STABILIZACJA BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGO POLSKI W OKRESIE (Z UWZGLĘDNIENIEM PERSPEKTYWY 2050) ZA POMOCĄ MECHANIZMÓW RYNKOWYCH...

Transkrypt

1 STABILIZACJA BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGO POLSKI W OKRESIE (Z UWZGLĘDNIENIEM PERSPEKTYWY 2050) ZA POMOCĄ MECHANIZMÓW RYNKOWYCH... Komitet Problemów Energetyki Polskiej Akademii Nauk Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej Warszawa, czerwca 2008 Jan POPCZYK Politechnika Śląska RYNEK I INNOWACYJNOŚĆ DWA WSPÓŁCZESNE FILARY ZARZĄDZANIA BEZPIECZEŃSTWEM ENERGETYCZNYM. KLASTER 3 20 Fakt, Ŝe Stany Zjednoczone nie przystąpiły do Traktatu z Kioto nie moŝe być w Ŝadnym wypadku traktowany jako argument świadczący o duŝej róŝnicy ich polityki klimatycznej w porównaniu z unijną. Wiadomo, Ŝe w perspektywie 2050 Stany chcą zbudować społeczeństwo wodorowe, Unia natomiast społeczeństwo bezemisyjne. Zatem długoterminowy cel jest praktycznie ten sam, a droga dojścia w jednym i drugim przypadku prowadzi w horyzoncie 2020 przez energetykę odnawialną (innowacyjną). Niniejszy artykuł jest zaktualizowaną syntezą wyników działalności autora na rzecz bezpieczeństwa energetycznego Polski w ciągu ostatnich dziesięciu lat. Chodzi o działalność obejmującą badania, w tym w ramach Projektu zamawianego Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju (PBZ-MEiN-1/2/2006), realizację kilku projektów gospodarczych (z obszaru energetyki rozproszonej), doradztwo dla instytucji rządowych (z wyjątkiem okresu 2006/2007), a takŝe działalność konsultingową dla przedsiębiorstw i działalność publikacyjną. Synteza jest uwarunkowana w duŝym stopniu faktem, Ŝe autor istotę unijnej strategii energetycznej do 2020 roku (pakiet energetyczny 3 20 z marca 2007 r. oraz projekt dyrektywy dotyczącej energii odnawialnej ze stycznia 2008 r.) upatruje w trzech celach. Są to: 1. Zmniejszenie zuŝycia energii pierwotnej (poprawa efektywności zuŝycia energii u odbiorców, wykorzystanie wysokosprawnych technologii kogeneracyjnych). 2. Zmniejszenie emisji CO 2 (w szczególności włączenie na wielką skalę ciepłownictwa w proces redukcji tej emisji, planowana likwidacja darmowych uprawnień do emisji nawet juŝ w 2012 roku). 3. Wejście na ścieŝkę energetyki innowacyjnej (wykorzystanie paliw drugiej generacji, uniwersalizacja technologii energetycznych na wszystkich trzech rynkach końcowych energii: energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych). Realizacja wymienionych celów, jeśli rozpatruje się ją w kontekście paliw kopalnych oznacza przede wszystkim ograniczanie finansowania najbardziej niedemokratycznych państw na świecie i ochronę bezpieczeństwa energetycznego świata demokratycznego przed terroryzmem energetycznym tych państw, dysponujących głównymi zasobami ropy naftowej i gazu ziemnego (Iran, Wenezuela, Arabia Saudyjska, Rosja, Katar) 1. Ponadto oznacza wejście na ścieŝkę czystych (bezemisyjnych) technologii węglowych ukierunkowanych na ograniczanie zmian klimatycznych. Z kolei, realizacja wymienionych celów, jeśli rozpatruje się ją w kontekście rozwoju 1 Trzeba pamiętać, Ŝe wysokie ceny paliw są w interesie przedsiębiorstw paliwowych. Zatem terroryzm państw dysponujących głównymi zasobami ropy naftowej i gazu ziemnego oznacza w świecie demokratycznym co innego dla rządów, dla przedsiębiorstw paliwowych (energetycznych) i dla odbiorców energii.

2 rolnictwa energetycznego i lasów energetycznych, oznacza w gruncie rzeczy wejście na ścieŝkę trwałej równowagi przyrodniczo-cywilizacyjnej. Inaczej, oznacza zaprzestanie rabunkowego wykorzystania paliw kopalnych wytworzonych przez miliony lat, i wejście na ścieŝkę stabilizacji ryzyka przyszłych pokoleń związanego ze zmianami klimatycznymi, z drugiej zaś strony pozostawia wielkie pole swobody dla postępu technologicznego i wzrostu cywilizacyjnego globalnego społeczeństwa. Z unijną strategią do 2020 roku trzeba zestawić skutki rządowej strategii energetycznej zapoczątkowanej w 2006 roku. Mianowicie, po obietnicach związanych z dobroczynnym wpływem tej strategii na sytuację odbiorców nie ma juŝ śladu. Za to animatorzy strategii, w szczególności programu dla elektroenergetyki, i rząd w jednym rodzaju działań okazali się skuteczni: w konsolidacji/remonopolizacji elektroenergetyki, w utrwalaniu dominującej pozycji PGNiG, w centralizacji zarządzania w Kompanii Węglowej. Przy tym jest juŝ jasne, Ŝe nie tylko odbiorcy stali się ofiarami. Ofiarami coraz bardziej są skonsolidowane/scentralizowane przedsiębiorstwa, z pracownikami, którzy wprawdzie mają pakiety socjalne, ale nie mają na razie perspektyw rozwojowych. W takiej sytuacji potrzebne są zarządy zdolne do wykreowania sensownych strategii rynkowych, które mogłyby być odpowiedzią na wybuch innowacyjności w energetyce amerykańskiej i unijną politykę budowy społeczeństwa bezemisyjnego (sprowadzającą się do tego samego, do czego dąŝy Ameryka, czyli do rozwoju innowacyjnej energetyki). Jako charakterystyczne skutki szczegółowe rządowej strategii w latach , ograniczone tu tylko do elektroenergetyki, wymienia się następujące: (1 ) wielki wzrost cen energii elektrycznej w pierwszych dniach 2008 roku na giełdzie energii, sięgający poziomu wynoszącego 350 zł/mwh, (2 ) przydział emisji CO 2 dla Polski na rok 2008, między innymi jako skutek polskiego systemu KPRU 2: 208,5 mln ton, brak 30 mln ton dla elektrowni, (3 ) dotkliwy brak ofert sprzedaŝy energii elektrycznej na rynku hurtowym, wzrost cen na tym rynku, w Kontraktach bilateralnych, do 180 zł/mwh i więcej, (4 ) zablokowanie eksportu przez operatora przesyłowego, potrzeba rozpoczęcia przygotowań do wdroŝenia systemu komunikatów operatorskich o ograniczeniach w dostawach energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Rozpatrując przyszłość rynku energii elektrycznej, najbliŝszą i dalszą, trzeba do wymienionych skutków dołoŝyć rodzące się strategie skonsolidowanych przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Mianowicie, stopień centralizacji organizacyjnej i zarządzania (centralizacja Funkcji) jest w niektórych przedsiębiorstwach znacznie większy niŝ we Wspólnocie Energetyki i Węgla Brunatnego funkcjonującej do września 1990 roku, którą trzeba było zlikwidować. Wprowadza się w skonsolidowanych przedsiębiorstwach rachunek wyrównawczy (ceny transferowe) praktycznie taki, jaki był stosowany w WEiWB. Spółki matki, segmenty wytwórcze, handel hurtowy, operatorstwo uwalnia się od ryzyka, które w całości przekłada się na obrót detaliczny, czyli na odbiorców (tak jak w monopolu). Planuje się centralny rozwój innowacyjnej energetyki rozproszonej, mimo Ŝe jeszcze nikt na świecie nie wymyślił jak centralnie wdraŝać innowacje, i Ŝe główne problemy współczesnej energetyki rozproszonej są właściwością gmin (technologie energetyczno-ekologiczne, paliwa biomasowe drugiej generacji, energetyka rozproszona jako infrastruktura krytyczna w sytuacjach kryzysowych w gminach i inne). Ogólnie moŝna stwierdzić, Ŝe w pierwszej połowie 2008 roku Polska i Unia są w systemowej opozycji, będącej wynikiem tego, Ŝe kiedy Unia przygotowywała innowacyjną unijną strategię do 2020 roku, jakby wymyśloną pod polską obiektywną (bardzo juŝ trudną) sytuację i pod polskie interesy w Unii, to polska elektroenergetyka nabierała sił do przywrócenia starego porządku w sferze zarządzania i technologii, przeciwnych unijnej strategii. Trzeba na przykład podkreślić, Ŝe marnując biomasę we współspalaniu w kotłach pyłowych w elektrowniach kondensacyjnych realizujemy typową socjalistyczną gospodarkę. (Rozproszoną biomasę transportujemy na wielkie odległości, do wielkoskalowych źródeł wytwórczych. W źródłach tych przetwarzamy biomasę z opłakanym skutkiem energetycznym. Potem przesyłamy energię elektryczną do odbiorców końcowych na duŝe odległości elektryczne sieciami, niestety zawodnymi, jak

3 to się okazało na początku kwietnia 2008 roku w Szczecinie. I to wszystko robimy w czasie, kiedy mamy juŝ moŝliwość produkować lokalnie energię elektryczną w skojarzeniu, z wykorzystaniem technologii biogazowej o sprawności końcowej przekraczającej nawet 85%, obejmującej biogazownię, agregat kogeneracyjny, małą fabrykę nawozów, małą peleciarnię/ brykieciarnię potrzebującą ciepła i inne energetyczno-ekologiczne technologie.) Jaki będzie w Polsce poŝytek ze wzrostu cen energii elektrycznej, i czy będzie? O potrzebie stworzenia modelu makroekonomicznego równowagi popytowopodaŝowej na rynku energii elektrycznej Wzrost cen energii elektrycznej, powodowany kosztami zakupu uprawnień do emisji CO 2 i wzrostem cen węgla jest nieunikniony, tzn. jest juŝ w bardzo duŝym stopniu poza moŝliwością jego skutecznego zarządzania. Istnieje natomiast jeszcze pewna moŝliwość zarządzania jego skutkami. W szczególności otwarte jest pytanie, jaki uŝytek zostanie zrobimy z tego wzrostu. Kluczową sprawą jest oczywiście, czy wzrost cen pobudzi inwestycje i rozwój innowacyjnej energetyki, czy teŝ stanie się odwrotnie: wzrost cen wykorzystany zostanie do sfinansowania wzrostu kosztów operacyjnych skonsolidowanych przedsiębiorstw oraz do zrealizowania inwestycji w starym stylu, które spowodują wielkie stranded costs w przyszłości. Jeśli wolny rynek energii elektrycznej zostanie w Polsce dopuszczony do głosu, to scenariusz jest łatwy do przewidzenia. PoniŜej przedstawia się pięć uwag związanych z tym scenariuszem. W uwagach podaje się oszacowania wpływu wzrostu cen na wskaźniki makroekonomiczne, które mają jedynie bardzo orientacyjny charakter (chodzi o opis problematyki zaopatrzenia gospodarki w energię elektryczną za pomocą nowego języka, charakterystycznego dla podejścia rynkowego, a nie za pomocą dotychczasowego języka, charakterystycznego dla monopolu). Przedstawione oszacowania powinny być systematycznie pogłębiane (ścisła metodyka dla potrzeb precyzyjniejszych oszacowań praktycznie wymaga dopiero opracowania). 1. Bardzo silny wzrost cen energii elektrycznej (wynoszący np. 50%) przekłada się natychmiast na wzrost inflacji (potencjał tego wzrostu wynosi obecnie około 2 punkty procentowe). Krótkoterminowo inflacja przekłada się bardzo bezpośrednio na wzrost stóp procentowych i spowolnienie gospodarki (na obniŝenie PKB). Jednak przy obecnej, bardzo duŝej elektrochłonności polskiego PKB (125 MWh/mln zł), nie ma zagroŝenia długoterminowego spowolnienia gospodarki (większego niŝ 0,2 punktu procentowego w wymiarze rocznym). 2. Zwłaszcza, Ŝe silny wzrost cen energii elektrycznej w Polsce przypada na okres osłabienia koniunktury gospodarczej na świecie. To oznacza, Ŝe oczyszczające działanie cyklu koniunkturalnego na gospodarkę, między innymi zmniejszające jej elektrochłonność, będzie w Polsce silniejsze niŝ w krajach, gdzie wzrostu cen energii elektrycznej nie będzie. MoŜna przyjąć, Ŝe jeśli współczynnik korelacji między wzrostem zapotrzebowania na energię i wzrostem PKB (w fazie wzrostowej cyklu koniunkturalnego) wynosi dla Polski obecnie około 0,5, to dla następnego cyklu współczynnik ten moŝe ukształtować się na bardzo niskim poziomie, wynoszącym 0,2. 3. NaleŜy w tym miejscu pamiętać, Ŝe silny wzrost cen pokaŝe, jaka jest naprawdę elastyczność cenowa popytu na energię elektryczną w Polsce. Pierwsza składowa obniŝki popytu, związana z prostym oszczędzaniem energii elektrycznej, ujawni się praktycznie natychmiast po wzroście cen. Druga składowa, związana z inwestycjami na rzecz obniŝki elektrochłonności gospodarki (w tym z białymi certyfikatami), ujawni się w prawdopodobnie w 2009 roku. Trzecia składowa, związana ze zmianami strukturalnymi gospodarki na bardziej nowoczesną, ujawni się nie wcześniej niŝ w 2010 roku. Syntetyczny roczny wskaźnik obniŝki elektrochłonności gospodarki (postrzeganej jako business as usually) naleŝy w perspektywie 2020 przyjąć na poziomie około 1,5 punktu procentowego (taką obniŝkę moŝna uwaŝać za dobrze skorelowana z celami unijnego Pakietu energetycznego 3 20). 4. Silny wzrost cen pobudzi rozwój segmentu niezaleŝnych wytwórców. Widoczny efekt w tym zakresie (zwiększona roczna podaŝ energii elektrycznej, pochodząca z energetyki wiatrowej i biometanowej, wynosząca około 1,5 TWh) jest moŝliwy po 2 3 latach. Konieczna

4 jest jednak zmiana regulacji, z regulacji ukierunkowanej na odbiorców na regulację ukierunkowaną na inwestorów i technologie (regulację mającą podstawy w kosztach referencyjnych dla poszczególnych technologii, uwzględniających internalizację kosztów zewnętrznych środowiska i kosztów sieciowych). 5. Wielkoskalowa/systemowa elektroenergetyka węglowo-sieciowa nie jest w stanie odpowiedzieć, nawet za pomocą tradycyjnych technologii (przy tym technologie spalania fluidalnego za takie tu się uwaŝa) na wzrost cen, niezaleŝnie od tego jak wielki on będzie, wcześniej niŝ po 2015 roku. Za pomocą technologii bezemisyjnych jest natomiast w stanie odpowiedzieć dopiero po 2020 roku. Trzeba jednak podkreślić, Ŝe w przypadku energetyki węglowej większy problem, niŝ z mocami, jest związany z węglem, którego zaczyna brakować. A sytuacja w górnictwie (w zakresie inwestycji wydobywczych) nie jest, pod względem czasu odpowiedzi na wzrost cen, lepsza jak w elektroenergetyce (w zakresie inwestycji wytwórczych i sieciowych). Wielkość polskich rynków końcowych energii Polskie rynki końcowe energii w 2008 roku moŝna oszacować na ok. 550 TWh (według kryteriów projektu dyrektywy dotyczącej energii odnawialnej, które uwzględniają w energii końcowej energię na potrzeby własne źródeł wytwórczych i straty sieciowe). Podział energii pomiędzy trzy rynki był następujący: energia elektryczna: 140 TWh, ciepło: 240 TWh, transport: 150 TWh (w przypadku transportu za rynek końcowy uznaje się rynek sprzedaŝy paliw uŝytkownikom środków transportowych). MoŜna oszacować, Ŝe w 2020 roku rynki końcowe energii będą razem (energia elektryczna, ciepło, transport) wynosić ok. 640 TWh. Obowiązujący wówczas Polskę udział (15%) energii odnawialnej wyniesie ok. 100 TWh. Podkreśla się, Ŝe projekt dyrektywy dotyczącej energii odnawialnej nie określa udziałów energii odnawialnej na poszczególnych rynkach końcowych (jedynie w paliwach transportowych nie moŝe to być udział mniejszy, niŝ 10%, czyli w Polsce nie moŝe to być mniej niŝ około 20 TWh). NaleŜy oczekiwać, w związku z taką regulacją, Ŝe w kolejnych latach będzie następować systemowe przemieszczanie zasobów energii odnawialnej na rynek ciepła (na tym rynku, cechującym się niskimi parametrami przemian termodynamicznych, najłatwiej będzie wykorzystać energię odnawialną, z natury rozproszoną). Łączny potencjał ekonomiczno-techniczny produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wodnych oraz wiatrowych, powiększony o potencjał ekonomiczno-techniczny produkcji ciepła w źródłach geotermalnych ocenia się na ok TWh. Dlatego z upraw energetycznych trzeba będzie uzyskać ok TWh energii końcowej. Oznacza to, Ŝe energia pierwotna pochodząca z rolnictwa energetycznego, potrzebna do wywiązania się Polski z obowiązku określonego dyrektywą, wynosi ok TWh (mała róŝnica pomiędzy energią końcową i energią pierwotną wynika z bardzo wysokiej sprawności energetycznej konwersji, charakterystycznej dla technologii biometanowych, które będą dominujące w rolnictwie energetycznym). Podkreśla się jednak, Ŝe obowiązek (15%), określony dla Polski dyrektywą, nie stanowi górnej granicy produkcji energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych w oparciu o zasoby rolnictwa energetycznego, bowiem otwartą całkowicie sprawą jest wielkość rynku energii pierwotnej pochodzącej z rolnictwa energetycznego, wykorzystanej do eksportu certyfikatów zielonych na rynek unijny (i do produkcji energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych z przeznaczeniem na rynek krajowy). Potencjał zastosowań technologii biogazowych/biometanowych w Polsce Zakłada się w tym miejscu ostroŝnie, Ŝe w 2020 roku Polska wykorzysta pod uprawy energetyczne około 2 mln hektarów ekwiwalentnych (1,4 mln na własne potrzeby i 0,6 mln z przeznaczeniem na eksport zielonych certyfikatów na rynek unijny). Odpowiada temu podaŝ energii pierwotnej 160 TWh. Energia ta będzie wykorzystana przede wszystkim do produkcji skojarzonej energii elektrycznej i ciepła (technologia szczególnie zalecana przez Unię).

5 Czyli moŝna przyjąć, Ŝe ze 160 TWh w energii pierwotnej 135 TWh będzie wykorzystane w biogazowniach zintegrowanych ze źródłami kogeneracyjnymi. Tę ostatnią wielkość otrzymuje się w następujący sposób: całą podaŝ energii pierwotnej wynoszącą 160 TWh zmniejsza się o energię pierwotną potrzebną na rynku paliw transportowych, która wynosi około 25 TWh (zakłada się zastosowanie samochodów CNG, w miejsce samochodów zasilanych mieszankami paliw tradycyjnych i biopaliw płynnych, przy uwzględnieniu zmniejszonej sprawności wykorzystania paliwa transportowego, czyli biometanu w stosunku do mieszanek płynnych, o 20%). Krajowy potencjał polskiego rynku biogazowni zintegrowanych ze źródłami kogeneracyjnymi określa się na podstawie struktury produkcji charakterystycznej dla gazowego agregatu kogeneracyjnego o mocy około 1 MW el (agregaty takie będą stanowić dominującą technologię na rynku biogazowym). Przyjmuje się w związku z tym, Ŝe energia elektryczna stanowi 35% w bilansie paliwa pierwotnego, a ciepło 50% (straty stanowią 15% w paliwie pierwotnym). Czyli cała roczna energia elektryczna produkowana z biometanu, wytwarzana w skojarzeniu, będzie w 2020 r. wynosić około 45 TWh (jest to wielkość uwzględniająca polski eksport certyfikatów zielonych na rynek unijny). Energii tej odpowiada potencjalna moc elektryczna zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych, zintegrowanych z biogazowniami, wynosząca około 6000 MW. Potencjał polskiego rolnictwa energetycznego Obecna wydajność energetyczna z ekwiwalentnego hektara (np. kukurydzy poddanej zgazowaniu w procesie fermentacji) wynosi ok. 50 MWh. Wynika to stąd, Ŝe z kiszonki kukurydzy zebranej z jednego hektara ekwiwalentnego moŝna rocznie wyprodukować 5 tys. m 3 czystego biometanu. (Wydajność energetyczna topinamburu jest znacznie wyŝsza. Jeszcze wyŝsza jest wydajność buraka pastewnego). Rozwój lokalnych źródeł kogeneracyjnych, wykorzystujących ten biometan, i ogólnie rozwój OZE (odnawialnych źródeł energii), otwiera zupełnie nowy etap w energetyce. W kogeneracji moŝna z 5 tys. m 3 biometanu wyprodukować ok. 17 MWh energii elektrycznej i ok. 90 GJ ciepła. Są to ilości wystarczające do pokrycia ok. 7-krotnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ok. 6-krotnego zapotrzebowania na ciepło w całej gospodarce, przypadającego na statystycznego Polaka w 2008 roku. MoŜna przyjąć, Ŝe w 2020 roku wydajność energetyczna z hektara ekwiwalentnego będzie wynosić nie mniej niŝ 80 MWh. Dlatego areał ziemi potrzebnej do wywiązania się Polski z obowiązku unijnego (projekt dyrektywy dotyczącej wykorzystania energii odnawialnej ze stycznia 2008 roku) moŝna szacować na ok. 1,4 mln hektarów ekwiwalentnych. Trzeba podkreślić, Ŝe jest to znacznie mniej niŝ moŝna było sądzić na podstawie Pakietu energetycznego 3x20 z marca 2007 roku. Stwarza to Polsce, jako graczowi na rynku certyfikatów zielonych w Unii (rozwiązanie proponowane przez Komisję Europejską), bardzo duŝe moŝliwości. Graniczny areał ziemi moŝliwy do wykorzystania w polskim rolnictwie energetycznym moŝna szacować nawet na 4 mln hektarów rzeczywistych (w tym ugorów, gruntów odłogowanych) i co najmniej 2 mln hektarów ekwiwalentnych. Wykorzystanie takiego areału będzie w 2020 roku tym bardziej zasadne, Ŝe Unia musi po 2013 roku transformować rolnictwo Ŝywnościowe w energetyczne ze względu na potrzebę wygaszania wspólnej polityki rolnej.

6 Rola przedsiębiorstw elektroenergetycznych w rozwoju IERE (Innowacyjna energetyka. Rolnictwo energetyczne) 2 Potencjalna rola elektroenergetyki korporacyjnej w Programie IERE jest ściśle związana ze zmianami kształtującymi system operatorski zastępujący tradycyjny systemy dysponowania mocą oraz dysponowania ruchem sieci rozdzielczych. Podkreśla się, Ŝe nowoczesny system operatorski jest traktowany przez Komisję Europejską jako podstawowy warunek rozwoju konkurencji na unijnym rynku energii elektrycznej. WaŜną przesłanką do określenia roli przedsiębiorstw elektroenergetycznych w rozwoju IERE jest ukształtowanie operatora systemu przesyłowego (PSE-Operator), które nastąpiło w latach (wydzielenie PSE-Operator z Polskich Sieci Elektroenergetycznych w postaci odrębnej spółki Skarbu Państwa, transfer sieci przesyłowej z PSE/PGE do PSE-Operator). Ukształtowanie to stworzyło przejrzystą sytuację w obszarze krajowego systemu elektroenergetycznego (w części obejmującej wielkie źródła przyłączone do sieci przesyłowej i ewentualnie do sieci 110 kv, a takŝe połączenia międzynarodowe). Drugą waŝną przesłanką do określenia roli przedsiębiorstw elektroenergetycznych w rozwoju IERE jest stanowisko rządu, zgodne ze stanowiskiem Komisji Europejskiej, dotyczące konieczności ograniczania współspalania biomasy w procesach energetycznych o niskiej sprawności konwersji, czyli w elektrowniach kondensacyjnych, Załącznik 2. Stanowisko to zostało bardzo wyraźnie wyeksponowane przez Ministerstwo Gospodarki w procesie uzgodnieniowym dotyczącym rozporządzenia w sprawie certyfikacji energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych (marzec 2008) i oznacza dalekosięŝne konsekwencje w postaci przekierowania biomasy z energetyki wielkoskalowej do segmentu IERE. Wymienione przesłanki powodują, Ŝe obszar IERE staje się właściwością niezaleŝnych operatorów dystrybucyjnych i inwestorów działających w środowisku regulacyjnym mającym podstawę w kosztach referencyjnych, czyli niezaleŝnych inwestorów, w tym przedsiębiorstw energetycznych, ale traktowanych na równi z inwestorami niezaleŝnymi. Dlatego najwaŝniejszą sprawą jest ukształtowanie w najbliŝszych latach operatorstwa dystrybucyjnego w sposób zapewniający z jednej strony podaŝ usług systemowych na rzecz tego operatorstwa, a z drugiej zapewnienie rzeczywistej realizacji zasady TPA dla inwestorów z obszaru rozproszonego wytwarzania. (W tym miejscu zwraca się uwagę na charakterystyczny fakt, Ŝe zupełnie nieracjonalne obecnie wymagania dotyczące, na przykład, zakresu ekspertyz przyłączeniowych dla farm wiatrowych, powodujące dwukrotnie wyŝszy koszt tych ekspertyz w Polsce w porównaniu z ich kosztem w Niemczech, stanowią naruszenie zasady TPA w omawianym kontekście.) Wydzielenie operatorów dystrybucyjnych 1 lipca 2007 roku, w ostatnim terminie dopuszczonym przez Dyrektywę WE/54/2004, odbyło się w Polsce w ramach procesu przekształceń, których głównym celem była konsolidacja przedsiębiorstw. W rezultacie wydzielenie to miało formalny charakter i nie stworzyło warunków do rozwoju IERE. Dlatego Program IERE musi być powiązany integralnie z nowym ukształtowaniem operatorstwa dystrybucyjnego. Dwa aspekty są przy tym waŝne. Pierwszym jest wydzielenie własnościowe operatorów dystrybucyjnych ze skonsolidowanych grup energetycznych: PGE (Polska Grupa Energetyczna), Tauron, Enea i Energa. Podkreśla się, Ŝe operatorzy dystrybucyjni (OSD) w połowie 2007 roku zostali wydzieleni ze skonsolidowanych grup dwoma sposobami. Część operatorów OSD powstała przez wydzielenie dystrybucji. Były to: ZEB Dystrybucja (Białystok), LUBZEL Dystrybucja (Lublin), RZE Dystrybucja (Rzeszów), ZEW-T Dystrybucja (Warszawa- Teren), ŁZE Dystrybucja (Łódź-Miasto), ZEORK Dystrybucja (SkarŜysko Kamienna), ZKE Dystrybucja (Zamość), ENEA Operator (Poznań). Część operatorów OSD powstała natomiast przez wydzielenie obrotu. W tym przypadku operatorzy OSD nazywają się tak jak spółki bystrybucyjne. Są to: KE Energa (Gdańsk), ZEŁ-T (Łódź-Teren), ENION (Kraków), EnergiaPro KE 2 Konferencja programowa pod takim tytułem, z udziałem środowisk: sejmowego, rządowego, biznesowego, samorządowego, naukowego i innych odbyła się 15 maja 2008 roku w Sejmie RP.

7 (Wrocław). W sprywatyzowanej spółce dystrybucyjnej RWE Stoen operator powstał przez wydzielenie dystrybucji i został nazwany RWE Stoen Operator. W sprywatyzowanej spółce dystrybucyjnej GZE wydzielone zostały dystrybucja w postaci spółki Vattenfall Distribution Poland oraz obrót w postaci spółki Vattenfall Sales Poland. (Nazwy zakładów energetycznych: ZE Białystok, LUBZEL, RWE Stoen, RZE, ZE Warszawa-Teren, Łódzki ZE, ZEORK, Zamojska Korporacja Energetyczna, ENEA, KE Energa, ZE Łódź-T, ENION, EnergiaPro KE, GZE.) Oprócz operatorstwa dystrybucyjnego kształtującego się w korporacyjnej elektroenergetyce bardzo waŝny jest przypadek spółki PKP Energetyka, która działalność operatorską rozpoczęła w marcu 2008 roku. MoŜna przyjąć, Ŝe spółka ta tworzy obecnie najbardziej rynkowe środowisko do rozwoju operatorstwa dystrybucyjnego i stąd wynika duŝe praktyczne znaczenie przypadku. (Na dotychczasowym etapie funkcja operatora dystrybucyjnego w PKP Energetyka nie została wydzielona do postaci odrębnego podmiotu. Takie rozwiązanie było moŝliwe, mimo energii elektrycznej pobieranej z sieci PKP Energetyka wynoszącej prawie 4 TWh, przy wartości kryterialnej 3 TWh, bo liczba przyłączonych odbiorców do sieci wynosi około 40 tys., przy wartości kryterialnej wynoszącej 100 tys.). Drugi aspekt jest związany z sytuacją ekonomiczno-finansową skonsolidowanych grup elektroenergetycznych. Urząd Regulacji Energetyki wytworzył w przeszłości praktykę subsydiowania energii elektrycznej poprzez opłatę przesyłową. Kiedy ten porządek się utrwalił nastąpiła konsolidacja, która spowodowała, Ŝe wytwórcy energii mają ogromną przewagę nad innymi uczestnikami rynku. Skonsolidowane grupy z przewagą wytwarzania nad popytem radzą sobie na rynku. Grupy bez wytwórców odczuwają dotkliwy brak energii. W takiej sytuacji spółki obrotu (w skonsolidowanych grupach) dąŝą do zrekompensowania sobie wzrostów cen zakupu energii na rynku hurtowym. Nie chcą jednak podwyŝszać cen wielkim odbiorców końcowym, bojąc się, Ŝe przejdą oni do innych, tańszych, dostawców. Dlatego spółki obrotu chciałyby podwyŝszyć ceny odbiorcom mniejszym, poniewaŝ ci tego nie odczują lub nie będą wiedzieć, jak na podwyŝki zareagować. Na wysokie podwyŝki dla odbiorców domowych nie godzi się jednak URE. W takiej sytuacji spółki obrotu zapowiadają, Ŝe wykaŝą straty i wystąpią o rekompensaty. Czyli skonsolidowane grupy od poczęcia są chore pod względem strukturalnym. W grupach tych pewne segmenty (wytwarzanie i dystrybucja) mają wysokie zyski, a z drugiej strony, kreuje się w nich segmenty o ujemnych wynikach finansowych (handel). Wydzielenie operatorów dystrybucyjnych na rynku energii elektrycznej i włączenie ich w realizację Programu IERE zapewnia w takim razie trzy efekty. Są nimi: 1. Rozwój nowoczesnej lokalnej energetyki, z jednej strony ukierunkowanej na konwergencję trzech rynków końcowych energii (energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych), z drugiej natomiast zdolnej do przejęcia (przez operatorów dystrybucyjnych) odpowiedzialności za lokalne bezpieczeństwo elektroenergetyczne. 2. Wykorzystanie posiadanych przez operatorów dystrybucyjnych środków (pozyskiwanych z opłat za usługi przesyłowe, świadczone za pomocą sieci rozdzielczych) w najbardziej efektywny sposób, między innymi na finansowanie usługi zastępowalności sieci rozdzielczej za pomocą lokalnych źródeł wytwórczych (biogazowni zintegrowanych ze źródłami kogeneracyjnymi). 3. Zrestrukturyzowanie dotychczasowego podsektora dystrybucyjnego w elektroenergetyce według najkorzystniejszego modelu, mianowicie poprzez wyjście na rynek usług dodanych, Załącznik 5. (W tym miejscu jest waŝne podkreślenie, Ŝe jednym z głównych celów Programu IERE jest zmiana kierunku rozwoju duŝej części gospodarki i po raz pierwszy połączenie rozwoju energetyki i rolnictwa, przy aktywnym udziale właściciela. Dlatego trzeba mówić o historycznej szansie na zrestrukturyzowanie elektroenergetycznego podsektora dystrybucyjnego.) Rola PGNiG, PKN Orlen i LOTOS w rozwoju IERE Konwergencja gazownictwa i elektroenergetyki, charakterystyczna dla USA i ostatnio bardzo wyraźnie dla Europy, daje efekty polegające na przyśpieszeniu uniwersalizacji technologii

8 energetycznych, której początki bez wątpienia łączą się ze światowym rozwojem technologii gazowych, w szczególności w postaci technologii combi i kogeneracji gazowej małej skali, w drugiej połowie latach dziewięćdziesiątych. Nie bez znaczenia dla nasilającej się obecnie uniwersalizacji technologii energetycznych jest rozwój technologii LNG w transporcie gazu ziemnego (najprzód morskiego, a potem lądowego), rozwój technologii CNG (w transporcie samochodowym) itp. Rozwój technologii gazowych stworzył właśnie dobre podstawy pod rozwój technologii biometanowych, a te stanowią o wielkich perspektywach całego segmentu biomasowych technologii odnawialnych. Są to perspektywy znacznie większych niŝ te, które wynikały z dotychczasowego rozwoju technologii biopaliwowych ukierunkowanych na paliwa płynne i transport drogowy i powodują konwergencję juŝ nie tylko elektroenergetyki i gazownictwa, ale takŝe sektora paliw transportowych. Ponadto, za rozwojem technologii gazowych i biomasowej energetyki odnawialnej w naturalny sposób postępuje bardzo szybko konwergencja obejmująca w szczególności cztery wielkie obszary, wykraczające poza trzy wymienione sektory. Po pierwsze, jest to obszar nowych technologii, takich jak: mały agregat kogeneracyjny (takŝe trójgeneracyjny), samochód i samolot (projekt realizowany przez koncern Airbus) na biopaliwo płynne, samochód CNG (takŝe samolot, znowu Airbus, wykonujący na razie loty próbne na gazie ziemnym), klasyczny hybrydowy samochód (takŝe autobus, lokomotywa przetokowa), jak i samochód hybrydowy tankowany z instalacji (z gniazdka ) odbiorcy końcowego na rynku energii elektrycznej (np. prototypowa Toyota Plug-in HV, 2007), wreszcie samochód wodorowy (np. limitowana seria Mercedesa, 2007), ale takŝe samolot wodorowy Boeing (na razie w postaci awionetki) i inne. Po drugie, jest to obszar końcowych rynków energii, mianowicie energii elektrycznej, ciepła i usług transportowych. Mianowicie, od wymienionych powyŝej technologii jest juŝ tylko krok do uniwersalnych rozproszonych (masowych) technologii energetycznych zapewniających odbiorcom moŝliwość indywidualnej dostawy energii elektrycznej i ciepła (czyli umoŝliwiających odbiorcom w coraz większym stopniu uniezaleŝnienie się od wielkich sieciowych systemów elektroenergetycznych, a takŝe od systemów ciepłowniczych z dala czynnych) oraz zapewniających róŝne formy transportu (w tym najwaŝniejszy, mianowicie transport samochodowy, ale takŝe lotniczy), podlegających na rynku podobnym prawom konkurencji do tych, którymi rządzą się rynki poza sieciowymi monopolami technicznymi i regulacyjnymi, w szczególności np. współczesny rynek samochodów, czy współczesny rynek lotniczy. Po trzecie, jest to obszar paliwowy, obejmujący paliwa w postaci gazu ziemnego, biomasowych paliw odnawialnych płynnych i gazowych, paliw płynnych ropopochodnych, paliw płynnych i gazowych pochodzących (w nadchodzących latach) z przeróbki węgla, zarówno brunatnego jak i kamiennego, a takŝe wodoru (w dalszej przyszłości). Wszystkie te paliwa maga być juŝ obecnie z podobną skutecznością (efektywnością) wykorzystane w uniwersalizujących się technologiach energetycznych (agregatach kogeneracyjnych, samochodach, samolotach). Po czwarte, jest to obszar biznesowy, tzn. konwergencja w obszarze organizacji i zarządzania (sieciowego) przedsiębiorstwami. Tu największe znaczenie mają obecnie przekształcenia (fuzje, przejęcia itp.), których wynikiem jest bardzo szybki wzrost (zwłaszcza w Europie) wielkich grup elektroenergetyczno-gazowych. Jednak wyraźne są juŝ takŝe inne bardzo silne trendy. W wyniku powstają całkowicie nowe rozwiązania organizacyjne (nowe segmenty biznesowe). W szczególności są to: (1 ) niezaleŝne sieci małych, lokalnych przedsiębiorstw multienergetycznych (chodzi tu o proces postępującego usieciowienia organizacyjno-kapitałowego, czyli o budowę duŝych sieci małych przedsiębiorstw multienergetycznych, które powstawały i powstają w wyniku rozszerzania działalności tradycyjnych przedsiębiorstw ciepłowniczych na lokalne rynki energii elektrycznej i gazu ziemnego), (2 ) sieci małych przedsiębiorstw produkujących zieloną energię elektryczną (chodzi tu o sieci tworzone w bardzo elastyczny sposób między innymi z zastosowaniem powiązań kontraktowych, ale takŝe kapitałowych przez tradycyjnych, wielkich producentów energii elektrycznej), (3 ) elektrownie wirtualne, czyli sieci małych źródeł

9 wytwórczych na rynku energii elektrycznej (istotą sprawy w tym przypadku jest zintegrowane sterowanie technologiczne oraz zintegrowane zarządzanie na rynku energii elektrycznej małymi źródłami o zróŝnicowanych właściwościach, wzajemne się dopełniających takich jak: elektrownie wiatrowe, szczytowe elektrownie gazowe, źródła kogeneracyjne, elektrownie wodne), (4 ) energetyka rozproszona ukierunkowana na utylizację odpadów w rolnictwie i w przemyśle rolno-spoŝywczym oraz generalnie w przemysłach obciąŝających środowisko naturalne, a takŝe na utylizację śmieci w sektorze komunalnym (w obszarze tej energetyki rozproszonej charakterystyczne są przede wszystkim źródła kogeneracyjne, a z punktu widzenia know how zagadnienia biotechnologiczne są na ogół znacznie trudniejsze do rozwiązania niŝ zagadnienia energetyczne), (5 ) rolnictwo energetyczne, czyli segment upraw energetycznych na potrzeby produkcji biopaliw oraz biogazu/biometanu (jest to bez wątpienia segment rolnictwa o bardzo wielkim potencjale rozwojowym, stanowiący potencjalne źródło najistotniejszych zmian strukturalnych, mianowicie zmieniający strukturę cen Ŝywności i energii oraz zbliŝający poziom konkurencji w dostawach energii do poziomu konkurencji w dostawach Ŝywności). Program IERE powinien mieć istotne odzwierciedlenie w strategii rozwojowej PGNiG z uwagi na trzy aspekty. Są to: 1. Dywersyfikacja zasilania Polski w paliwa gazowe, mianowicie potencjalna zdolność rynku do wygenerowania innowacyjnych źródeł gazu w obszarze IERE (w rolnictwie energetycznym). 2. Potrzeba zwiększenia moŝliwości wykorzystania biogazu poza miejscem jego wytworzenia, czyli rozwój takich technologii, jak zatłaczanie biogazu do sieci gazowej, transport LNG, CNG, oczyszczanie biogazu do czystego biometanu i inne. 3. MoŜliwość wykorzystania infrastruktury biogazowni do tworzenia wymaganych zdolności magazynowych paliw gazowych na poziomie lokalnym (w gminach). Program IERE powinien mieć istotne odzwierciedlenie w strategii rozwojowej przedsiębiorstw PKN Orlen i LOTOS z uwagi na dwa aspekty. Są to: 1. MoŜliwość wykorzystania infrastruktury, w tym głównie sieci stacji paliwowych, posiadanych przez te przedsiębiorstwa do blendowania i dystrybucji biopaliw płynnych, a takŝe do dystrybucji paliw biogazowych produkowanych w obszarze IERE. Podkreśla się, Ŝe wielkoskalowy system produkcji biopaliw płynnych (w rafineriach) będzie w najbliŝszych latach uzupełniany w obszarze IERE systemem rozproszonych wytwórni estrów (lokalnych tłoczni) oraz bioetanolu (np. w postaci gorzelni uzupełnionych o instalacje odwadniania spirytusu). 2. Potrzebę powiązania Programu IERE z programem technologicznym rozwoju paliw drugiej generacji opartych o biomasę (w tym zgazowanie celulozy zielonej) z przedsiębiorstwami PKN Orlen i Lotos jako liderami. Uznaje się, Ŝe waŝnym celem tego programu powinno być stworzenie infrastruktury pod produkcję paliw drugiej generacji z węgla. Zakończenie. Potrzeba fundamentalnej przebudowy regulacji i inne uwagi Jeśli elektroenergetyka nie włączy się pilnie w realizację unijnej strategii energetycznej, to okaŝe się w kolejnych latach największym przegranym. Beneficjentem strategii okaŝe się natomiast głównie ciepłownictwo. Oczywiście, włączenie się elektroenergetyki w innowacyjną strategię wymaga zmiany regulacji prawnych. PoniŜej przedstawia się trzy najwaŝniejsze kierunki zmian. Są to: 1. Zapoczątkowanie przenoszenia regulacji z końca (z odbiorcy) na początek (na inwestora), w tym szybkie wzmocnienie sygnałów lokalizacyjnych, np. w postaci cen węzłowych. Jest to sposób na wykreowanie segmentu niezaleŝnych (licznych) inwestorów, otwartych na konkurencję! 2. Wprowadzenie kosztów referencyjnych, uwzględniających koszty zewnętrzne środowiska (w produkcji energii elektrycznej i ciepła), a takŝe potencjalne koszty osierocone sieciowe i nadzatrudnienia. Jest to sposób na częściowe przynajmniej zablokowanie subsydiowania skrośnego między technologiami energetycznymi/elektroenergetycznymi w skonsolidowanych grupach i uniknięcie nowych kosztów osieroconych! (Zablokowanie tego subsydiowania jest nie

10 mniej waŝne niŝ zablokowanie subsydiowania skrośnego miedzy grupami odbiorców, którego dokonano na początku reformy ) 3. Modernizacja regulacji w obszarze działania operatorów dystrybucyjnych (w obszarze intensywnego rozwoju rozproszonej energetyki odnawialnej i kreowania nowych usług systemowych), wydzielenie operatorów dystrybucyjnych ze skonsolidowanych grup energetycznych. Jest to sposób na wykreowanie segmentu rozproszonej, innowacyjnej energetyki odnawialnej i włączenie się w unijną strategię energetyczną! (Wykreowanie segmentu rozproszonej, innowacyjnej energetyki odnawialnej jest w Polsce waŝne w szczególności z tego powodu, Ŝe umoŝliwia zastąpienie nieefektywnej reelektryfikacji wsi polegającej na modernizacji/ rozbudowie sieci rozwojem nowoczesnych rozproszonych technologii ekologiczno-energetycznych.) Elektroenergetyka wiatrowa, paliwa biomasowe, bezpieczeństwo ekologiczne i bezpieczeństwo Ŝywnościowe pilna potrzeba nowej perspektywy Wokół unijnej strategii związanej z paliwami biomasowymi będzie w najbliŝszym czasie rozgrywał się niezwykle silny konflikt interesów. W długiej perspektywie moŝna być spokojnym o losy strategii. W krótkiej perspektywie siły proinnowacyjne będą natomiast w bardzo trudnej sytuacji. Próbką tych trudności jest wielka akcja medialna na świecie, realizowana pod hasłami takimi jak: biopaliwa przyczyną gwałtownego wzrostu cen Ŝywności, biopaliwa przyczyną głodu i podobne. Oczywiście, problem alokacji zasobów między rolnictwem Ŝywnościowym i energetycznym jest realny, i w efekcie realna jest zmiana struktury cen Ŝywności i energii. Te sprawy wyglądają jednak inaczej niŝ w medialnej akcji. Dlatego waŝne są działania na rzecz ich racjonalizacji. PoniŜej przedstawia się próbę jednolitej perspektywy fundamentalnej dla najbardziej kontrowersyjnych zagadnień z punktu widzenia operacjonalizacji bezpieczeństwa energetycznego, tzn. perspektywę uwzględniającą energetykę wiatrową, bezpieczeństwo ekologiczne i bezpieczeństwo Ŝywnościowe. Jest jasne, Ŝe wielki problem bezpieczeństwa energetycznego, bezpieczeństwa ekologicznego i bezpieczeństwa Ŝywnościowego z jednej strony oraz energetycznych technologii wiatrowych i biomasowych z drugiej, rozpatrywany z punktu widzenia zasobów przyrodniczych, wymaga dopiero badań. Ale trzeba pamiętać, Ŝe paliwa kopalne (powstające przez miliony lat), wiatr, Ŝywność i biomasa mają to samo źródło słońce. Autor niniejszego referatu uznaje, Ŝe uprawniona jest obecnie (na obecnym etapie technologicznym) hipoteza, Ŝe biomasa jest bardziej uŝyteczna niŝ wiatr w łańcuchu przetwarzania energii słonecznej na energię końcową potrzebną człowiekowi (energię elektryczną, ciepło, paliwa transportowe). Ponadto uprawniona jest hipoteza, Ŝe rolnictwo energetyczne nie narusza bezpieczeństwa Ŝywnościowego. Podstawą pod taką hipotezę jest fakt, Ŝe na Ŝywność przypada obecnie zaledwie 1% przyrostu biomasy w całym bilansie biomasowym na ziemi. (Obecnie juŝ wiadomo, Ŝe jeszcze nie wyczerpie się potencjał bezpiecznego rozwoju rolnictwa energetycznego, a juŝ pojawią się lasy energetyczne, otwierające nową perspektywę dla paliw biomasowych drugiej generacji.) Praktycznie, poprzez rozwój rolnictwa energetycznego nastąpi trwałe wyhamowanie wzrostu cen energii, i rozwój energetyki innowacyjnej (paliwa drugiej generacji, zuniwersalizowane technologie, bardzo wysokie efektywności przetwarzania energii pierwotnej na energię końcową, bardzo wysoka efektywność uŝytkowania energii końcowej u odbiorców). Nastąpi teŝ niestety, początkowo, wzrost cen Ŝywności. Potem, w miarę likwidacji unijnej polityki rolnej i otwarcia rynku unijnego na Ŝywność, na przykład z Afryki, nastąpi obniŝenie cen Ŝywności. Jednocześnie nastąpi pobudzenie cywilizacyjne regionów, których szansą jest rozwój bardzo wydajnego rolnictwa Ŝywnościowego (właśnie Afryki). Troska o głodnych jest bardzo medialna. Pojawia się jednak w Polsce pytanie do autorów głoszących nadejście głodu z powodu rolnictwa energetycznego. Mianowicie, dlaczego nie piszą o całkowitym marnowaniu biomasy we współspalaniu w elektrowniach kondensacyjnych z kotłami pyłowymi, jeśli moŝna ją wykorzystać w energetyce rozproszonej ze sprawnością ponad 80% (na razie w kotłach w ciepłownictwie rozproszonym, następnie w biogazowniach

11 zintegrowanych z agregatami kogeneracyjnymi, i w innych, coraz bardziej zaawansowanych technologiach)? Nie wiedzą o tym skandalu, czy są inne jeszcze powody? Inny pouczający przykład, mianowicie przykład potrzeby wprowadzenia konsekwentnej internalizacji kosztów zewnętrznych, i tym samym wyrównania fundamentalnych podstaw rozwoju zróŝnicowanych technologii odnawialnych, wiąŝe się z energetyką wiatrową (sprawa ma związek z hipotezą, Ŝe biomasa jest bardziej uŝyteczna niŝ wiatr w łańcuchu przetwarzania energii słonecznej na energię końcową). OtóŜ, udział energetyki wiatrowej w pokryciu obciąŝenia szczytowego (w bilansie mocy wytwórczych zainstalowanych) wynoszący 8...9% oznacza, Ŝe ponad 90% mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych musi mieć rezerwowanie w innych technologiach. Konsekwencje, w postaci najprostszej ilustracji ilościowej, są następujące. MoŜna z gruba przyjąć, Ŝe obciąŝenie szczytowe w systemie elektroenergetycznym w 2020 roku w Polsce wyniesie 30 tys. MW. Rezerwę mocy (róŝnicę między mocą dyspozycyjną i obciąŝeniem szczytowym), wystarczającą w przypadku zróŝnicowanej struktury wytwarzania (w tym w przypadku małego udziału energetyki wiatrowej), płynnego eksportu/ importu oraz rozwiniętych mechanizmów na krótkoterminowym rynku odbiorców końcowych moŝna przyjąć na poziomie 3 tys. MW. Jeśli jednak do 2020 roku planuje się budowę MW w elektrowniach wiatrowych, to tylko 800 MW z łącznej mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych moŝe być wliczone do mocy dyspozycyjnej, czyli MW mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych musi mieć rezerwowanie w innych technologiach. W rezultacie przy wielkiej penetracji systemu przez energetykę wiatrową moc zainstalowana w systemie musi osiągnąć poziom ponad MW. (Przy małej penetracji wystarczyłaby moc zainstalowana poniŝej 34 tys. MW, i powyŝej MW). Dlatego przed energetyka wiatrową stoi wielki problem internalizacji kosztów zewnętrznych rezerwowania, niewidzianej (nie uwzględnianej) dotychczas w ekonomice przez inwestorów w tym segmencie. Problem ten jest natomiast juŝ widziany w ekonomice operatorów (głównie przez operatora przesyłowego). Konieczny sposób podejścia do Programu IERE Jeśli Programu IERE ma być w Polsce realizowany, to skala działań musi odpowiadać jego randze (zaangaŝowanie/wiedza rozproszonych środowisk w tym przypadku nie wystarczą). Poni- Ŝej przedstawia się pięć uwag związanych z tą sprawą. 1. Program IERE nowoczesnego rolnictwa Ŝywnościowego ma wymiar porównywalny z budową górnictwa w przeszłości, oraz z alokacją na rynku transportowym (z transportu kolejowego na transport samochodowy) w ostatnich latach. 2. Adekwatne do jego waŝności muszą być teŝ sposoby realizacji programu w polityce rządowej. W szczególności na wielką skalę powinny być wykorzystane unijne środki (zarówno miękkie jak i inwestycyjne) do pobudzenia Programu IERE. Beneficjentami tych środków powinny być w pierwszym rzędzie gminy i zasoby ludzkie (infrastruktura do celów kształcenia, infrastruktura badawcza...). W pewnym zakresie beneficjentami powinni być równieŝ dostawcy technologii i urządzeń. 3. Polska wieś powinna się przygotować do energetyki innowacyjnej i rolnictwa energetycznego tak jak w przeszłości do akcesji z Unią. W takiej optyce reelektryfikacja za pomocą Programu IERE powinna być uznana za wielki interes polskiej wsi. Polska wieś powinna ponadto przygotować się, poprzez wejście w Program IERE, do skutków związanych z redukcją unijnej polityki rolnej po 2013 roku. 4. Polska elektroenergetyka powinna wykorzystać Program IERE do restrukturyzacji swoich zasobów, które mimo upływu lat nie zostały dostatecznie zrestrukturyzowane. Ponadto trzeba podkreślić, Ŝe korporacyjna (skonsolidowana) elektroenergetyka będzie w najbliŝszych latach naraŝona na bardzo negatywny odbiór społeczny ze względu na odpowiedzialność za kryzys na rynku energii elektrycznej. Dlatego w jej interesie jest przyjęcie Program IERE jako sposobu na złagodzenie tego kryzysu. Wreszcie cała polska energetyka (przede wszystkim elektroenergetyka, gazownictwo, ciepłownictwo, ale takŝe sektor paliw płynnych i górnictwo) powinna

12 przygotować się, poprzez wejście w Program IERE, do funkcjonowania po roku 2020 w świecie paliw drugiej generacji. 5. Adekwatne do waŝności Programu IERE muszą być teŝ sposoby jego realizacji w obszarze kształcenia i badań. W dydaktyce na wyŝszych uczelniach istotną rolę moŝe pod tym względem spełnić kierunek Energetyka (wprowadzony kilka lat temu). W nauce (w badaniach) jest potrzeba powołania nowej dyscypliny o takiej samej nazwie, która powinna się stać miejscem nowej konsolidacji kompetencji naukowych. Załącznik 1 Rynek energii pierwotnej i końcowej w roku 2008 i 2020 W tablicy 1 przedstawiono oszacowanie (autorskie) rynków energii pierwotnej oraz końcowej w 2008 roku (uwzględniające potencjał rolnictwa energetycznego). Tabl.1. Polski rynek paliw pierwotnych oraz energii końcowej (sprzedaŝ do odbiorców końcowych, czyli bez potrzeb własnych źródeł wytwórczych i bez strat sieciowych) w wymiarze ilościowym (z uwzględnieniem potencjału rolnictwa energetycznego) [J. Popczyk] Paliwo Rynek w jednostkach naturalnych na rok Rynek paliw pierwotnych, TWh/rok Rynek energii końcowej, TWh/rok Węgiel kamienny 80 mln ton Węgiel brunatny 60 mln ton Gaz ziemny 10 mld m Ropa naftowa 22 mln ton Energia odnawialna Rolnictwo energetyczne - - 4/30 2 mln ha ekw. (16 mld m 3 biometanu) Uwagi do tabl. 1: Uwaga 1. Węgiel kamienny całkowite wydobycie wynosi 100 mln t/a, 20 mln t/a stanowi eksport. Uwaga 2. Gaz ziemny całkowite zuŝycie wynosi 15 mld m 3 /a, 5 mld m 3 /a wykorzystuje się w przemyśle chemicznym (przede wszystkim przy produkcji nawozów sztucznych). Całe wydobycie krajowe 4,5 mld m 3 jest wykorzystywane do celów energetycznych. Uwaga 3. Energia odnawialna (wykorzystanie/potencjał) według obecnych wyobraŝeń składają się na nią ciągle tylko: biomasa wykorzystana we współspalaniu, hydroenergetyka przepływowa i energetyka wiatrowa. Czyli na rynku końcowym reprezentowana jest obecnie tylko w postaci energii elektrycznej. Takie podejście do energetyki odnawialnej jest juŝ, w świetle Pakietu energetycznego 3 20, całkowicie nieuprawnione. Uwaga.4. Rolnictwo energetyczne w tablicy ostroŝnie jest oszacowany potencjał powierzchni moŝliwej do wykorzystania. Rynek w paliwie pierwotnym został oszacowany na podstawie wydajności kukurydzy (załoŝenie upraszczające), z uwzględnieniem potencjału postępu biotechnologicznego. Mianowicie, wydajność energetyczna z jednego hektara ekwiwalentnego, wynosząca w przypadku kukurydzy 5 tys. m 3 biometanu obecnie wzrośnie w 2020 roku do 8 tys. m 3 (w przypadku topinamburu osiągalna wydajność jest jeszcze znacznie większa). Uwaga 5. Rynek energii końcowej został oszacowany z uwzględnieniem sprawności energetycznej charakterystycznej dla stosowanych obecnie technologii. W przypadku energii elektrycznej są to praktycznie tylko technologie systemowe wielkoskalowe, o niskiej sprawności wykorzystania energii pierwotnej w elektrowniach i duŝych stratach w sieciach.

13 Oszacowanie rynku paliw pierwotnych i energii końcowej w 2020 roku za pomocą tradycyjnych metod prognostycznych jest obecnie praktycznie niemoŝliwe. Nie jest to jednak zasadniczy problem, bowiem obecnie nie chodzi o precyzyjne prognozy, a o stwierdzenie, czy rynek będzie w stanie odpowiadać na popyt. To zaleŝy oczywiście od dynamiki wzrostu popytu. MoŜna z bardzo duŝym prawdopodobieństwem przyjąć, Ŝe zdolność rynku do odpowiedzi na wzrost zapotrzebowania do 2020 roku będzie w pełni wystarczająca. Wynika to z oszacowań wielkości polskich rynków końcowych energii w okresie do 2020 roku. Są one następujące: 1. E n e r gia e l e k t r yc z n a. Zakłada się 2-procentowy roczny wzrost rynku. Zatem wzrost rynku w całym okresie wyniesie 26 proc. Wielkość rynku końcowego (zuŝycie) na koniec okresu wynosi około 150 TWh, a z potrzebami własnymi i stratami sieciowymi 190 TWh. 2. C i e p ł o. Zakłada się stabilizację rynku, czyli wielkość rynku końcowego na koniec okresu jest taka jak w 2007 roku i wynosi 240 TWh.T r a n s p o r t. Zakłada się 3-procentowy roczny wzrost rynku. Zatem wzrost rynku w całym okresie wynosi 43 procent. Wielkość rynku końcowego (zuŝycie) na koniec okresu wynosi około 210 TWh. Załącznik 2 Wykorzystanie biomasy w charakterystycznych technologiach energetycznych W najbliŝszych latach najwaŝniejsze jest to, czy biomasa będzie źródłem niezwykle atrakcyjnego biznesu (pod względem zysków wynikających ze szkodliwej regulacji prawnej) tylko dla wielkiej energetyki, nawet w przypadkach bezsensownych z punktu widzenia energetycznego (współspalanie w elektrowniach kondensacyjnych z kotłami pyłowymi), czy teŝ zostanie efektywnie wykorzystana w energetyce rozproszonej, w źródłach dedykowanych. Odpowiedź na to pytanie powinna uwzględniać szerszą, oprócz elektrowni kondensacyjnych z kotłami pyłowymi, listę technologii. W tablicy 2 przedstawiono oszacowanie wykorzystania biomasy charakterystyczne dla róŝnych technologii energetycznych, od najniekorzystniejszej, obecnie dominującej, technologii w postaci współspalania w elektrowniach kondensacyjnych z kotłami pyłowymi, poprzez duŝe elektrociepłownie węglowe z kotłami fluidalnymi aŝ do najkorzystniejszej technologii w postaci kogeneracji gazowej (biogazowej/biometanowej) małej skali (o mocy jednostkowej poniŝej 1 MW el ). Oszacowanie to, wymagające dalszej pogłębionej analizy, wskazuje na wielki, nieuświadomiony dotychczas, problem nieefektywności wykorzystania biomasy z punktu widzenia dwóch celów Pakietu energetycznego 3x20 (zwiększenia efektywności wykorzystania paliw oraz obniŝenia emisji CO 2 ). Tabl. 2. Oszacowanie (autorskie) wykorzystania biomasy, charakterystyczne dla róŝnych technologii energetycznych [J. Popczyk]. Technologia Elektrownia kondensacyjna Elektrociepłownia węglowa Elektrociepłownia Kocioł pyłowy Kocioł fluidalny Kocioł pyłowy Kocioł fluidalny biogazowa 3% 25% 48% 70% 85% Uwagi do tabl. 2: Uwaga 1. Oszacowania dla źródeł z kotłem pyłowym (elektrownia kondensacyjna i wielka elektrociepłownia węglowa) są zrobione przy załoŝeniu, Ŝe udział biomasy w paliwie wynosi 5% oraz, Ŝe współspalanie obniŝa w tych źródłach sprawność o 1 punkt procentowy. ZałoŜono teŝ, Ŝe energia pierwotna potrzebna na pokrycie strat związanych z ubytkiem sprawności pochodzi