujące założenia: produkcja rozdzielona energii elektrycznej; zgodnie z dyrektywą [2] bezpłatne uprawnienia są przyznawane na pokrycie końcowego krajowego zużycia energii elektrycznej brutto (bez uwzględniania salda wymiany z zagranicą) w oparciu o emisje historyczne z lat , produkcja energii w skojarzeniu i rozdzielona produkcja ciepła; przyjęto ustalenie jednego wskaźnika produktowego emisji CO 2 dla produkcji skojarzonej i rozdzielonej ciepła oraz jednego wskaźnika dla produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w pełnym skojarzeniu, w elektrociepłowniach przemysłowych do analizy przyjęto wielkości produkcji ciepła, pomniejszone o ciepło przeznaczone na potrzeby technologiczne. Powyższe założenia i wprowadzenie do analizy skrajnego wariantu gazowego wytwarzania energii powinny zapewnić, że wnioski wynikające z analizy nie ulegną zasadniczym zmianom po opublikowaniu wytycznych i zaleceń przez KE. Analizę przeprowadzono dla przedstawionego programu rozwoju sektora, z uwzględnieniem trzech wariantów bazy służącej do wyznaczenia wskaźników produktowych (benchmarks). W dwóch wariantach oparto się na historycznej bazie paliwowej krajowej i unijnej, natomiast ostatni wariant gazowy ma w zamyśle odwzorować warunki ostrzejsze od propozycji UE w tym zakre 126

5 Tab 1. Struktura technologicznopaliwowa mocy elektrycznej sektora w 2020 [MWe] Technologie wytwarzania Nowe moce Moce istniejące 2008 r r. Razem 2020 r. Paliwa stałe PC klasyczne PC nadkrytyczne FBC klasyczne FBC nadkrytyczne Gaz Bloki gazowoparowe Turbiny szczytowe Energetyka jądrowa Elektrownie szczytowopompowe OZE Energetyka wiatrowa Biopaliwa Elektrownie wodne przepływowe Ogółem, w tym: współspalanie biomasy (370) (350) (700) (1050) Uwaga: Produkty naftowe i paliwa odpadowe wykorzystywane są obecnie w ok. 3% mocy zainstalowanej systemu w technologiach klasycznych Tab 2. Prognoza wzrostu krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną i rozkład emisji CO2 Jedn Energia elektryczna Emisja CO 2 TWh mln Mg 154,6 159,8 149,2 149,8 151,5 146,0 157,6 133,6 171,8 125,7 Wskaźnik produktowy 1 Mg/MWh 1,033 1,004 0,964 0,848 0,732 1 Wskaźnik produktowy uwzględnia emisję CO 2 z produkcji energii elektrycznej i ciepła, odniesioną do produkcji en. elektrycznej

6 Rys. 1. Narastanie nowych mocy i nakłady inwestycyjne Rys. 2. Zapotrzebowanie na energię elektryczną, emisja CO 2

7 sie (wyznaczenie wskaźników produktowych jako średniej z 10% najlepszych instalacji w UE). Pozwoli to na ujęcie w analizie prawdopodobnych rozstrzygnięć unijnych odnośnie wskaźników produktowych, które mogą być łagodniejsze od założeń, przyjętych w wariancie gazowym. Tak zdefiniowane warianty przyjęto w dwóch zestawach (A i B) różniących się sposobem ustalenia wielkości przydziałów bezpłatnych dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej. Analizowane warianty: 1. Wariant krajowy dane historyczne bazy paliwowej sektora z lat przy średniej sprawności wytwarzania ciepła 81%: wskaźniki produktowe dla ciepła 104,5 Mg CO 2 /TJ, a energii elektrycznej 0,790 Mg CO 2 /MWh. 2. Wariant EU25 (dostępne dane [6]) dane historyczne bazy paliwowej sektorów energetycznych państw, członków UE, z lat (po odrzuceniu udziału energetyki jądrowej i OZE, poza paliwami odnawialnymi, podlegającymi spalaniu) przy średniej sprawności wytwarzania ciepła 90%: wskaźniki produktowe dla ciepła 84,6 MgCO 2 /TJ, a energii elektrycznej 0,596 Mg CO 2 /MWh. W obu wariantach wyliczono średnie, ważone udziałem poszczególnych paliw w bazie paliwowej sektora, wskaźniki paliwowe produkcji energii, służące do wyznaczenia wskaźników produktowych emisji (benchmarks). 3. Wariant gazowy wskaźniki produktowe przyjęto z danych szeregu krajów UE [7]: dla ciepła 48,6 Mg CO2/TJ, a energii elektrycznej 0,365 Mg CO2/MWh przy sprawności wytwarzania ciepła 90%. Otrzymane wskaźniki, istotne dla obliczeń ilości bezpłatnych w odniesieniu do wysokosprawnej kogeneracji (elektrociepłownie zawodowe i przemysłowe), przyjęto również dla rozdzielonej produkcji ciepła w kotłach wodnych energetyki i ciepłownictwa komunalnego. Powyższe wskaźniki produktowe wykorzystano w zestawach wariantów A i B. Jednocześnie w celu ustalenia wielkości przydziału bezpłatnych dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej (Elektrownie), w zestawie A oparto się na zweryfikowanych wielkościach równoważnej tej produkcji w latach Natomiast w zestawie B przyjęto wyliczone przy opisanych wcześniej założeniach dotyczących historycznych baz paliwowych, wskaźniki produktowe emisji, zgodnie z poniższymi wariantami: 1. Wariant krajowy dane historyczne dla produkcji rozdzielonej energii elektrycznej; średnia sprawność wytwarzania energii elektrycznej 39,0%, wskaźnik produktowy 0,872 Mg CO2/MWh. 2. Wariant EU25 średnia sprawność wytwarzania energii elektrycznej 40,1%, wskaźnik produktowy 0,684 Mg CO2/MWh. 3. Wariant gazowy średnia sprawność wytwarzania energii elektrycznej 59,0%, wskaźnik produktowy 0,342 Mg CO2/MWh. W wariantach 1 i 2 niezbędne wskaźniki paliwowe produkcji energii wyliczono jako średnie, ważone udziałem poszczególnych paliw, w historycznych bazach paliwowych produkcji energii elektrycznej. Wyliczone wskaźniki produktowe emisji przyjęto również dla produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowniach, nie wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji [3] Produkcja ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu Wielkość produkcji stanowiącą podstawę wyznaczenia startowej liczby bezpłatnych w 2013 r. oszacowano na bazie danych historycznych (lata ) [12]. Dla zidentyfikowania wielkości produkcji ciepła i energii elektrycznej w pełnym skojarzeniu przeprowadzono ocenę spełnienia wymagań dla kogeneracji o wysokiej sprawności, określonych w załącznikach I i III do dyrektywy 2004/8/WE [3]. Wymagania te są spełnione przy wskaźniku oszczędności energii pierwotnej PES = 15,4% i średniorocznej sprawności wytwarzania ok. 81%, ważonej udziałem produkcji elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych, dla produkcji ciepła 208,5 PJ i energii elektrycznej 22,9 TWh. Przy czym dane produkcyjne odnoszą się do ciepła przeznaczonego na potrzeby c.o. i c.w.u. Produkcja ciepła rozdzielonego wynosi 117,4 PJ. Ogółem produkcja rozdzielona energii elektrycznej lub nie uznana za wytworzoną w pełnym skojarzeniu wynosi ok. 134,0 TWh, z uwzględnieniem energii z elektrowni wodnych szczytowopompowych i OZE. Przyjęto, że w okresie w energetyce zawodowej i przemysłowej nastąpi niewielki, w porównaniu do Polityki energetycznej [1], wzrost produkcji w skojarzeniu do poziomu nie przekraczającego 30% produkcji w latach bazowych Nie należy się również spodziewać znacznej skali przechodzenia nr 4 (6)

8 do 2020 r. ciepłownictwa komunalnego na produkcję skojarzoną ze względu na wysoki koszt inwestycji, brak środków w strukturach samorządowych i bariery w dostępie do środków unijnych (przewlekłe procedury kwalifikacyjne, zbyt niskie dofinansowanie projektów) Maksymalne wielkości przydziałów bezpłatnych na tle potrzeb sektora W analizie w obu zestawach wariantów A i B przyjęto założenia opisane w pkt. 3 oraz wymagania dotyczące przydziału bezpłatnych, określone w nowej dyrektywie EU ETS [2]: produkcja energii elektrycznej: przydział uprawnień w 2013 r. 70% średniej rocznej zweryfikowanej emisji za lata dla wartości odpowiadającej ostatecznej wielkości krajowego zużycia energii elektrycznej brutto, w kolejnych latach stopniowe (liniowe) zmniejszanie liczby nieodpłatnych uprawnień, aż do likwidacji w 2020 r. produkcja ciepła: uprawnienia rozdzielane na bazie wskaźników produktowych emisji; 80% w 2013 r., 30% w 2020 r., 0% w 2027 r. (w latach pośrednich założono liniowe obniżanie puli do rozdziału). Po ustaleniu wielkości bazowych produkcji skojarzonej i rozdzielonej energii elektrycznej i ciepła wykonano niezbędne obliczenia wielkości startowej puli do nieodpłatnego rozdziału w 2013 r. dla zestawów wariantów A i B, z uwzględnieniem wcześniej wyznaczonych wskaźników produktowych. Powyższe dane, wraz z prognozą zmian liczby uprawnień w okresie do 2020 r., zostały ujęte w kolejnych tabelach. W tab. 4 przedstawiono prognozę zmian liczby bezpłatnych uprawnień do dla wariantu krajowego, w podziale na produkcję skojarzoną i rozdzieloną energii, a także całkowitych liczb uprawnień dla pozostałych wariantów z zestawu A. Porównanie liczby bezpłatnych dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej (derogacje) zgodnie z zestawem B, w stosunku do liczby uprawnień wynikających z historycznej, zostało przedstawione w tab. 5. Bilans całkowitej liczby bezpłatnych i płatnych uprawnień do emisji w latach na tle zapotrzebowania sektora energetycznego dla zestawów A i B został zawarty w tab. 6. Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Rozkład w czasie liczby powyższych uprawnień dla wariantów skrajnych: krajowego i gazowego z zestawów A i B przedstawiono graficznie na rys Zyski i koszty EUETS III Ocenę wielkości potencjalnych przepływów finansowych w cenach stałych przeprowadzono przy przyjęciu średniej ceny uprawnienia do na poziomie 60 /Mg CO 2 [1] i kursie wynoszącym 4 zł/ euro (p.c r.). Bilans zysków i kosztów obejmujących lata przedstawiono w tab. 7. Jak wynika z analizy przebiegu zmienności puli bezpłatnych i odpłatnych (rys. 6) w EU ETS III, zrównanie dochodów (unikniętych kosztów zakupu uprawnień z tytułu nieodpłatnego przydziału) z kosztami zakupu brakujących uprawnień w sektorze energetycznym nastąpi w latach , poza wariantem gazowym (3) B, w którym przewaga kosztów nad dochodami występuje już od 2013 r. Potencjalne dochody (ograniczenie kosztów wytwarzania energii), stanowiące wartość rynkową bezpłatnych, mają służyć do przynajmniej częściowego pokrycia nakładów niezbędnych dla ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, w tym nakładów na budowę nowych, wysokosprawnych źródeł wytwarzania energii o niskiej i bezemisyjnych (OZE) oraz na technologie CCS i rozwój infrastruktury elektroenergetycznej. W zamyśle ma to służyć ograniczeniu szybkości wzrostu cen energii dla odbiorców w rozpatrywanym okresie przy jednoczesnym osiągnięciu założonych celów ekologicznych. Jednocześnie wielkość uzyskanych dochodów musi mieć odzwierciedlenie w wartości inwestycji realizowanych w ramach Krajowego Planu Inwestycyjnego. W porównaniu do nakładów na rozwój sektora w obszarze wytwarzania energii w wysokości ok. 103 mld zł '08 (rys. 1) i przesyłu energii elektrycznej ok. 16 mld zł [1], najkorzystniejsze dla Polski byłyby warianty (1) i (2) zestawu A oraz (1) z zestawu B (tab. 7). Jednocześnie dane z tabeli 5 (zestaw A) wskazują, zwłaszcza wobec propozycji UE ustalenia niskich wskaźników produktowych emisji dla ciepła, raczej zbliżonych do wariantu gazowego, na istotną 130

9 Tab. 3. Struktura paliwowa produkcji energii [%]] Paliwa Węgiel kamienny Węgiel brunatny 55,6 34,3 51,6 35,5 47,5 35,0 43,1 30,5 39,0 23,4 Paliwa stałe 89,9 87,1 82,5 73,6 62,4 Gaz Produkty naftowe En. jądrowa Inne 1 OZE 3,0 1,0 2,5 3,6 3,2 1,1 2,6 6,0 5,0 1,1 2,5 8,9 12,1 1,1 2,4 10,8 15,1 1,2 3,5 2,2 15,6 1 Paliwa odpadowe. Tab. 4. Prognoza zmian liczby darmowych, zestaw wariantów A [mln Mg] Produkcja energii Emisja CO Łącznie Wariant (1) W skojarzeniu 33,6 31,0 28,1 24,9 21,1 16,5 10,9 5,2 171,3 ciepło en. elektryczna en. elektryczna rozdzielona 17,4 12,7 3,5 17,1 10,9 3,0 16,5 9,1 2,5 15,6 7,3 2,0 14,2 5,4 1,5 11,9 3,6 1,0 8,6 1,8 0,5 5,2 0,0 0,0 106,5 50,8 14,0 Rozdzielona 85,0 74,1 63,0 51,8 40,2 28,2 15,6 2,9 360,8 en. elektryczna ciepło 75,2 9,8 64,5 9,6 53,7 9,3 43,0 8,8 32,2 8,0 21,5 6,7 10,7 4,9 0,0 2,9 300,8 60,0 Razem, wariant (1) 118,6 105,1 91,1 76,7 61,3 44,7 26,5 8,1 532,1 Wariant (2) 110,3 95,3 80,5 65,7 50,9 34,3 21,3 6,5 464,8 Wariant (3) 97,5 84,2 70,8 58,4 44,2 30,9 17,5 4,2 407,7 Uwaga: W wariantach (2) i (3) wielkości puli darmowych uprawnień do emisji dla produkcji rozdzielonej energii elektrycznej są takie same jak w wariancie (1). Energię elektryczną nie wyprodukowaną w elektrociepłowniach w wysokosprawnej kogeneracji zgodnie z [3], zaliczono do produkcji rozdzielonej.

10 Rys. 3. Prognoza zużycia podstawowych paliw energetycznych Rys. 4. Rozkład produkcji energii elektrycznej na podstawowych paliwach energetycznych

11 przewagę metody określania liczby do nieodpłatnego przydziału dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej w oparciu o historyczne emisje z lat Korzyści te mogłoby zmniejszyć lub nawet zniwelować przyjęcie zasady korekty w dół emisji historycznych z lat w oparciu o emisje z lat późniejszych , co postuluje Komisja Europejska Podsumowanie 5.1. Aspekty rozwoju sektora energetycznego W latach inwestorzy, wspierani przez oficjalną politykę rządu, poprzez realizację planowanych inwestycji w cieplne źródła wytwarzania, oferują technologie węglowe na parametry nadkrytyczne, o niskiej zdolności redukcji (ok %) w porównaniu do obecnych technologii węglowych. Pomija się praktycznie wykorzystanie systemowych bloków gazowoparowych, umożliwiających redukcję o ponad 60%, przy porównywalnej produkcji energii. Bloki te uzyskują przy tym przewagę ekonomiczną lub zrównują się z blokami węglowymi na parametry nadkrytyczne już po 2013 r., przy prognozowanych w Polityce energetycznej [1] cenach gazu i węgla energetycznego, które mają osiągnąć w 2010 r. poziom cen węgla importowanego oraz przyjętej tam średniej cenie uprawnień do emisji 60 /Mg CO 2. Przy niższych cenach węgla i cenach zbliżonych do prognoz w Polityce energetycznej [1] dla gazu ( zł/1000 Nm3) oraz cenie uprawnień 39 /Mg CO 2, przewaga inwestycji w technologie gazowe nastąpiłaby dopiero po wprowadzeniu na szerszą skalę technologii wychwytu i magazynowania CO 2 (Carbon Capture and Storage), co może nastąpić w połowie lat dwudziestych. Wyniki takie uzyskano przyjmując koszty wprowadzenia technologii CCS (w tym spalanie w tlenie) na wczesnym etapie ich rozeznania [10]. Wreszcie nawet przy spodziewanych [11] znacznie niższych średnich cenach [ /Mg CO 2 ], tj. Rok cena 25,0 53,0 103,9 wytwarzanie energii elektrycznej na gazie ziemnym wzrośnie w 27 krajach UE o 15% do 2020 r. w stosunku do 2005 r. [11]. Dalsza dynamika rozwoju energetyki gazowej będzie zależała od rzeczywistych cen. Tym niemniej jej rozwój będzie nadal kontynuowany po 2020 r., wspomagając proces wymiany wysokoemisyjnej bazy wytwarzania energii (głównie na paliwach stałych). Tendencję zniżkową zużycia gazu i produkcji energii elektrycznej z tego paliwa przewiduje się dopiero po 2035 r. [11]. Przy tym takie działanie uznaje się za zasadne przy obecnej strukturze paliwowej wytwarzania w krajach UE: energia jądrowa 28,5%, węgiel 25,5%, gaz ziemny 23%, energia odnawialna 20%, olej, gazy poprocesowe 3%. Tymczasem w Polsce nadal ok. 90% energii elektrycznej jest produkowane z paliw stałych, a prognozy rozwoju sektora energetycznego zakładają utrzymanie w znacznym stopniu tego trendu i to na bazie nie najnowszej technologii (parametry nadkrytyczne), przynajmniej w najbliższej dekadzie. Ponadto w przypadku niepowodzeń przy wprowadzaniu na szerszą skalę technologii CCS, jedynie systemowe bloki gazowe obok źródeł odnawialnych i energetyki jądrowej dają szansę na redukcję na dużą skalę w najbliższych dekadach. Zwiększenie udziału gazu w produkcji energii elektrycznej do poziomu 15% nie wpływa istotnie na wzrost cen energii elektrycznej. Przy tym ceny mogą ulec dalszym wahaniom w przypadku sprawdzenia się prognoz, dotyczących dużych krajowych zasobów gazów łupkowych. Niezależnie od rozbudzonych nadziei na przyszłość, decyzje o pilnym wprowadzeniu systemowej mocy zasilanej gazem należy podejmować już teraz w oparciu o gaz rosyjski. W tym celu niezbędne jest stworzenie mechanizmów i instrumentów stymulujących takie działania. Powyższą ocenę wzmacniają informacje o przesunięciu terminu uruchomienia pierwszych mocy jądrowych na okres po 2020 r Skutki wprowadzenia nowej dyrektywy EU ETS rozwiązania rekomendowane dla sektora. Ze względu na kryzys gospodarczy można się spodziewać, że przyznana przez KE pula na lata w wysokości 151,8 mln Mg rocznie będzie wystarczająca dla zaspokojenia potrzeb produkcyjnych sektora energetycznego. Jednak zmniejszenie się w latach i ewentualnie w 2010 r. może mieć niekorzystny wpływ na wielkość puli 1 W trakcie wykonywania analiz metodyka przydziału darmowych uprawnień do na częściowe pokrycie emisji związanej z produkcją energii elektrycznej nie była jeszcze określona. 133

12 uprawnień do nieodpłatnego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji na lata , jeżeli metodyka przydziału darmowych dla producentów energii elektrycznej uwzględniać będzie, postulowaną przez KE, korektę emisji historycznych ( ) z tego tytułu. Obniżyłoby to bazę do ustalenia wielkości emisji startowej w 2013 r., a w konsekwencji całkowitą pulę uprawnień w okresie do 2020 r. dla rozdzielnej produkcji energii elektrycznej. Wobec braku uzgodnionych wytycznych i rozstrzygnięć szeregu kwestii, dotyczących sposobu określenia całkowitej puli uprawnień na pokrycie emisji, związanej z produkcją energii elektrycznej i wskaźników emisji dla produkcji ciepła, w analizie oparto się tylko na zapisach nowej dyrektywy EU ETS [2]. Przestawione wnioski dotyczą sektora energetycznego jako całości. Indywidualna sytuacja przedsiębiorstw energetycznych może być inna ze względu na różne uwarunkowania, m. in. stosowane paliwa i kondycję techniczną źródeł wytwarzania energii. Jak wynika z analizy (tab. 4 i 5), dla sektora energetycznego jako całości nie ma większego znaczenia, jaki wskaźnik produktowy emisji (benchmark) zostanie przyjęty dla produkcji ciepła, w tym w skojarzeniu, o ile dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej zostanie uzyskana w drodze derogacji maksymalna możliwa pula darmowych uprawnień, wyliczona w oparciu o emisję historyczną. Przy czym derogacje nie obejmują nowych instalacji, dla których zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych uzyskano po raz pierwszy po r. Wielkość emisji startowej w 2013 r., w zależności od przyjętego wariantu z zestawu A (97,5 118,6 mln Mg CO 2 ), stanowi 67 81% liczby uprawnień, niezbędnych do zaspokojenia potrzeb produkcyjnych (ok.146 mln Mg CO 2 ). Przyjęcie dla produkcji rozdzielonej energii elektrycznej wskaźników produktowych emisji, nawet w wariancie krajowym (1), zmniejsza pulę bezpłatnych uprawnień dla sektora. W zależności od przyjętego wariantu z zestawu B, wielkość emisji startowej (41,4 103,1 mln Mg CO 2 ) mieści się wówczas w przedziale 28 71% liczby wynikającej z zapotrzebowania sektora. Natomiast dla grupy producentów ciepła najkorzystniejsze byłoby przyjęcie jednakowego wskaźnika produktowego, wyznaczonego w reżimie wytwarzania ciepła w skojarzeniu z energią Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce elektryczną, zarówno dla produkcji ciepła w skojarzeniu, jak i w ciepłowniach (produkcja rozdzielona). Takie podejście zminimalizowałoby wzrost cen ciepła ze względu na konieczność zakupu uprawnień do emisji. Przy zakładanych [1] wysokich cenach i jednoczesnym wzroście cen czynników produkcji, konieczność zakupu znacznych ilości dodatkowych mogłaby spowodować podniesienie ceny ciepła do poziomu trudnego do zaakceptowania przez przeciętnego odbiorcę. Pula bezpłatnych uprawnień do emisji, możliwych do uzyskania w 2013 r., na potrzeby produkcji w skojarzeniu i ciepła w systemie rozdzielonym, w zależności od wariantu zestawu A wynosi: wariant (1) 43,3 mln Mg CO 2, wariant (2) 34,8 mln Mg CO, 2 wariant (3) 22,0 mln Mg CO, 2 w tym dla produkcji ciepła w skojarzeniu i systemie rozdzielonym: wariant (1) 27,2 mln Mg CO, 2 wariant (2) 21,7 mln Mg CO, 2 wariant (3) 12,7 mln Mg CO 2, przy zapotrzebowaniu ogółem 47,3 mln Mg CO 2. Jak wynika z powyższego, ze względu na wielkość puli darmowych uprawnień, najmniejszy wzrost cen ciepła wiąże się z najmniej realnym do uzgodnienia z KE wariantem (1). W podsumowaniu należy stwierdzić, że w interesie sektora energetycznego leży uzyskanie jak największej liczby bezpłatnych, kreujących w ramach EU ETS w okresie środki na modernizację i przebudowę bazy paliwowej i produkcyjnej. Realna wielkość korzyści finansowych możliwych do uzyskania w ten sposób jest na obecnym etapie trudna do jednoznacznego określenia, ze względu na duże rozbieżności prognoz średnich cen uprawnień na rynku europejskim po roku Z analizy wynika, że granice kompromisu z Komisją Europejską, ustalającego wytyczne dotyczące sposobu określenia wielkości puli, przyznawanej na lata , powinny być następujące: Przydział bezpłatnych uprawnień do emisji CO dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej oparty na 2 historycznej 134

13 Tab. 5. Liczba bezpłatnych dla produkcji rozdzielonej energii elektrycznej, zestaw A i B [mln. Mg] Wyszczególnienie Zestaw A, emisja historyczna Emisja CO Łącznie 78,7 67,5 56,2 45,0 33,7 22,5 11,3 0,0 314,9 Zestaw B, wskaźniki produktowe Wariant (1) Wariant (2) Wariant (3) 69,5 54,5 27,4 59,6 46,7 23,5 49,6 38,2 19,6 39,7 31,1 15,7 29,8 23,3 11,8 19,9 15,5 7,8 9,9 7,8 3,9 0,0 0,0 0,0 278,0 217,1 109,7 Tab. 6. Bilans liczby, w ramach EUETS w okresie [mln Mg] Emisja CO 2 Wyszczególnienie Uprawnienia bezpłatne Uprawnienia do zakupu Zestaw A Zestaw B Zestaw A Zestaw B Zapotrzebowanie sektora 1073,1 Wariant krajowy Wariant EU25 Wariant gazowy 532,1 464,8 407,7 449,3 330,5 182,5 541,0 608,3 665,4 623,8 742,6 890,6 Uwaga: W bilansie nie uwzględniono dodatkowych możliwości powiększenia puli bezpłatnych uprawnień dla instalacji pilotowych CCS.. Tab. 7. Bilans zysków i kosztów w ramach EU ETS w okresie [mld zł] Zyski i koszty Wyszczególnienie Uprawnienia bezpłatne Uprawnienia do zakupu Zestaw A Zestaw B Zestaw A Zestaw B Wielkość rynku w sektorze 257,6 wariant krajowy wariant EU25 wariant gazowy 127,7 111,6 97,8 107,8 79,3 43,8 129,8 146,0 159,7 149,7 178,2 213,7

14 Rys. 5. Rozkład produkcji energii elektrycznej istniejących i nowych mocy Rys. 6. Rozkład liczby bezpłatnych i płatnych, zestaw A i B

15 wielkości emisji z lat r., bez korekty ze względu na zmniejszenie wielkości emisji w latach i ewentualnie dalszych spowodowanych kryzysem gospodarczym w Europie. Całkowita liczba tych uprawnień, bez uwzględnienia dodatkowych możliwości powiększenia tej puli dla instalacji pilotowych CCS, wynosiłaby zatem ok. 315 mln (tab. 5). Wielkość wskaźników produktowych emisji CO dla ciepła i energii elektrycznej, produkowanych w skojarzeniu i rozdzielonej produkcji ciepła powinna być wyliczona ze średniej z okresu dla wszystkich instalacji sektorów energetycznych państw UE 27, z wyłączeniem energetyki jądrowej i OZE na paliwach odnawialnych niepalnych. Zatem te wskaźniki mogłyby być zbliżone do wariantu (2) A, tj. dla ciepła 84,6 Mg CO 2 /TJ i energii elektrycznej wytwarzanej w pełnym skojarzeniu 0,596 Mg CO 2 /MWh. Wówczas liczba bezpłatnych uprawnień w okresie wyniosłaby ok.150 mln (tab. 6, wariant EU 25 po odjęciu uprawnień dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej jw.). 2 Literatura 1. Polityka energetyczna Polski do 2030 r., przyjęta przez Radę Ministrów , Obwieszczenie Ministra Gospodarki z , MP Nr 2/2010, poz Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, Dz.Urz. UE, L140 z , tzw. Nowa dyrektywa EU ETS. 3. Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji, Dz.Urz. UE L52 z Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 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, Dz.Urz. UE, L140 z , tzw. Nowa dyrektywa OZE. 5. Dyrektywa 2009/31/WE z 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla, Dz.Urz. UE, L140 z , tzw. dyrektywa CCS. 6. European Energy and Transport. Trends to 2030update 2005, European Commission, DirectorateGeneral for Energy and Transport, Developing benchmarking criteria for CO 2 emissions, Ecofys, luty 2009 r. 8. Gajda A. Polski sektor energetyczny w świetle debaty nt. europejskiej strategii klimatycznej. Materiał wewnętrzny PSE Operator S.A., wrzesień 2005 r. 9. Gajda A., Melka K. Krajowy sektor energetyczny ocena wpływu nowych mocy na ograniczenie zanieczyszczeń do powietrza w latach Polityka Energetyczna IGSMiE PAN, t. 12, z. 1, 2009 r. 10. Gajda A. Rozwój sektora energetycznego w perspektywie 2020 r. aspekty ekologiczne i ekonomiczne. Polityka Energetyczna IGSMiE PAN, t. 12, z. 2/1, 2009 r. 11. Power Choices: Pathways to carbon neutral electricity in Europe by 2050, The Union of Electricity Eurelectric, Gajda A. Analizy własne na bazie wydawnictw: Statystyka Elektroenergetyki Polskiej (ARE S.A.) i Gospodarka PaliwowoEnergetyczna (GUS). Mgr inż. Adam Gajda, absolwent Wydziału MEL Politechniki Warszawskiej, studiów podyplomowych na Politechnice Łódzkiej i w SGH. Specjalizacja zawodowawytwarzanie energii, ochrona środowiska w sektorze energetycznym, zarządzanie. Doświadczenie zdobywał w służbach ruchu elektrociepłowni Siekierki, jako szef budów elektrociepłowni Łódź 3, Łódź 4 i Pruszków 2 i w rozruchach urządzeń wytwórczych. Po przejściu w 1993 r. do pracy w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych uczestniczył w opracowywaniu programów rozwoju energetyki i kontraktów długoterminowych (KDT), zajmował się analizami wpływu wymogów ekologicznych, krajowych i unijnych, na funkcjonowanie i rozwój sektora energetycznego. Jest autorem lub współautorem szeregu analiz i opracowań obejmujących całokształt gospodarki paliwowoenergetycznej i aspektów środowiskowych podsektora wytwarzania energii, ponad 90 publikacji naukowotechnicznych, laureatem nagród i wyróżnień resortowych. nr 4 (6)