Uwarunkowania rozwoju energetyki krajowej, scenariusze makroekonomiczne i prognozy popytu na energię do roku 2030

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 odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej CZĘŚĆ 1 Uwarunkowania rozwoju energetyki krajowej, scenariusze makroekonomiczne i prognozy popytu na energię do roku 2030 Wersja z dn. 19.06.2008 Pracę wykonała firma Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. na podstawie umowy z Polskim Komitetem Energii Elektrycznej z dn. 7 października 2007 Warszawa, czerwiec 2008

Kierownik Projektu po stronie PKEE: Kazimierz Szynol Zastępca Kierownika po stronie PKEE: Stanisław Poręba Zespół autorski: Zespół EnergSys: Bolesław Jankowski kierownik pracy Zygmunt Parczewski Marek Niemyski Adam Umer Sławomir Senczek Igor Tatarewicz Eksperci współpracujący Andrzej Kądzielawa eksperci branży gazowniczej Zespół ICHPW Krzysztof Dreszer kierownik zespołu Marek Ściążko Lesław Zapart Tomasz Chmielniak Jarosław Zuwała Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 2

Spis treści 1. WPROWADZENIE... 6 1.1. PODSTAWA, CEL I ZAKRES PRACY... 6 1.2. ZDEFINIOWANIE PROBLEMU... 7 1.2.1. Istota problemu... 7 1.2.2. Zakres oceny skutków... 8 1.3. METODYKA BADAWCZA... 9 1.3.1. Przesłanki do wyboru metodyki... 9 1.3.2. Zestaw modeli i procedura obliczeniowa... 10 1.4. UWAGI WYKONAWCZE I ZAWARTOŚĆ RAPORTU... 12 1.5. BAZA INFORMACYJNA... 14 2. NOWE CELE I WYMAGANIA NA POZIOMIE UE... 15 2.1. PROJEKT POLITYKI ENERGETYCZNEJ DLA EUROPY Z 2007 R.... 15 2.1.1. Ogólna charakterystyka pakietu... 15 2.1.2. Główne cele strategiczne tzw. Pakiet 3*20... 18 2.1.3. Proponowane instrumenty redukcji emisji CO2... 20 2.2. PAKIET ENERGETYCZNO KLIMATYCZNY Z 2008 R... 24 2.2.1. Podstawa polityczna... 24 2.2.2. Zawartość pakietu... 25 2.2.3. Ogólna charakterystyka... 27 2.2.4. Kluczowe wymagania dla Polski... 29 3. POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI ORAZ INSTRUMENTY JEJ WDRAŻANIA... 31 3.1. CELE POLITYKI ENERGETYCZNEJ W POLSCE... 31 3.2. PROBLEMY ZINTEGROWANIA NOWYCH CELÓW POLITYKI UE Z TRADYCYJNYMI CELAMI KRAJOWEJ POLITYKI ENERGETYCZNEJ... 33 3.3. INSTRUMENTY REALIZACJI POLITYKI ENERGETYCZNEJ W POLSCE... 34 3.4. PRZEGLĄD SYSTEMOWYCH INSTRUMENTÓW RYNKOWYCH STOSOWANYCH W POLSCE... 36 3.5. WPŁYW STOSOWANYCH MECHANIZMÓW WDROŻENIOWYCH NA SKUTKI POLITYKI UNIJNEJ... 37 4. ANALIZA OFICJALNYCH SCENARIUSZY MAKROEKONOMICZNYCH I PROGNOZ ENERGETYCZNYCH... 39 4.1. WYBÓR SCENARIUSZY DO ANALIZ... 39 4.2. SPOSÓB OPRACOWANIA SCENARIUSZY RZĄDOWYCH... 40 4.2.1. Scenariusz makroekonomiczny projektu KPRU 2008-2012... 41 4.2.2. Scenariusz makroekonomiczny projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 r... 43 4.3. NAJWAŻNIEJSZE ZAŁOŻENIA... 45 4.3.1. Scenariusze dynamiki i struktury sektorowej PKB... 45 4.3.2. Założenia dotyczące efektywności energetycznej gospodarki... 47 4.4. GŁÓWNE WYNIKI... 48 4.5. OCENA EKSPERCKA SCENARIUSZY RZĄDOWYCH... 50 5. AUTORSKIE SCENARIUSZE I PROGNOZY ENERGETYCZNE... 52 5.1. JAKOŚCIOWY OPIS SCENARIUSZY... 53 5.1.1. Logika różnicowania scenariuszy makro... 53 5.1.2. Opis Scenariusza Bazowego... 55 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 3

5.1.3. Opis Scenariusza Umiarkowanego... 56 5.2. ZAŁOŻENIA SCENARIUSZY MAKROEKONOMICZNYCH... 57 5.2.1. Analiza popytowych składników wzrostu PKB oraz wpływ handlu zagranicznego... 57 5.2.2. Czynniki wzrostu gospodarczego... 61 5.2.3. Rola inwestycji we wzroście gospodarczym... 64 5.2.4. Rynek pracy... 69 5.2.5. Zmiany struktury sektorowej gospodarki... 73 5.2.6. Zestawienie podstawowych założeń ilościowych w scenariuszach makro... 74 5.3. PROJEKCJE MAKROEKONOMICZNE DLA DWÓCH NOWYCH SCENARIUSZY... 79 5.3.1. Dynamika i cykliczność wzrostu gospodarczego... 79 5.3.2. Struktura tworzenia wartości dodanej... 80 5.3.3. Dynamika rozwoju transportu i budownictwa mieszkaniowego... 82 5.4. ZAŁOŻENIA DOTYCZĄCE ENERGOCHŁONNYCH PRODUKTÓW I USŁUG... 84 5.5. POPYT FINALNY NA ENERGIĘ... 86 5.5.1. Bez nowych wymagań UE dotyczących poprawy efektywności wykorzystania energii... 86 5.5.2. Z pakietem poprawy efektywności... 91 6. WARUNKI DOSTAW PALIW DLA ELEKTROENERGETYKI... 96 6.1. STRUKTURA PALIWOWA ORAZ ZDOLNOŚCI WYMIANY ZAGRANICZNEJ ENERGII ELEKTRYCZNEJ... 96 6.2. DOSTAWY PALIW Z IMPORTU... 99 6.2.1. Prognoza cen paliw na rynku międzynarodowym... 102 6.2.2. Potencjalne kierunki dostaw gazu ziemnego z importu... 110 6.3. KRAJOWE DOSTAWY PALIW... 113 6.3.1. Wydobycie i dostawy gazu ziemnego i ropy naftowej... 113 6.3.2. Podziemne magazynowanie gazu ziemnego... 115 6.3.3. Sieci gazownicze... 118 6.3.4. Wydobycie i dostawy węgla kamiennego... 119 6.3.5. Wydobycie i dostawy węgla brunatnego... 126 7. STAN AKTUALNY I PLANOWANE ZMIANY W ZAKRESIE ZDOLNOŚCI WYTWÓRCZYCH I INSTALACJI OCHRONNYCH ELEKTROWNI ZAWODOWYCH... 133 7.1. ZAKRES ANALIZ I ŹRÓDŁA DANYCH... 133 7.2. PROGNOZA WYCOFYWANIA Z EKSPLOATACJI ISTNIEJĄCYCH KONWENCJONALNYCH JEDNOSTEK PRODUKCYJNYCH... 134 7.2.1. Aktualne zdolności wytwórcze w elektrowniach zawodowych... 134 7.2.2. Wycofania związane z derogacjami naturalnymi... 136 7.2.3. Planowane wycofania mocy z tytułu likwidacji lub modernizacji... 138 7.3. PLANOWANE NOWE OBIEKTY I MODERNIZACJE ISTNIEJĄCYCH KONWENCJONALNYCH JEDNOSTEK PRODUKCYJNYCH... 141 7.4. WYPOSAŻENIE W INSTALACJE DESOX I DENOX ORAZ PLANY ZWIĄZANE Z BUDOWĄ NOWYCH INSTALACJI OCHRONNYCH... 145 7.4.1. Wyposażenie w instalacje odsiarczania... 145 7.4.2. Wyposażenie w instalacje redukcji emisji tlenków azotu... 146 7.4.3. Planowane instalacje do budowy... 148 8. OCENA AKTUALNYCH I PRZYSZŁYCH TECHNICZNYCH MOŻLIWOŚCI IMPORTU I EKSPORTU ENERGII ELEKTRYCZNEJ... 150 8.1. KRÓTKA CHARAKTERYSTYKA TECHNICZNA KRAJOWEGO SYSTEMU PRZESYŁOWEGO... 150 8.1.1. Tło ogólne... 150 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 4

8.1.2. Stan aktualny systemu przesyłowego... 152 8.1.3. Ocena strat energii elektrycznej w sieci przesyłowej... 153 8.1.4. Identyfikacja przyczyn i technicznych skutków ograniczeń przesyłowych... 154 8.2. STAN ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWYCH WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ W 2007 ROKU... 156 8.3. AKTUALNY STAN REALIZACJI INWESTYCJI BEZPOŚREDNIO WPŁYWAJĄCYCH NA ZWIĘKSZENIE ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWEJ KSP... 161 8.3.1. Integracja i współpraca międzysystemowa... 161 8.3.2. Założenia wstępne poprzedzające budowę mostu Polska - Litwa... 163 8.4. PERSPEKTYWY ROZWOJU KRAJOWEGO SYSTEMU PRZESYŁOWEGO... 168 8.4.1. Główne cele... 168 8.4.2. Prawne bariery ograniczające dynamikę rozwoju krajowej sieci przesyłowej... 169 8.4.3. Aktualny stan realizacji projektów inwestycyjnych wpływających pośrednio na zwiększenie zdolności przesyłowej KSP... 170 8.4.4. Inwestycje rozwojowe i modernizacyjne aktualnie realizowane do roku 2010... 171 8.4.5. Planowane inwestycje w latach 2011-2015... 172 8.4.6. Przedsięwzięcia inwestycje przewidywane w ramach rozwoju połączeń transgranicznych do roku 2020 174 8.5. OBECNE I PRZEWIDYWANE ZDOLNOŚCI WYMIANY TRANSGRANICZNEJ KRAJOWEJ SIECI PRZESYŁOWEJ... 177 8.6. WNIOSKI... 178 9. UWARUNKOWANIA ROZWOJU ZASTOSOWAŃ TECHNOLOGII WĘGLOWYCH, JĄDROWYCH I GAZOWYCH... 180 9.1. TECHNOLOGIE CZYSTEGO WĘGLA... 180 9.2. ELEKTROWNIE JĄDROWE... 180 9.3. ELEKTROWNIE GAZOWE... 183 10. PODSUMOWANIE... 186 11. BAZA INFORMACYJNA OPRACOWANIA... 188 A. DOKUMENTY, DANE, INFORMACJE I POZYSKANE DROGĄ OFICJALNĄ... 189 B. POZOSTAŁE WYKORZYSTANE MATERIAŁY I OPRACOWANIA... 192 ZAŁĄCZNIK 1: Szczegółowa charakterystyka systemów kolorowych certyfikatów stymulujących rozwój oze i kogeneracji ZAŁĄCZNIK 2: Założenia dotyczące poziomów aktywności i energochłonności wyróżnionych rodzajów produkcji RAPORT CZĄSTKOWY 1: Ocena stanu aktualnego i perspektyw rozwoju czystych technologii węglowych możliwych do zastosowania w siłowniach energetycznych w polsce wraz z opracowaniem charakterystyk techniczno-ekonomicznych RAPORT CZĄSTKOWY 2: Wstępna ocena potencjalnych możliwości magazynowania CO2 we wgłębnych strukturach geologicznych, z uwzględnieniem uwarunkowań produkcji gazu ziemnego oraz PMG w Polsce w horyzoncie 2030 roku RAPORT CZĄSTKOWY 3: Ocena potencjału i warunków dostaw gazu z nowych, głównych kierunków dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski w horyzoncie do 2030 roku Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 5

1. Wprowadzenie 1.1. Podstawa, cel i zakres pracy Podstawą pracy jest umowa z dn. 7 października 2007 pomiędzy Polskim Komitetem Energii Elektrycznej a spółką Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. na wykonanie pracy pt.: Raport dotyczący wpływu proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej - zwany dalej Raportem 2030. Podstawowym celem pracy jest odpowiedź na pytanie, czy zawarte w projekcie polityki UE cele i wymagania zmierzające do znacznego ograniczenia emisji CO2 oraz rozwoju wykorzystania energii odnawialnej są możliwe do spełnienia i jakie będą skutki ich wdrożenia w Polsce, szczególnie w odniesieniu do sektora elektroenergetyki. Uzupełniające cele pracy sformułowano jako: Wsparcie w wypracowaniu solidnego i dobrze uzasadnionego merytorycznie stanowiska do debaty nad propozycjami UE, obejmującymi nową europejską strategię energetyczną; Wypracowanie rekomendacji odnośnie najkorzystniejszej strategii dostosowania do nowych wymagań UE (w tym dotyczących wdrażania technologii zeroemisyjnych ); Stworzenie ram metodycznych i zgromadzenie danych do prowadzenia dalszych analiz strategicznych, obejmujących zagadnienia kluczowe dla przyszłości polskiej elektroenergetyki. W momencie rozpoczynania pracy podstawowym elementem oceny był pakiet dokumentow KE, składajacy się na propozycję nowej Polityki energetycznej dla Europy, opublikowany 10 stycznia 2007. Po zakończeniu etapu 1 w styczniu 2008 ukazał się drugi zestaw dokumentów KE, składający się na tzw. Pakiet energetyczno klimatyczny. Ze względu na jego wagę prace obliczeniowe w etapie drugim skoncentrowały się na ocenie skutków powodowanych tym drugim pakietem. Zakres analiz obejmuje horyzont czasowy do roku 2030. Ze względu na silne oddziaływanie wielu czynników na przyszły rozwój elektroenergetyki krajowej, praca obejmuje nie tylko badanie elektroenergetyki ale także powiązanych z nią sektorów, kluczowych elementów otoczenia oraz scenariuszowe badania rozwoju całej gospodarki krajowej. Zgodnie z umową, zakres prac składa się z następujących zadań w podziale na dwa etapy: Etap I - Analiza uwarunkowań prawnych, politycznych, energetycznych, analizy technologiczne, opracowanie scenariuszowy makroekonomicznych i popytowych w zakresie energii, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 6

Etap II Integracja i uspójnienie analiz cząstkowych, wykonanie obliczeń modelowych, analiza wyników i ocena skutków. Przyjęto, że wyniki pracy będą wykorzystywane przez PKEE oraz jego członków, a także przez organy administracji rządowej przy formułowaniu stanowiska polskiego w dyskusji nad projektem nowej polityki UE, a także jako materiał wspierający prace nad opracowaniem długofalowej strategii rozwoju energetyki krajowej, ze szczególnym uwzględnieniem sektora elektroenergetycznego. 1.2. Zdefiniowanie problemu 1.2.1. Istota problemu Istotą badanego problemu jest przyjęcie w projekcie polityki energetycznej UE ochrony klimatu jako głównego jej celu oraz pakietu celów i wymagań pośrednich, zmierzających do ograniczenia emisji CO2 oraz rozwoju wykorzystania energii odnawialnej. W ramach tej polityki KE proponuje także aktywne dzialania majace na celu wsparcie rozwoju i zastosowań instalacji do wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla (Carbon Capture and Storage - CCS) w nowych elektrowniach węglowych. Propozycje unijne mogą mieć szczególnie duży wpływ na sytuację sektora elektroenergetycznego w Polsce, ze względu na następujące uwarunkowania: dominującą rolę technologii węglowych w sektorze elektroenergetycznym w Polsce (o wysokich emisjach i relatywnie niskiej sprawności); brak sprawdzonych rozwiązań w zakresie budowy instalacji CCS dużej skali oraz ograniczonego zakresu badań możliwości ich wykorzystania w Polsce; słabo rozeznane możliwości magazynowania skroplonego dwutlenku węgla w Polsce; brak działań organów rządowych mających charakter rozwiązań systemowych a choćby przygotowawczych; niski potencjał ekonomiczny dominujących podmiotów sektora elektroenergetycznego w porównaniu do skali wymaganych inwestycji, niedostosowanie sieci przesyłowej do współpracy z energetyką wiatrową dużej skali ze względu na wysoką zmienność generacji elektrowni wiatrowych. Przyjęcie wymienionych wymagań unijnych w Polsce może - poprzez stworzenie nowych barier technicznych, prawnych i finansowych - utrudnić proces odtworzenia i rozbudowy mocy wytwórczych, a także spowodować poważny wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej, ze wszystkimi jego negatywnymi skutkami dla gospodarki i mieszkańców. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 7

1.2.2. Zakres oceny skutków Główne rozpatrywane skutki dotyczyć będą zmiany kosztów wytwarzania energii elektrycznej, zdolności do odtworzenia i rozbudowy mocy oraz zachowania konkurencyjności technologii węglowych. Skutki te wystąpią w obrębie sektora elektroenergetycznego. Oczekiwano jednak także, że w wyniku pracy zostaną przedstawione inne skutki projektowanej polityki unijnej, szczególnie w odniesieniu do całej gospodarki krajowej jak i sytuacji gospodarstw domowych. Wymaga to uwzględnienia silnego powiązania systemu elektroenergetycznego z innymi systemami społeczno - gospodarczymi (por. rys. 1.1). System finansowy System prawno - regulacyjny System naukowobadawczy spłaty kredytów kredyty regulacje informacje rozwiązania problemy System paliwowy paliwa energia elektr. System przetwarzania energii energia wytwory System gospodarczy energia surowce energet. odpady zasoby naturalne zanieczyszczenia pracownicy Środowisko System społeczny Rys. 1.1. Otoczenie systemu energetycznego Najściślejsze powiązania zachodzą pomiędzy systemem elektroenergetycznym a systemem paliwowym, gospodarczym i społecznym, które z jednej strony dostarczają niezbędnych środków do produkcji (paliw, urządzeń, pracowników) a z drugiej - są odbiorcami produkowanej energii. Funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego w dużej mierze zależy także od interakcji z innymi systemami zaznaczonymi na rysunku: finansowym, prawno-regulacyjnym oraz naukowo badawczym. Istotne są także powiązania ze środowiskiem, zarówno w aspekcie kontroli emisji zanieczyszczeń, jak i wykorzystania zasobów naturalnych paliw kopalnych, terenów pod budowę, a w przyszłości być może także struktur podziemnych do magazynowania skroplonego CO2. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 8

Ze względu na wzajemne interakcje, zmiany w jednym systemie powodują zmiany w innych. Z tego powodu skutki wprowadzenia nowej polityki energetycznej UE nie ograniczą się do systemu elektroenergetycznego. Przeniosą się one w różny sposób na wszystkie systemy powiązane. Wstępnie można oczekiwać, że wdrożenie nowej proponowanej polityki unijnej będzie korzystne dla środowiska (zmniejszenie emisji CO2), systemu finansowego (większe zapotrzebowanie na środki finansowe) i systemu naukowo badawczego (nowe problemy do rozwiązania). Warto zaznaczyć, że oprócz pozytywnych skutków, niektóre propozycje, np. stosowanie instalacji CCS mogą mieć także negatywne skutki dla środowiska. Wśród najważniejszych wymienić warto zwiększenie zużycia paliw na produkcję energii, a także dodatkowe zajęcie terenu oraz zagrożenie dla stabilności struktur geologicznych i zdrowia mieszkańców wynikające z budowy systemów transportu i magazynowania skroplonego CO2. Wzrost cen energii elektrycznej będzie z pewnością negatywnie wpływał na rozwój gospodarki i sytuację gospodarstw domowych. Mogą się jednak pojawić także pozytywne skutki dla gospodarki: np. zapotrzebowanie na urządzenia i usługi związane z instalacjami CCS, zwiększy się popyt na bardziej efektywne energetycznie urządzenia, lub na instalacje do produkcji energii z OZE. Wpływ na system paliwowy spowoduje prawdopodobnie zmianę poziomu i struktury zapotrzebowania na paliwa, jednak nawet przybliżone określenie kierunku tych zmian jest trudne do oceny bez przeprowadzenia szczegółowych obliczeń. Powyższe rozważania wskazują na złożoność problematyki oceny skutków nowej polityki energetycznej UE dla Polski. Niektóre skutki można opisać jedynie w sposób jakościowy. Oceny ilościowe - zgodnie z początkowymi założeniami - objąć miały sektor elektroenergetyczny (struktura technologii, koszty wytwarzania), paliwowy (zapotrzebowanie na paliwa) oraz skutki dla gospodarki i gospodarstw domowych. Wymagało to zastosowania odpowiedniej metodyki badawczej i zestawu narzędzi obliczeniowych. 1.3. Metodyka badawcza 1.3.1. Przesłanki do wyboru metodyki Przy doborze metodyki badawczej uwzględniono następujące przesłanki, wynikające z charakteru badanego problemu: 1. Występowanie licznych wzajemnych powiązań poszczególnych zagadnień ujętych w zakresie pracy (bilans i struktura nowych mocy, wycofania z eksploatacji, produkcja z OZE, import energii, możliwości i koszty CCS, ograniczenia emisyjne); 2. Wpływ przyszłych warunków działania na kształt wcześniejszych decyzji inwestycyjnych (restrykcyjne przepisy dot. redukcji CO2 wymagają już teraz opracowania technologii niskoemisyjnych); Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 9

3. Wymóg spójnego ujęcia w badaniach aspektów energetycznych i ekologicznych (emisje jako efekt uboczny produkcji energii, ale także jako czynnik decydujący o kierunkach rozwoju w przypadku polityki ich silnego ograniczania); 4. Duże znaczenie szerszego kontekstu systemowego (wpływ gospodarki na zapotrzebowanie energii oraz wpływ zmian cen na rozwój gospodarczy i sferę społeczną); 5. Szeroki wymagany zestaw wyników analizy (popyt na energię, bilanse mocy i produkcji energii elektrycznej, struktura technologii produkcyjnych, zużycie paliw, emisje zanieczyszczeń, koszty produkcji, nakłady inwestycyjne). Wymienione przesłanki ukazały konieczność zastosowania metodyki, która pozwoli w sposób spójny analizować szeroki zakres zagadnień z obszaru energetyki, gospodarki i wpływu na środowisko. Na tej podstawie dokonano wyboru do analiz opisanego poniżej zestawu modeli. 1.3.2. Zestaw modeli i procedura obliczeniowa Do ilościowej oceny skutków nowej polityki unijnej, zarówno w sektorze wytwarzania energii elektrycznej jak i powiązanych z nim procesów energetycznych i gospodarczych, zastosowano zestaw trzech modeli: makroekonomicznego modelu równowagi ogólnej (CGE-PL), symulacyjnego modelu popytowego PROSK-E i optymalizacyjnego modelu całego systemu energetycznego kraju EFOM-PL. Ogólny układ obliczeniowy przedstawiono na rys. 1.2. Zaznaczono na nim główne dane wejściowe i wyniki modeli oraz powiązanie etapu kreacji założeń jakościowych (scenariuszy) z założeniami liczbowymi do obliczeń modelowych. Przedstawiony zestaw modeli był wielokrotnie wykorzystywany w pracach dla administracji rządowej (MŚ, MG oraz organizacji międzynarodowych, m.in. Bank Światowy) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 10

POMOCNICZE BAZY DANYCH DLA MODELI ENERGETYCZNYCH Dane statystyczne Normy, standardy Akty prawne; konwencje i porozumienia międzynarodowe Programy rządowe i branżowe, dane firm, inne SCENARIUSZE JAKOŚCIOWE - WARIANTY POLITYKI Współpraca międzynar.: - tempo integracji z UE - przepływ kapitału - transfer technologii Polityka ekonomiczna: - priorytety sektorowe - polityka finansowa Polityka energetyczna: - model rynku energii - konkurencyjność sektora - bezpieczeństwo energet. Polityka ekologiczna: - cele polityki ekolog. - środki realizacji Założenia makroekonom.: - zasób i produktywność czynników produkcji - ceny i elastyczność popytu w handlu zagranicznym - dane finansowe (podatki, subwencje, stopa podatkowa) Prognozy produkcji energochłonnych produktów i usług Energochłonność produkcji w działach i gałęziach gospodarki Założenia do obliczeń: - wymagania środowiskowe - ceny importowe i eksportowe paliw - opcje polityki energet. - zasoby paliw Parametry technicznoekonomiczne - tablica I/O - funkcja CES - model LES CGE-PL Baza danych technologii użytkowania energii PROSK-E Baza danych technologii: - pozyskania energii - przetwarzania energii - użytkowania energii - oszczędzania energii EFOM-PL Dynamika i struktura PKB w sektorach, popyt finalny na grupy paliw i energii w sektorach, zmiany cen grup paliw i energii, pracy i kapitału Popyt na energię końcową wg sektorów i nośników energii, emisje zanieczyszczeń z finalnego użytkowania energii Struktura mocy i technologii, bilanse energii, koszty energii, emisja zanieczyszczeń i koszty redukcji WYNIKI DLA ROZPATRYWANEGO SCENARIUSZA Rys. 1.2. Schemat konfiguracji modeli CGE-PL, PROSK-E i EFOM-PL oraz baz danych do badań systemu energetycznego z uwzględnieniem emisji zanieczyszczeń atmosfery Każdy model współpracuje z własną, specjalistyczną bazą danych. W całym układzie obliczeniowym wykorzystywane są ponadto zestawy danych zawierające bardziej ogólne informacje, jednak istotnie wpływające na perspektywy rozwoju systemu energetycznego kraju: informacje o zużyciu energii, unormowania prawne, programy rządowe itp. Powyższy zestaw modeli pozwala na badanie aspektów technologicznych, ekonomicznych i ekologicznych przyszłego rozwoju systemu elektroenergetycznego w ścisłym powiązaniu z rozwojem całej gospodarki krajowej oraz przy uwzględnieniu różnego rodzaju wymagań i ograniczeń. Model EFOM-PL umożliwia w obliczeniach uwzględnienie takich systemowych Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 11

uwarunkowań jak krajowe limity emisji zanieczyszczeń (w tym CO2), ograniczenia podażowe dotyczące np. dostaw węgla krajowego, czy założenia dotyczące społecznie akceptowalnego tempa rozwoju energetyki jądrowej. Każdy z modeli stanowi odrębną całość i może służyć do osobnych specyficznych analiz. Metodyka scenariuszowych badań prognostycznych opiera się na wykorzystaniu połączeń wszystkich modeli, poprzez uzyskiwane wyniki jednego z nich i dane wejściowe następnego. Pomiędzy modelami nie ma automatycznych formalnych połączeń i w każdej iteracji wyniki są ręcznie przygotowywane do obliczeń w następnym modelu, Są to tzw. miękkie powiązania pomiędzy modelami, które mają tą zaletę, że pozwalają dokładniej kontrolować przebieg obliczeń na każdym etapie. Ze względu na konieczność uwzględnienia oficjalnych prognoz i scenariuszy rozwoju makroekonomicznego Polski, model CGE wykorzystano głównie do uspójnienia oficjalnych prognoz makroekonomicznych i ich uzupełnienia o dane potrzebne do dalszych obliczeń. Główna część obliczeń, w tym analizy czułości systemu elektroenergetycznego na zmiany wymagań dotyczących CO2 lub innych założeń scenariuszowych, została wykonana przy pomocy modelu EFOM-PL. Ocena skutków nowej polityki unijnej na gospodarkę dokonana została poprzez zbudowanie pętli sprzężenia zwrotnego pomiędzy modelem EFOM-PL i modelem CGE-PL. Wyznaczony w modelu EFOM-PL wzrost kosztów marginalnych wytwarzania energii elektrycznej podawany jest na wejście modelu makroekonomicznego, który wyznacza wpływ takiego impulsu cenowego na całą gospodarkę krajową. 1.4. Uwagi wykonawcze i zawartość raportu Ocena skutków unijnego Pakietu energetyczno klimatycznego, która miała objąć skutki dla elektroenergetyki, gospodarki i mieszkańców w perspektywie do roku 2030 wymagała wykonania analiz obejmujących nie tylko bezpośrednio rozważane obszary systemu społeczno gospodarczego, ale także ich otoczenie systemowe. Rozwój systemu elektroenergetycznego jest szczególnie sprzężony z rozwojem gospodarki i generowanym popytem na energię (strona popytowa). Z drugiej strony kierunek rozwoju elektroenergetyki zależy od dostępnej bazy paliwowej, która warunkowana jest rozwojem krajowego sektora paliwowego jak i możliwością i warunkami dostaw paliw z importu. Rozwój procesów w sferze popytowej i podażowej systemu energetycznego w coraz większym stopniu zależy od różnego rodzaju regulacji prawnych. Z tego względu wykonanie obliczeń modelowych do roku 2030 zostało poprzedzone dokładną analizą uwarunkowań prawnych i politycznych odnoszących się do badanych procesów gospodarczych. Te analizy zostały wykonane w etapie 1, a w drugim etapie zostały jedynie w niewielkim zakresie zaktualizowane i uzupełnione. Drugi etap prac koncentrował się na przełożeniu wyników analiz etapu 1 na założenia modeli obliczeniowych, wykonaniu obliczeń modelowych i sformułowaniu na ich podstawie ocen ilościowych. Pełen zakres wykonanych prac przedstawiony jest w sposób schematyczny na rys 1.3. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 12

ETAP 1 Analizy w okresie do roku 2030 Polityki, strategie i regulacje prawne dot. górnictwa, gazu Sektor paliwowy: Ceny paliw na rynku międzynarodowym Dostawy gazu z importu i kraju Dostawy węgla kamiennego Dostawy wegla brunatnego Polityki energetyczna UE, Polityka energetyczna i ekologiczna kraju Regulacje prawne dot. energetyki i ochrony środowiska Sektor elektroenergetyczny: Zmiany zdolności produkcyjne elektrowni Wyposażenie w instalacje DESOX, DENOX Technologie zeroemisyjne (wychwyt CO2) Transport i magazynowanie CO2 Powiązania sieciowe import i eksport Rozwój produkcji z OZE Potencjał rozwoju kogeneracji Otoczenie energetyki Polityka i strategia gospodarcza kraju, Polityka i regulacje prawne dot. efektywności System energetyczny Strona popytowa: Rozwój gospodarczy Popyt na energię Poprawa efektywności ETAP 2 Mechanizm powstawania szkód z emisji CO2, Oszacowanie kosztów dla gospodarki 1. Opracowanie szczegółowych założeń liczbowych dla różnych scenariuszy i wariantów obliczeń 2. Wyznaczenie wpływu wymagań UE na kierunki rozwoju energetyki oraz skutki energetyczne i ekonomiczne 3. Wyznaczenie skutków dla gospodarki i gospodarstw domowych, Analizy i strategie Optymalne kierunki strategii wdrażania technologii zeroemisyjnych Rys. 1.3. Schemat obrazujący zakres wykonanych prac z podziałem na etapy Raport końcowy przedstawia w sposób całościowy wyniki wszystkich wykonanych w projekcie prac. Obejmuje on raport główny podzielony na dwie części: Część 1: Uwarunkowania rozwoju energetyki krajowej, scenariusze makroekonomiczne i prognozy popytu na energię do roku 2030. Część 2: Ocena skutków wdrożenia pakietu energetyczno klimatycznego dla Polski w okresie do roku 2030. Pierwsza część zawiera wyniki Etapu 1 po ich uzupełnieniu i aktualizacji w drugim etapie prac. Zawiera ona szerokie przedstawienie uwarunkowań rozwoju systemu energetycznego kraju ze szczególnym uwzględnieniem elektroenergetyki. Druga część raportu końcowego przedstawia szczegółowe założenia, wyniki obliczeń oraz sformułowane na ich podstawie oceny i wnioski. Oprócz dwuczęściowego raportu głównego wraz z załącznikami, raport końcowy zawiera pięć raportów cząstkowych, które zostały poświęcone szerszemu naświetleniu zagadnień kluczowych z punktu widzenia badanego problemu. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 13

1.5. Baza informacyjna Ze względu na bardzo szeroki zakres analiz w pracy wykorzystano bogatą bazę informacyjną, składającą się z następujących rodzajów dokumentów, opracowań i materiałów : 1) Oficjalnych dokumentów i opracowań unijnych, szczególnie tych odnoszących się do nowej polityki energetycznej; 2) Aktualnych aktów prawnych krajowych i unijnych odnoszących się do badanych zagadnień; 3) Oficjalnych analiz i studiów prognostycznych wykonanych na zlecenie polskich instytucji rządowych, szczególnie tych dotyczących przyszłości gospodarki i energetyki krajowej; 4) Dostępnych przeglądowych i studialnych opracowań wykonywanych na potrzeby organizacji międzynarodowych, szczególnie tych związanych z badaniem możliwości ograniczania redukcji emisji CO2 (technologie, koszty), w tym opracowań Euroelectric; 5) Fachowych publikacji i ekspertyz dotyczących szczegółowych zagadnień z zakresu pracy. W trakcie realizacji Etapu 1 duży wysiłek włożono w pozyskanie możliwie najbardziej aktualnych opracowań, danych i informacji dotyczących zagadnień kluczowych dla polityki energetycznej i ekologicznej, w tym: a. opracowań i materiałów przygotowanych na potrzeby jednostek administracji rządowej: Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Środowiska, KASHUE, Ministerstwa Rolnictwa. b. opracowań i materiałów sektorowych: górnictwa węgla kamiennego, brunatnego, gazu, systemu przesyłowego energii elektrycznej, gazu ziemnego, przygotowanych przez takie firmy jak: PSE-OPERATOR, PGE, GAZ-SYSTEM, PGNiG, GIG. Zamiarem wykonawcy i Zamawiającego było oparcie się na możliwie najpełniejszym zestawie dokumentów i opracowań posiadających status dokumentów oficjalnych lub wysokie walory merytoryczne. Niestety nie wszystkie opracowania i dokumenty udało się pozyskać. Czasami jak w przypadku analiz dot. górnictwa, Wykonawca wraz z Zamawiającym inicjowali działania, które miały na celu sformułowanie wiarygodnych założeń odnośnie kluczowych dla rozwoju energetyki wielkości. Szczegółową listę wykorzystanych materiałów przedstawiono w formie dwóch zestawień w końcowej części niniejszego raportu. Pierwsze zawiera dokumenty pozyskane drogą oficjalną we współpracy z Zamawiającym, a drugie pozostałe wykorzystane materiały. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 14

2. Nowe cele i wymagania na poziomie UE 2.1. Projekt polityki energetycznej dla Europy z 2007 r. 2.1.1. Ogólna charakterystyka pakietu Polityka Energetyczna dla Europy 1 jest dokumentem, który przedstawia propozycję polityki energetycznej Unii Europejskiej w perspektywie do roku 2030, a czasami sięga także horyzontu roku 2050. Wyraża pogląd Komisji Europejskiej i skierowany jest do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego z wnioskiem o zatwierdzenie zawartych w nim propozycji, szczególnie w odniesieniu do zaproponowanych tam celów i działań. Dokument ma charakter syntetyczny i prezentuje kompleksowy pakiet celów oraz kierunków działań, które mają prowadzić do ich osiągnięcia. Opiera się na zestawie dokumentów, które w sposób bardziej szczegółowy zajmują się najważniejszymi elementami polityki energetycznej. Wyzwania Do najważniejszych aktualnych problemów dokument zalicza: rosnącą zależność energetyczną Unii, w tym szczególnie istotną dla bezpieczeństwa energetycznego zależność od importu węglowodorów (ropa, gaz ziemny); zagrożenie zmian klimatu, wiązane w dokumencie z emisją gazów cieplarnianych, które w UE w 80% pochodzą z energetyki; rosnące ceny paliw węglowodorowych na rynku międzynarodowym, które mogą stać się znacznym obciążeniem dla gospodarki UE. Główne cele Unijna polityka energetyczna budowana jest wokół trzech następujących głównych celów: 1. Przeciwdziałanie zmianom klimatu; 1 KOM(2007) 1 final: Europejska Polityka Energetyczna. Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego, Bruksela, 10.1.2007. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 15

2. Ograniczenie podatności Unii na wpływ czynników zewnętrznych wynikających z zależności od importu węglowodorów; 3. Wspieranie zatrudnienia i wzrostu gospodarczego. Kierunki działań Osiągnięcie tych celów ma być dokonane poprzez zestaw działań, które można pogrupować w pakiety, nakierowane na: 1) Stworzenie efektywnego wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu, w tym także wzmocnienie powiązań międzysystemowych; 2) Ograniczenie zużycia paliw kopalnych oraz emisji dwutlenku węgla (rozwój wykorzystania OZE, poprawa efektywności energetycznej, wprowadzenie wymogu budowy elektrowni węglowych z instalacjami CCS, dopuszczenie energetyki jądrowej); 3) Rozwój nowoczesnych technologii energetycznych wspierających działania wymienione powyżej, szczególnie w obszarach wykorzystania OZE (w tym biomasa II generacji), niskoemisyjnych technologii produkcji energii (w tym instalacji CCS), energetyki jądrowej IV generacji i przyszłościowych technologii termojądrowych; 4) Ukierunkowanie polityki międzynarodowej na kreowanie relacji międzynarodowych sprzyjających realizacji celów energetycznych. Komisja Europejska w dokumencie wskazuje pozytywne efekty uzyskane w wyniku zastosowania dotychczasowych działań na szczeblu UE i w poszczególnych krajach. Wyraża jednak pogląd, że dotychczasowe wysiłki są niewystarczające i wymagają dalszego wzmocnienia. Proponowane działania mają charakter kompleksowy, dotyczą wielu obszarów i obejmują działania o różnorakim charakterze (regulacje rynkowe, polityki sektorowe, stymulowanie prac badawczych i opracowania nowych technologii, działania polityczne). Autorzy dokumentu podkreślają, że jedynie całościowe podejście daje szanse na osiągnięcie zamierzonych celów. Polityki sektorowe Projekt polityki energetycznej dla UE opiera się na zestawie dokumentów określających polityki sektorowe w obszarach kluczowych dla osiągnięcia założonych głównych celów. Najważniejsze z nich wymieniono poniżej. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 16

Tablica 2.1. Zestawienie kluczowych dokumentów sektorowych składających się na pakiet projektowanej polityki energetycznej UE Lp. Obszar Oznaczenie dokumentu tytuł Data publikacji Liczba stron 1 Wewnętrzny rynek energii elektrycznej i gazu COM (2006) 841 Prospects for the internal gas and electricity market 10.1.2007 22 2 Infrastruktura wymiany energii elektrycznej i gazu COM (2006) 846 Priority Interconnection Plan 10.1.2007 21 3 Energetyka odnawialna COM (2006) 848 Mapa drogowa na rzecz energii odnawialnej; energie odnawialne w XXI wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości 10.01.2007 17 4 Efektywność energetyczna COM (2006) 545 Action Plan for Energy Efficiency: Realising the Potential 19.10.2006 26 5 Rozwój technologii energetycznych COM (2006) 847 Towards a European Strategic Energy Technology Plan 10.1.2007 12 6 Niskoemisyjne technologie produkcji z paliw kopalnych (węgla) COM (2006) 843 Sustainable power generation from fossil fuels: aiming for near-zero emissions from coal after 2020 10.1.2007 15 7 Energetyka jądrowa COM (2006) 844 Nuclear Illustrative Programme Presented under Article 40 of the Euratom Treaty for the opinion of the European Economic and Social Committee 10.1.2007 23 Poszczególne dokumenty przedstawiają założenia polityki unijnej w poszczególnych obszarach. Są one stale rozwijane, czego dobitnym przykładem jest przedstawienie przez Komisję 19.09.2007 r. tzw. trzeciego pakietu legislacyjnego mającego na celu stworzenie konkurencyjnego wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu 2. 2 Pakiet ten składa się z pięciu podstawowych dokumentów: COM (2007) 528 COM (2007) 532. Dotyczą one wspólnych zasad rynku energii elektrycznej i gazu, infrastruktury do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i gazu oraz koordynacji regulacji energetyki na poziomie EU. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 17

2.1.2. Główne cele strategiczne tzw. Pakiet 3*20 Głównym, traktowanym priorytetowo celem w polityce energetycznej UE jest ochrona klimatu. Dlatego za główne wymuszenie polityczne należy uznać postawienie celu redukcji emisji CO2 o 20% do roku 2020. Dodatkowe cele: 20% udział OZE i 20% poprawa efektywności należy uznać za cele wspierające, mające umożliwić uzyskanie celu redukcji emisji, a przy tym zmniejszające zależność od importu paliw spoza UE. Podobny charakter ma propozycja wprowadzenia obowiązku stosowania instalacji CCS we wszystkich nowych elektrowniach węglowych po roku 2020. Z perspektywy elektroenergetyki krajowej najistotniejsze są następujące elementy projektowanej polityki UE i kierunki ich oddziaływania: 1. Wymóg redukcji emisji CO2, który jest głównym czynnikiem wymuszającym zmiany w polskiej elektroenergetyce; 2. Cele dotyczące poprawy efektywności energetycznej, które mają dwa aspekty: poprawę efektywności użytkowania energii która zmniejsza zapotrzebowanie na energię elektryczną, ułatwia redukcję emisji i zbilansowanie popytu z podażą, redukcję zużycia energii pierwotnej która jest wynikiem zarówno zmian w sferze użytkowania energii jak i przetwarzania energii; 3. Rozwój wykorzystania OZE do produkcji energii, w tym energii elektrycznej, który zmniejsza emisję CO2 z produkcji energii, jednak powoduje wzrost kosztów, konieczność budowy mocy rezerwowych (w przypadku elektrowni wiatrowych) oraz zwiększa wymagania dla sieci elektroenergetycznej, ze względu na zjawiska dynamiczne. 4. Obowiązkowe stosowanie instalacji CCS w nowych elektrowniach węglowych od roku 2020, które sprzyjać będzie redukcji emisji CO2, jednak jest częściowo przeciwstawne formułowanym celom dotyczącym zmniejszenia zużycia paliw pierwotnych. Drugim co do ważności celem projektowanej polityki unijnej jest ograniczenie zależności importowej, szczególnie w zakresie węglowodorów. W elektroenergetyce można to osiągnąć poprzez poprawę efektywności wykorzystania paliw w przemianach energetycznych, co prowadzić będzie do zmniejszenia potrzeb importowych. Poniżej w tabeli przedstawione zostały trzy główne kierunki działań zarysowane w projekcie polityki unijnej oraz jakościowa ocena ich wpływu na główne cele polityczne oraz ich skutki w odniesieniu do kosztów i możliwości przyszłego bilansowania potrzeb energetycznych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 18

Tablica 2.2. Jakościowa charakterystyka głównych wymagań proponowanych w projekcie polityki UE, w odniesieniu do systemu elektroenergetycznego Nowe cele polityczne UE Tradycyjne cele polityki energetycznej Rodzaj działań Redukcja emisji CO2 Redukcja zużycia paliw Niskie koszty zaspokojenia potrzeb energetycznych Zdolność zaspokojenia potrzeb energetycznych Poprawa efektywności użytkowania energii Rozwój wykorzystania OZE TAK TAK TAK/NIE 3 TAK 4 TAK TAK NIE 5 TAK/NIE 6 Obowiązek stosowania CCS instalacji TAK NIE 7 NIE NIE 8 Działania idące w kierunku racjonalnego rozwoju wykorzystania OZE i poprawy efektywności energetycznej są uzasadnione. Problemem jest jednak właściwe ustalenie celów ilościowych. Można mieć uzasadnione obawy, czy propozycje zawarte w dokumentach unijnych odpowiadają poziomom optymalnym dla Polski. Spośród trzech głównych kierunków działań proponowanych w dokumencie UE, najbardziej kontrowersyjny wydaje się ten dotyczący obowiązku stosowania instalacji CCS. Jego wdrożenie wpływa bowiem negatywnie na klasyczne cele polityki energetycznej, prowadząc do znacznego wzrostu kosztów wytwarzania energii i spotęgowana trudności przy budowie nowych elektrowni w technologii węglowej. Dodatkowo, ze względu na wysoką 3 Wymaga stosowania droższych lecz bardziej efektywnych energetycznie urządzeń, co zmniejsza ilość i koszty zużycia energii a zwiększa koszt wykorzystania energii u odbiorcy; zależnie od rodzaju przedsięwzięcia poprawy efektywności może ono powodować sumaryczny efekt zwiększenia lub zmniejszenia kosztów zaspokojenia potrzeb finalnych związanych z wykorzystaniem energii. 4 Powoduje zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną a tym samym zmniejsza presję na rozbudowę nowych mocy wytwórczych 5 Produkcja energii elektrycznej z OZE jest zwykle znacznie droższa od produkcji w elektrowniach cieplnych. 6 Z jednej strony rozwój lokalnej produkcji energii z OZE zmniejsza zapotrzebowanie na energię ze strony dużych źródeł scentralizowanych, z drugiej jednak strony w przypadku elektrowni wiatrowych powoduje potrzebę rozbudowy mocy rezerwowych i dostosowania sieci elektroenergetycznych do występowania w niej spotęgowanych zjawisk dynamicznych, związanych z silną zmiennością produkcji uzależnioną od warunków wiatrowych. 7 Instalacje CCS są bardzo energochłonne i powodują znaczne zmniejszenie sprawności netto łącznego układu: blok energetyczny + instalacja CCS. 8 Wprowadzenie wymogu stosowania instalacji CCS związane jest z nowymi problemami technicznymi (zaostrzone wymagania na czystość spalin, znacznie bardziej rozbudowana instalacja) i lokalizacyjnymi (magazynowanie wymaga dostępu do określonych struktur podziemnych). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 19

energochłonność, ich wdrażanie oddziałuje negatywnie na cele związane z ograniczeniem zużycia paliw i zmniejszeniem zależności importowej paliw. Poniżej, w trzech kolejnych podrozdziałach przedstawiono bardziej szczegółowo założenia projektu polityki unijnej w odniesieniu do redukcji emisji CO2, rozwoju OZE oraz poprawy efektywności użytkowania energii, które wchodzą w skład Pakietu 3*20. 2.1.3. Proponowane instrumenty redukcji emisji CO2 Limity emisji Energetyka jest sektorem odpowiedzialnym za ok. 80% emisji GHG w UE, dlatego staje się głównym obszarem oddziaływania polityki ochrony klimatu. W projekcie nowej polityki energetycznej dla Europy, przeciwdziałanie zmianom klimatu stanowi najważniejszy cel strategiczny. Dokument zakłada, że cel ten można osiągnąć poprzez znaczącą redukcję emisji gazów cieplarnianych (GHG), w tym głównie dwutlenku węgla z działalności gospodarczej. Konkretne propozycje dotyczą: 1. Przyjęcia w negocjacjach międzynarodowych celu polegającego na obniżeniu w krajach rozwiniętych emisji gazów cieplarnianych w stosunku do emisji z 1990 r.: a. o 30% - do roku 2020 r. b. o 60-80% - do 2050 r. 2. Przyjęcia przez UE zobowiązania do osiągnięcia do roku 2020 co najmniej 20% redukcji emisji gazów cieplarnianych w stosunku do poziomu z 1990 r. niezależnie od sytuacji. Ten ostatni cel wchodzi w zestaw podstawowych ilościowych zamierzeń strategicznych określanych jako pakiet 3*20. Osiągnięcie tych celów Komisja wiąże przede wszystkim z rozwojem wykorzystania OZE oraz poprawą efektywności energetycznej, które stanowią pozostałe dwa elementy pakietu 3*20. Ewentualne wdrożenie tzw. zeroemisyjnych technologii węglowych z wykorzystaniem instalacji CCS (CO2 Capture and Storage wychwyt i magazynowanie dwutlenku węgla) może mieć wpływ na ograniczenie emisji CO2, ale po roku 2020. Oprócz oczekiwanych korzystnych efektów klimatycznych, ograniczenie emisji GHG poprzez rozwój wykorzystania OZE i poprawę efektywności ma także zmniejszyć ilość paliw importowanych przez kraje UE, a tym samym zmniejszyć ryzyko związane z nadmiernym uzależnieniem od energii pochodzących z niestabilnych politycznie rejonów świata. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 20

W omawianym dokumencie oprócz wspomnianego celu na poziomie całej Unii nie zostały określone zasady jego przełożenia na cele dla poszczególnych krajów. Na podstawie przebiegu dyskusji oraz prowadzonych prac analitycznych, m.in. przy pomocy modelu PRIMES można oczekiwać, że ogólny cel redukcyjny zostanie przełożony na poszczególne kraje w zróżnicowanym stopniu, podobnie jak to miało miejsce w procesie burden sparing po podpisaniu przez UE-15 protokołu z Kioto. Można mieć uzasadnioną obawę, że w ramach obecnie prowadzonego procesu wypracowania celów redukcyjnych dla krajów członkowskich - Polsce zostaną przedstawione propozycje głębszej skali redukcji niż stanowi średnia unijna. Ich przyjęcie może stworzyć poważną barierę dla rozwoju gospodarczego naszego kraju. Handel emisjami Unijny system handlu emisjami (EU ETS) tworzony był pierwotnie jako instrument wspierający osiągnięcie celów emisyjnych UE-15 wynikających z podpisania przez UE Protokołu z Kioto. Jednak działania Komisji idą w kierunku uczynienia z tego systemu autonomicznego instrumentu polityki klimatycznej. Wyrazem tej polityki jest włączenie do systemu nowych krajów członkowskich, które nie mają problemów z wypełnieniem zobowiązań Protokołu z Kioto, a także dążenie do objęcia tym systemem międzynarodowych przewozów lotniczych, które nie zostały włączone do tego Protokółu. Unijny system handlu emisjami ma odgrywać także istotną rolę w wypełnieniu strategicznego celu nowej polityki energetycznej, wiązanego z lepszą ochroną klimatu. W rozdz. 3.3 dokumentu COM (2007) 1 Komisja potwierdza, że mechanizm handlu emisjami ma pozostać najważniejszym sposobem promowania redukcji emisji dwutlenku węgla. Komisja wiąże z tym systemem następujące podstawowe oczekiwania: tworzenie zachęt ekonomicznych do redukcji emisji CO2, poprzez kształtowanie odpowiednich cen uprawnień do emisji CO2, w tym szczególnie do stworzenia warunków do ekonomicznie uzasadnionego zastosowania technologii węglowych wykorzystujących instalacje CCS; ustanowienie światowego rynku uprawnień do emisji CO2, poprzez rozszerzenie systemu unijnego na inne kraje rozwinięte, szczególnie te, które emitują duże ilości CO2 (USA, Japonia, Rosja, Australia) a także te, które notują największe wzrosty emisji (Chiny, Indie). W dokumentach Komisji brakuje jednak wskazania jasnych relacji pomiędzy systemem EU ETS, a proponowanym celem emisyjnym na poziomie całej UE bądź też celami krajowymi. Wspomina się jedynie o planowanym na rok 2007 przeglądzie systemu, w wyniku którego mają zostać zaproponowane zmiany w funkcjonowaniu systemu. Problem powiązania systemu EU ETS z celami emisyjnymi UE bądź limitami krajowymi jest bardzo istotny, można bowiem rozważać różne rozwiązania, w tym także takie, które idą w kierunku zniesienia przydziału uprawnień na poziomie krajowym i centralizacji decyzji o przydziale uprawnień. Przy takich rozwiązaniach znaczenie limitów krajowych staje się mniej Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 21

istotne. Utrzymanie przydziału na poziomie krajowym i powiązanie ilości przydzielanych uprawnień z limitem krajowym stworzy sytuację, w której decyzja dotycząca ustalenia celów redukcyjnych dla poszczególnych krajów stanie się bardzo brzemienna w skutki dla gospodarki każdego kraju. Wymagania technologiczne Propozycje dotyczące niskoemisyjnych systemów energetycznych wykorzystujących paliwa kopalne przedstawione zostały w rozdz. 3.7 Polityki Energetycznej dla Europy [COM (2007) 1]. Zaś szersze omówienie tego zagadnienia znalazło się w dokumencie COM (2006) 843 9 oraz w ocenach skutków (impast assessment), które zostały dołączone do tego dokumentu. Kontekst Punktem wyjścia jest stwierdzenie, że ok. 50% energii elektrycznej UE produkowane jest z paliw kopalnych (węgiel i gaz), z czego ok. 30% pochodzi z elektrowni węglowych. Przy czym jednostkowe emisje CO2 z węgla są ok. dwukrotnie wyższe w przeliczeniu na produkt końcowy niż w przypadku gazu. Dlatego proponowane działania dotyczą w pierwszej kolejności opracowania niskoemisyjnych technologii produkcji energii elektrycznej z węgla. Tym bardziej, że jak konkluduje Komisja w dokumencie COM (2006) 843 węgiel jest czynnikiem gwarantującym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w UE, gdyż jego dostawy pochodzą ze stabilnych politycznie rejonów świata, a obecnie udokumentowane zasoby wystarczą na 130 lat (węgiel brunatny) i 200 lat (węgiel kamienny). Ponadto Komisja uwzględnia perspektywę globalną, w której oczekuje się, że węgiel kamienny będzie zaspokajał ok. 25% zapotrzebowania na energię pierwotną, co przy prognozowanym wzroście zużycia energii elektrycznej o 60% do roku 2020 oznacza znaczący wzrost zużycia węgla. Przywołane prognozy IEA mówią także o podwojeniu produkcji energii elektrycznej z węgla do roku 2030 i emisji 5 mld t CO2 (przy aktualnych technologiach). Opracowane nowe niskoemisyjne technologie produkcji energii z węgla mają być wykorzystane nie tylko w UE, ale także w innych krajach, szczególnie tych, w których wykorzystanie elektrowni węglowych jest największe. Propozycje dotyczące rozwoju technologii Biorąc pod uwagę powyższe uwarunkowania Komisja proponuje pakiet działań zmierzających do opracowania i wdrożenia w skali komercyjnej niskoemisyjnych technologii węglowych, w tym wykorzystujących instalacje CCS (CO2 capture and storage). Zakłada przy tym, że opracowane dla elektrowni węglowych technologie CCS będą mogły zostać wykorzystane także w elektrowniach zużywających gaz ziemny. 9 Zrównoważona produkcja energii z paliw kopalnych: cel niemal zerowa emisja ze spalania węgla po 2020 r. Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego, Bruksela, 10.1.2007. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 22

W przywołanych dokumentach Komisja przedstawia pakiet działań, które mają prowadzić do opracowania technologii CCS do poziomu umożliwiającego ich komercyjne wykorzystanie w perspektywie roku 2020. Działania te obejmują wprowadzenie zachęt finansowych dla prac B&R, uruchomienie prac zmierzających w kierunku usunięcia barier prawnych uniemożliwiających stosowanie tych technologii, opracowanie zasad zarządzania instalacjami CCS zapewniających minimalizację ryzyka ich stosowania oraz uruchomienie mechanizmów wsparcia dla projektów budowy wielkoskalowych obiektów pilotowych i demonstracyjnych. Efektem wymienionych działań ma być wybudowanie i uruchomienie do roku 2015 dwunastu dużych demonstracyjnych instalacji CCS oraz opracowanie na bazie doświadczeń z ich eksploatacji technologii CCS - nadających się do komercyjnego zastosowania od roku 2020. Propozycje dotyczące wymagań technologicznych Rozwój i wykorzystanie technologii CCS Równocześnie z pakietem działań mających doprowadzić do wypracowania rynkowo dojrzałych technologii CCS, Komisja ma zamiar tworzyć warunki zachęcające do ich wykorzystania. Komisja wskazuje tu dwa główne kierunki działań: 1. Wykorzystanie systemu handlu emisjami (EU ETS) i kształtowanie zasad jego funkcjonowania w taki sposób, by zapewniał on odpowiednie bodźce motywujące do zastosowania technologii CCS poprzez stabilne i odpowiednio wysokie ceny uprawnień do emisji CO2. W tym aspekcie wspomina również o konieczności uwzględnienia technologii CCS w EU ETS, w przyszłości. 2. Wprowadzenie klarownych perspektyw czasowych dla wprowadzenia obowiązku wyposażenia elektrowni węglowych i gazowych w instalacje CCS. W odniesieniu do nowych elektrowni węglowych Komisja jest zdania, że ok. 2020 r. wszystkie nowe elektrownie węglowe powinny być wyposażane w instalacje CCS, a istniejące elektrownie węglowe powinny stopniowo podążać śladem elektrowni nowych. Propozycja przedstawiona w pkt 2) została w dokumencie COM (2007) 1 obarczona w uwagą, że obecnie jest za wcześnie by określić stanowisko w tej sprawie. Równocześnie w dokumencie COM (2006) 843 KE zapowiada wykonanie w 2007 r. analizy mającej za cel wsparcie Komisji w wypracowaniu decyzji w odniesieniu do terminu zobowiązań związanych z CCS oraz ich najbardziej odpowiedniej formy. Wymóg CCS ready Oprócz sygnalizowanego zamiaru wprowadzenia obowiązku instalowania CCS dla elektrowni węglowych od określonego momentu czasowego, w dokumencie COM (2006) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 23

843 Komisja wskazuje na konieczność dostosowania do współpracy z instalacjami CCS wszystkich nowych elektrowni budowanych przed okresem wprowadzenia obowiązku stosowania CCS. Komisja zapowiada dokonanie przeglądu stosowanych obecnie rozwiązań i jeśli będzie to uzasadnione zaproponuje instrumenty prawnie gwarantujące spełnienie powyższego wymogu (tzw. CCS ready) przez nowo budowane elektrownie. Oczekiwane koszty stosowania CCS W dokumencie COM (2006) 843 Komisja przyznaje, że na obecnym poziomie rozwoju technologii redukcja emisji przy pomocy technologii CCS pociąga za sobą koszty ok. 70EUR za tonę CO2. Koszt wyposażenia elektrowni węglowej w CCS wynosi 600 700 EUR za każdy kw zainstalowanej mocy. Komisja wyraża jednak oczekiwanie, że w perspektywie średnio i długookresowej koszty te powinny spaść do poziomu 20-30 EUR za tonę CO2. 2.2. Pakiet energetyczno klimatyczny z 2008 r. 2.2.1. Podstawa polityczna W styczniu 2007 roku Komisja Europejska przedstawiła pakiet propozycji, który składał się na projekt nowej polityki energetycznej UE 10. Jego najważniejsze elementy zostały przedstawione w rozdz. 2.1. Na posiedzeniu 8-9 marca 2007 r. Rada Europy potwierdziła cele przedstawione w propozycji KE (konkluzje Prezydencji) 11 : Ponieważ produkcja i wykorzystanie energii są głównymi źródłami emisji gazów cieplarnianych, do zrealizowania tego celu potrzebne jest zintegrowane podejście do polityki klimatycznej i energetycznej. Integracyjny charakter podejścia trzeba osiągnąć w sposób zapewniający wzajemne wsparcie. Biorąc to pod uwagę, europejska polityka energetyczna, z pełnym poszanowaniem prawa państw członkowskich do wyboru własnej struktury wykorzystania paliw w energetyce oraz do ich suwerenności w zakresie pierwotnych źródeł energii i w duchu solidarności między państwami członkowskimi, będzie dążyła do realizacji następujących trzech celów: 1) zwiększenia bezpieczeństwa dostaw; 2) zapewnienia konkurencyjności gospodarek europejskich i dostępności energii po przystępnej cenie; 3) promowania równowagi ekologicznej i przeciwdziałania zmianom klimatu. 10 COM(2007) 1: An Energy Policy for Europe i dokumenty związane 11 Rada Unii Europejskiej: Rada Europejska 8-9 marca 2007. Konkluzje Prezydencji. Bruksela, 9 marca 2007(wersja po weryfikacji z dn. 2 maja 2007) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 24

W tym samym dokumencie został przyjęty plan działań na lata 2007 2009 (załącznik I) oparty na komunikacie Komisji Europejska polityka energetyczna. Dokument w sposób stanowczy potwierdza jako wiążące proponowane wcześniej przez KE cele: 20% redukcji emisji GHG do roku 2020 w stosunku do roku 1990, 12 20% udział OZE w zużyciu energii 13 ; a w sposób bardziej miękki potwierdza dwa pozostałe cele: 20% poprawy efektywności energetycznej, 14 10% udział biopaliw w zużyciu paliw w transporcie. 15 W nawiązaniu do tych uzgodnień Komisja Europejska przygotowała pakiet dokumentów (tzw. Pakiet energetyczno klimatyczny lub Pakiet 2008), które wedle zapowiedzi KE mają przekształcić uzgodnione politycznie cele w konkretne działania. 2.2.2. Zawartość pakietu Pakiet energetyczny KE został opublikowany 23 stycznia 2008 i składa się z dokumentów zawierających propozycje legislacyjne KE, a także dokumenty pomocnicze, stanowiące podstawę wypracowania tych propozycji. Tablica 2.3. Najważniejsze dokumenty pakietu energetyczno-klimatycznego KE z 2008 roku Lp. Obszar Oznaczenie dokumentu tytuł Liczba stron 1. Pakiet wykonawczy COM (2008) 30 final[1] 20 20 by 2020 Europe's climate change opportunity 12 2. Handel emisjami (EU ETS) KOM (2008) 16 wersja ostateczna Wniosek DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY 57 zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu 12...UE podejmuje stanowcze, niezależne zobowiązanie do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych do 2020 r. o co najmniej 20% w porównaniu do 1990 r. 13 Rada przyjmuje.. wiążący cel, jakim jest udział energii ze źródeł odnawialnych wynoszący 20% całkowitego zużycia energii w UE do roku 2020 14 Rada Europejska podkreśla potrzebę bardziej racjonalnego wykorzystywania energii w UE, tak by osiągnąć unijny cel zmniejszenia zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami na rok 2020, 15 Rada przyjmuje następujące cele:...doprowadzenie w sposób opłacalny do osiągnięcia przez wszystkie państwa członkowskie do roku 2020 wiążącego celu minimalnego w postaci 10% udziału biopaliw w ogólnym zużyciu benzyny i oleju napędowego w transporcie na terytorium UE. Wiążący charakter tego celu jest właściwy pod warunkiem, że zapewniona będzie trwałość produkcji, biopaliwa drugiej generacji staną się dostępne na rynku i że dyrektywa w sprawie jakości paliw zostanie odpowiednio zmieniona, aby zezwolić na właściwe poziomy mieszania. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 25

usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych 3. Redukcje emisji poza EU ETS KOM (2008) 17 wersja ostateczna Wniosek DECYZJA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY 28 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 4. Rozwój OZE KOM (2008) 19 wersja ostateczna Wniosek DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych 65 5. Wsparcie rozwoju CCS 6. Warunki stosowania CCS 7. Pomoc państwa na rzecz ochrony środowiska KOM (2008) 18 wersja ostateczna KOM (2008) 18 wersja ostateczna Environmental guidelines Wspieranie podejmowania na wczesnym etapie działań demonstracyjnych w dziedzinie zrównoważonej produkcji energii z paliw kopalnych Wniosek dotyczący DYREKTYWY PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywy Rady 85/337/EWG, 96/61/WE, dyrektywy 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 Community guidelines on state aid for environmental Protection Spośród dokumentów powiązanych na uwagę zasługują oceny wpływu (Impact assessment). Najobszerniejszy co do zakresu dokument tego typu, zawiera zintegrowaną ocenę skutków pakietu trzech dokumentów unijnych: KOM (2008) 16,17,19 dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych i udziału energii odnawialnej 16. Osobną, a równocześnie najobszerniejsza pod względem objętości (255 stron) ocenę skutków opracowano do propozycji zmiany dyrektywy ustanawiającej unijny system handlu emisjami - EU ETS. 13 50 56 16 SEC (2008) 85: OCENA SKUTKÓW. Dokument towarzyszący: Pakiet środków wykonawczych w odniesieniu do celów UE w zakresie zmian klimatycznych i energii odnawialnej do 2020 r. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 26

Również w przypadku projektu dyrektywy CCS opracowano osobną ocenę skutków, a w przypadku projektu dyrektywy OZE dołączono dodatkowe dokumenty wspierające. Łącznie, wymienione wyżej dokumenty podstawowe wraz z dokumentami towarzyszącymi stanowią bardzo obszerny pakiet. Jego pełna ocena z perspektywy interesów Polski w tym polskiego sektora elektroenergetycznego wykracza poza zakres niniejszej pracy. Dlatego w trakcie wykonanych prac skoncentrowano się na identyfikacji tych elementów pakietu, które są najistotniejsze dla oceny skutków tych propozycji dla Polski, dokonywanej przy użyciu dostępnych w projekcie modeli 2.2.3. Ogólna charakterystyka Główne elementy Zachowując podstawowe cele zawarte w propozycjach Polityki Energetycznej dla Europy ze stycznia 2007 r. (3*20) zatwierdzone przez Radę Europy w marcu 2007 nowy Pakiet 2008 doprecyzowuje mechanizmy osiągania tych celów oraz - tam gdzie jest to wymagane podział celów na poszczególne kraje członkowskie. Głównymi mechanizmami osiągania ilościowych celów unijnej polityki energetycznej w Pakiecie 2008 są: 1. Zmodyfikowany unijny system handlu emisjami (EU ETS), 2. Wiążące cele emisyjne dla sektorów nie objętych handlem emisjami (non ETS), 3. Wiążące prawnie cele dla rozwoju wykorzystania zasobów odnawialnych (OZE), 4. Wsparcie rozwoju technologii oraz stworzenie ram prawnych stosowania wychwytu i składowania CO2 (CCS); 5. Nowe zasady pomocy państwa ułatwiające wsparcie przedsięwzięć służących ochronie środowiska i klimatu. Zestaw klimatyczno - odnawialny Pierwsze trzy elementy traktowane są jako zestaw wzajemnie ze sobą powiązanych rozwiązań. Znalazło to wyraz m.in. w wykonaniu zintegrowanej oceny skutków wszystkich trzech elementów. Komisja dążyła także do zastosowania rozwiązań by obciążenia wynikające z wdrożenia całego tego zestawu dla poszczególnych krajów były sprawiedliwe (fair), czyli adekwatne do możliwości. W efekcie propozycja KE obejmuje następujące najważniejsze rozwiązania: Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 27

1) Pula uprawnień emisyjnych w systemie handlu emisjami (EU ETS) będzie ustalana centralnie według ściśle określonej trajektorii, która zakłada redukcję emisji w roku 2020 o 21% w stosunku do emisji z 2005 r. 2) Zasady przydziału uprawnień emisyjnych będą jednakowe w skali całej UE, nie będzie krajowych planów rozdziału uprawnień; 3) Znaczna i rosnąca część uprawnień będzie przydzielana odpłatnie w drodze aukcji, elektrownie zawodowe będą kupowały 100% uprawnień już od roku 2013; 4) Aukcje uprawnień będą prowadzone przez poszczególne kraje, które uzyskają określoną każdego roku ilość uprawnień do sprzedaży na aukcji (rozdział na podstawie emisji z 2005 r.), 5) Przychody z aukcji pozostają w kraju, który przeprowadza aukcję, min. 20% przychodów z aukcji (a także cała nadwyżka ponad przydział standardowy) ma być przeznaczone na wsparcie działań na rzecz ochrony środowiska i klimatu; 6) Niezależnie od tego jaki kraj organizuje aukcje, udział w niej mają prawo wziąć wszystkie przedsiębiorstwa objęte systemem EU ETS 7) Sektory nie objęte systemem EU ETS (Non ETS) w każdym kraju będą miały określone wiążące prawnie cele emisyjne, tak by średnio w skali EU osiągnąć 10% redukcji emisji w tych sektorach w stosunku do emisji z 2005 r. 8) Zaproponowany rozdział unijnego limitu emisji w sektorach Non ETS na poszczególne kraje uwzględnia różnice w rozwoju poszczególnych krajów mierzone wskaźnikiem PKB/mieszkańca; 9) Dla każdego kraju został określony wiążący cel określający wymagany poziom rozwoju OZE mierzony udziałem energii wyprodukowanej z OZE w całkowitym zużyciu finalnym danego kraju. 10) Określona zostały minimalne wymagania odnośnie trajektorii dochodzenia do celu OZE 11) Zaproponowane wiążące prawnie cele dotyczące wymaganego rozwoju OZE zostały wyznaczone z uwzględnieni danych określających potencjał rozwoju OZE w danym kraju oraz jego poziom rozwoju. 12) Wprowadza się możliwość zbywania świadectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych. Elementy równoważące skutki dla różnych krajów Według zapewnień KE zawartych w dokumencie COM (2008) 30 przedstawiona całościowa propozycja konstruowana była w sposób mający połączyć dwa odmienne oczekiwania: Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 28

a) efektywność ekonomiczną, rozumianą jako minimalizacja kosztów osiągnięcia założonych celów po minimum kosztów liczonych w skali całej UE; b) uzyskanie zrównoważonego i proporcjonalnego podziału obciążeń pomiędzy kraje i sektory, z uwzględnieniem rzeczywistych uwarunkowań (zachowanie zasad sprawiedliwości i solidarności wedle zapewnień KE). Propozycje wypracowane w oparciu wyłącznie o kryterium efektywności w skali całej UE skutkowały nieproporcjonalnie dużym obciążeniem znacznej grupy krajów, które niedawno przystąpiły do UE 17. W celu uzyskania bardziej sprawiedliwego rozdziału obciążeń na poszczególne kraje dokonano modyfikacji tego rozwiązania w sposób uwzględniający dodatkowe czynniki, a w szczególności odmienny poziom dochodu PKB na mieszkańca. Uwzględnienie tych dodatkowych czynników przełożyło się na zmiany następujących elementów: a) krajowych limitów emisji dla sektorów Non ETS (nie objętych systemem EU ETS), b) rozdziału pomiędzy kraje puli uprawnień przeznaczonych do sprzedaży na aukcji (zwiększenie przydziałów dla krajów o niższym PKB na osobę), c) krajowych celów dotyczących udziału energii produkowanej z OZE w całkowitym zużyciu energii. Według informacji zawartych w dokonanej przez KE Ocenie skutków Polska skorzystała we wszystkich wymienionych mechanizmów kompensacyjnych, dzięki czemu bezpośrednie koszty wypełnienia propozycji KE zmalały z 1,24% PKB w roku 2020 w wariancie optymalnym kosztowo dla całej UE odpowiednio do 0,48%, 0,38% i 0,02% po dokonaniu modyfikacji dotyczących kolejnych trzech wymienionych wyżej elementów. Oceny te wydają się przeceniać korzyści wynikające z częściowej redystrybucji limitów emisji dla sektorów Non ETS i z międzynarodowego handlu świadectwami pochodzenia energii z OZE. 2.2.4. Kluczowe wymagania dla Polski Do najważniejszych dla Polski elementów Pakietu energetyczno klimatycznego należy zaliczyć: 1) Modyfikację systemu EU ETS, w tym: a. ustanowienie jednego unijnego limitu emisji i centralnego przydziału uprawnień emisyjnych (rezygnacja z krajowych planów rozdziału uprawnień); 17 por.: Ocena skutków [SEC (2008) 85], Tabela II, pierwsza kolumna Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 29

b. wprowadzenie obowiązku zakupu uprawnień emisyjnych na aukcji, dla elektrowni zawodowych w 100% już od roku 2013 a dla pozostałych sektorów stopniowo od 20% w roku 2013 do 100% w roku 2020 i w latach późniejszych. 2) Wprowadzenie limitu emisji gazów cieplarnianych dla źródeł Non ETS (nie objętych systemem handlu emisjami) na poziomie 114% emisji gazów cieplarnianych z roku 2005. 3) Obowiązek uzyskania przez Polskę od roku 2020 produkcji energii ze źródeł odnawianych na poziomie 15% finalnego zużycia energii. 4) Wprowadzenie za pośrednictwem dyrektywy CCS 18 nowych zapisów do dyrektywy 2001/80/WE wprowadzających obowiązek dostosowania zakładów spalania o mocy powyżej 300 MW do stosowania instalacji CCS (tzw. CCS ready) 19. Obok obowiązku zakupu uprawnień przez uczestników systemu ETS Polska ma uzyskać określoną pulę uprawnień emisyjnych do sprzedaży w drodze aukcji. Przychody z tego tytułu zasilą budżet i w części (ok. 20%) muszą być wydane na określone w dyrektywie cele, a w pozostałej części zależnie od decyzji rządu. Według analiz KE, cena uprawnień do emisji w systemie EU ETS po roku 2013 wyniesie 30-39 Euro/t w zależności od zakresu możliwego korzystania przez uczestników systemu z kredytów CDM do pokrycia ich emisji CO2. Powyższe elementy były przedmiotem analiz mających na celu ocenę ich ilościowych i jakościowych skutków na system energetyczny, gospodarkę i mieszkańców. 18 KOM (2008) 18 19 Państwa członkowskie dbają o to, by wszystkie zakłady spalania o wydajności 300 megawatów lub więcej, którym udzielono pierwotnej licencji na budowę lub pierwotnej licencji operacyjnej po wejściu w życie dyrektywy XX/XX/WE Parlamentu Europejskiego i Rady(*), posiadały odpowiednią przestrzeń na instalację urządzeń niezbędnych do wychwytywania i sprężania CO 2, i że dokonano oceny dostępności odpowiednich składowisk i odpowiednich instalacji transportowych, a także technicznej wykonalności modernizacji pod kątem wychwytywania CO 2. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 30

3. Polityka energetyczna Polski oraz instrumenty jej wdrażania Niniejszy rozdział dokonuje konfrontacji celów nowej proponowanej polityki UE z celami polityki energetycznej Polski oraz dość ogólnie zakreśla problematykę implementacji tych celów poprzez system odpowiednich regulacji prawnych. Sposób skonstruowania instrumentów wdrożeniowych ma istotny wpływ zarówno na skuteczność i efektywność osiągnięcia założonych celów, jak i na sposób podejścia do oceny skutków danego celu (wymagania). Wpływ ten pokazano na przykładzie instrumentów rynkowych stosowanych już obecnie w Polsce. 3.1. Cele polityki energetycznej w Polsce Zgodnie z obowiązującą nadal Polityką energetyczną do 2025 r., podstawowe cele polityki energetycznej to: a) Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, b) Wzrost konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, c) Ochrona środowiska przed negatywnymi skutkami działalności energetycznej, związanej z wytwarzaniem, przesyłaniem i dystrybucją energii i paliw. Kluczowa wydaje się tu definicja bezpieczeństwa energetycznego, które rozumiane jest dość szeroko: bezpieczeństwo energetyczne to stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię, w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy minimalizacji negatywnego oddziaływania sektora energii na środowisko i warunki życia społeczeństwa. Wymienione podstawowe cele oraz przywołana definicja bezpieczeństwa energetycznego oparte są na trzech głównych elementach, które można uznać za tradycyjne cele polityki energetycznej: zdolność pokrycia zapotrzebowania na energię, ekonomicznie uzasadniony poziom cen energii (który jest istotnym składnikiem bezpieczeństwa energetycznego oraz warunkiem wzrostu konkurencyjności gospodarki) właściwa ochrona środowiska, dostosowana do aktualnych możliwości technicznych i ekonomicznych danego kraju. Z perspektywy nowych celów polityki energetycznej UE istotne jest wskazanie tych elementów polskiej polityki energetycznej, które odnoszą się do zagadnień ochrony środowiska oraz ograniczenia zależności importowej dywersyfikacji dostaw. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 31

Ochrona środowiska W zakresie ochrony środowiska w polityce energetycznej Polski wskazuje się następujące zamierzenia (cele szczegółowe): a) radykalna poprawa efektywności wykorzystania energii zawartej w surowcach energetycznych - poprzez zwiększanie sprawności przetwarzania energii w ciepło i energię elektryczną, promowanie układów skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz zagospodarowywanie ciepła odpadowego; b) hamowanie jednostkowego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w gospodarce i sektorze gospodarstw domowych - poprzez promowanie energooszczędnych wzorców i modeli produkcji i konsumpcji oraz technik, technologii i urządzeń; c) systematyczne ograniczanie emisji do środowiska substancji zakwaszających, pyłów i gazów cieplarnianych, zmniejszanie zapotrzebowania na wodę oraz redukcję ilości wytwarzania odpadów; d) zapewnienie adekwatnego do krajowych możliwości technicznych i ekonomicznych udziału energii ze źródeł odnawialnych w pokrywaniu rosnących potrzeb energetycznych społeczeństwa i gospodarki. Ograniczenie zależności importowej Polska polityka energetyczna wskazuje potrzebę osiągnięcie pożądanego stopnia uniezależnienia się od dostawców o dominującej pozycji. I dalej stwierdza: Nie sam bowiem fakt importu jest takim zagrożeniem, może się nim stać jego zła struktura, nierzetelni dostawcy, niekorzystne ceny lub wadliwe klauzule kontraktowe. W okresie ostatnich lat zagrożenia, o których mowa w ostatnim zdaniu dość jednoznacznie wiązano z importem gazu, a w mniejszym stopniu także ropy naftowej z Rosji. Powyższy przegląd wskazuje, że w kategoriach jakościowych praktycznie wszystkie główne cele nowej polityki UE są już zawarte w celach polskiej polityki energetycznej. Problem może się jednak pojawić przy formułowaniu celów jakościowych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 32

3.2. Problemy zintegrowania nowych celów polityki UE z tradycyjnymi celami krajowej polityki energetycznej Tym co wyróżnia Polskę w stosunku do innych, szczególnie tych bardziej rozwiniętych krajów UE, nadających ton polityce energetycznej na szczeblu unijnym są szczególnie: 1) niższy poziom zamożności mieszkańców, wynikający ze znacznie niższego poziomu dochodu na osobę w stosunku do średniej UE, 2) konkurencyjność gospodarki w znacznej mierze oparta na niższych kosztach wytwarzania, 3) doświadczanie presji politycznej ze strony Rosji, także za pomocą instrumentów handlowo gospodarczych, 4) posiadanie znacznych zasobów węgla kamiennego i brunatnego i ich szerokie wykorzystanie w energetyce, zmniejszające zależność sektora energetycznego, a szczególnie elektroenergetycznego od importu węglowodorów, 5) brak elektrowni jądrowych i niezbędnej infrastruktury do ich budowy, co ogranicza w krótkim i średnim okresie możliwość stosowania technologii jądrowych do zaspokojenia potrzeb energetycznych przy niskich emisjach CO2. Ze względu na powyżej wymienione specyficzne uwarunkowania krajowe, znacznie większą rolę odgrywają w Polsce te elementy polityki unijnej, które mogą wpływać na zwiększenie obciążeń ekonomicznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych oraz te, które będą ograniczały możliwość wykorzystania węgla kamiennego i brunatnego na rzecz zwiększonego importu gazu ziemnego. Silny nacisk na redukcję emisji CO2 oraz promowane przez KE obowiązkowe wprowadzenie wychwytu i składowania CO2 mogą mieć ogromny wpływ na stopień realizacji tradycyjnych celów polityki energetycznej w Polsce. Problem ten ilustruje poniższa tablica. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 33

Tablica 3.1. Charakterystyka głównych opcji technologicznych z perspektywy celów polityki energetycznej Opcja technologiczna Redukcja emisji CO2 Redukcja zużycia paliw kopalnych Cele polityki energetycznej Zmniejszenie zależności importowej Niskie koszty zaspokojenia potrzeb energetycznych Zdolność zaspokojenia potrzeb energetycznych 20 Elektrownie węglowe (bez CCS) Elektrownie węglowe z CCS Elektrownie gazowe Elektrownie jądrowe + + + ++ ++ +++ +/- +/- --- - ++ ++ --- -- +/- +++ +++ ++ - (?) +/- Objaśnienia: - znak (+) oznacza pozytywny wpływ na wypełnienie danego celu, znak (-) oznacza wpływ negatywny, przyjęto skalę od (+++) do( ---) Z powyższego zestawienia wynika, że te technologie, które w największym stopniu przyczyniają się do redukcji emisji CO2 (poza energetyką jądrową, która nie jest dostępna w krótkim i średnim okresie) równocześnie w największym stopniu zagrażają tradycyjnym celom energetycznym niskim kosztom, zdolności do odbudowy i rozwoju mocy wytwórczych stosownie do zmian popytu oraz ograniczeniu zależności importowej. Ilustruje to dobrze trudności w równoczesnym wypełnieniu dotychczasowych celów polityki energetycznej i nowych celów politycznych formułowanych na poziomie UE. 3.3. Instrumenty realizacji polityki energetycznej w Polsce Polityka energetyczna jest realizowana poprzez szereg instrumentów prawnych i ekonomicznych oddziałujących na przedsiębiorstwa energetyczne i użytkowników energii. Ich uwzględnienie jest niezbędne do właściwego zamodelowania warunków rozwoju systemu energetycznego w przyszłości. Poniżej przedstawiono najpierw ogólny przegląd stosowanych instrumentów, a następnie bardziej dokładnie opisano dwa systemy rynkowe, które stanowią przykład grupy instrumentów, których oddziaływanie na warunki rozwoju energetyki staje się dominujące. 20 przez zdolność zbilansowania popytu z podażą rozumieć tu będziemy możliwość zastosowania danej technologii w procesie odtworzenia i rozbudowy mocy, który w znacznej skali powinien rozpocząć się już w najbliższych latach. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 34

W roku 2007 w Polsce stosowano szereg różnorodnych instrumentów wdrażania polityki energetycznej i coraz ściślej z nią związaną polityką ochrony środowiska, czy łagodzenia zmian klimatycznych. Warto zaznaczyć, że stopniowo coraz większa część krajowych regulacji energetycznośrodowiskowych ma swe źródła w regulacjach, bądź w polityce Unii Europejskiej, ale jednakże istnieją i takie, które zostały wprowadzone w Polsce znacznie wcześniej, mając na uwadze poprawę bezpieczeństwa dostaw energii z importu, czy też promocję wykorzystania odnawialnych zasobów energii w ciepłownictwie. Obecnie stosowane są instrumenty wsparcia polskiej polityki energetycznej, które oparte są na przepisach prawa krajowego, lub też mają charakter zaleceń organów władzy publicznej (uchwały i/lub programy Rady Ministrów albo Sejmu RP): 1. Regulacje prawa krajowego i/lub postanowienia Traktatu Akcesyjnego (TA) o charakterze obligatoryjnym (pułapy oraz standardy emisji, jak również pozwolenia administracyjne ustalające dopuszczalne ładunki zanieczyszczeń; ograniczenia importu gazu z jednego kierunku dostawy; utrzymywanie zapasów paliw), 2. Regulacje wdrażające do praktyki gospodarczej systemowe instrumenty rynkowe (rynek kolorowych certyfikatów, handel emisjami CO2) kreowane w oparciu o ograniczenia lub wymuszenia modyfikujące strukturę danego rynku (minimalne udziały energii zielonej, czerwonej, żółtej, plus obowiązek odbioru kolorowej energii przez operatorów sieci), 3. Regulacje wspierające o charakterze ekonomiczno- finansowym (pomoc publiczna) oraz fiskalnym (podatki i/lub ulgi podatkowe, np. zwolnienie z akcyzy OZE, czy produkcji w kogeneracji), 4. Polityki oraz strategie rządowe, np. Strategia rozwoju energetyki odnawialnej (uchwała Sejmu z sierpnia 2001), Polityka ekologiczna, Polityka klimatyczna, czy Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej (MG, czerwiec 2007), 5. Programy restrukturyzacyjne zwiększające ramy działania mechanizmów konkurencyjnych (gra popytu i podaży) na rynkach energii, jak np. ustawa o rozwiązaniu KDT w elektroenergetyce, czy program konsolidacji spółek sektora elektroenergetycznego, program restrukturyzacji. Podstawowymi aktami prawnymi wdrażania polityki energetycznej są: Ustawa Prawo Energetyczne z rozporządzeniami, Ustawa Prawo Ochrony Środowiska z rozporządzeniami. Ustawa prawo energetyczne tworzy m.in. podstawowe ramy do uruchomienia rozwiązań systemowych, wdrażających mechanizmy konkurencji pomiędzy wytwórcami oraz dostawcami energii elektrycznej i ciepła odbiorcom. Przepisy ustawy Prawo energetyczne Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 35

oraz ustawy o handlu emisjami (CO2) stworzyły także podstawy do działania instrumentów o charakterze rynkowym, które ze względu na ich rosnącą rolę oraz powiązanie z nowymi propozycjami polityki UE opisano bardziej szczegółowo. 3.4. Przegląd systemowych instrumentów rynkowych stosowanych w Polsce Najważniejsze funkcjonujące w polskiej energetyce systemowe instrumenty rynkowe to: 1) System handlu emisjami CO2, który obejmuje praktycznie całą elektroenergetykę i inne sektory przemysłowe o znaczących emisjach; 2) System kolorowych certyfikatów, tj. nowo wykreowanych praw majątkowych, w postaci świadectw pochodzenia uzyskiwanych za produkcję elektryczności z OZE oraz w wysokosprawnej kogeneracji. Aktualnie w Polsce obowiązują: a) Zielone certyfikaty uzyskiwane przez wszystkich producentów elektryczności wytwarzanej z odnawialnych zasobów energii, w tym ze spalaniem lub współspalaniem biomasy, b) Czerwone certyfikaty uzyskiwane przez producentów elektryczności z wysokosprawną kogeneracją, w obiektach o mocy powyżej 1 MWe, opalanych paliwami innymi niż gaz ziemny, c) Żółte certyfikaty uzyskiwane w przemianie o wysokosprawnej kogeneracji, w której spalany jest gaz ziemny, albo są to mikro- obiekty, o mocy mniejszej od 1` MWe. Zasada funkcjonowania odrębnego rynku certyfikatów - jako zbywalnych praw majątkowych wspierających produkcję elektryczności i/lub ciepła w tych obiektach opiera się na trzech filarach: a) Obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia minimalnej określonej liczby dowolnego z certyfikatów, który to obowiązek określa właściwe rozporządzenie do prawa energetycznego; b) Obowiązku odbioru elektryczności wyprodukowanej w przemianie, za którą należy się certyfikat przez operatora systemu do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, c) Obowiązku uiszczenia opłaty zastępczej przez podmiot zobowiązany, tj. producenta lub przedsiębiorstwo obrotu sprzedające energię końcowemu odbiorcy, o odpowiednio wysokiej kwocie, stanowiącej bodziec ekonomiczny do rozwijania produkcji premiowanej certyfikatami. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 36

d) Obowiązku zakupu ciepła wytworzonego z OZE, ale pod warunkiem, jak stanowi 14 ust.3 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 19 grudnia 2005, ograniczenia wzrostu kosztów ciepła oferowanego odbiorcom w skali nieprzewyższającej wskaźnika inflacji dla danego roku. Obowiązek rozwoju produkcji premiowanej certyfikatami ubezpieczany jest systemem kar za jego niewypełnienie, które może nałożyć prezes URE. W Załączniku 1 przedstawiona została bardziej szczegółowa charakterystyka dwóch instrumentów rynkowych stosowanych do stymulacji rozwoju OZE i produkcji w wysokosprawnej kogeneracji. 3.5. Wpływ stosowanych mechanizmów wdrożeniowych na skutki polityki unijnej Wymienione trzy instrumenty rynkowe: handel emisjami CO2, system zielonych certyfikatów oraz system czerwonych i żółtych certyfikatów - stanowią przykłady instrumentów wdrażania celów politycznych w obszarach: redukcji CO2, rozwoju OZE i kogeneracji. Skutki ich zastosowania zależą w dużej mierze od przyjętych rozwiązań i parametrów systemowych: a) handel emisjami CO2 można uznać za instrument skuteczny, zapewniający spełnienie założonego celu; osiągane jest to poprzez wysokie opłaty karne nakładane w sytuacji braku pokrycia emisji uprawnieniami emisyjnymi, powiązane z obowiązkiem pokrycia wyemitowanej nadwyżkowej emisji uprawnieniami w kolejnym okresie rozliczeniowym. Taka konstrukcja powoduje, że system jest bardzo szczelny i skuteczny, jednak nie ma zabezpieczeń przed nadmiernym poziomem cen uprawnień. b) systemy kolorowych certyfikatów stosowane w Polsce są bardziej elastyczne, co wynika z możliwości substytucji certyfikatu poprzez uiszczenie opłaty wyrównawczej. Takie rozwiązanie stanowi pewnego rodzaju elastyczne domknięcie systemu, zabezpieczające przed wprowadzeniem przy jego pomocy rozwiązań o kosztach, które nie są akceptowalne. Efektem takiego rozwiązania jest jednak także możliwość niezrealizowania ilościowego celu dotyczącego produkcji energii z OZE lub z kogeneracji. Skutki wprowadzenia w Polsce wymagań unijnych dotyczących produkcji z OZE - w znacznej mierze zależeć będą od przyjętego sposobu wdrażania. Pozostawienie systemu zielonych certyfikatów z obecnym miękkim domknięciem przy pomocy opłaty wyrównawczej, stwarza mniejsze ryzyko pojawienia się nadmiernie drogich rozwiązań, co jednak może być związane z niższym od założonego poziomu rozwoju produkcji z OZE. Zmiana tego mechanizmu na bardziej restrykcyjny (np. poprzez zniesienie możliwości zastąpienia certyfikatu uiszczeniem opłaty zastępczej) zapewni jego większą skuteczność, ale także wprowadzi ryzyko sięgania po rozwiązania bardzo drogie. Odrębną sprawę stanowi kwestia ustalania poziomu opłaty wyrównawczej. Ekonomicznym uzasadnieniem dofinansowania jakiejkolwiek produkcji energii jest brak uwzględnienia Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 37

wszystkich kosztów zewnętrznych w rachunku ekonomicznym. Stymulowanie droższej produkcji z OZE jest uzasadniane uzyskiwanymi przy tej produkcji: zmniejszeniem kosztów zewnętrznych poprzez ograniczenie emisji CO2, i zmniejszeniem zależności od importu paliw węglowodorowych. Dopłaty te powinny więc ulegać zmniejszeniu w miarę, jak będzie postępować internalizacja wymienionych kosztów zewnętrznych, szczególnie w przypadku gdy system handlu emisjami będzie ewoluował w kierunku znacznego zaostrzania pułapów emisyjnych i szerszego zastosowania aukcji, a także w miarę wprowadzania wymogu obowiązkowego stosowania instalacji CCS. Sformułowanie założeń odnośnie przyszłej ewolucji systemu handlu emisjami, a także mechanizmów stosowanych do wypełniania celów w zakresie OZE i kogeneracji jest niezbędne do przeprowadzenia obliczeń liczbowych i będzie przedmiotem analiz w kolejnym etapie prac. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 38

4. Analiza oficjalnych scenariuszy makroekonomicznych i prognoz energetycznych 4.1. Wybór scenariuszy do analiz Na spotkaniu Komitetu Sterującego w początkowej fazie prac zostały przedstawione różne opracowania rządowe dotyczące energetyki z okresu ostatnich 5 lat, które zawierały określone założenia makroekonomiczne powiązane z wieloletnią prognozą zapotrzebowania na energię: Polityka Klimatyczna, RM listopad 2003 Polityka energetyczna Polski do 2025 roku, RM styczeń 2005 Projekt Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 2008-2012, RM czerwiec 2006 Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015, RM listopad 2006 Projekt Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, MG wrzesień 2007. W dyskusji przedstawiono wybrane charakterystyki tych prognoz zawarte w dostępnych materiałach. Kwestią szczególnie istotną dla niniejszej pracy była aktualność poszczególnych scenariuszy oraz dostępność możliwie szczegółowego opisu założeń i wyników prognoz energetycznych. W wyniku spotkania Komitet Sterujący wskazał, by przedmiotem analizy krytycznej w pracy uczynić następujące scenariusze oficjalne: Projekt Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 2008-2012, a dokładnie uzasadnienie do jego wersji z października 2006 r., którego elementem konstytutywnym była prognoza zapotrzebowania na paliwa i energie do roku 2020 w Wariancie Podstawowym Węglowym BIS, opracowania przez Agencję Rynku Energii, Projekt Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, MG wrzesień 2007 do którego założenia makroekonomiczne były opracowany na zlecenie Ministerstwa Gospodarki (za pośrednictwem ARE SA) przez Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową. Jednocześnie Zamawiający w konsultacji z Wykonawcą przygotował wystąpienia do Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Środowiska oraz Krajowego Administratora Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji, z prośbą o udostępnienie dla celów niniejszej pracy opisów zastosowanej metodologii i przyjętych założeń w obu pracach - bardziej szczegółowych niż udostępnione na oficjalnych stronach wymienionych instytucji. W trakcie realizacji prac Wykonawca otrzymał za pośrednictwem Zamawiającego: Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 39

w listopadzie ubiegłego roku - opracowanie ARE zrealizowane na potrzeby projektu KPRU 2008-2015 (X.2006), w formie 27-stronnicowego wydruku 21 ; przy analizach cząstkowych wykorzystano ponadto opracowanie wykonane na zlec KASHUE przez zespół pod kierownictwem W. Piontka; 22 w dniu 7 w stycznia 2008 r. - opracowanie IBnGR pt.: Długookresowa prognoza makroekonomiczna i sektorowa rozwoju Polski w latach 2007-2030 (V.2007), zrealizowana na potrzeby prac nad aktualizacją polityki energetycznej Polski, w formie 37-stronnicowego wydruku. 23 Równocześnie, mimo powtarzanych wystąpień PKEE i spotkań z udziałem Zamawiajacego i Wykonawcy z MG, Ministerstwo Gospodarki nie udostępniło innych danych szczegółowych dotyczących projektu prognozy do roku 2030. Należy też zwrócić uwagę, że opracowanie IBnGR uzyskano bardzo późno - praktycznie blisko terminu zakończenia pierwszego etapu pracy, toteż Wykonawca był zmuszony do wcześniejszej analizy porównawczej wykonanej w oparciu o bardziej ogólne stwierdzenia dotyczące metodyki i w większym stopniu na bazie analizy prezentowanych wyników niż szczegółowych założeń wstępnych. Niezależnie od tego Wykonawca dołożył starań, by w ostatniej fazie pierwszego etapu prac w miarę możliwości uszczegółowić wykonaną analizę otrzymanych materiałów. 4.2. Sposób opracowania scenariuszy rządowych Scenariusze makroekonomiczne obu dokumentów rządowych były opracowane lub koordynowane przez Agencję Rynku Energii SA, co w sposób naturalny implikuje podobieństwo ogólnej metodyki, przedstawionej w obu dokumentach. Istotne różnice dotyczą sposobu uzyskania niektórych elementów składowych scenariusza, stopnia aktualności uwzględnionych danych oraz szczegółowością prezentacji przeprowadzonych prac. W opracowaniu prognoz energetycznych na potrzeby obu dokumentów zastosowano wypróbowaną metodykę stosowaną powszechnie na świecie w badaniach energetycznych dla poziomu jednego kraju. Za generalną siłę sprawczą wzrostu zapotrzebowania na energię przyjęto wzrost gospodarczy, opisaną za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Gospodarkę kraju dzieli się na cześć zużywającą energie (odbiorców finalnych) i na sektor 21 Opracowanie prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2020 w Wariancie Podstawowym Węglowym BIS. ARE SA, Warszawa październik 2006 [praca wykonana na zlec. Ministerstwa Środowiska]. 22 Potrzeby Polski w zakresie emisji CO2 w latach 2008 2012, w kontekście realizacji celów Strategii Rozwoju Kraju, w tym programów finansowanych z wykorzystaniem środków z Funduszu Spójności oraz Funduszy Strukturalnych (Piontek W. i in). Warszawa 2006 [praca wykonana na zlec. Krajowego Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji] 23 Długookresowa prognoza makroekonomiczna i sektorowa rozwoju Polski w latach 2007-2030. IBnGR, Warszawa maj 2007 [praca wykonana na zlec. ARE SA. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 40

energii, zajmujący się pozyskaniem nośników energii pierwotnej, wytwarzaniem nośników energii finalnej oraz transportem i dystrybucja energii. Rynek odbiorców finalnych został podzielony na przemysł, budownictwo, transport, rolnictwo, usługi wraz z sektorem publicznym oraz gospodarstwa domowe Na scenariusze makro w analizowanych dokumentach składają się trzy części: 1. Demograficzna, 2. Makroekonomiczna, 3. Sektorowa. W obu dokumentach została przyjęta ta sama prognoza demograficzna oraz prognoza gospodarstw domowych do roku 2030, opracowana przez GUS w roku 2002. Jest to najświeższa aktualna prognoza oficjalna, niemniej jej zapisy już od roku 2003 odbiegają od rzeczywistego przebiegu procesów demograficznych i w roku 2005 prognoza ta była zaniżona o ponad 80 tys. osób w stosunku do stanu ludności Polski wyliczonego na podstawie przeprowadzanych z roku na rok bilansów. Część stricte makroekonomiczna obejmuje prognozę dynamiki i struktury PKB. W opracowaniu dla projektu KPRU 2008-2012 prognozę PKB wykonało samo ARE, natomiast przy przygotowaniu projektu Polityki Energetycznej 2030 założenia makroekonomiczne zostały przygotowane na zlecenie ARE przez IBnGR. Założenia sektorowe obejmują szereg założeń szczegółowych: - Dynamika wartości dodanej w sektorze oraz w różnej szczegółowość dynamika wybranych energochłonnych potrzeb (produktów, usług), - Założenia dotyczące zmian energochłonności w ujęciu sektorowym. W obu prognozach ten zakres scenariusza makro był przygotowany przez zespół ARE SA, niemniej sposób prezentowania metodyki i przyjętych założeń różni się co do dokładności opisu w obu dokumentach. 4.2.1. Scenariusz makroekonomiczny projektu KPRU 2008-2012 Scenariusz opracowany dla potrzeb projektu KPRU 2008-2012 był zaktualizowaną wersją Wariantu Podstawowego Węglowego długoterminowej prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię wykorzystanej w dokumencie Polityka energetyczna Polski do 2025 roku, przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2004 roku. Uaktualnienie prognozy polegało na weryfikacji i aktualizacji tych założeń, które od czasu opracowywania wcześniejszej prognozy uległy istotnym zmianom. Dotyczy to w szczególności cen paliw węglowodorowych na rynkach światowych, tempa rozwoju gospodarczego kraju i prognoz wzrostu efektywności wykorzystania energii, oraz zmiany okresu odniesienia z roku 2002 na rok 2004. Prognoza rozwoju gospodarczego Polski została skorygowana na podstawie: Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 41

projekcji średniorocznego tempa wzrostu Produktu Krajowego Brutto dla okresów pięcioletnich zgodnie z uwagami Ministerstwa Środowiska zgłoszonymi do projektu Strategii Rozwoju Kraju 2007-2015, własnej zaktualizowanej prognozy struktury tworzenia Produktu Krajowego Brutto. Prognoza makroekonomiczna została opracowana w jednym wariancie. W prognozie nie uwzględniono cykliczności koniunkturalnej wzrostu gospodarczego, co częściowo tłumaczy się dość krótkim horyzontem czasowym prognozy (15-letnim). Część sektorowa prognozy makro obejmuje opracowanie prognozy zapotrzebowania na energię. Do jej opracowania zastosowano w ARE model zużycia końcowego (end-use) o nazwie MAED. W modelu tym na podstawie przyjętego scenariusza rozwoju gospodarczego, polityki energetycznej, postępu i innowacyjności w wykorzystaniu energii są tworzone projekcje zapotrzebowania na energię użyteczna. Projekcje te są wyznaczane dla każdego kierunku użytkowania energii w ramach każdego sektora gospodarki. Wyniki modelu MAED są wsadem do symulacyjnego modelu energetyczno-ekologicznego BALANCE, który wyznacza zapotrzebowanie na energię finalną w podziale na poszczególne nośniki oraz wyznacza krajowe bilanse energii i wielkości emisji zanieczyszczeń. Model BALANCE wg opisu wykonawcy symuluje zachowanie producentów i konsumentów energii na rynku energii w oparciu o elastyczności cenowe, przy przyjętych założeniach i warunkach brzegowych dotyczących cen paliw pierwotnych, polityki energetycznej państwa, postępu technologicznego oraz ograniczeń w dostępie do nośników energii, a także ograniczeń czasowych w procesach inwestycyjnych. W opracowaniu ARE opisano metodykę analizy statystycznej współczynników poprawy efektywności wykorzystania energii, które są wyznaczane odrębnie dla każdego sektora gospodarki oraz dla każdego kierunku użytkowania energii. Wydzielono następujące kierunki użytkowania energii: Przemysł: - odbiory elektryczne, para technologiczna, ciepło piecowe, zużycie nieenergetyczne, ogrzewanie pomieszczeń; Rolnictwo: - odbiory elektryczne, paliwa silnikowe, inne paliwa; Transport: - pasażerski elektryczny i spalinowy, towarowy elektryczny i spalinowy; Usługi: - odbiory elektryczne, ogrzewanie pomieszczeń, grzanie wody, gotowanie, oświetlenie; Gosp. dom.: - odbiory elektryczne, ogrzewanie pomieszczeń, grzanie wody, gotowanie. Na potrzeby przygotowania prognozy krajowego zapotrzebowania na paliwa i energię do 2025 r., zostały wyznaczone współczynniki poprawy efektywności użytkowania energii na podstawie danych statystycznych z lat 1993-2003. Dla lat 2005-2020 dokonano ekstrapolacji krzywych aproksymujących historyczne zmiany efektywności. Z przedstawionych danych przykładowych można wnioskować, że jest to ekstrapolacja wg krzywej wykładniczej o wygasającym w czasie tempie poprawy efektywności. W dokumencie podano założenia z zakresu ochrony środowiska, które dotyczą tylko sfery wytwarzania energii. Nie podano założeń dotyczących wypełnienia wymogów w zakresie Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 42

efektywności końcowego wykorzystania energii, zawartych w licznych dyrektywach unijnych, przyjętych w tym obszarze. Jedynym wyjątkiem jest wymienienie założenia dotrzymania norm emisji z pojazdów silnikowych, co pośrednio ma związek z poprawą sprawności silników. W opracowaniu ARE w wyniku przyjętych założeń szczegółowych następuje zmniejszenie energochłonności i elektrochłonności PKB. Podane wskaźniki są uśrednione dla całej gospodarki i na ich podstawie nie można ocenić, w jakim stopniu poprawa efektywności energetycznej ma charakter endogeniczny, a w jakim stopniu jest rezultatem działań polityki energetycznej, realizujących założone cele strategiczne krajowej polityki energetycznej. 4.2.2. Scenariusz makroekonomiczny projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 r. Scenariusz makroekonomiczny opracowany na potrzeby projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 roku w sferze metodycznej różni się tylko sposobem uzyskania prognozy dynamiki PKB oraz zmian wartości dodanej w sektorach gospodarki. W zakresie przemian demograficznych oparto się na tych samych prognozach GUS. Prognoza makroekonomiczna wykonana przez IBnGR została opracowana w jednym wariancie, stanowiącym spójny (zbilansowany) scenariusz gospodarczego rozwoju Polski do roku 2030. Obejmuje ona prognozy 10 zmiennych makroekonomicznych, w tym PKB, wartości dodanej w przemyśle, rolnictwie, budownictwie, usługach publicznych i komercyjnych, nakładów inwestycyjnych i spożycia. W opracowaniu długookresowej prognozy makroekonomicznej i sektorowej rozwoju Polski wykorzystany został wielorównaniowy model ekonometryczny RoLada2007. Model składa się z kilku modułów, w których oszacowany został szereg równań odzwierciedlających najważniejsze mechanizmy funkcjonowania głównych procesów gospodarczych. Istotną cechą modelu jest jego zintegrowanie na poziomie wszystkich modułów, tzn. uwzględnienie dodatkowych zależności między modułami. Zgodnie z opisem wykonawcy, skonstruowany model oparty został na danych rocznych obejmujących okres od 1995 roku i dodatkowo dla niektórych zmiennych egzogenicznych na danych w układzie miesięcznym i kwartalnym. Większość parametrów modelu estymowana była na podstawie dostępnych danych za pomocą technik ekonometrycznych. W tych przypadkach, w których nie była możliwa identyfikacja akceptowalnych wartości parametrów dla gospodarki polskiej, zastosowano również pomocnicze rozwiązania zaadoptowania do warunków polskich określonych estymatorów dostępnych w literaturze przedmiotu dla krajów UE lub dokonano kalibracji parametrów równań na podstawie wiedzy eksperckiej pracowników IBnGR. Przyjęta procedura polega na estymowaniu kolejnych składowych PKB, a następnie agregacji wyników. Przyjęto założenie, że PKB w sektorach może być estymowane przy użyciu metody najmniejszych kwadratów dla wielu zmiennych objaśniających. W pracy Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 43

IBnGR podano szereg odcinkowych równań dotyczących poszczególnych składowych, niemniej do właściwej oceny zastosowanej metody i interpretacji otrzymanych wyników brakuje niektórych informacji odnośnie: o określenia zmiennych objaśniających zawartych w poszczególnych równaniach, o sposobu uzyskania prognozy PKB w przemyśle i budownictwie - w pracy stwierdza się, że w modelu wykorzystano prognozy produkcji sprzedanej przemysłu i budownictwa wygenerowano z innego modelu cząstkowego (s. 9), nie podając żadnego opisu metodyki ani żadnych informacji na temat założeń wejściowych do tych prognoz, o wskazania zasadniczych mechanizmów gospodarczych, dla których nie była możliwa identyfikacja akceptowalnych wartości parametrów (s. 4). W pracy IBnGR uwzględniono po raz pierwszy w scenariuszach makro oficjalnych prognoz energetycznych zjawisko zmienności cyklu koniunkturalnego. Cykle koniunkturalne, jako zjawiska o charakterze średnio- lub długookresowym, dają się obserwować jedynie w dostatecznie długich szeregach czasowych. W Polsce po roku 1989 udało się stwierdzić na razie wystąpienie jednego pełnego cyklu koniunkturalnego, przypadającego na lata 1993-2001. Wnioskowania na temat długości trwania cykli koniunkturalnych w przyszłości nie można opierać wyłącznie na podstawie przebiegu poprzedniego cyklu. W najwyżej nawet rozwiniętych gospodarkach światowych kolejne cykle koniunkturalne nie mają jednakowego okresu trwania, najczęściej również nie istnieją jednoznaczne zależności między długościami poszczególnych cykli. Należy też pamiętać, że w minionym okresie gospodarka Polska poddana była działaniu licznych czynników zakłócających, wynikających m. in. z zachodzących procesów transformacji systemowej oraz integracji ze strukturami europejskimi. W prognozie IBnGR przyjęto wydłużony 8-10 letni czas trwania cyklu koniunkturalnego. W uzasadnieniu wskazano też na oddziaływanie procesów globalizacji, które wywierają wpływ na zbliżanie okresu występowania poszczególnych faz cyklu i na tendencje do wyrównywania amplitud cykli w różnych krajach rozwiniętych. Nie jest dostępny opis metodyki projekcji sektorowych w podobnej szczegółowości jak poprzednio, niemniej na podstawie ogólnej charakterystyki metody można sądzić, że również te elementy scenariusza makro są metodycznie opracowane analogiczne jak w scenariuszu dla projektu KPRU 2008-2012. Jedyna informacja szczegółowa to stwierdzenie, że wskaźniki efektywności energetycznej oszacowano przy założeniu prostej kontynuacji reformy rynkowej. Nie jest ono zbyt precyzyjne, jednak wydaje się, że podobnie jak w poprzednim scenariuszu ekstrapolowano trendy zmian energochłonności cząstkowej. Ważną informacja pomocniczą do oceny takiej metodyki byłoby podanie rodzaju funkcji trendu. Podobnie jak w pracy ARE wykonanej na potrzeby projektu KPRU 2008-2012, podane agregatowe wskaźniki zmniejszenie energochłonności i elektrochłonności PKB nie pozwalają na ocenę, w jakim stopniu poprawa efektywności energetycznej wynika z założonego endogenicznego postępu technicznego, a w jakim odzwierciedla założone działania prooszczędnościowe w tym zakresie. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 44

4.3. Najważniejsze założenia 4.3.1. Scenariusze dynamiki i struktury sektorowej PKB Opracowana przez ARE SA na potrzeby projektu KPRU 2008-2012 prognoza dynamiki ogólnej gospodarki oraz prognoza sektorowa tworzenia PKB przedstawiająca obraz przyszłych zmian strukturalnych gospodarki polskiej zakłada, że podstawowe tendencje obserwowane od początku transformacji systemowej będą kontynuowane, jednak w stopniu mniejszym, niż miało to miejsce dotychczas. Podstawową tendencją będzie w dalszym ciągu zwiększanie udziału usług w strukturze wartości dodanej, przy jednoczesnym zmniejszaniu udziału wartości dodanej tworzonej w przemyśle i rolnictwie. Będzie to wpływało na wzrost efektywności energetycznej gospodarki. Przeprowadzone prognozy makroekonomiczne wskazują, iż tempo wzrostu PKB w okresie do 2020 roku średniorocznie wyniesie około 5,0%, z tego średniorocznie 5,1% w latach 2005-2010, 5,2% w latach 2011-2015 i 4,8% w latach 2016-2020. W scenariuszu makro opracowanych na potrzeby projektu Polityki energetycznej Polski do roku 2030 (PE 2030) przyjęto następujące założenia prognozy makroekonomicznej: Zostanie utrzymana stabilna sytuacja polityczna w kraju oraz na świecie, wysoki poziom wzrostu inwestycji zagranicznych oraz eksportu. Bilans handlowy (eksport netto) będzie w tendencji ujemny. Nastąpi stabilizacja cen surowców energetycznych na obecnym wysokim poziomie. Wzrost gospodarczy będzie przebiegał cyklicznie: będą miały miejsce kolejne pełne cykle koniunkturalne o średniej długości ok. 10 lat. W dolnym punkcie zwrotnym przebiegu cyklu koniunkturalnego tempo wzrostu PKB będzie wynosiło ok. 4%. Polska przystąpi do ERM-II ok. roku 2010, do strefy euro w roku 2012 lub 2013. Rynki pracy: stopa bezrobocia będzie zmniejszała się do poziomu ok. 5% - 6%; zwiększy się współczynnik aktywności zawodowej, wydłuży się także przeciętny wiek przechodzenia na emeryturę. W ocenie IBnGR do roku 2030 w Polsce utrzymywać się będzie dobra koniunktura gospodarcza. Prognozowane przez IBnGR średnie tempo wzrostu produktu krajowego brutto w latach 2006-2030 wynosi 5,1 procenta. Najszybsze tempo wzrostu PKB prognozowane jest w latach 2006-2010 oraz 2021-2025. Średnie dla obu wymienionych okresów wynoszą 5,7 procenta. Najwolniejszego wzrostu spodziewać się należy natomiast w latach 2016-2020, kiedy to PKB będzie wzrastał średnio o 4,4 procenta. Jednym z czynników, który wpływał będzie na taki rozkład dynamiki PKB jest cykliczny charakter wzrostu gospodarczego. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 45

6,0 Dane historyczne Projekt KPRU na lata 2008-2012 Projekt Polityka Energet. Polski do 2030 r. 5,5 5,0 stopa wzrostu, [%/a] 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 1991-1995 1996-2000 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 Rys. 4.1. Prognozy tempa wzrostu PKB w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 Zmiany strukturalne w gospodarce mają istotne znaczenie dla zmian przeciętnej energochłonności PKB. Oba analizowane scenariusze zakładają znaczące zmniejszenie udziału w strukturze wartości dodanej przemysłu (w tym zwłaszcza przemysłu wydobywczego) i rolnictwa, a wzrost udziału usług. Zwraca uwagę prognozowanie odwrotnych kierunków zmian dla budownictwa, transportu i przemysłu energetycznego. Należy też zauważyć, że scenariusz KPRU 2008-2012 wychodzi od początku z nieaktualnych danych dla roku bazowego. Tablica 4.1. Zmiany struktury tworzenia wartości dodanej do roku 2020 i 2030 w scenariuszach makro KPRU 2008-2021 i PE 2030 Struktura [%] Tempo wzrostu [%/a] Sektory GUS KPRU 08-12 PE 2030 KPRU 08-12 PE 2030 2005 2005 2020 2005 2020 2030 2005-20 2005-30 PKB 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 5,0 5,1 w tym: Przemysł 24,7 25,9 23,1 24,7 21,3 19,3 3,0 3,9 - Przemysł wydobywczy 2,5 2,1 1,1 2,5 1,6 0,9-0,8 0,6 - Przemysł przetwórczy 18,5 20,0 19,8 18,5 15,4 14,3 2,7 4,0 - Przemysł energetyczny 1/ 3,1 3,8 2,2 3,1 4,3 4,1 5,6 4,6 Rolnictwo 4,5 2,7 2,4 4,5 3,5 2,2 3,5 1,8 Transport 7,2 7,9 7,6 7,2 6,8 6,4 3,6 4,8 Budownictwo 6,0 5,9 7,4 6,0 8,5 5,2 4,1 4,3 Usługi 57,5 57,6 59,5 57,5 59,9 67,0 6,1 5,7 - Usługi komercyjne 42,6 41,2 42,9 42,6 44,8 47,1 6,0 5,4 - Usługi publiczne 14,9 16,4 16,6 14,9 15,1 19,9 6,4 6,1 1/ Podsekcja DF oraz sekcja E dział 40 Źródło: opracowanie własne na podstawie danych GUS oraz: Opracowanie prognozy ARE SA, Warszawa 2006, op. cit. Długookresowa prognoza makroekonomiczna IBnGR, Warszawa 2007, op. cit. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 46

Zakładane zmiany strukturalne wpływają na obniżenie przeciętnej energochłonności PKB. Generalnie założenia makroekonomiczne w scenariuszu opracowanych dla projektu PE2030 należy ocenić jako bardziej realne, ze względu na późniejszy czas przeprowadzania analizy, odwzorowaną cykliczność wzrostu oraz kierunki zmian struktury sektorowej wartości dodanej. Wydaje się, że scenariusz ten zakłada zbyt duży wzrost udziału sektora przemysłu energetycznego, o ile nie zostały przyjęte założenia odnośnie znaczących zmian w polityce energetycznej (w opracowaniu brak informacji o tego typu założeniach). Powodem wzrostu znaczenia energetyki w Polsce w perspektywie roku 2030 będzie rosnące zapotrzebowanie na energię związane ze przyspieszeniem wzrostu gospodarczego. W okresie objętym prognoza wyczerpią się możliwości tzw. wzrostu zeroenergetycznego. 4.3.2. Założenia dotyczące efektywności energetycznej gospodarki Poniżej zaprezentowano porównanie przeciętnych miar poprawy efektywności energetycznej gospodarki w analizowanych scenariuszach. Tablica 4.2. Porównanie prognoz zmian energochłonności i elektrochłonności PKB w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 Wyszczególnienie Jedn. 2005 2010 2015 2020 2025 2030 GUS Projekt KPRU 2008-2012 Energia pierwotna / PKB kgoe/zł 05 0,102 0,090 0,077 0,067 Energia elektryczna brutto / PKB kwh/zł 05 0,160 0,151 0,136 0,124 Współcz. elastyczności dochodowej zużycia energii - zmiana zużycia energii pierwotnej -/- 0,50 0,35 0,29 - zmiana zużycia energii elektrycznej brutto -/- 0,72 0,56 0,54 Projekt Polityki energetycznej Polski do 2030r. Energia pierwotna / PKB kgoe/zł 05 0,095 0,077 0,062 0,053 0,044 0,038 Energia elektryczna brutto / PKB kwh/zł 05 0,135 0,115 0,099 0,090 0,081 0,074 Współczynniki elastyczności dochodowej zużycia energii - zmiana zużycia energii pierwotnej -/- 0,22 0,15 0,19 0,26 0,25 - zmiana zużycia energii elektrycznej brutto -/- 0,37 0,35 0,46 0,51 0,51 Źródło: jak w tabl. 4.2. Scenariusz opracowany dla projektu PE 2030 zawiera mniej zdezaktualizowane dane dla roku bazowego oraz zakłada znacznie szybsze tempo przeciętnej poprawy efektywności energetycznej gospodarki. Przeciętny poziom energochłonności i elektrochłonności PKB w scenariuszu PE 2030 poprawia się w rocznym tempie o 1 punkt procentowy wyższym niż w scenariuszu KPRU. Jednak dla właściwej oceny prawidłowości analizowanych scenariuszy rządowych należałoby dysponować bardziej dokładnymi informacjami na temat założeń dotyczących dynamiki ilościowej oraz zakładanych wskaźników poprawy sprawności energetycznej dla szczegółowych produktów i usług energochłonnych, stanowiących główne kierunki użytkowania energii. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 47

Tablica 4.3. Porównanie tempa zmniejszania energochłonności i elektrochłonności PKB w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 [%/a] Wyszczególnienie KPRU 2008-2012 PE 2030 2005-2020 2005-2020 2005-2030 Energia pierwotna / PKB 2,8% 3,8% 3,6% Energia elektryczna brutto / PKB 1,7% 2,7% 2,4% Źródło: jak w tabl. 4.2. 4.4. Główne wyniki Porównanie wyników prognoz zapotrzebowania na energię dostarcza ciekawych wniosków. Scenariusz Węglowy ARE dla projektu KPRU 2008-2012 jest zdecydowanie najwyższy zarówno, jeśli chodzi o ocenę zapotrzebowania na energię pierwotną, jak i o ocenę popytu na energie finalną. Scenariusz PE2030 uwzględnia niższą od zakładanej wcześniej wartość bazową w 2005 r. i o 1/3 niższą dynamikę zapotrzebowania na energię finalną i energię elektryczną Tabela 4.4. Porównanie prognoz podstawowych kategorii zapotrzebowania na energię w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 Scenariusze Jedn. 2005 Prognoza (GUS) 2010 2020 2030 Tempo wzrostu 2005-2020 %/a j.n. Zapotrzebowanie kraj. na energię pierwotną KPRU na lata 2008-2012 PJ 4 488 5 401-2,2% 3 892 Polityka Energetyczna 2030 PJ 4 178 4 614 5 510 2,3% Zapotrzebowanie kraj. na energię finalną KPRU na lata 2008-2012 PJ 2 985 3 525-2,1% 2 592 Polityka Energetyczna 2030 PJ 2 893 3 216 3 735 1,4% Zapotrzebowanie kraj. na energię elektr. brutto KPRU na lata 2008-2012 TWh 179 241-3,4% 146 Polityka Energetyczna 2030 TWh 163 205 280 2,3% Źródło: jak w tabl. 4.2. Rys. 4.2 wskazuje, w jaki sposób zahamowanie po roku 2020 tempa zmniejszania energochłonności PKB uzyskane w scenariuszu PE 2030 (por. tab. 4.3) wpływa na przyspieszenie wzrostu krajowego zapotrzebowania na energię. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 48

Zużycie energii pierw otnej - KPRU 2008-2012 Zużycie energii pierw otnej - PE 2030 Zużycie energii finalnej - KPRU 2008-2012 Zużycie energii finalnej - PE 2030 Zużycie energii elektr. brutto - KPRU 2008-2012 Zużycie energii elektr. brutto - PE 2030 2,0 1,9 1,8 1,7 [2005 = 1,00] 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 4.2. Prognozowane dynamiki wzrostu podstawowych kategorii zapotrzebowania na energię w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 Ze względu na gwałtowne zmiany cen paliw pierwotnych na rynkach światowych można uznać za w pełni zrozumiałe różnice prognoz cen importowych paliw pierwotnych w obu scenariuszach (tab. 4.5). Rozbieżności te powinny mieć znaczenie dla prognoz zapotrzebowania na energię wg nośników. Tabela 4.5. Prognozowana cena importu do Europy podstawowych paliw pierwotnych w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 Poziom cen Stopa wzrostu Nośnik Jedn.n. KPRU 1/ PE KPRU PE 2020 2020 2030 2005-2020 2005-2020 2005-2030 j.n. j.n. j.n. %/a Ropa naftowa USD'05/ boe 48,4 61,1 62,8-1,0 0,8 0,6 Gaz ziemny USD'05/ boe 23,9 46,0 47,6 0,6 1,9 1,3 Węgiel kamienny USD'05/t 51,5 64,4 65,3-2,2 0,0 0,0 1/ Przeliczone z cen roku 2004 wg kursu rynkowego USD Źródło: jak w tabl. 4.2. Analizowane scenariusze makro zawierają faktycznie istotne rozbieżności w zakresie struktury zapotrzebowania na energię pierwotną wg nośników (tab. 4.6). Jednakże wydaje się, że największa różnice, polegająca na zmniejszeniu roli węgla kamiennego w krajowym bilansie paliw pierwotnych, nie wynika z oddziaływania światowych procesów cenowych, lecz z uwzględnienia ograniczeń zasobowych. Pewien wpływ może wywierać na to: założona poprawa sprawności wytwarzania w elektroenergetyce i ciepłownictwie założony wskaźnik wykorzystania wsadu w elektroenergetyce wzrasta z 37,2% w 2005 r. do 39,5% w 2020 r. i 41,1% w 2030 r., polityka poprawy efektywności końcowej wykorzystania energii (np. zmiany w strukturze paliwowej systemów grzewczych odbiorców rozproszonych), lecz brak jest Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 49

szczegółowych informacji pozwalających na ocenę, w jakim stopniu zagadnienie to zostało uwzględnione w prognozie Tablica 4.6. Porównanie prognoz zapotrzebowania na energię pierwotną wg nośników do roku 2020 w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030 Poziom Struktura Stopa wzrostu Nośnik GUS KPRU PE2030 GUS KPRU PE2030 KPRU PE2030 2005 2020 2005 2020 2005-2020 Mtoe % %/a Węgiel kamienny 42,2 57,7 43,9 44,9 44,7 39,8 2,1% 0,3% Węgiel brunatny 12,8 12,8 12,2 13,6 9,9 11,1 0,0% -0,3% Ropa naftowa 22,6 31,3 28,9 24,0 24,3 26,2 2,2% 1,8% Gaz ziemny 12,3 18,7 15,4 13,1 14,5 14,0 2,8% 1,6% Energia jądrowa 0,0 0,0 12,7 0,0 0,0 9,7 x x Energia odnawialna 4,5 9,0 8,8 4,8 7,0 8,0 4,7% 4,6% Pozostałe paliwa 1/ 0,6 0,4 1,1 0,6 0,3 1,0-2,7% 4,1% Saldo energii elektrycznej -0,9-0,9 0,0-1,0-0,7 0,0 0,0% x Energia pierwotna ogółem 94,0 129,0 110,2 100,0 100,0 100,0 2,1% 1,1% 1/ Odpady przemysłowe i komunalne Źródło: jak w tabl. 4.2. W scenariuszu PE 2030 w porównaniu ze scenariuszem KPRU 2008-2012: zużycie węgla kamiennego jest w roku 2020 o ok. 20% niższe (o ok. 14 Mtoe) niż w scenariuszu KPRU 2008-2012; zmniejszenie udziału procentowego nie jest tak duże, ze względu na spadek całego krajowego zapotrzebowania na energie pierwotną, przewidywane jest wolniejsze tempo wzrostu zapotrzebowania na ropę naftową i zwłaszcza na gaz ziemny, zapotrzebowanie na energię ze źródeł odnawialnych prognozowane jest na zbliżonym poziomie, co wpływa na zwiększenie udziału OZE w krajowym zużyciu energii pierwotnej, uwzględniono po roku 2020 produkcję energii jądrowej w skali prowadzącej do osiągnięcia 10% udział w krajowym bilansie energii w roku 2030, przyjęto zerowy eksport netto energii elektrycznej. 4.5. Ocena ekspercka scenariuszy rządowych W ocenie scenariuszy makro opracowanych na potrzeby rozpatrywanych dokumentów rządowych zawierających prognozy zapotrzebowania na energię należy zwrócić uwagę na następujące zagadnienia: Wykorzystanie dobrze oszacowanego modelu ekonometrycznego (IBnGR) do długoterminowej prognozy makroekonomicznego zapewnia wysoką spójność rozwiązania z przyjętymi założeniami i w sposób przekonywujący uzasadnia możliwość uzyskania przez Polskę długiego okresu pomyślnego rozwoju gospodarczego, Wykorzystanie modelu ekonometrycznego do prognoz na okres dłuższy niż ten na podstawie którego dokonano estymacji parametrów modelu niesie za sobą znaczne ryzyko pominięcia możliwych w przyszłości zmian w głównych kierunkach rozwoju., Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 50

W obu dokumentach brak kompletnego opisu założeń prognozy PKB, zwłaszcza w częściach dotyczących zmian strukturalnych, W scenariuszu PE 2030 uwzględniona cykliczność wzrostu PKB, W scenariuszu PE 2030 wyższa dynamika sektora usług być może zawyżona dynamika wartości dodanej w sektorze energetycznym. Dla wyników obliczeń niewątpliwie ma znaczenie istotne zdezaktualizowanie się założeń dotyczący projekcji cen światowych. Brak informacji pozwalających na ocenę prawidłowości założeń prognostycznych dotyczących poszczególnych kierunków użytkowania energii: poziomu aktywności produktów i usług energochłonnych (wielu kategorii potrzeb odwzorowanych w modelu nie ma w statystyce publicznej), cząstkowych zmian sprawności energetycznej gospodarki. Brak określenia, w jaki sposób relatywne zmiany cen paliw i energii wpływają na zmiany popytu finalnego na energię. Wnioski z oceny scenariuszy rządowych wpływające na założenia kształtujące prognozę popytu finalnego w zestawie modeli EnergSys. Prognoza makroekonomiczna w scenariuszu bazowym powinna opierać się na założeniach dotyczących wzrostu PKB wynikających z wyliczeń IBnGR. Korekcie należy poddać założenia dotyczące zmian struktury w gospodarce (zwłaszcza po roku 2015), oraz zweryfikować możliwość poszerzenia amplitudy wahań cyklicznych pod koniec okresu prognozy, Należy uwzględnić w pierwszym okresie prognozy wydłużenie i wzmocnienie okresu koniunktury w latach 2006-2007, Konieczna jest aktualizacja założeń dotyczących kształtowania się światowych cen podstawowych paliw oraz weryfikacja zmian struktury zapotrzebowania na energie pierwotną według nośników, Konieczna jest aktualizacja założeń demograficznych ze względu na przebieg zjawisk demograficznych po 2002 roku, Analizę zużycia energii w poszczególnych sekcjach gospodarki należy zweryfikować poprzez techniczną analizę wskaźnikową szczególnie energochłonnych produktów i usług. Pomoże to zweryfikować założenia o tempie zmian popytu i poprawy efektywności energetycznej w poszczególnych obszarach gospodarki, z uwzględnieniem obserwowanego od roku 2005 wzrostu produkcji szeregu energochłonnych produktów przemysłowych, Potrzebna jest dokładniejsza i czytelna (co do założeń) prognoza poszczególnych potrzeb energetycznych w gospodarstwach domowych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 51

5. Autorskie scenariusze i prognozy energetyczne W pracach dotyczących badania przyszłości energetyki scenariusze makroekonomiczne zawierają zwykle dwie części: a. projekcję rozwoju gospodarczego b. projekcję zmian popytu na energię finalną. W ramach projektu miał być przyjęty jeden scenariusz makroekonomiczny oficjalny i opracowane dwa scenariusze autorskie. Decyzje odnośnie sposobu konstruowania scenariuszy makroekonomicznych zależą m.in. od sposobu ich wykorzystania w obliczeniach, w tym od tego jaką rolę będą miały scenariusze autorskie w stosunku do wybranego scenariusza oficjalnego. W toku prac uzgodniono z Zamawiającym sposób powiązania scenariuszy autorskich z wybranym scenariuszem oficjalnym, biorąc pod uwagę następujące przesłanki: 1) Nadal obowiązujący scenariusz pochodzący z Polityki energetycznej 2025 jest w znacznej mierze już nieaktualny i na pierwszym posiedzeniu Komitetu Sterującego został wyłączony z zestawu scenariuszy, które mają być rozważane w pracy; 2) Do dalszych analiz w projekcie zostały wybrane dwa scenariusze: 1/scenariusz wykonany przez ARE SA dla potrzeb projektu KPRU-II (2006 r.) oraz 2/scenariusz z projektu Polityki energetycznej 2030 (2007 r.) 24, 3) Nie jest możliwe wykonanie pełnych obliczeń dla scenariusza z projektu Polityki energetycznej 2030, ponieważ do końca 2007 roku Wykonawca nie otrzymał z Ministerstwa Gospodarki informacji na temat szczegółowych założeń metodycznych i ilościowych wykorzystanych przy opracowaniu scenariusza makroekonomicznego i prognozy popytu na energię, co w praktyce uniemożliwia wykonanie wszystkich zaplanowanych analiz dotyczących m.in. - możliwości poprawy efektywności energetycznej wraz z oceną możliwości osiągnięcia celu EU na poziomie 20% poprawy efektywności do roku 2020, 25 - oceny wpływu wprowadzenia wymagań UE na gospodarkę krajową. 26 24 Dokument nie został jeszcze oficjalnie zaakceptowany, niemniej nie ma innych zaktualizowanych scenariuszy określających horyzont roku 2030, które można uznać za oficjalne. 25 Ocena ta wymaga dysponowania szczegółowymi informacjami o przyjętych w prognozie oficjalnej założeniach dotyczących energochłonności w poszczególnych sektorach i najbardziej energochłonnych procesach. 26 Taka ocena dokonana przy pomocy modelu CGE w pętli sprzężenia z modelem EFOM-PL wymaga szczegółowej znajomości parametrów makroekonomicznych przyjmowanych do opracowania scenariusza w wersji bazowej, aby móc określić ich zmianę wywołaną impulsem cen energii. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 52

W takiej sytuacji w toku prac uzgodniono z Zamawiającym, że po analizie dostępnych dokumentów rządowych i otrzymanych materiałów pomocniczych zostaną opracowane dwa scenariusze autorskie, z których pierwszy ma za zadanie możliwie dokładnie odwzorować podstawowe założenia wybranego jako scenariusza rządowego scenariusza projektu Polityki energetycznej 2030, przy aktualizacji odpowiednich danych bazowych. Pozwoli to prezentować go jako aktualizację lub korektę scenariusza rządowego z uwzględnieniem najnowszych danych. Wykonanie oceny skutków wdrożenia wymagań z nowej polityki UE w oparciu o scenariusz zbliżony co do założeń makroekonomicznych ze scenariuszem rządowym zwiększy wiarygodność obliczeń. Wyniki analiz opartych o taki scenariusz mogą też być łatwiej zaakceptowane przez rząd, co ma istotne znaczenie dla wykorzystania wyników w stosunku do KE. Drugi uzgodniony do opracowania scenariusz Umiarkowany opiera się na założeniach mniej korzystnych dla Polski uwarunkowań międzynarodowych, opisywanych w scenariuszu Alternatywnym IEA Word Energy Outlook,2007 oraz charakteryzuje się średniorocznym tempem wzrostu PKB zbliżonym do tych, jakie są przyjmowane w prognozach ośrodków międzynarodowych, uznawanych za wiarygodne przez Komisję Europejską. Scenariusz ten wpisuje się także bardzo dobrze w wykładniczy trend rozwoju gospodarczego Polski wykreślony dla okresu od początku lat 90-tych. 5.1. Jakościowy opis scenariuszy 5.1.1. Logika różnicowania scenariuszy makro W wyniku dyskusji i ustaleń z Komitetem Sterującym przyjęto podejście metodyczne polegające na powiązaniu różnicowania opracowanych autorskich scenariuszy makroekonomicznych rozwoju kraju ze scenariuszami rozwoju sytuacji światowej, prezentowanymi przez uznane instytucje międzynarodowe. W ramach pracy poddano analizie następujące studia ekonomiczno-energetyczne, dotyczące gospodarki światowej w perspektywie do roku 2030: Opracowanie IEA World Energy Outlook 2007, Opracowanie Banku Światowego Global Economic Prospects. Managing the Next Wave of Globalization z 2007 r., Prognozę opracowaną w 2007 r. przez Union of the Electricity Industry Euroelectric:, The Role of Electricity. A new path to secure, competitive energy in a carbon-constrained world. Wskazane studia zakładają wzrost gospodarczy w skali światowej do roku 2030 w tempie ok. 3-3,5% rocznie, co w skali wieloletniej jest dynamiką korzystną. Dla krajów wysokorozwiniętych, w tym dla Unii Europejskiej, przewidywana dynamika realna PKB waha się w granicach 2-2,4%/a. W tym obszarze założenia w omawianych pracach są względnie Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 53

jednolite, większe różnice występują w zakresie przewidywań dla krajów rozwijających się (por. tabl. 5.1). Tablica 5.1. Porównanie prognoz realnej dynamiki PKB w gospodarce światowej [średnioroczne tempo wzrostu, %/a] World Energy Outlook 2007 Global Economic Region Scenariusz Referencyjny Prospects Euroelectric 2005-2015 2015-2030 2005-2030 2008-2030 2000-2030 Świat 4,2 3,3 3,6 2,9 b.d. Kraje rozwinięte 2,4 - OECD 2,5 1,9 2,2 b.d. - w tym: UE 2,3 1,8 2,0 2,0 Kraje rozwijające się 6,1 4,4 5,1 4,0 - Azja 6,9 4,8 5,6 5,1 - Środkowy Wschód 4,9 3,4 4,0 b.d. - Afryka 4,5 3,6 3,9 - Ameryka Łacińska 3,8 2,8 3,2 2,7 Kraje w okresie transformacji 4,7 2,9 3,6 b.d. Źródła: World Energy Outlook 2007. IEA, Paris 2007, tabl. 2 s. 62 i 136 (ceny stałe 2006) Global Economic Prospects. Managing the Next Wave of Globalization. The World Bank, Washington 2007, s. 3 (ceny stałe 2000) The Role of Electricity. A new path to secure, competitive energy in a carbon-constrained world. Union of the Electricity Industry - Euroelectric, Brussels, June 2007, s. 107 (ceny stałe 2005) Generalna logika różnicowania scenariuszy makro dla Polski jest oparta na pracy World Energy Outlook 2007. Zaprezentowano w niej dwa warianty ścieżki prognozy: Scenariusz Referencyjny, Scenariusz Alternatywny. Dla Scenariusza Referencyjnego określono tempo wzrostu PKB w regionach świata, prognozę cen paliw oraz prognozę popytu i podaży paliw i energii. Scenariusz Alternatywnego zakłada utrzymanie się w dłuższym okresie szybkiej ekspansji gospodarek Chin i Indii i przyjmuje określone założenia dotyczące implikacji takiej sytuacji dla gospodarki światowej. Przewiduje się, że będzie to miało następujące konsekwencje dla innych krajów, w tym dla Europy: 27 Wzrośnie popyt na dobra surowcowe, w tym paliwa, co za tym idzie szybciej będą rosły ich ceny, Wzrośnie eksport Chin i Indii i stanie się bardziej konkurencyjny, Wzrośnie też ich udział w imporcie światowym. 27 Należy zwrócić uwagę, ze również m.in. w opracowaniu Ministerstwa Gospodarki z listopada 2007 roku podkreśla się rosnąca rolę Chin i Indii w gospodarce światowej (por. Globalizacja gospodarki - wybrane cechy procesu. Ministerstwo Gospodarki, Departament Analiz i Prognoz. Warszawa, listopad 2007 r., s. 9-18). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 54

Efekt dla innych krajów zależy od kształtowania się wypadkowego oddziaływania tych czynników. Zakłada się, że dla Europy: Nastąpi szybszy wzrost cen paliw importowanych, który pogorszy konkurencyjność produkcji w tych krajach i wpłynie na odpływ kapitału oraz na osłabienie ich eksportu; bodziec ten będzie silniejszy od impulsu z tytułu dodatkowego popytu importowego krajów rozwijających się, Zwiększy się import krajów rozwiniętych, ponieważ wskutek rozwoju wdrożenia nowoczesnych technologii w krajach rozwijających przy nadal tańszych kosztach osobowych wzroście atrakcyjność alokacji produkcji poza obszar krajów rozwiniętych oraz poprawi się atrakcyjność importu dóbr konsumpcyjnych do Europy, W efekcie nastąpi pewne pogorszenie salda obrotów zagranicznych w krajach wysoko rozwiniętych oraz osłabienie dynamiki PKB, W tym scenariuszu nastąpi też pewne zmniejszenie dynamiki zapotrzebowania na energię pierwotną w krajach rozwiniętych. Ten schemat analizy makro przyjęto również w niniejszej pracy, uzupełniając o dalsze założenia, logicznie powiązane z poprzednimi. Opracowano dla Polski następujące scenariusze makroekonomiczne: 1. Scenariusz Bazowy (S-BAZ) 2. Scenariusz Umiarkowany (S-UM) 5.1.2. Opis Scenariusza Bazowego Scenariusz Bazowy powstał na bazie niepełnych informacji dotyczących założeń makroekonomicznych przyjętych przy konstrukcji prognozy zapotrzebowania na energię w projekcie Polityki energetycznej 2030. W scenariuszu został zachowany poziom zmian PKB Polski dla całego okresu z tego dokumentu i jego zróżnicowanie w podokresach, a w latach 2008-2010 zgodnie z założeniami Ministerstwa Finansów do ustawy budżetowej na rok 2008. W scenariuszu uwzględniono wyniki najświeższych opracowań prognostycznych krótkookresowych. W Scenariuszu Bazowym przyjęto następujące generalne założenia: Utrzymują się korzystne warunki zewnętrzne dla rozwoju gospodarki, na co składa się stabilny wzrost PKB krajów rozwiniętych oraz tendencja do stabilizacji w długim okresie cen importowych paliw pierwotnych, Ważnym czynnikiem prorozwojowym jest wzrost napływu bezpośrednich inwestycji zagranicznych do Polski, zgodnie z trendami obserwowanymi w latach 2006-2007, Gospodarka polska odczuje pozytywny bodziec popytowy z tytułu przygotowań do organizacji Euro 2012, Wzrost gospodarczy będzie stymulowany dodatkowo poprzez: liberalną politykę podatkową nowego rządu, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 55

politykę proeksportową, lepsze wykorzystanie funduszy unijnych, Pojawienia się silniejszego bodźca inwestycyjnego i bodźca popytowego z tytułu dodatniego salda eksportowego przyczynia się do skracania okresu recesji po roku 2010, Ścieżka wzrostu PKB jest kierunkowo zgodna z projektem Polityki Energetycznej Polski do roku 2030 i zakłada średnioroczne tempo wzrostu PKB w tempie 5,1%/a; W efekcie: w gospodarce wystąpi dodatkowe zapotrzebowanie na produkcję sektorów energochłonnych (stal, materiały budowlane itp.), które są niezbędne przy dłuższych okresach wysokiej koniunktury, wzrost zamożności gospodarstw domowych będzie skutkował szybkim podniesieniem poziomu wyposażenia gospodarstw w dobra generujące wzrost konsumpcji energii (wentylacja i klimatyzacja, automatyzacja gospodarstwa domowego, wzrost wykorzystania usług multimedialnych itp.). 5.1.3. Opis Scenariusza Umiarkowanego Scenariusz powstał na bazie dostępnych materiałów prognostycznych dotyczących Polski i co do poziomu PKB jest zbliżony do założeń zapisanych w Strategii Rozwoju Kraju (do 2015 r.) i stóp wzrostu przyjmowanych w opracowaniach europejskich (np. Euroelectric, czy w obliczeniach dla UE modelem PRIMES). Podstawowe różnice polegają na głębszym zróżnicowaniu tempa wzrostu (wyższe stopy wzrostu w okresach koniunktury i niższe w okresach osłabienia tempa wzrostu) a także większym optymizmie co do wykorzystania przez Polskę możliwości rozwoju w okresie 2020-2030. W rezultacie dla lat 2005-2030 średnia stopa wzrostu w scenariuszu Umiarkowanym jest wyższa od przewidywań ośrodków europejskich o 0,4-0,3 punktu procentowego. W Scenariuszu Umiarkowanym w porównaniu do Scenariusza Bazowego nastąpi: Szybszy wzrost cen paliw i niekorzystna zmiana proporcji cen paliw ciekłych i gazowych w stosunku do cen węgla, Osłabienie dopływu bezpośrednich inwestycji zagranicznych (zyski z inwestycji w krajach rozwijających stają się bardziej obiecujące), Zmniejszenie popytu krajów rozwiniętych (wolniej rozwijających się) na polski eksport, nie skompensowane w pełni wzrostem eksportu na rynki krajów rozwijających się, Wolniejsze likwidowanie deficytu budżetowego wywiera dodatkowy wpływ schładzający koniunkturę poprzez konieczność prowadzenia polityki redukowania wydatków publicznych w celu zmniejszenia deficytu systemu finansów publicznych, Późniejsze przystąpienie do systemu ERM II i następnie do strefy euro, co spowoduje: Krótkofalowo efekty korzystne, w postaci niższych cen krajowych, silniejszych bodźców eksportowych i słabszych importowych wyższy popyt z tytułu salda obrotów zagranicznych i wyższe tempo PKB, Długofalowo dodatkowy bodziec hamujący dopływ bezpośrednich inwestycji zagranicznych i osłabienie tendencji do modernizacji gospodarki Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 56

Wolniejszy wzrost gospodarczy i trudności ze zrównoważeniem budżetu wpływają dodatkowo na zmniejszenie możliwości absorpcji funduszy unijnych, wymagających odpowiedniego udziału środków własnych, Wolniejszy wzrost PKB ścieżka wzrostu PKB jest zbliżona co do tempa rozwoju ze scenariuszami Euroelectric i modelu PRIMES dla Polski ok. 4,2-4.4% rocznie, Wolniejszy wzrost gospodarczy i wolniejszy wzrost dochodów gospodarstwa domowych będzie stwarzał barierę dochodową ograniczającą możliwości realizacji bardziej wymagających wariantów strategii polityki energetyczno-środowiskowej. Tablica 5.2. Zalety przyjętego układu scenariuszy makro Scenariusz Scenariusz Bazowy Scenariusz Umiarkowany Wybrane cechy - Wykonanie oceny skutków wdrożenia wymagań z nowej polityki UE w oparciu o scenariusz zbliżony co do założeń makroekonomicznych ze scenariuszem rządowym zwiększa wiarygodność obliczeń i ułatwia wykorzystanie wyników pracy przez rząd w stosunku do KE, - Scenariusz umożliwia zbadanie skutków szybkiego tempa rozwoju gospodarczego kraju oraz zwiększenia produkcji energochłonnych branż gospodarki dla elektroenergetyki - Zróżnicowanie warunków otoczenia światowego jest powiązane ze scenariuszami rozwoju sytuacji światowej, prezentowanymi przez uznane instytucje międzynarodowe, - Scenariusz ma dobre uzasadnienie w świetle założeń europejskich studiów prognostycznych dla Polski i jest zbieżny z realistycznymi oczekiwaniami wzrostu gospodarczego zawartymi w istniejących opracowań prognostycznych polskich i zagranicznych, - Scenariusz umożliwia rozpatrzenie warunków realizacji wymagań nowej polityki energetycznej UE w sytuacji mniejszych możliwości rozwojowych sektora elektroenergetycznego i bariery dochodowej po stronie gospodarstw domowych. 5.2. Założenia scenariuszy makroekonomicznych 5.2.1. Analiza popytowych składników wzrostu PKB oraz wpływ handlu zagranicznego Zmiany produktu krajowego brutto wiążą się ze zmianami poszczególnych składników zagregowanego popytu: tzn. konsumpcji prywatnej, inwestycji, wydatków publicznych oraz eksportu netto. Po roku 1990 w początkowej fazie okresu szybkiego wzrostu (lata 1992-1993), średnioroczne tempo zmian PKB wiązało się głównie z bardzo szybkim wzrostem wydatków publicznych i popytu konsumpcyjnego, natomiast wzrost nakładów inwestycyjnych brutto na środki trwałe był w tych latach jeszcze relatywnie niski. Znaczne przyspieszenie tempa wzrostu gospodarczego nastąpiło w latach 1994-1998, przede wszystkim za sprawą popytu inwestycyjnego i konsumpcyjnego. Okres recesji i spadku tempa wzrostu w latach 1999-2004 był związany najsilniej ze spadkiem popytu Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 57

inwestycyjnego, zgodnie z klasyczną charakterystyka przebiegu cyklu koniunkturalnego. Nastąpiło również pewne osłabienie dynamiki konsumpcji, jednak kształtowała się ona powyżej tempa wzrostu PKB i po raz pierwszy od 1994 r. tempo wzrostu PKB było niższe od tempa wzrostu popytu krajowego. Po roku 2002 obserwujemy przyspieszenie wzrostu PKB, któremu towarzyszył interesujący rozkład bodźców popytowych: w roku 2003 nastąpiło 3,5-krotne przyspieszenie tempa wzrostu wydatków publicznych, główne przyspieszenie dynamiki akumulacji i inwestycji następuje dopiero w roku 2004, przy czym osłabienie wzrostu akumulacji w roku 2005 było kompensowane ponownym przyspieszeniem wzrostu wydatków publicznych; pełne przyspieszenie inwestycji prywatnych następuje dopiero od roku 2006, zdynamizowanie wzrostu konsumpcji indywidualnej następuje najwyraźniej po kilku latach dobrej koniunktury. Tempa zmian PKB oraz głównych składników popytu krajowego w latach 1990-2007 ilustruje poniższy wykres. [%/a] 25 20 PKB Akumulacja brutto Spożycie z dochodów osobistych Spożycie zbiorowe 15 10 5 0-5 -10-15 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Rys. 5.1 Roczne tempo wzrostu PKB oraz spożycia i akumulacji w latach 1991-2007 Handel zagraniczny wnosi określony wkład do dynamiki PKB, zależnie od kształtowania się salda eksportu i importu. Przy szybszym wzroście eksportu nad wzrostem importu bądź niższym spadkiem eksportu niż importu następuje wzrost eksportu netto, wnosząc dodatnią kontrybucję do wzrostu PKB. Natomiast pogorszenie się salda obrotów z zagranicą oznacza zwiększenie wyciekania części popytu zagranicę i ujemny wkład popytu zagranicznego we wzrost PKB w kraju. W krajach mniej zaawansowanych w rozwoju częstym impulsem pogarszającym saldo handlu zagranicznego jest sam wzrost gospodarczy poprzez dodatnią elastyczność dochodową popytu na dobra importowane, przy mniej elastycznym popycie zagranicy na eksport z danego kraju. Taka sytuacja ogranicza możliwy dodatkowy wzrost PKB w kraju. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 58

W początkach lat 90-tych tempo wzrostu importu i eksportu było porównywalne, wraz z poprawą koniunktury jednak szybko zwiększyło się ujemne saldo handlu zagranicznego, dochodząc do 11-12% PKB. W następnych latach postępujący szybki wzrost eksportu przy obniżeniu się tempa wzrost importu - wskutek spadku popytu inwestycyjnego spowodowały zmniejszenie ujemnego salda handlu zagranicznego, które ponownie wzrosło dopiero w roku 2007 (por. rys. 5.2). Relacja ujemnego salda h.z. do PKB Stopa wzrostu PKB Relacja do PKB, w [%] 14 12 10 8 6 4 2 8 6 4 2 0-2 -4-6 -8 Stopa wzrsotu, w [%/a] 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007-10 Rys. 5.2. Zmiany wysokości ujemnego salda handlu zagranicznego w odniesieniu do tempa wzrostu PKB w latach 1991-2007 Porównanie relacji między obrotami handlu zagranicznego a wzrostem PKB w latach 1996-2000 oraz w okresie 2006-2007 pozwala na wniosek, że rozwój gospodarki polskiej stopniowo zmniejsza jej zależność importową i zwiększa zdolności eksportowe polskich firm. Niewątpliwie jednym z głównych powodów jest rosnąca absorpcja nowoczesnych technologii i doświadczeń organizacyjno-zarządczych, następująca wraz z napływem kapitału zagranicznego oraz rosnącym otwarciem gospodarki polskiej po wejściu do Unii Europejskiej. Potwierdzeniem tego wniosku jest stwierdzenie Ministerstwa Finansów w uzasadnieniu do projektu budżetu na rok 2008, że w dłuższym horyzoncie tempo wzrostu i importu i eksportu musi istotnie spaść, zrównując się docelowo z tempem wzrostu PKB. To założenie jest związane z oceną osiągniętego poziomu otwartości polskiej gospodarki. Istnieje bardzo silna zależność między wielkością kraju a jego poziomem otwartości 28 - im większe państwo, tym niższy jest udział eksportu i importu w PKB. W Polsce udział ten zwiększył się z 22% w 1995 r. do blisko 40% w 2005 r. W tym czasie w krajach UE-15 przeciętny poziom otwartości 28 Poziom otwartości gospodarki jest definiowany jako średnia udziału eksportu i importu dóbr i usług w PKB. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 59

wzrósł z 29% do ok. 35%. W efekcie należy oczekiwać, że w Polsce udział eksportu i importu w PKB Polski nie powinien przekroczyć poziomu 50%. Rysunek 5.3 przedstawia zależność między wielkością populacji kraju a poziomem otwartości gospodarki w różnych krajach UE-25. Ludność Wykł. (Stopień otwartości gospodarki) Stopień otwartości gospodarki Wykł. (Ludność) 350 300 160 140 Ludność (mln) 250 200 150 100 50 0 Luksemburg Malta Cypr Estonia Litwa Irlandia Dania Finlandia Austria Szwecja Belgia Czechy Grecja Portugalia Niderlandy Kanada Polska Hiszpania Wielka Brytania Francja Niemcy Japonia Stany Zjedn. Rys. 5.3. Poziom otwartości gospodarek krajów UE-25 a wielkość populacji (rok 2005) 120 100 80 60 40 20 0 Stopień otwartości (% PKB) Na podstawie obserwowanych prawidłowości zmian można sformułować następujące wnioski dotyczące dalszych perspektyw rozwoju gospodarki polskiej: Zgodnie z przesłankami teoretycznymi najbardziej zmiennym składnikiem popytu krajowego jest akumulacja, w tym nakłady na inwestycje. W świetle tej obserwacji wzrost bezpośrednich inwestycji zagranicznych oraz przewidywany stabilny znaczący dopływ środków unijnych powinny stabilizować popyt inwestycyjny oraz ogólny wzrost gospodarczy, Wydatki publiczne mogą pełnić rolę bodźca wyzwalającego kumulujące się procesy wzrostu, jak również podtrzymywać i stymulować wydatki inwestycyjne. Ministerstwo Finansów planuje zmniejszenie tempa wzrostu konsumpcji zbiorowej w latach 2007-2008, co powinno stworzyć przesłanki dla zrównoważenia budżetu oraz mocniejszych działań podtrzymujących popyt krajowy po roku 2010, ułatwiając również absorpcję środków unijnych do gospodarki. Rozwój gospodarki polskiej zmniejsza jej zależność importową i zwiększa konkurencyjność polskiego eksportu, przy stopniowym dochodzeniu do oczekiwanego pułapu udziału eksportu i importu w PKB. Powinno to w przyszłości sprzyjać poprawie salda obrotów handlowych z zagranicą i zwiększać dodatni wkład handlu zagranicznego we wzrost PKB w kraju. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 60

5.2.2. Czynniki wzrostu gospodarczego Jedną z często stosowanych metod analizy głównych czynników wzrostu gospodarczego jest tak zwana dekompozycja Solowa, pozwalającą na identyfikację, jaką część odnotowanego w danym okresie wzrostu można przypisać wzrostowi nakładów czynników produkcji (kapitału i pracy), a jaką wzrostowi ich produktywności (TFP). W tabl. 5.3. zaprezentowano dekompozycję Solowa dla okresu 1992-2007 29, dokonaną z wykorzystaniem danych roczne Głównego Urzędu Statystycznego. Tablica 5.3. Wkład we wzrost czynników wzrostu gospodarczego w Polsce w latach 1992-2006 [roczna stopa wzrostu] Czynniki wzrostu 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Wzrost PKB 2,6 3,8 5,2 7,0 6,0 6,8 4,8 4,1 4,0 1,1 1,4 3,8 5,3 3,5 6,2 Zasób pracy -2,7-1,6 0,7 1,2 1,2 1,8 1,5-1,8-1,5-0,4-1,3-0,3-0,3 0,7 0,8 Zasób kapitału 0,5 1,0 0,9 0,7 1,7 1,2 1,4 1,4 1,5 0,9 0,4 0,7 0,9 0,7 0,7 Wzrost produktywności 4,9 4,7 3,6 5,1 3,1 3,8 1,9 4,5 4,0 0,5 2,3 3,4 4,7 2,1 4,7 Źródło: dane GUS oraz obliczenia własne Jak wskazują dane zamieszczone w tabl. 5.3. i rys. 5.4, rola ilości czynników produkcji (kapitału i pracy) w wyjaśnianiu przyczyn wzrostu gospodarczego w Polsce jest niewielka. Wzrost produktywności jest w poszczególnych latach źródłem ok. 60-90% przyrostu PKB, przy czym w niektórych latach wzrostu przy ujemnym wpływie zasobu pracy, udział ten przekraczał 100% rocznej stopy wzrostu PKB. [%/a] 7,0 Wklad czynnika pracy Wklad czynnika kapitalu Wklad TFP 5,0 3,0 1,0-1,0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006-3,0-5,0 Rys. 5.4. Wkład zmian zasobu pracy i kapitału oraz wzrostu produktywności we wzroście PKB w latach 1992-2006 29 Dekompozycja Solowa ma sens ekonomiczny w zasadzie jedynie w warunkach wzrostu gospodarczego, dlatego w tabeli podano dane od roku 1992. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 61

Dominujący udział czynnika poprawy produktywności we wzroście PKB wskazuje na to, że proces rozwoju gospodarki Polski nie jest warunkowany przez wzrost zasobu kapitału w gospodarce, lecz przez wzrost poziomu produktywności czynników wytwórczych związany z działalnością badawczo-rozwojową oraz importem technologii. W związku z tym relatywnie niski udział inwestycji do PKB nie stanowi istotnego zagrożenia dla długoterminowego wzrostu, natomiast większe znaczenie ma kwestia oddziaływania strumienia inwestycji na przyspieszenie postępu techniczno-organizacyjnego i tempo wdrażania innowacji i postępu w działalności marketingowej. Przesłanką oczekiwań dalszego intensywnego wzrostu zaangażowania kapitału zagranicznego w polskiej gospodarce są obserwowane tendencje postępu globalizacji procesu produkcyjnego. Współczesny kapitał może dokonać wyboru lokalizacyjnego znacznie swobodniej, niż było to możliwe w gospodarce przemysłowej, silnie uzależnionej od zasobów surowcowych i energetycznych. Coraz lepsza i tańsza komunikacja oraz rosnąca otwartość gospodarki światowej powodują, że mniejszą rolę odgrywa to, gdzie owe czynniki się znajdują, a bardziej, jakie przewagi konkurencyjne można osiągnąć dzięki lokalizacji. Stąd gotowość poszczególnych firm do podejmowania inwestycji na rynkach zagranicznych, nawet w niektórych wypadkach, kosztem zaniechania działalności na rynku macierzystym. 30 Obniżające się dzięki integracji i postępowi technologicznemu koszty wymiany, łatwość komunikowania się, dostępność informacji, umożliwiają fragmentaryzację produkcji dóbr i usług (czyli wydzielenie danego etapu lub części produkcji z działalności podstawowej przedsiębiorstwa), które z kolei mogą być dość swobodnie zlecane i lokowane w różnych częściach świata, w zależności od rozkładu korzyści komparatywnych. Odzwierciedleniem zjawisk fragmentaryzacji działalności gospodarczej oraz jej delokalizacji są: rosnąca produkcja oraz handel produktami stanowiącymi części, elementy i komponenty procesu wytwórczego. W coraz większym stopniu wymiana międzynarodowa dokonująca się w warunkach silnej specjalizacji produkcji dotyczy już nie tylko towarów i usług finalnych, ale także produktów zaopatrzeniowych, które są odpowiednim wkładem w procesie powstawania finalnych towarów czy usług. Globalny rynek produkcyjny staje się coraz bardziej zintegrowany, czemu towarzyszy geograficzna redystrybucja wytwórczości. Proces internacjonalizacji produkcji generuje wzrost wymiany wewnątrzgałęziowej oraz wewnątrz korporacyjnej wskutek zwiększania importu części i komponentów, które są wytwarzane w ramach tej samej gałęzi przemysłu lub nawet w ramach jednej korporacji. W tym kontekście można przewidywać korzystne perspektywy dla stabilnego rozwoju gospodarki polskiej, mając na uwadze opisane niżej tendencje do wzrostu bezpośrednich inwestycji zagranicznych w Polsce. Istotnej dodatkowej przesłanki dostarcza analiza źródeł 30 Por. Globalizacja gospodarki - wybrane cechy procesu. Ministerstwo Gospodarki, Departament Analiz i Prognoz. Warszawa, listopad 2007 r. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 62

atrakcyjności Polski dla inwestorów zagranicznych. Wg A.T.Kearney 31 Polska lokuje się w roku 2007 na 18 miejscu atrakcyjności dla inwestycji w usługi, w tym na 6 miejscu wśród krajów Europy środkowo-wschodniej. Nie są to pozycje satysfakcjonujące, niemniej należy zwrócić uwagę na następujące elementy: Źródła gorszego ratingu Polski leżą w czynnikach finansowych i prawnych, które miejmy nadzieję, rządy partii liberalnej w Polsce powinny w pierwszym rzędzie zreformować, Polska jest na pierwszym miejscu w rankingu ze względu na czynnik kwalifikacji i dostępności pracowników, który powinien mieć istotne długofalowe znaczenie dla procesów defragmentyzacji i delokalizacji produkcji na obszarze Polski Atrakcyjność Polski wynika m.in. z faktu, iż polskie społeczeństwo jest najmłodsze w Europie (50% populacji ma mniej niż 35 lat), ponad dwa miliony młodych ludzi studiuje. rośnie znajomość języków innych niż angielski, zwłaszcza francuskiego i niemieckiego. poziom kosztów pracy jest nadal konkurencyjny. Polska ma bardzo dobre położenie geograficzne w sercu Europy, plus przyczyny wspólne dla innych krajów regionu - większa stabilność polityczna, bliskość geograficzna, kulturowa i systemu prawnego do krajów Europy Zachodniej, brak utrudnień związanych z różnicą czasu. Na podstawie przeprowadzonych analiz można sformułować następujące wnioski: Proces dalszego rozwoju gospodarki Polski nie jest warunkowany bezpośrednio przez wzrost zasobu kapitału w gospodarce, lecz przez wzrost poziomu produktywności czynników wytwórczych związany z działalnością badawczo-rozwojową oraz importem technologii, Dominujące znaczenie dla możliwości długofalowego stabilnego rozwoju ma kwestia dopływu wraz z inwestycjami zagranicznymi postępu techniczno-organizacyjnego i innowacji w działalności marketingowej, Przesłanką oczekiwanego dalszego intensywnego wzrostu zaangażowania kapitału zagranicznego w polskiej gospodarce są obserwowane tendencje do globalizacji procesu produkcyjnego, przy dużym wpływie na atrakcyjność inwestowania w Polsce czynnika kwalifikacji i dostępności pracowników. 31 A.T. Kearney, Global Services Location Index 2007. Cyt. za: Globalizacja gospodarki - wybrane cechy procesu, op. cit. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 63

5.2.3. Rola inwestycji we wzroście gospodarczym Mimo, że przeprowadzona wyżej analiza czynników wzrostu gospodarczego wskazuje, że akumulacja kapitału w znaczeniu wzrostu zasobu nie odegrała w rozwoju Polski determinującej roli, nie można pomijać znaczenia tego czynnika. Kluczowa rola inwestycji dla wzrostu gospodarczego objawia się nie tylko w postaci składnika zagregowanego popytu, lecz także poprzez pośredni wpływ na wzrost produktywności czynników produkcji. Inwestycje zastępują stary, nieefektywny kapitał nowym i efektywnym oraz wspierają polepszenie stopnia wykorzystania kapitału już istniejącego dzięki poprawie jakości zarządzania w przedsiębiorstwach i podnoszeniu wydajności pracy. W tym kontekście należy zwrócić uwagę na dynamikę inwestycji i źródła ich finansowania. Dynamika inwestycji w omawianym okresie była zróżnicowana, wahając się między spadkiem o 5-10% w roku 1991 i potem w latach 2001-2002, a wzrostem o ponad 20% rocznie w latach 1996-1997 i w roku 2007. Średnioroczne tempo wzrostu nakładów brutto na środki trwałe wyniosło w całym okresie 1990-2007 ok. 7,1%. Inwestycje są zmienną silnie procykliczną, tzn. amplituda ich wahań w cyklu koniunkturalnym znacznie przekracza amplitudę wahań produktu krajowego. Stopa inwestycji brutto (mierzona udziałem całkowitej akumulacji brutto do PKB) wahała się w rozpatrywanym okresie od 15,2 do 26,6%, na ogół plasując się w granicach 19-21% PKB. Wydaje się, że udział akumulacji jest stosunkowo niski, jeśli zważyć, że w krajach UE-15 średnia stopa inwestycji w latach 1995, 2000 i 2006 wynosiła odpowiednio 21,6%, 21,6% i 21,3%, natomiast w szybko rozwijających się gospodarkach Dalekiego Wschodu w latach wysokiego tempa wzrostu PKB stopa akumulacji brutto wyraźnie przekraczała 30%, pozostając powyżej maksymalnego dla Polski poziomu 26% także w okresach dekoniunktury. Wydaje się, że niski poziom inwestycji krajowych w Polsce wiąże się z tym, że ich podstawowym źródłem finansowania są oszczędności krajowe. Poniżej na rys. 5.5 pokazano rozpiętość między udziałem inwestycji w PKB a wysokością stopy oszczędności gospodarstw domowych oraz udziałem nadwyżki finansowej netto sektora przedsiębiorstw w PKB. W efekcie luka między oszczędnościami krajowymi a inwestycjami musiała być wypełniona przez oszczędności zagraniczne. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 64

30 Udział oszczędności gospodarstw domowych w PKB Udział wyniku finansowego netto przedsiębiorstw w PKB Stopa inwestycji 25 Udział w PKB, w [%] 20 15 10 5 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007-5 Rys. 5.5. Udział w PKB inwestycji i oszczędności/nadwyżki dochodów gospodarstw domowych oraz przedsiębiorstw w latach 1991-2007 Jak można zaobserwować na podstawie dostępnych danych (por. tabl. 5.4), napływ bezpośrednich inwestycji zagranicznych (BIZ) do Polski był wcześniej jak gdyby przesunięty w czasie w stosunku do cyklu koniunkturalnego i jego maksimum wystąpiło nie w momencie ożywienia, lecz po kilku latach wysokiej dynamiki gospodarczej (rok 2000). Dzięki wysokiemu kursowi dolara udział BIZ w PKB doszedł do 6% w roku 2000. Wahania wysokości BIZ w kolejnych latach wynikają głównie ze zmiennego wpływu czynników politycznych, przy czym aprecjacja złotego w stosunku do dolara zmniejsza udział BIZ w PKB, pozostaje on jednak na poziomie 3-5,5% PKB. Stanowi to znaczne uzupełnienie w stosunku do relatywnie niskich oszczędności krajowych, stanowiąc jednocześnie znaczący kanał transferu nowoczesnych technologii i know-how. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 65

Tablica 5.4. Napływ BIZ do Polski w latach 1992-2007 [%] Rok Wartość inwestycji (ceny bież.) Odsetek PKB mld USD mld zł % 1992 0,7 0,9 0,8 1993 1,7 3,1 2,0 1994 1,9 4,2 2,0 1995 3,7 8,9 2,9 1996 5,0 12,1 3,1 1997 4,9 16,1 3,4 1998 6,4 22,2 4,0 1999 7,3 28,8 4,7 2000 9,3 40,6 5,9 2001 5,7 23,4 3,1 2002 4,1 16,9 2,2 2003 4,6 (4,9) a 17,8 (19,0) a 2,2 (2,3) a 2004 12,9 (12,4) a 47,1 (45,3) a 5,1 (4,9) a 2005 9,6 (10,3) a 31,1 (33,3) a 3,2 (3,4) a 2006 13,9 (19,6) a 43,2 (60,8) a 4,1 (5,7) a 2007 15,0 b 43,0 b 3,8 b a w nawiasie dane wg materiału Ministerstwa Gospodarki b dane wstępne Źródło: dane GUS Bilans płatniczy Polski na bazie transakcji J.Tarasiński, Wpływ bezpośrednich inwestycji zagranicznych na bilans płatniczy Polski 1990-2000. Politechnika Radomska, 2003 Globalizacja gospodarki - wybrane cechy procesu. DAiP MG. Warszawa, listopad 2007 r. oraz obliczenia własne Drugim kanałem dopływu środków wspierających procesy inwestycyjne w polskiej gospodarce są transfery środków z UE. Wysokość dopływu środków do Polski znacznie wzrasta, bowiem w ramach programu na lata 2004-2006 przewidziane były płatności na kwotę ok. 10,8 mld EUR (tj. rocznie 3,6 mld EUR), natomiast w ramach Narodowej Strategii Spójności Polska otrzyma w latach 2007-2013 kwotę 65,6 mld EUR (tj. rocznie 9,4 mld EUR) 32. Niemniej pełne oszacowanie ich wielkości natrafia na pewne trudności, bowiem transfery te nie są objęte jednolitą i całościową statystyką publiczną, a wysokość transferów netto jest sumą szeregu strumieni pieniężnych: Wpłaty Polski do budżetu UE w latach 2005-2007 wynosiły one ok. 9,8 mld zł, a na rok 2008 przewiduje się kwotę ok. 11,6 mld zł 33 Transfer środków wypłacanych w ramach programów na lata 2004-2006 oraz 2007-2013 następuje wielotorowo i nie jest w pełni zdeterminowany co do swej wysokości: 32 Zgodnie z dokumentem rządowym Narodowe Strategiczne Ramy Odniesienia na lata 2007-2013 z maja 2007. 33 Polski Serwis Ekonomiczny Nr 46/708 2007. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 66

W statystyce GUS wykazywane są bezpośrednio jedynie wpłaty do budżetu państwa, które wynosiły w latach 2004-2006 ok. 2-2,6 mld zł rocznie; Należy ostrożnie zakładać, że wysokość płatności realizowanych w ramach Programu Spójności będzie stanowiła tylko część maksymalnej kwoty przewidzianych środków (np. do roku 2007 Polska wykorzystała jedynie ok. 65% środków z programu na lata 2004-2006, z czego w roku 2007 ok. 11 mld zł, i wydaje się mało prawdopodobne, by w roku 2008 w którym program ten musi być zakończony, udało się wykorzystać pozostałe przewidziane w programie 20 mld zł. W obliczeniach modelowych wykonanych przy opracowaniu NSRO 2007-2013 przyjęto założenie, że Polska wykorzysta 95% przyznanych środków; Wydatki w ramach polityki spójności będą koordynowane z wydatkami przeznaczonymi na instrumenty strukturalne wspólnej polityki rolnej, wspólnej polityki rybackiej a także programami europejskimi w sferze wzmacniania konkurencyjności. W Strategii Rozwoju Kraju na lata 2007-2015 szacuje się, że ogólna suma środków unijnych przeznaczonych na realizację działań rozwojowych w Polsce w latach 2007-2013 wyniesie 85,4 mld euro, w tym 67,3 mld euro w ramach NRSO (polityka spójności). 34 Uwzględniając powyższe ograniczenia informacyjne w prognozie przyjęto, że łącznie transfery netto z UE będą wynosić ok. 2,5% PKB. Jest to założenie zachowawcze, niższe niż przyjęte w prognozie makroekonomicznej na lata 2007-2020 wykorzystanej do przygotowania wstępnego projektu NPR 2007-2013, gdzie zakłada się, że transfery unijne będą w okresie 2008-2020 stanowić średnio 3,5% PKB. Z punktu widzenia scenariusza makroekonomicznego, prócz kwestii ilościowych bardzo ważnym zagadnieniem jest sposób wykorzystania środków unijnych. Jak wskazano wyżej, częściowo dopływ funduszy z UE jest formą transferu środków, wpłacanych przez Polskę do budżetu Unii. Jednakże fundusze przekazywane podmiotom w Polsce z budżetu KE są strukturalnie inaczej ukierunkowane niż wydatki budżetu państwa i budżetów samorządowych. Według założeń NSRO 2007-2013 83% środków z UE ma być przeznaczone na finansowanie inwestycji, w tym po połowie inwestycji prywatnych i inwestycji publicznych. Natomiast 2/3 wydatków sektora instytucji rządowych i samorządowych jest przeznaczonych na wynagrodzenia i zasiłki socjalne. 35. W efekcie złotówka ze środków unijnych przekłada się około 3-4-krotnie silniej na intensywność procesów inwestycyjnych niż złotówka wydana ze środków budżetowych rządowych i samorządowych. 34 Suma płatności w ramach polityki spójności z tytułu programu na lata 2004-2006 i z rozpoczynającego się programu na lata 2007-2013 wyniosła ok. 12 mld zł, natomiast suma środków otrzymanych przez Polskę z UE w ciągu 11 miesięcy 2007 roku wyniosła 6,53 mld euro, co w skali całego roku dałoby kwotę 25,6 mld zł (por. Strategia Rozwoju Kraju 2007-20013 oraz doniesienia prasowe Rzeczypospolita z dn. 20.12.2007, Polski Serwis Ekonomiczny Nr 50/714 2007 z 17.12.2007. 35 Na podstawie bilansu skonsolidowanych operacji sektora instytucji rządowych i samorządowych GUS dla lat 2005 i 2006. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 67

Na wykresie 5.6 pokazano przewidywany poziom dopływu środków z UE oraz bezpośrednich inwestycji zagranicznych do roku 2015, wyrażony w procencie PKB. W momencie maksymalnym łączny udział wynosi blisko 8% PKB, 9 Relacja do PKB transferów netto z UE Relacja do PKB Bezpośrednich Inwestycji Zagranicznych 8 7 Udział w PKB, w [%] 6 5 4 3 2 1 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Rys. 5.6. Zmiany udziału w PKB bezpośrednich inwestycji zagranicznych oraz transferów netto z UE w latach 1991-2007 i prognoza do roku 2015 36 Na podstawie przeprowadzonych analiz można sformułować następujące wnioski: Wysokość bezpośrednich inwestycji zagranicznych w latach 2005-2007 przekracza znacznie poziom zakładany w aktualnych rządowych dokumentach strategicznych, w których zakładano ich wysokość w latach 2010 i 2015 na poziomie 10 mld USD, 37 Dopływ BIZ do Polski stanowi znaczne uzupełnienie w stosunku do relatywnie niskich oszczędności krajowych, stanowiąc jednocześnie znaczący kanał transferu nowoczesnych technologii i know-how, Obserwowane tendencję dają podstawę do przewidywań dalszego zwiększania wpływu bezpośrednich inwestycji zagranicznych na procesy rozwojowe gospodarki polskiej, Zakłada się, że transfery netto z UE będą wynosić ok. 2,5% PKB. Blisko 85% środków unijnych ma być przeznaczone na finansowanie inwestycji, toteż ich wpływ na pobudzenie inwestycji jest około 3-4-krotnie silniejszy niż wydatków instytucji rządowych i samorządowych. 36 Źródło: jak w tabl. 5.4 oraz obliczenia własne 37 Por. Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015, Ministerstwo Rozwoju Regionalnego, Warszawa 2006, oraz Narodowe Strategiczne Ramy Odniesienia 2007-2013 MRR, Warszawa 2007. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 68

5.2.4. Rynek pracy W kształtowaniu wzrostu gospodarczego Polski po roku 1990 rola pracy była relatywnie niewielka, co wynikało z kilku przyczyn, w tym m.in.: Systematyczny spadek przyrostu naturalnego, Zmiany w strukturze grup wiekowych, Niemożność absorpcji całej podaży pracy z powodów strukturalnych. Jednocześnie przebieg procesów demograficznych i rynku pracy po roku 2005 daje podstawę do przypuszczeń, że w okresie prognozy niektóre z dotychczasowych prawidłowości wygasną. Skłania to do dokonania pewnych korekt w przewidywaniach prognoz demograficznych, zarówno co do poziomu przyrostu naturalnego, jak i co do zmian migracyjnych. Zmiany demograficzne i zatrudnienie w latach 1990-2006 Przebieg procesów demograficznych w latach 1990-2002 charakteryzował się systematycznym spadkiem przyrostu naturalnego, jednak jednoczesne przedłużenie długości życia spowodowało, że liczba ludności pozostała na poziomie niezmienionym. Nastąpiły natomiast zmiany struktury ludności w przekroju trzech grup wiekowych: obniżył się o 8,4 punktu procentowego udział grupy w wieku przedprodukcyjnym (0-17 lat), natomiast wzrósł udział grupy w wieku produkcyjnym (18-65 lat) i w wieku poprodukcyjnym (65 lat i więcej) odpowiednio o 5,3 i o 3,1 punktu procentowego. Tablica 5.5. Zmiany liczebności ludności Polski wg grup wiekowych, lata 1990-2005 Jedn. 1990 1995 2000 2005 Ogółem tys. osób 38 073 38 284 38 254 38 157 w tym wg grup wiekowych - wiek przedprodukcyjny ( 0-17) tys. osób 11 044 10 181 9 333 7 864 - wiek produkcyjny (18-64) tys. osób 23 142 23 779 24 195 25 218 - wiek poprodukcyjny (65+) tys. osób 3 887 4 324 4 726 5 076 Struktura - wiek przedprodukcyjny ( 0-17) % 29,0 26,6 24,4 20,6 - wiek produkcyjny (18-64) % 60,8 62,1 63,2 66,1 - wiek poprodukcyjny (65+) % 10,2 11,3 12,4 13,3 Źródło: dane GUS oraz obliczenia własne Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 69

Indeks wzrostu, [2005/1990] 1,8 1,6 1,4 1,2 1,00 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 wiek przeprodukcyjny wiek produkcyjny wiek poprodukcyjny Ogółem 0-2 0,64 0,57 0,72 3-6 7-14 15-17 0,96 1,12 1,27 1,09 0,86 0,78 1,01 1,47 1,42 1,27 0,83 1,10 1,56 18-19 20-24 25-29 30-34 35-39 40-45 45-49 50-54 55-59 60-64 65-69 70-74 75+ Rys. 5.7. Indeks wzrostu liczebności ludności wg grup wiekowych, lata 1990-2005 Jednocześnie w skali całego okresu nastąpił spadek zatrudnienia i wzrost bezrobocia. Wzrost bezrobocia w znaczącej mierze był determinowany przez relacje długoterminowe, nie był determinowany przez politykę fiskalną ani przez niedoskonałości rynku pracy. 38 Na zmiany liczby pracujących rzutowały zmiany koniunktury wraz z czynnikiem bezrobocia strukturalnego, wynikającego z niedostosowania części populacji do nowych wymagań gospodarki rynkowej. Sprzyjał temu fakt, że w tym okresie największe przyrosty ludności w wieku produkcyjnym odnotowano w grupie osób starszych, mniej mobilnej zawodowo (w wieku 45-59 lat). Skokowy spadek bezrobocia nastąpił po roku 2005 i co ważne przy niższym poziomie zatrudnienia niż w końcu ubiegłej dekady. Można na tej podstawie spodziewać się, ze wraz z wchodzeniem na rynek pracy większej liczby młodych pracowników w wieku 18-29 lat osłabnie czynnik bezrobocia strukturalnego, co stwarza korzystne perspektywy dla wzrostu gospodarczego w przyszłości (por. rys. 5.7 i rys. 5.8). 1,34 38 Tym bardziej, ze obserwowany jest spadek obciążenia podatkowego pracy osób nisko zarabiających (w latach 1995-2003 skala opodatkowani osób najniżej zarabiających obniżyła się z 43,6% do 41,7%). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 70

14,5 pracujący stopa bezrobocia rejestrowanego BAEL 25,0 [mln] 14,0 13,5 13,0 12,5 12,0 20,0 15,0 10,0 5,0 [%] 11,5 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 0,0 Rys. 5.8. Zmiany na rynku pracy w latach 1990-2007 39 Na podstawie zaobserwowanych tendencji przyjęto w prognozie założenie wzrostu wykorzystania czynnika pracy i spadku stopy bezrobocia rejestrowanego BAEL do poziomu 7% w roku 2020 i 5% w roku 2030. Oznacza to, że założono wykorzystanie czynnika pracy na wyższym poziomie niż w prognozie opracowanej na potrzeby NSRO 2007-2013, która przewidywała stopę bezrobocia 11,1% w roku 2020. Prognoza demograficzna GUS W niniejszej pracy oparto się na prognozie ludności do roku 2030 opracowanej w 2003 roku przez Główny Urząd Statystyczny, we współpracy z ekspertami Rządowej Rady Ludnościowej i Komitetu Nauk Demograficznych Polskiej Akademii Nauk. Jest to najbardziej aktualna oficjalna prognoza demograficzna. Wychodzi ona z następujących ogólnych założeń: trwający od kilkunastu lat spadek rozrodczości jeszcze nie jest procesem zakończonym i dotyczy w coraz większym stopniu kolejnych roczników młodzieży, wobec czego w najbliższych latach należy liczyć się z dalszym spadkiem współczynnika dzietności, z obecnej średniej 1,25 dziecka na kobietę do około 1,1 w 2010 r., po czym w latach 2010-2020 można oczekiwać niewielkiego wzrostu dzietności do wartości około 1,2, w dalszym ciągu będzie następował spadek umieralności i wzrost przeciętnej długości życia (do 80 lat w 2030 r. - 77,6 mężczyźni, 83,3 kobiety, w porównaniu do obecnych 74,5 lat - 70,4 mężczyźni, 78,8 kobiety), w najbliższych latach wzrośnie nieco skala migracji zagranicznych, stąd nieznacznie zwiększy się ujemne saldo migracji do ok. 24 tysięcy osób rocznie około 2010 r. 39 Udział bezrobotnych zarejestrowanych w liczbie ludności aktywnej zawodowo w wieku 15 lat i więcej. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 71

Jednocześnie jednak przebieg procesów demograficznych po roku 2005 skłania do dokonania pewnych korekt w przewidywaniach prognoz demograficznych, zarówno co do poziomu przyrostu naturalnego, jak i co do zmian migracyjnych. Rzeczywista liczba ludności przewyższa prognozowaną o 34 tys. osób już w roku 2006, a w czerwcu roku 2007 o 82 tys. osób. Ponieważ w ramach niniejszej pracy nie można było sporządzić kompletnej nowej prognozy demograficznej, korekty ograniczono do następujących składników: Podwyższono we wszystkich latach liczbę ludności o korektę 82 tys. osób Dokonano analizy procesów migracyjnych, co pozwoliło stwierdzić, że ostatnie lata przyniosły stopniowe zwiększanie się napływu ludności z zagranicy (z ok. 7 tys. osób rocznie w latach 1991-2003 do 9-11 tys. w latach 2004-2006, przy wzroście odpływu z ok. 14 tys. osób rocznie w okresie 1991-2000 do ok. 20-25 tys. osób/rok w okresie 2001-2005 i blisko 50 tys. osób w roku 2006. Przyjęto, że proporcje migracyjne ustabilizują się na poziomie plus 15 tys. i minus 50 tys. do roku 2020, a następnie nastąpi odwrócenie obserwowanych tendencji w wyniku zwiększenia imigracji z krajów b. ZSRR i Dalekiego Wschodu, jak również w wyniku zwiększenia napływu pracowników z krajów rozwiniętych, na skutek ekspansji inwestycji zagranicznych i postępującej integracji europejskiej (m.in. przystąpienie do strefy Schengen). W wyniku tych procesów nastąpi zwiększenie liczby ludności Polski o ok. 370 tys. osób do roku 2030 w porównaniu z prognozą GUS. [mln osób] 25,0 20,0 23,5 23,2 22,8 22,2 21,5 20,6 15,0 14,7 14,8 14,9 15,1 15,2 15,2 Miasta 10,0 Wieś 5,0 0,0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 5.9. Założenia demograficzne w prognozie makro do roku 2030 40 40 Źródło: Prognoza demograficzna na lata 2003-2030. GUS, Warszawa 2004 oraz obliczenia własne Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 72

5.2.5. Zmiany struktury sektorowej gospodarki Porównanie zmian struktury sektorowej gospodarki Polski od roku 1995 pokazuje występowanie pewnych prawidłowości zmian strukturalnych, charakterystycznych dla gospodarek rozwijających się w systemie gospodarki rynkowej: maleje udział rolnictwa, przy czym przystąpienie do UE zahamowało tempo spadku (większy eksport żywności, dopłaty dla rolnictwa), stabilny w długim okresie udział budownictwa, stopniowo rosnący udział transportu, maleje udział przemysłu, najszybciej przemysłu wydobywczego, najwolniej - przemysłu energetycznego; od roku 2003 udział przemysłu przetwórczego i energetycznego stabilizuje się, udział usług publicznych lekko się zmniejsza, natomiast rośnie udział usług komercyjnych, przy czym siła trendu wzrostowego słabnie w ostatnim okresie. 45 40 35 [udział w POB w %] 30 25 20 15 10 5 1995 2000 2006 0 Przemysł Przem. wydobywczy Przem. przetwórczy Przem. energetyczny Rolnictwo, leśn., ryb. Transport Budownictwo Usługi komercyjne Usługi publiczne Rys. 5.10. Udziały w wytworzonej wartości dodanej brutto wg sekcji, lata 1995, 2000 i 2005 41 Obserwację tę potwierdza porównanie ze zmianami zachodzącymi w krajach UE. Tablica 5.6. Struktura wartości dodanej brutto wg sektorów działalności w krajach Unii Europejskiej w latach 1995 i 2006 [%] rolnictwo, leśnictwo i rybactwo 1995 2006 usługi a rolnictwo, przemysł i leśnictwo i budownictwo rybactwo przemysł i budownictwo usługi a UE-15 2,7 29,1 68,2 1,8 26,2 72,0 UE-25 2,8 29,3 67,8 1,9 26,5 71,6 Polska 8,0 35,1 56,9 (46,2) 4,2 31,3 64,5 (57,6) a w nawiasie bez transportu Źródło: dane GUS oraz obliczenia własne 41 Struktura wytworzonej wartości dodanej w cenach bieżących. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 73

W oparciu o obserwowane tendencje przyjęto w autorskich scenariuszach makro szereg założeń ilościowych, dotyczących m.in.: znaczącego wzrostu udziału w wytwarzaniu PKB sektora transportu i zapotrzebowania finalnego na energię z tego tytułu, wyraźnego wzrostu udziału usług rynkowych, generujących silny wzrost zapotrzebowania, zwłaszcza na energię elektryczną, stabilizacji lub słabego wzrostu udziału budownictwa, spadku udziału sektora przemysłu, co wywiera wpływ na zmniejszenie tempa wzrostu zapotrzebowania na energię zgłaszane ze strony tzw. pozostałego przemysłu, poza oddzielnie rozpatrywanymi produktami wysoko energochłonnymi. Założenia dotyczące zmian struktury wytwarzania wartości dodanej w Scenariuszu Bazowym były weryfikowane w oparciu o dostępne dane szczegółowe w tym zakresie dotyczące scenariusza oficjalnego z projektu Polityki energetycznej Polski do roku 2030. 5.2.6. Zestawienie podstawowych założeń ilościowych w scenariuszach makro Konstruując scenariusze przyszłego rozwoju gospodarki polskiej uwzględniono wnioski sformułowane w wyniku krytycznej oceny wybranych scenariuszy oficjalnych (por. rozdz. 4). Zakładana dynamika PKB została ponadto skonfrontowana z doświadczeniami rozwoju wybranych krajów o podobnym do Polski poziomie rozwoju po przystąpieniu do UE. W wyniku tego określono również przewidywane tempo konwergencji poziomu dochodu narodowego na 1 mieszkańca w Polsce i w krajach Unii Europejskiej, będący jednym ze wskaźników realizacji strategii rozwoju kraju. Na podstawie analizy oficjalnych scenariuszy makroekonomicznych stwierdzono, że zakładane w nich tempo wzrostu PKB na poziomie ponad 5% rocznie w skali wieloletniej jest bardzo optymistyczne, przy czym w studiach zagranicznych dla Polski przyjmowane jest na ogół tempo wzrostu w granicach 3,5-4,5 %/a (por. rozdz. 4). Jednakże analiza rozwoju gospodarki polskiej od roku 1990 potwierdza, że przy aktywnej polityce gospodarczej wykorzystującej w pełni nowe możliwości rozwojowe jest możliwe osiągnięcie długofalowej dynamiki wzrostu tego rzędu. Należy również dodać, że dynamiczny wzrost gospodarczy Polski w latach 2006-2007 spowodował szybsze zmiany szeregu wielkości makroekonomicznych niż zakładane przy formułowaniu wcześniejszych założeń strategicznych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 74

Tablica 5.7. Porównanie kształtowania się wybranych wskaźników makroekonomicznych w latach w 2005-2007 z założeniami Strategii Rozwoju Kraju 2007-2015 Wyszczególnienie Jedn. SRK 2007-2015 Realizacja 2005 2010 2015 2005 2006 2007 Tempo wzrostu PKB 5,2 5,1 3,5 6,2 6,5 Stopa akumulacji % 19 21 25 19 19 20 Bezpośrednie inwestycje zagraniczne mld PLN'05 10 10 10 10 14 15 Stopa bezrobocia % 17,7 12,0 9,0 17,7 13,8 9,5 Dług publiczny w % PKB % PKB 45 52 47 45 44 47 Deficyt budżetu państwa % 2,9 2,5 2,0 2,9 2,8 1,4 Źródła: Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015, op. cit. Polski Serwis Ekonomiczny Nr 02/715 z 15.01.2008, Ministerstwo Finansów (uzasadnienie do ustawy budżetowej na rok 2008 z dn. 29.09.2007). Porównanie założeń dla Polski z kształtowaniem się wzrostu gospodarczego Grecji, Irlandii i Hiszpanii po wstąpieniu do Unii Europejskiej potwierdza, że prognozowane tempo wzrostu PKP w Polsce na poziomie ok. 5%/a w skali wieloletniej jest zdecydowanie prorozwojowe, przy czym plasuje się na poziomie wieloletniej dynamiki PKB w Irlandii, w której przeciętne tempo wzrostu gospodarczego w przeciągu 30 lat wyniosło 5,2%/a. Grecja =średnia wieloletnia Hiszpania - średnia wieloletnia Irlandia- średnia wieloletnia 14,0 Grecja (w UE od 1981) Hiszpania (w UE od 1986) Irlandia (w UE od 1976) 12,0 10,0 stopa wzrostu PKB, w [%/a] 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30-2,0-4,0 Kolejne lata członkostwa Rys. 5.11. Tempo wzrostu gospodarczego Grecji, Irlandii i Hiszpanii po wstąpieniu do Unii Europejskiej W celu określenia tempa konwergencji poziomu PKB na mieszkańca w stosunku do przeciętnego w krajach UE przyjęto średnioroczne tempo wzrostu PKB w krajach UE-25 do roku 2030 na poziomie 2,2%/a, uwzględniając rozpiętość założeń w różnych studiach prognostycznych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 75

Tablica 5.8. Średnioroczne tempo wzrostu PKB w krajach UE wg różnych prognoz Źródło Tempo wzrostu PKB Okres Euroelectric (2007) 2,0%/a 2000-2030 UE-25 Word Energy Outlook 2007 2,0 %/a 2006-2030 UE-25 Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015 (2006) 1,7-2,5 %/a 2006-2030 UE-25 Kraje Bank Światowy,( 2007) 2,4 %/a 2008-2030 Kraje rozwinięte Rys. 5.12. Zmiany relacji PKB na mieszkańca w Polsce w porównaniu do UE-25 i w wybranych krajach UE w latach 23005-2030 wg założeń scenariuszowych Źródła: jak w tabl. 5.1 W wyniku przyjętych założeń w Scenariuszu Bazowym Polska osiąga w roku 2020 poziom PKB na 1 mieszkańca stanowiący ok. 75% przeciętej w krajach UE-25, a w roku 2030 poziom ok. 104% średniej w krajach Unii. W Scenariuszu Umiarkowanym Polska osiąga w roku 2030 blisko 90% przeciętnej w UE-25. Zestawienie podstawowych założeń makroekonomicznych w obu scenariuszach zaprezentowano poniżej w tabl. 5.9. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 76

Tablica 5.9. Główne makroekonomiczne założenia ilościowe w scenariuszach Bazowym i Umiarkowanym Wyszczególnienie Otoczenie zewnętrzne - Unia Europejska Jedn. Dane historyczne Założenia scenariusza Stopa wzrostu, [ %/a] 1990 2000 2005 2010 2020 2030 '90-'00 00-'05 05-'10 '10-'20 '20-'30 Ludność - UE-15 mln osób 366 378 388 PKB - EU-15 - UE-25 mln osób x x 466 468 471 471 - UE-25 PKB per capita - EU-15 Polska - Scenariusz Bazowy mld USD'05_ER a 9 781 12 214 13 221 mld USD'05_ER a x x 13 903 15 577 19 364 23 838 tys. USD'05_PPP b 23,4 28,3 29,8 - UE-25 tys. USD'05_PPP b x x 27,5 30,6 37,9 46,7 0,3 0,1 0,0 0,0 2,0 2,3 2,2 2,1 1,6 2,2 2,2 2,1 Ludność mln osób 38,1 38,3 38,2 37,7 37,3 36,1 0,0-0,1-0,2-0,1-0,3 w tym: - Przyrost naturalny mln osób 37,9 37,2 35,7-0,1-0,2-0,4 - Saldo migracji zewnętrznych mln osób -0,2 0,0 0,4 Zmiany PKB i wybrane czynniki tworzenia PKB - PKB mld PLN'05 603 846 981 1 292 2 075 3 429 3,4 3,0 5,7 4,9 5,1 - PKB per capita tys. PLN'05/Ma 16 22 26 35 56 95 3,4 3,1 6,4 4,9 5,5 - Relacja do PKB per capita w UE UE15=100 c 35 42 47 1,8 1,9 x x x UE25=100 48 58 75 104 x x 4,1 2,7 3,3 - Stopa akumulacji % x d / 23 19 28 25 20 x x x x x - Bezpośrednie inwestycje zagraniczne mld PLN'05 b.d. 9 10 13 15 15 b.d. 0,6 6,3 1,4 0,0 - Saldo handlu zagranicznego mld USD 3,1-10,0-5,1-4,0-4,6-4,0 x x x x x % PKB 0-6 -2-1 -1-0 x x x x x - Stopa bezrobocia % 7 15,1 17,6 7 7 5 x x x x x - Dług publiczny % PKB x 1/ 37 45 49 48 45 x x x x x - Deficyt sektora finansów publicznych % PKB 2,1 3,2 2,5 2,5 0,0 0,0 x x x x x - Deficyt budżetu państwa % PKB -3,8-2,2-2,9-2,8-2,6-2,5 x x x x x Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 77

Wyszczególnienie Polska - Scenariusz Umiarkowany Jedn. Dane historyczne Założenia scenariusza Stopa wzrostu, [ %/a] 1990 2000 2005 2010 2020 2030 '90-'00 00-'05 05-'10 '10-'20 '20-'30 Ludność mln osób 38,1 38,3 38,2 37,7 37,3 36,1 0,0-0,1-0,2-0,1-0,3 Zmiany PKB i wybrane czynniki tworzenia PKB - PKB mld PLN'05 603 846 981 1 301 1 940 2 859 3,4 3,0 5,8 4,1 4,0 - PKB per capita tys. PLN'05/Ma 16 22 26 34 52 79 3,4 3,1 6,0 4,3 4,4 - Relacja do PKB per capita w UE UE25=100 c x x 48 57 70 87 x x 3,8 2,3 2,6 - Stopa akumulacji % x 1/ 23 19 28 25 22 x x x x x - Bezpośrednie inwestycje zagraniczne mld PLN'05 b.d. 9 9,6 15 14 14 b.d. 0,6 9,3-0,4-0,4 - Saldo handlu zagranicznego mld USD 3,1-10,0-5,1-6,1-8,8-12,7 x x x x x % PKB 0,0-5,8-1,7-1,5-1,5-1,4 x x x x x - Stopa bezrobocia % 7 15 18 7 4 4 x x x x x - Dług publiczny % PKB x 1/ 37 45 50 49 49 x x x x x - Deficyt sektora finansów publicznych % PKB 2,1 3,2 2,5 x x x x x - Deficyt budżetu państwa % PKB -3,8-2,2-2,9-2,9-2,8-2,8 x x x x x c Przeliczone wg rynkowych kursów walut (Exchange Rate) c Przeliczone wg kursu na podstawie parytetu siły nabywczej (Purchase Power Parity) c PKB na mieszkańca wg PPP d Brak danych w układzie porównywalnym Źródła: obliczenia własne na podstawie: Dane GUS Energy Balances of OECD Countries 2004-2005. OECD/IEA, Paris 2007 oraz źródła jak w tabl. 5.1. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 78

5.3. Projekcje makroekonomiczne dla dwóch nowych scenariuszy 5.3.1. Dynamika i cykliczność wzrostu gospodarczego W opracowanych scenariuszach makroekonomicznych zakładany wzrost PKB dokonuje się wg ścieżki uwzględniającej wahania cyklu koniunkturalnego. W horyzoncie prognozy występują dwa cykle o średniej długości ok. 10 lat: w cyklu pierwszym najniższy poziom dynamiki PKB w Scenariuszu Bazowym osiągany jest w latach 2017-2018, a w Scenariuszu Umiarkowanym w latach 2015-2017; cykl ten jest dłuższy w cyklu drugim minimum dynamiki gospodarczej wypada odpowiednio w latach 2026-2028 i 2025-2026, w dolnym punkcie zwrotnym cyklu stopa wzrostu PKB w Scenariuszu Bazowym osiąga poziom 3,5-4,5 %/a, a w Scenariuszu Umiarkowanym - poziom 2-3,5 %/a. W porównaniu z prognozą makroekonomiczna zawartą w projekcie Polityki energetycznej Polski 2030 pierwszy cykl jest prognozowany na dłuższy okres, w związku z zakładanym przedłużeniem okresu ożywienia. Punkt najniższy w cyklu jest w Scenariuszu Bazowym zbliżony do scenariusza oficjalnego, natomiast w Scenariuszu Umiarkowanym jest niższy o 2 punkty procentowe (por. rys. 5.13). 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 0,0-0,5-1,0 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030-1,5. Poziom historyczny Scenariusz Umiarkowany Scenariusz Bazowy Rys. 5.13. Wzrost PKB w latach 1990-2006 i prognoza scenariuszowa do roku 2030 Jak pokazano na rys. 5.14, wzrost PKB w Scenariuszu Umiarkowanym dokonuje się wg ścieżki zbliżonej do trendu wykładniczego z lat 1990-2006, natomiast wzrost gospodarczy w Scenariuszu Bazowym jest nieco zdynamizowany, zgodnie z założeniami dotyczącymi Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 79

możliwości prowadzenia przez kolejne rządy aktywnej polityki gospodarczej, wykorzystującej w pełni nowe możliwości rozwojowe. 4 000 3 500 [mln złotych - wartość 2005] 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Poziom historyczny Scenariusz Umiarkowany Scenariusz Bazowy Liniowy (Poziom historyczny) Wykł. (Poziom historyczny) Rys. 5.14. Poziom PKB w latach 1990-2030 - dane historyczne i prognoza wg różnych scenariuszy makroekonomicznych 5.3.2. Struktura tworzenia wartości dodanej Prognozowane średnie tempa wzrostu wartości dodanej w wybranych sektorach gospodarki w latach 2006-2030 wynoszą w Scenariuszu Bazowym odpowiednio dla sektora przemysłu 3,0%, w tym przemysłu energetycznego 3,8%, dla sektora rolnictwa 2,0%, transportu 5,5%, budownictwa 5,3% i usług 5,9%. W strukturze wytworzonej wartości dodanej zmniejszy się udział przemysłu, rolnictwa i usług publicznych, natomiast wzrośnie wydatnie udział usług komercyjnych, w mniejszym stopniu udział transportu (wskutek wyraźnej dodatniej elastyczności dochodowej popytu na usługi transportowe) i w niewielkim stopniu udział budownictwa ( ciągnięte przez rosnące zapotrzebowanie na transport, konieczne inwestycje infrastrukturalne oraz rozwój budownictwa mieszkaniowego). W dziale przemysłu przewiduje się znaczące zmniejszenie udziału przemysłu wydobywczego, który zmniejszy się z ponad 10% w roku 2005 do ok. 6% w roku 2030, głównie wskutek spadku znaczenia górnictwa węgla. Zwiększy się natomiast udział przemysłu energetycznego z 12% w 2005 r. do ok. 18% w roku 2030 w związku z wyczerpywaniem się możliwości tzw. wzrostu zeroenergetycznego i rosnącym zapotrzebowaniem na energię, zwłaszcza energię elektryczną (tabl. 5.10). W stosunku do projektu Polityki energetycznej Polski 2030 zakłada się szybsze tempo spadku udziału przemysłu i usług publicznych, zbliżone zmiany udziału rolnictwa i budownictwa oraz szybszą ekspansję działalności gospodarczej w sektorze transportu i usług komercyjnych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 80

Tablica 5.10. Struktura wytworzonej wartości dodanej wg sektorów gospodarki w Scenariuszu Bazowym i Scenariuszu Umiarkowanym do roku 2030 [%] Dział gospodarki 2005 Scenariusz Bazowy Scenariusz Umiarkowany 2010 2020 2030 2010 2020 2030 Ogółem 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 w tym: Przemysł 24,7 22,6 19,4 14,7 23,3 20,2 16,6 - Przem. wydobywczy 2,5 2,0 1,3 0,9 2,0 1,3 1,0 - Przem. przetwórczy 19,1 17,6 15,3 11,2 18,1 15,8 12,5 - Przem. energetyczny 3,1 2,9 2,9 2,6 3,1 3,1 3,1 Rolnictwo 4,5 3,8 2,9 2,1 3,8 3,0 2,3 Transport 7,2 7,4 7,6 7,8 7,3 7,4 7,5 Budownictwo 6,0 6,1 6,2 6,3 6,0 6,0 6,0 Usługi 57,5 60,1 63,8 69,0 59,6 63,3 67,5 - Usługi komercyjne 38,9 42,9 47,9 53,6 42,4 46,9 51,5 - Usługi publiczne 18,7 17,2 15,9 15,4 17,2 16,4 16,0 Źródło opracowanie W Scenariuszu Umiarkowanym zmiany struktury gospodarczej są mniej zaawansowane. W roku 2030 udział sektora przemysłu jest wyższy niż w Scenariuszu Bazowym o ok. 2 punkty procentowe, nieco wyższy jest również udział rolnictwa i usług publicznych, natomiast niższy niż w Scenariuszu Bazowym udział sektorów transportu, budownictwa i usług komercyjnych (por. tabl. 5.10 i rys. 5.15). 100 90 [%] 80 70 60 50 40 30 20 10 Usługi publiczne Usługi komercyjne Budownictwo Transport Rolnictwo Przemysł energetyczny Przemysł przetwórczy Przemysł wydobywczy 0 Statystyka - 2005 Sc. Bazowy 2030 Sc. Umiark. 2030 Rys. 5.15. Struktura wytworzonej wartości dodanej wg sektorów gospodarki w roku 2005 i prognozowana w roku 2030 w Scenariuszu Bazowym i Scenariuszu Umiarkowanym Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 81

5.3.3. Dynamika rozwoju transportu i budownictwa mieszkaniowego W scenariuszu makroekonomicznym istotnym wskaźnikiem rzutującym na poziom i strukturę zapotrzebowania finalnego na energie są projekcje zapotrzebowania na działalność transportową oraz na rozwój budownictwa mieszkaniowego, ponieważ związane są z koniecznymi nakładami inwestycyjnymi na rozwój infrastruktury oraz z energochłonnymi produktami i usługami. Poniżej omówiono najważniejsze trendy w zakresie zapotrzebowania generowanego w tej dziedzinie przez rozwój gospodarczy, natomiast w rozdz. 5.3 zostaną zaprezentowane szczegółowe założenia ilościowe dotyczące cząstkowych działów transportu i elementów prognozy zapotrzebowania gospodarstw domowych na nowe zasoby mieszkaniowe oraz założenia dotyczące zmian energochłonności jednostkowej. Założenia szczegółowe uwzględniają implikacje wynikające z priorytetów polityki zrównoważonego rozwoju, polityk sektorowych oraz z wymogów ochrony środowiska i efektywności wykorzystania energii. Obserwowane od roku 1990 tendencje rozwojowe sektora transportu były następujące: nastąpił dynamiczny (dwu i pół krotny) przyrost liczby samochodów osobowych i niewiele mniejszy samochodów ciężarowych (2,3-krotny), wskutek czego transport samochodowy przejął zdecydowaną większość przewozów towarów i przewozów pasażerskich, po stagnacji przewozów towarowych w latach 90-tych okres po roku 2000 przyniósł duży wzrost przewozów towarowych (o 33%) udział przewozów kolejowych w przewozach pasażerskich zmalał z ponad 2/3 w roku 1990 r. do niecałych 30% w 2006 r., natomiast udział w przewozach towarowych odpowiednio z 52% do 39%. W tabl. 5.11 i 5.12 zaprezentowano projekcje zmian zapotrzebowania na usługi lądowego transportu pasażerskiego i towarowego do roku 2030 w obu scenariuszach. Przewidywany jest dalszy spadek pracy transportu pasażerskiego (poza samochodami osobowymi) w tempie ok. -0,5% średniorocznie, przejmowanego przez samochody osobowe i transport lotniczy. Różnice miedzy scenariuszami są niewielkie, bowiem głównym czynnikiem generującym poziom zapotrzebowania na transport pasażerski są zmiany liczby ludności, - niemal takie same w obu scenariuszach, a czynnik elastyczności dochodowej popytu różnicuje dodatkowe zapotrzebowanie na przewozy samochodami osobowymi. Zapotrzebowanie na usługi transportu towarowego w okresie prognozy wzrastają w Scenariuszu Bazowym o blisko połowę (rocznie w tempie 1,5%). Czynnikiem głównym generującym zapotrzebowanie na transport towarowy jest poziom produkcji przemysłu, szczególnie surowcowego, w związku z czym występuje zauważalna różnica w projekcji transportu towarowego w Scenariuszu Umiarkowanym, w którym praca transportowa wzrasta do roku 2030 o 30% (średniorocznie 1,0%). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 82

Tablica 5.11. Projekcja ruchu transportu pasażerskiego do roku 2030 w scenariuszach Bazowymi i Umiarkowanym a [mln p-km] [mld p-km] 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 a bez transportu samochodami osobowymi Źródło: opracowanie własne Statystyka Bazowy Umiarkowany Scenariusze Rok Statystyka Bazowy Umiark. 1990 97,0 1995 60,7 2000 55,8 2005 47,5 2010 46,2 45,9 2020 44,4 44,0 2030 41,4 40,6 Tablica 5.12. Projekcja ruchu transportu towarowego do roku 2030 w scenariuszach Bazowymi i Umiarkowanym [mln t-km] [mld t-km] 300 Rok Statystyka Bazowy Scenariusze Umiark. 250 1990 123,8 200 Statystyka 1995 120,3 150 Bazowy Umiarkowany 2000 127,3 100 2005 169,7 50 2010 198,8 197,8 0 2020 217,8 208,6 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2030 248,2 219,4 Źródło: opracowanie własne Prognoza makroekonomiczna zawiera projekcję zmian liczebności ludności oraz liczby gospodarstw domowych, które wraz ze zmianami poziomu dochodu na mieszkańca określają poziom zapotrzebowania na zasoby mieszkaniowe. Z kolei rozwój budownictwa i infrastruktury budowlanej generuje zapotrzebowanie na energochłonną produkcję cementu, 42 na zapotrzebowanie na ciepło grzewcze i energię elektryczną w sektorze mieszkaniowym. W obu scenariuszach prognozowane jest przyspieszenie tempa wzrostu liczby mieszkań w porównaniu do okresu wcześniejszego, w tym w szczególności w okresie do roku 2020. Należy zwrócić uwagę, że z punktu widzenia przesłanek demograficznych w okresie 42 Statystycznie znaczący związek między wielkością sprzedaży cementu i kubaturą oddawanych do użytku budynków (wszystkich typów) można otrzymać dopiero dla okresu po roku 1996, gdyż wcześniej silniej wpływały czynniki oddzielające współbieżność w czasie (np. przesunięcie między realnymi realizacjami inwestycji budowlanych, a ich formalnym odbiorem większy udział nakładów na infrastruktury miejskiej). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 83

prognozy nie występuje wzrost liczby ludności, a jedynie wzrost liczby gospodarstw domowych i malenie liczby gospodarstw bezdomnych, to znaczy zamieszkujących jeden lokal wspólnie z innym gospodarstwem domowym. Różnice pomiędzy Scenariuszem Bazowym a Scenariuszem Umiarkowanym nie przekraczają 2,5% w końcowym roku projekcji. Tablica 5.13. Projekcja zmian stanu zasobów mieszkaniowych do roku 2030 w scenariuszach Bazowymi i Umiarkowanym [tys. mieszkań] [tys. mieszkań] 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Źródło: opracowanie własne Statystyka Bazowy Umiarkowany Scenariusze Rok Statystyka Bazowy Umiark. 1990 11 180 1995 11 649 2000 12 003 2005 12 776 2010 13 411 13 366 2020 15 032 14 751 2030 15 639 15 287 5.4. Założenia dotyczące energochłonnych produktów i usług Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w Polsce zostało podzielone na obszary zgodnie z klasyfikacją gospodarki narodowej. Dla niektórych obszarów przeprowadzono tylko analizę zmian energochłonności i elektrochłonności tworzenia wartości dodanej. Są to następujące sekcje działy i grupy: 1. Przemysł spożywczy 2. Przemysł lekki 3. Przemysł maszynowy 4. Budownictwo 5. Usługi komercyjne 6. Usługi publiczne Prognozy w tych przypadkach są ściśle związane z założeniami dotyczącymi tworzenia PKB. Przyszłe zużycie uzależnione jest od dynamiki wartości dodanej tworzonej w danym sektorze gospodarki. W roku 2005 bezpośrednie zużycie energii w tych sektorach wyniosło 14,6% krajowego bezpośredniego zapotrzebowania na energię. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 84

Inny obszar stanowią działy gospodarki wytwarzające szczególnie energochłonne produkty i usługi. W tych przypadkach przeprowadzono osobne prognozy dla tych wytworów, a pozostałe zużycie energii w działach uzależniono od dynamiki wartości dodanej i analizy trendów zmian energochłonności i elektrochłonności. W tej grupie znalazły się następujące działy i sekcje gospodarki: 1. Hutnictwo 2. Przemysł wydobywczy (poza górnictwem węgla ropy naftowej i gazu) 3. Przemysł chemiczny 4. Przemysł papierniczy 5. Przemysł mineralny 6. Transport W roku 2005 bezpośrednie zużycie energii w tym obszarze wyniosło 44,5% krajowego bezpośredniego zapotrzebowania na energię. Z tego, na uwzględnione w analizie energochłonne produkty i usługi zużyto 72,6% energii. Bezpośrednie zużycie energii w gospodarstwach domowych zostało oszacowane na podstawie osobnej analizy uwzględniającej przede wszystkim założenia dotyczące rozwoju demograficznego i budownictwa mieszkaniowego. Zużycie energii w rolnictwie uwzględnia przede wszystkim założenia dotyczące przyszłego obszaru upraw i tempa unowocześniania procesu produkcji rolnej (zwiększenie liczby gospodarstw wielkoobszarowych oraz gospodarstw zorientowanych na produkcję towarową) łączącego się ze zmniejszeniem pracochłonności i zwiększeniem energochłonności produkcji rolnej. Te dwie ostatnie grupy odbiorców energii są odpowiedzialne za zużycie w 2005 roku 40,9% bezpośredniego zapotrzebowania na energię. W ramach prac nad sporządzeniem prognozy popytu finalnego na energię dokonano analizy i wypracowania założeń odnośnie poziomów aktywności i zmian energochłonności wyróżnionych sektorów gospodarki oraz energochłonnych produktów i usług. Założenia te zostały szczegółowo przedstawione w Załączniku 2 do niniejszego raportu. Założenia dotyczące poziomów aktywności opracowano osobno dla każdego z dwóch opracowanych scenariuszy makroekonomicznych. Z kolei założenia odnośnie poprawy efektywności energetycznej opracowano w wariancie podstawowym (traktowanym jako referencyjny) oraz w wariancie zakładającym wdrażanie polityki efektywności zgodnie z aktualnymi propozycjami UE. Szczegółowe założenia dotyczące zmian energochłonności umieszczono w Załączniku 2. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 85

5.5. Popyt finalny na energię 5.5.1. Bez nowych wymagań UE dotyczących poprawy efektywności wykorzystania energii W tablicach 5.14 5.25 zestawiono wyniki prognozy bezpośredniego zapotrzebowania na paliwa i energię w Polsce do roku 2030 dla dwóch scenariuszy przy założeniu, że tempo zmian energochłonności w Polsce w tym okresie nie zmieni się radykalnie w stosunku do ostatniego dziesięciolecia. Scenariusz bazowy w wariancie podstawowym Bezpośrednie zapotrzebowanie na energię w scenariuszu Bazowym wg. rodzajów energii (wariant podstawowy) PALIWA STALE PALIWA GAZOWE PALIWA CIEKLE POZOSTALE PALIWA ENERGIA ELEKTRYCZNA CIEPLO SIECIOWE [PJ] 3 500 3 250 3 000 2 750 2 500 2 250 2 000 1 750 1 500 1 250 1 000 750 500 250 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys 5.16. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym w wariancie podstawowym według rodzajów energii [PJ] Przy realizacji założeń dotyczących tempa rozwoju gospodarczego Polski przyjętych w scenariuszu Bazowym należy spodziewać się wzrostu popytu na energię o niemal 40% w perspektywie roku 2020. W ostatnim dziesięcioleciu prognozy dynamiki wzrostu popytu na energię powinna ustabilizować się. Tendencje spadkowe dotyczą paliw stałych w bezpośrednim użytkowaniu począwszy od roku 2015, paliw pozostałych od roku 2020 i paliw ciekłych w ostatnim pięcioleciu prognozy. Wykorzystywanie energii elektrycznej i gazu ziemnego w bezpośrednim zużyciu charakteryzuje stabilna dynamika wzrostu (roczna stopa wzrostu około 2,7% rocznie energia elektryczna i 1,9% gaz ziemny). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 86

Finalne zużycie energii elektrycznej według grup odbiorców w scenariuszu Bazowym (wariant podstawowy) P R Z E M Y SŁ U S Ł U G I R O L N I C T W O T R A N S P O R T GOSPODARSTWA DOMOWE [TWh] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 5.17. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [TWh] Poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym w końcu okresu tylko nieznacznie jest niższy od wartości prognozy opublikowanej w projekcie Polityki Energetycznej 2030 (o 2%). Istotna różnica dotyczy tempa wzrostu do roku 2025 prezentowana prognoza jest istotnie wyższa (o niemal 6% w roku 2010, o ponad 13% w latach 2015 i 2020, oraz o 2% w roku 2025. Średnioroczne stopy wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w przemyśle i w gospodarstwach domowych dla całego okresy są zbliżone (odpowiednio 2,2 i 2,3 %) ale o ile wzrost zużycia w gospodarstwach domowych jest stabilny w całym okresie, to w przemyśle szybki wzrost zapotrzebowania dotyczy okresu 2006-2015, w latach następnych wzrost jest znacznie wolniejszy. Natomiast szybki wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w rolnictwie przewidywany jest po roku 2015. Istotny wpływ na poziom krajowego zapotrzebowania ma stabilny i szybki wzrost zużycia energii elektrycznej w usługach (średnioroczna stopa wzrostu 3,6%) Tablica 5.14. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym w wariancie podstawowym według rodzajów energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 PALIWA STAŁE 371 428 423 398 383 348 PALIWA GAZOWE 373 434 491 550 586 600 PALIWA CIEKŁE 718 797 883 1028 1036 1013 POZOSTAŁE PALIWA 158 163 175 179 175 174 ENERGIA ELEKTRYCZNA 358 439 531 608 662 701 CIEPŁO SIECIOWE 460 487 531 562 572 582 Kraj Razem 2438 2748 3035 3325 3414 3417 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 87

Tablica 5.15. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 741 869 964 1016 1030 1001 U S Ł U G I 173 216 268 311 348 375 R O L N I C T W O 147 150 152 158 160 161 T R A N S P O R T 527 607 684 820 824 803 GOSPODARSTWA DOMOWE 850 905 966 1020 1052 1077 Kraj Razem 2438 2748 3035 3325 3414 3417 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Tablica 5.16. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [TWh] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 42 53 63 69 73 73 U S Ł U G I 25 32 41 50 55 61 R O L N I C T W O 2 2 2 3 4 5 T R A N S P O R T 6 7 8 10 11 13 GOSPODARSTWA DOMOWE 25 28 33 37 41 44 Kraj Razem 99 122 147 169 184 195 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Scenariusz Umiarkowany w wariancie podstawowym Bezpośrednie zapotrzebowanie na energię w scenariuszu Umiarkownym według rodzajów energii (wariant podstawowy) PALIWA STALE PALIWA GAZOWE PALIWA CIEKLE POZOSTALE PALIWA ENERGIA ELEKTRYCZNA CIEPLO SIECIOWE [PJ] 3 250 3 000 2 750 2 500 2 250 2 000 1 750 1 500 1 250 1 000 750 500 250 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 5.18. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym w wariancie podstawowym według rodzajów energii [PJ] Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 88

Przy realizacji założeń dotyczących tempa rozwoju gospodarczego Polski przyjętych w scenariuszu Umiarkowanym należy spodziewać się wzrostu popytu na energię o 33% w perspektywie roku 2020. Przy słabszym tempie rozwoju gospodarczego tendencje zmian popytu na energie w bezpośrednim zużyciu pozostają podobne do tych zaobserwowanych w scenariuszu Bazowym. Tendencje spadkowe dotyczą paliw stałych w bezpośrednim użytkowaniu począwszy od roku 2010 i paliw pozostałych od roku 2020. Wykorzystywanie energii elektrycznej i gazu ziemnego w bezpośrednim zużyciu charakteryzuje stabilna dynamika wzrostu do roku 2025. Roczna stopa wzrostu dla całego okresu dla energii elektrycznej wyniosła 2,2% a dla gazu ziemnego 1,7%. Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszu Umiarkowanym według grup odbiorców (wariant podstawowy) P R Z E M Y S Ł U S ŁU G I R O L N I C T W O T R A N S P O R T GOSPODARSTWA DOMOWE 180 160 140 120 [TWh] 100 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rysunek 5.19. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Umiarkowanym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [TWh] Chociaż poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w scenariuszu Umiarkowanym jest w końcu okresu istotnie niższy od wartości prognozy opublikowanej w projekcie Polityki Energetycznej 2030 (o 16%), to dla okresu 2010-2020 zapotrzebowanie na energię elektryczną w tym scenariuszu jest wyższe o około 6% od przewidywań w projekcie PE. Średnioroczne stopy wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w przemyśle i w gospodarstwach domowych dla całego okresy są zbliżone (odpowiednio 2,0% i 1,9 %) ale, o ile wzrost zużycia w gospodarstwach domowych jest stabilny w całym okresie, to w przemyśle wzrost zapotrzebowania słabnie w ostatniej pięciolatce. Prognoza dla rolnictwa w tym scenariuszu jest taka sama jak w scenariuszu Bazowym. W tym scenariuszu również istotny wpływ na poziom krajowego zapotrzebowania ma stabilny i szybki wzrost zużycia energii elektrycznej w usługach do roku 2025 (średnioroczna stopa wzrostu dla całego okresu 2,9%) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 89

Tablica 5.17. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym w wariancie podstawowym według rodzajów energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 PALIWA STAŁE 371 412 398 377 362 329 PALIWA GAZOWE 373 428 473 526 562 565 PALIWA CIEKŁE 718 772 835 921 941 1008 POZOSTAŁE PALIWA 158 162 171 175 171 168 ENERGIA ELEKTRYCZNA 358 433 499 567 611 624 CIEPŁO SIECIOWE 460 493 521 547 557 556 Kraj Razem 2438 2700 2896 3113 3205 3249 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Tablica 5.18. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 741 861 925 969 992 959 U S Ł U G I 173 218 254 293 319 314 R O L N I C T W O 147 147 149 150 163 173 T R A N S P O R T 527 584 638 717 722 780 GOSPODARSTWA DOMOWE 850 890 931 983 1009 1024 Kraj Razem 2438 2700 2896 3113 3205 3249 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Tablica 5.19. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Umiarkowanym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [TWh] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 42 53 60 65 69 69 U S Ł U G I 25 32 39 47 51 51 R O L N I C T W O 2 2 2 3 4 5 T R A N S P O R T 6 7 8 8 9 9 GOSPODARSTWA DOMOWE 25 27 30 34 37 40 Kraj Razem 99 120 139 158 170 173 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 90

5.5.2. Z pakietem poprawy efektywności Przyjęcie założeń o wprowadzeniu w Polsce konsekwentnej polityki promowania efektywności wykorzystania energii wprowadziło istotne korekty dotyczące poziomu zapotrzebowania na energię. Scenariusz Bazowy z pakietem poprawy efektywności Bezpośrednie zapotrzebowanie na energię ew scenariuszu Bazowym według rodzajów energii (wariant_20%) PALIWA STAŁE PALIWA GAZOWE PALIWA CIEKŁE POZOSTAŁE PALIWA ENERGIA ELEKTRYCZNA CIEPŁO SIECIOWE [PJ] 3 000 2 750 2 500 2 250 2 000 1 750 1 500 1 250 1 000 750 500 250 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rysunek 5.20. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według rodzajów energii [PJ] W scenariuszu Bazowym oszczędności związane z tego rodzaju polityką już w roku 2010 obniżyły zapotrzebowanie na energię o 5%, w roku 2015 o 11% a od roku 2020 o około 17%. W roku 2030 uwzględnione założenia o poprawie efektywności wykorzystania energii przyniosły oszczędności rzędu 17,3% w stosunku do prognozy bezpośredniego zapotrzebowania na energię w wariancie podstawowym. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 91

Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszu Bazowym według grup odbiorców (wariant_20%) P R Z E M Y SŁ U S Ł U G I R O L N I C T W O T R A N S P O R T GOSPODARSTWA DOMOWE 180 160 140 120 [TWh] 100 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Tabela 5.21. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców [TWh] Oszczędności w bezpośrednim krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną są do roku 2020 nieznacznie większe (co do proporcji) od oszczędności energii ogółem. Energii elektrycznej w tym wariancie zużyto o 6% mniej w roku 2010, o 12% mniej w roku 2015 i o 17,3% w roku 2020. W latach 2025 i 2030 oszczędności energii elektrycznej związane z polityką promowania efektywności wykorzystania energii mogą przynieść oszczędności rzędu 16%. Krajowy poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w tym wariancie scenariusza Bazowego jest zbliżony do przewidywań w projekcie Polityki Energetycznej 2030 do roku 2015, a w następnych latach jest istotnie niższy o 6% w roku 2020, o 14% w roku 2025 i o 21 % w roku 2030. Tablica 5.20. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według rodzajów energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 PALIWA STAŁE 371 400 373 337 314 278 PALIWA GAZOWE 373 409 433 458 489 497 PALIWA CIEKŁE 718 771 794 841 858 844 POZOSTALE PALIWA 158 154 154 150 142 137 ENERGIA ELEKTRYCZNA 358 413 465 503 554 589 CIEPŁO SIECIOWE 460 457 468 466 476 481 Kraj Razem 2438 2603 2687 2754 2833 2826 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 92

Tablica 5.21. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 741 811 849 853 885 870 U S Ł U G I 173 203 234 252 296 328 R O L N I C T W O 147 148 149 150 151 153 T R A N S P O R T 527 587 609 658 674 664 GOSPODARSTWA DOMOWE 850 853 846 842 827 812 Kraj Razem 2438 2603 2687 2754 2833 2826 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Tablica 5.22. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców [TWh] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 42 49 54 56 61 62 U S Ł U G I 25 30 36 41 47 53 R O L N I C T W O 2 2 2 3 4 5 T R A N S P O R T 6 7 8 8 9 10 GOSPODARSTWA DOMOWE 25 27 30 32 33 34 Kraj Razem 99 115 129 140 154 163 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Scenariusz Umiarkowany z pakietem poprawy efektywności Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym według rodzajów energii (wariant_20%) PALIWA STAŁE PALIWA GAZOWE PALIWA CIEKŁE POZOSTAŁE PALIWA ENERGIA ELEKTRYCZNA CIEPŁO SIECIOWE [PJ] 2 750 2 500 2 250 2 000 1 750 1 500 1 250 1 000 750 500 250 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rysunek 5.22. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym z pakietem poprawy efektywności, według rodzajów energii [PJ] Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 93

W scenariuszu Umiarkowanym oszczędności związane z konsekwentną polityką promowania efektywności wykorzystania w roku 2010 obniżyły zapotrzebowanie na energię o 4,7%, w roku 2015 o 9,8% a w latach 2020 i 2025 o około 14,4%. Oszczędności są mniejsze niż w scenariuszu Bazowym zarówno liczone w bezwzględnej ilości energii, jak i mierzone proporcją energii oszczędzonej do prognozowanej. W końcowym roku prognozy ilość zaoszczędzonej energii w scenariuszu Umiarkowanym zbliżyła się do poziomu oszczędności w scenariuszu Bazowym (sięgają blisko 600 PJ). W tym wariancie obliczeń poziom krajowego popytu na energię w bezpośrednim zużyciu pozostaje w zasadzie niezmienny od 2010 roku, przy istotnym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną i paliwa gazowe. Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszu Umiarkowanym według grup odbiorców (wariant_20%) P R Z E M Y SŁ U S Ł U G I R O L N I C T W O T R A N S P O R T GOSPODARSTWA DOMOWE 160 140 120 100 [TWh] 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Tabela 5.23. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców [TWh] Oszczędności w bezpośrednim krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną sięgają poziomu 23 TWh w roku 2020 i pozostają na tym poziomie do końca okresu prognozowania. Krajowy poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w tym wariancie scenariusza Umiarkowanego jest w całym okresie konsekwentnie niższy od prognozy popytu na energię elektryczną w projekcie Polityki Energetycznej 2030 i różnica pomiędzy tymi dwoma projekcjami systematycznie rośnie by w roku 2030 osiągnąć 60TWh. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 94

Tablica 5.23. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym z pakietem poprawy efektywności, według rodzajów energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 PALIWA STAŁE 371 390 357 319 296 262 PALIWA GAZOWE 373 408 426 452 485 483 PALIWA CIEKŁE 718 749 758 788 808 777 POZOSTALE PALIWA 158 153 153 148 141 135 ENERGIA ELEKTRYCZNA 358 409 448 484 530 536 CIEPŁO SIECIOWE 460 465 470 472 483 469 Kraj Razem 2438 2574 2613 2663 2743 2663 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Tablica 5.24. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców energii [PJ] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 741 806 827 832 873 833 U S Ł U G I 173 205 223 241 275 279 R O L N I C T W O 147 145 144 143 141 137 T R A N S P O R T 527 564 569 599 617 592 GOSPODARSTWA DOMOWE 850 855 849 848 837 823 Kraj Razem 2438 2574 2613 2663 2743 2663 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Tablica 5.25. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Umiarkowanym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców [TWh] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P R Z E M Y S Ł 42 50 53 56 61 60 U S Ł U G I 25 30 34 39 44 45 R O L N I C T W O 2 2 2 3 4 4 T R A N S P O R T 6 6 7 7 7 7 GOSPODARSTWA DOMOWE 25 26 28 31 32 33 Kraj Razem 99 114 125 134 147 149 Źródło: Obliczenia własne wyniki modelu PROSK Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 95

6. Warunki dostaw paliw dla elektroenergetyki 6.1. Struktura paliwowa oraz zdolności wymiany zagranicznej energii elektrycznej Od wielu lat podstawowe znaczenie dla prawidłowego funkcjonowania krajowych elektrowni mają paliwa stałe: węgiel kamienny i brunatny. Ze sprawozdania z działalności Prezesa URE za rok 2006 (Biuletyn URE, nr 3, 2007, str.6) wynika, że w roku 2005 stałe paliwa węglowe stanowiły aż 95% paliw zużytych do wytworzenia energii elektrycznej. Udział paliw węglowych jest tak duży jeśli uwzględni się w bilansie wytwarzania także produkcję w elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych. Pewnym, stosunkowo nowym zjawiskiem jest współspalanie biomasy w kotłach energetycznych. Udział tej biomasy wyniósł ok. 0,5% w strukturze paliw wsadowych spalonych w kotłach energetycznych. Pozostałymi paliwami do produkcji energii elektrycznej w Polsce są: gaz ziemny oraz energia wody i wiatru. W tabl. 6.1 zestawiono ilości produkcji energii elektrycznej w Polsce, w latach 2005-2007, z wyróżnieniem paliw wsadowych, które są publikowane przez PSE - Operator. Dane te wskazują na trwałą tendencję utrzymywania się wysokich udziałów produkcji energii elektrycznej na bazie węgla kamiennego i brunatnego, który dla elektrowni zawodowych cieplnych wynosi ok. 90%. Udział ten jest niższy od wykazanego przez prezesa URE (95%) właśnie ze względu na odrębne bilansowanie EC przemysłowych. Udział energii elektrycznej wytworzonej z gazu ziemnego wynoszący w roku 2005 prawie 3%, uległ obniżeniu się w latach 2006-2007 o prawie 0,5 punktu procentowego. Tendencja ta została odnotowana również w wielu krajach EU 15, głównie za sprawą silnie rosnących cen gazu ziemnego, nadążających w ślad za szalejącymi cenami ropy na rynkach światowych. Z danych w tabl. 6.1 wynika również, że następuje szybki przyrost produkcji energii elektrycznej z energetyki odnawialnej, głównie z elektrowni wiatrowych. To powszechna tendencja rozwojowa spotykana w wielu krajach Europy i świata. Tendencja ta niesie szereg nowych, poważnych wyzwań dla operatorów systemów sieciowych i jej naprawdę skuteczne rozwiązanie wymaga skoordynowanych działań na szczeblu całej Unii Europejskiej, a nie pojedynczych Państw członkowskich. Przytoczone dane wskazują na brak rozwoju produkcji w źródłach przemysłowych, co może potwierdzać opinie o braku wystarczających bodźców ekonomicznych do inwestowania we własne źródła, wskutek utrzymujących się od kilku lat niskich cen energii elektrycznej oraz o dużej pewności zasilania z sieci. Jednak stopniowo sytuacja ta ulega zmianie, gdyż coraz więcej zakładów przemysłowych wykazuje zainteresowanie projektowaniem własnych, nowoczesnych źródeł zasilania w energię elektryczną i ciepło technologiczne. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 96

Tablica 6.1 Wolumen i struktura produkcji energii elektrycznej w latach 2005-2007 2005 2006 2007 Lp. Wyszczególnienie Bilans [GWh] Struktura bilansu [ % ] Bilans [GWh] Struktura bilansu [ % ] Bilans [GWh] Struktura bilansu [ % ] 1 Produkcja energii elektrycznej ogółem 156 023 100,0 160 848 100,0 159 528 100,0 1.1 Elektrownie zawodowe, w tym: 147 616 94,6 152 498 94,8 151 312 94,8 elektrownie zaw. cieplne, w 1.1.2 tym: 144 029 92,3 149 676 93,1 148 184 92,9 (a ) na węglu kamiennym 84 614 54,2 92 111 57,3 93 133 58,4 (b ) na węglu brunatnym 54 888 35,2 53 518 33,3 51 142 32,1 (c ) gazowe 4 527 2,9 4 046 2,5 3 908 2,4 elektrownie zawodowe 1.1.1 wodne 3 587 2,3 2 822 1,8 2 682 1,7 1.2 El Wiatrowe i inne odnawialne - 70 0,0 446 0,3 1.3 Elektrownie przemysłowe 8 407 5,4 8 280 5,1 8 216 5,2 2 Wymiana zagraniczna (impexp) -11 186 7,2-11 001 6,8-5 358 3,4 3 Krajowe zużycie energii 144 837 92,8 149 847 93,2 154 170 96,6 Źródło: oprac. własne na danych PSE- Operator http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=97&did=354#t1_ Wartości wskaźników zestawione w tabl. 6.2 wskazują na wystąpienie w ostatnich czterech latach w Polsce przeciwstawnych tendencji w zakresie produkcji oraz zużycia energii elektrycznej. Dane w tabl. 6.2 informują, że w roku 2007 zaobserwowano zatrzymanie wzrostu produkcji w porównaniu z rokiem 2006. Produkcja w roku 2007 obniżyła się o ok. 1,32 TWh/a. Równocześnie dynamicznie, z roku na rok wzrasta zużycie krajowe energii elektrycznej, które w 2007 r. wykazało prawie 3% wzrost w stosunku do roku poprzedniego. Z danych w tabl. 6.2 wynika, że ten przyrost zużycia krajowego był możliwy głownie wskutek bardzo radykalnego obniżenia salda eksportowo- importowego, które w roku 2007 było ponad dwukrotnie niższe od wartości z roku 2006. Tablica 6.2 Dynamika zmian produkcji, salda importowo- eksportowego oraz zużycia krajowego energii elektrycznej w latach 2005-2007. Wyszczególnienie 2005 2006 2007 Produkcja energii elektrycznej (2004=100) 101,7 104,9 104,0 Saldo eksportowo importowe energii elektrycznej 120,4 118,4 57,7 Zużycie energii elektrycznej (2004 = 100) 100,5 104,0 107,0 Źródło: oprac. własne na danych PSE- Operator http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=97&did=354#t1_ Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 97

Tego rodzaju przeciwstawne tendencje wskazują na narastające w polskim systemie elektroenergetycznym zjawiska napięć w zbilansowaniu podaży z popytem energii elektrycznej, gdyż następuje bardzo znaczne i szybkie redukowanie eksportu energii, który zmniejszył się w roku 2007 o ok. 35% w porównaniu do roku poprzedniego. To stosunkowo nowe i ogólnie niekorzystne zjawisko dla polskiego systemu elektroenergetycznego jest monitorowane przez PSE- Operator ze względu na silny i w znacznym zakresie niekontrolowany wzrost przepływów energii elektrycznej z systemu niemieckiego do Polski. Za główną przyczynę tych przepływów uważa się znaczne przyrosty generacji z energetyki wiatrowej w pasie nadmorskim Niemiec. To niekorzystne zjawisko częściowo ilustrują dane w tabl. 6.3. Tablica 6.3 Wymiana międzysystemowa energii elektrycznej na przekroju synchronicznym, w latach 2005-2007 Część A. Wymiana handlowa; w [ TWh/a ] 2005 2006 2007 Export Import Export Import Export Import Ogółem, przekrój synchroniczny, w tym: 11,912 0,439 10,633 0,229 6,946 0,269 Niemcy 5,898 0,001 5,231 0,051 1,614 0,028 Czechy 2,947 0,359 2,750 0,097 2,299 0,231 Słowacja 3,065 0,080 2,652 0,082 3,034 0,011 Część B. Przepływy rzeczywiste energii; w [ TWh/a ] Ogółem, przekrój synchroniczny, w tym: 13,814 2,328 12,985 2,594 11,588 4,909 Niemcy 1,046 2,264 0,720 2,546 0,048 4,889 Czechy 9,976 0,063 8,892 0,044 7,940 0,020 Słowacja 2,792 0,000 3,373 0,004 3,600 0,000 Część C. Relacja przepływy rzeczywiste do kontrakty handlowe (wskaźniki krotności) Ogółem, przekrój synchroniczny, w tym: 1,2 5,3 1,2 11,3 1,7 18,2 Niemcy 0,2 4116,9 0,1 50,3 0,0 177,0 Czechy 3,4 0,2 3,2 0,5 3,5 0,1 Słowacja 0,9 0,0 1,3 0,0 1,2 0,0 Źródło: oprac. własne na danych PSE- Operator: http://www.pse-operator.pl/uploads/pliki/wymiana_miedzysystemowa05_06_07.pdf Wartości wskaźników krotności w części C tabl. 6.3 informują o wielkiej skali przepływów importowych z Niemiec do Polski energii elektrycznej, która w znacznej części przepływa do Czech. Przepływy tego rodzaju mają charakter karuzelowy i zostały omówione szerzej w rozdziale 8 raportu. Dla polskiego systemu taki charakter przepływów ma o tyle niekorzystne znaczenie, że w dość nieprzewidywalny, dynamiczny, sposób utrudnia, a nawet blokuje planowanie wymiany handlowej z zagranicą, gdyż wyczerpuje dostępne zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych. Powodują one również szereg komplikacji w Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 98

planowaniu rozwoju sieci krajowych oraz zaciemniają systemy rozliczeń handlowych w wymianie energią. Zjawiska te są jedną z głównych przyczyn dość radykalnej, począwszy od 2007 r., redukcji dostępnych zdolności przesyłowych w wymianie międzysystemowej. Z informacji prezentowanych na stronie internetowej PSE- Operator SA wynika, że przez większą część roku 2008 zdolności przesyłowe netto (NTC) w obu kierunkach (eksport i import) będą bliskie zera. Zagadnienie to zreferowano nieco szerzej w rozdziale 8 raportu, w oparciu o informacje uzyskane od operatora systemu przesyłowego. 6.2. Dostawy paliw z importu Krajowy sektor elektroenergetyczny przez wiele lat był w dominującej części zasilany paliwami rodzimej produkcji, przede wszystkim paliwami węglowymi - kamiennym i brunatnym oraz gazem ziemnym. W związku z pojawieniem się w roku 2007 poważnych napięć z terminową i o odpowiedniej jakości dostawą węgla kamiennego z wydobycia krajowego 43, szczególnie niskosiarkowego (< 0,6% siarki) o wysokiej jakości, przedstawiciele sektora elektroenergetycznego muszą większą uwagę zwrócić na międzynarodowe rynki węgla. Oznacza to, że w najbliższym okresie do Polski może napłynąć dość spora ilość węgla z importu- zarówno drogą morską, jako wydłużenie dostaw z portów ARA (Amsterdam- Rotterdam- Antwerpia) do Świnoujścia i Gdańska, jak też dostaw kolejowych z Rosji i/lub Ukrainy. Napięcia w dostawach do elektrowni węgla krajowego wzmacniane są bowiem dość znacznie i szybko wzrastającymi cenami oferowanego węgla, w tym poprzez politykę kopalń w zakresie likwidacji upustów dla największych odbiorców węgla. Oznacza to, że kopalnie zaczynają realizować (wdrażać) politykę cenową z wykorzystaniem mechanizmu parytetu importowego węgla. Bez wątpienia obecna, korzystna cenowo dla kopalń sytuacja na międzynarodowych rynkach cen węgla zachęca krajowych producentów do podejmowania tego rodzaju decyzji, tym bardziej, że kopalnie wymagają ogromnych środków na nowe zadania inwestycyjne, a nawet tylko inwestycje podtrzymujące obecny poziom wydobycia. Z danych raportu Ministerstwa Gospodarki (Informacja o realizacji procesu restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego w grudniu oraz w 2007 r, opublikowanego w lutym 2008r) wynika, że w grudniu 2007 r. średnia cena zbytu węgla energetycznego była bliska 180 zł/t 44, tj. ok. 65 USD/t węgla oferowanego elektrowniom (co odpowiada cenie ok. 80 USD/ t węgla 43 Por. rozdz. 1.4 w raporcie pt. Najważniejsze zagadnienia dotyczące funkcjonowania sektora elektroenergetycznego w Polsce, S. Kasprzyk z zespołem ekspertów, luty, 2008 (S. Kasprzyk, K. Muszkat, H. Majchrzak, K. Szynol, J. Kaczorowski, S. Poręba, H. Trojanowska). 44 To samo źródło podaje, że ceny węgla koksowego wyniosły w grudniu 2007 prawie 300 USD/t, zaś cena standardowego węgla energetycznego, w kwietniu 2008 r. równa ok. 120-130 USD/t. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 99

o wartości opałowej 6000 kcal/kg, jako węgla standardowego w transakcjach międzynarodowych). Odpowiednia cena węgla na rynku europejskim kształtowała się w końcu roku 2007 od ok. 100 USD/t węgla z Rosji (o wysokiej jakości), do nawet ok. 120 USD/t w dostawie do portów ARA. Tak wysokie ceny były wynikiem różnych napięć i perturbacji u producentów, w dostawach lądowych do portów eksporterów oraz u przewoźników morskich, co przełożyło się na rekordowo wysokie stawki frachtu morskiego węgla, które w roku 2007 wzrosły 2-krotnie, od wartości ok. 20-30 USD/t do 40-58 USD/t. 45 Wg oszacowań ekspertów międzynarodowych rynków węgla 46 Polska chcąc utrzymać konkurencyjną pozycję na międzynarodowych rynkach węgla potrzebuje wysokich cen światowych - co najmniej 80-85 USD/t (węgiel standardowy Q= 6000 kcal/kg). Wynika to z oszacowania kosztu wydobycia węgla w polskich kopalniach, na poziomie ok. 60-65 USD/t oraz uwzględnienia kosztu transportu kolejowego węgla do portów równego ok. 20 USD/t. Biorąc to pod uwagę oceniamy, że polski sektor elektroenergetyczny powinien w swoich kalkulacjach biznesowych, szczególnie na średnią i długą perspektywę przyjmować taki poziom kosztów węgla, gdyż będzie on stanowił alternatywę (niekiedy barierę) importową dla wzrostu cen węgla krajowego. Oznacza to, że w warunkach roku 2007, z uwzględnieniem zmian kursu walutowego USD, hipotetyczna cena (graniczna) zakupu węgla mogła wynieść nawet ok. 230 zł/t węgla standardowego (o Q= 6000 kcal/kg). Analizując sytuację na rynku węgla w całym 2007 roku, a szczególnie w ostatnim kwartale roku 2007, w którym wystąpiło szereg niekorzystnych warunków w produkcji i transporcie węgla do odbiorców, skutkujących gwałtownym wzrostem cen (nawet do ok. 128 USD/t w listopadzie i grudniu; przy średniej wartości tzw. indeksu węglowego w 2007 równej ok. 88,52 USD/t 47 ), staje się widoczne, że krajowa elektroenergetyka powinna wypracować nowy, bardziej przewidywalny i skuteczny mechanizm kształtowania cen węgla. Być może jego elementem powinien być uzgodniony koszyk węglowy, złożony z udziałów węgla krajowego i importowanego z portów ARA oraz z Rosji (Ukrainy). Oceniamy, że dopiero tego typu koszyk węglowy stworzy warunki do ustabilizowania cen węgla przyjmowanych w kalkulacjach rozwojowych elektroenergetyki. Na te zagadnienia zwracają również uwagę specjaliści górnictwa z Katowickiego Holdingu Węglowego (Kurczabiński, Zuzelski, 2007) 48, wskazując Rosję jako nowe, konkurencyjne źródło dostaw węgla o bardzo wysokich parametrach jakościowych. W ocenie Wykonawcy jest to tendencja o tyle realna, że Polska nie może zastosować instrumentów ochrony rynku krajowego (cła, kontyngenty), bez uprzedniego uzyskania zgody Komisji Europejskiej. 45 Także w przypadku wzrostu stawek frachtowych jedną z istotnych przyczyn są znacznie zwiększone przewozy masowe generowane silnie rozwijającymi się gospodarkami Chin i Indii 46 W. Ritschel, H-W. Schiffer: World Market for Hard Coal, October 2007 47 W cenach roku 2005 oznaczało to odpowiednio 121 i 84 USD/t węgla standardowego 48 Kurczabiński L., Zuzelski J.: Nowa jakość rynków węgla kamiennego. Materiały XXI Konferencji Zagadnienia surowców energetycznych i energii w gospodarce krajowej, KGSM- PAN, Kraków, wyd. Polityka energetyczna, tom 10, zeszyt specjalny 2, 2007, (str.443-452). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 100

W raporcie World Market for Hard Coal (str. 90) wskazuje się, na likwidację obecnie udzielanej pomocy publicznej (ok. 2-2,3 USD/t węgla energetycznego) do kopalń węgla od roku 2010. Oznacza to, że kopalnie będę w jeszcze większym stopniu kształtować ceny węgla z uwzględnieniem warunków rynków międzynarodowych i rynku wewnętrznego. Także to źródło zestawia bardzo interesującą strukturę cen i kosztów dostawy węgla energetycznego importowanego do portów ARA, co ilustruje rys. 6.1. Dodatkowo na rys. 6.1 dodano oszacowane wartości importu węgla z Polski do portów ARA. Autorzy muszą podkreślić, że dane o koszcie dostawy węgla w roku 2007 byłyby wyższe o ok. 6-18 USD/t, przede wszystkim ze względu na niezwykły wzrost cen frachtu morskiego, szczególnie z Australii oraz z Kolumbii i RPA. 120 100 USD/t 80 60 40 20 0 Aus-UNG Aus-OPC RPA-OPC Kolumb-OPC Rosja-OPC Indonez-OPC Wenezu-OPC Polska-2006 Polska-2007 fracht morski opłaty portowe transport kopalnia źródło: Word Market for Hard Coal, October 2007 oraz obliczenia autorów za danymi z: Informacja o realizacji procesu restrukturyzacji górnictwa w 2007 r (MG, 2008). Rys. 6.1. Średnie koszty importu węgla ARA (cif) w 2006 r. Warto zwrócić uwagę na bardzo duży udział kosztów transportu kolejowego w Rosji co zrozumiałe ze względu na wielkie odległości oraz w Polsce co trudniej zrozumieć. W przypadku ilustrującym dane dla Polski-2007 zastosowano wartości podane w informacji MG, które przeliczono średnim kursem PLN/ USD z roku 2007, zaś koszt frachtu morskiego do ARA (statkiem panamax 50-60 tys. DWT) przyjęto na poziomie zbliżonym do rosyjskiego. Polski sektor węgla kamiennego wdraża, począwszy od lat 2004 2007, uzgodniony z Komisją Europejską program restrukturyzacji, którego istotnym elementem jest pomoc publiczna (budżetowa). Pomoc ta była przeznaczona głównie na dopłaty do: inwestycji początkowych (np. odwodnienia), pokrycie strat nadzwyczajnych (naprawa szkód górniczych, szkoleń oraz świadczeń socjalnych dla odchodzących górników, umorzenia i inne), restrukturyzację oraz likwidację kopalń. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 101

Jak wynika z danych Ministerstwa Gospodarki (MG) 49 w latach 2004-2006 pomoc publiczna skierowana do górnictwa węgla kamiennego wyniosła ponad 4 mld zł, zaś w roku 2007 ok. 420 mln zł (w stosunku do planowanych ~480 mln zł). W stosunku do zaplanowanej, dozwolonej kwoty środków pomocy publicznej, po roku 2007 nadal pozostaje do wydatkowania (w latach 2008-2010) kwota ok. 1,8 mld zł. Przeliczając skalę tej pomocy na tonę wydobytego węgla uzyskujemy kwotę subsydiów na poziomie ok. 2-2,3 USD/t wydobytego węgla, co potwierdza wcześniej przytoczone informacje o skali subsydiów, podane za World Market for Hard Coal. Wskazujemy na te elementy pomocy publicznej, których celem jest wsparcie wieloletniego programu restrukturyzacji polskiego górnictwa węgla kamiennego dla uzyskania zdolności do utrzymywania konkurencyjnych cen na obszarze Polski i rynkach państw sąsiednich EU. Analizując dane przytoczone na rys. 6.1 oceniamy, że zadanie to jest bardzo ambitneszczególnie jeśli weźmie się pod uwagę niezbędną skalę wzrostu nakładów inwestycyjnych, choćby tylko na podtrzymanie wydobycia węgla na obecnym poziomie (ok. 75-80 mln ton węgla energetycznego, przy ok. 14-15 mln ton wydobycia węgla koksowego). W przypadku podjęcia decyzji o budowie nowych kopalń węgla kamiennego skala nakładów inwestycyjnych dodatkowo, istotnie wzrośnie. Biorąc pod uwagę powyżej scharakteryzowane zmiany na międzynarodowym rynku węgla wydaje się, że krajowy sektor elektroenergetyczny powinien istotnie większą uwagę zwrócić na czynniki sprawcze powodujące tak znaczące wahania cenowe. Bowiem przewidywalność ceny węgla w dłuższej perspektywie to jeden z podstawowych czynników kreowania średnioi długookresowych strategii rozwoju krajowej elektroenergetyki oraz ciepłownictwa. Tym bardziej, że krajowe ceny węgla są już bardzo bliskie cenom rynku międzynarodowego. Problematykę cen paliw na rynkach światowych w imporcie do Unii Europejskiej omawiamy w następnym podrozdziale. 6.2.1. Prognoza cen paliw na rynku międzynarodowym Krótka charakterystyka rynku paliw W długookresowych badaniach prognostycznych kluczowe znaczenie mają przewidywania co do przyszłych tendencji dotyczących cen ropy naftowej, kształtowanych na rynkach międzynarodowych. Piszemy przewidywania bowiem coraz trudniej obecnie jest prognozować zmiany cen z wykorzystaniem klasycznych metod rynkowych polegających na bilansowaniu popytu na ropę i jej produkty z podażą. Szczególnie w ostatnich 2 latach 49 Sprawozdanie dla Komisji Europejskiej za 2006 r w zakresie realizacji Planu dostępu do zasobów węgla kamiennego w latach 2004-2006 oraz planu zamknięcia kopalń w latach 2004-2006. Ministerstwo Gospodarki, Warszawa lipiec 2007 (uchwała Rady Ministrów z 31.lipca 2007) oraz Informacja o realizacji procesu restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego w grudniu oraz w 2007r., Warszawa, luty 2008.. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 102

okazało się, że ceny ropy i innych paliw notowanych na rynkach międzynarodowych są trudno przewidywalne. Jedną z istotnych przyczyn zwiększających tę trudność jest wykorzystanie kontraktów na ropę jako bezpiecznych instrumentów rynku kapitałowego, częściowo zastępujących coraz bardziej niepewną walutę amerykańską. Analizując ostatnie publikacje światowe i europejskie można wskazać na kilka istotnych cech charakteryzujących rynki ropy naftowej i pozostających z nią w ścisłym związku cenach gazu oraz węgla kamiennego. Głównymi czynnikami wpływającymi na ceny międzynarodowe ropy w latach 2006 i 2007 były: - Gwałtowny wzrost popytu ze strony Chin i Indii, silnie wpływających na globalne tempo wzrostu gospodarczego świata, - Występowanie zaburzeń w dostawach ropy (u jej producentów) ze względu na zagrożenia militarne, terrorystyczne, czy skrajne warunki pogodowe (Irak, Iran, Nigeria, huragany w Zatoce Meksykańskiej i inne), - Stopniowe wyczerpywanie się możliwości dodatkowego wzrostu produkcji u dotychczasowych producentów ropy, - Wystąpienie bariery przerobu ropy na produkty naftowe w rafineriach, z których część została zlikwidowana z uwagi na brak możliwości wytwarzania odpowiedniej jakości produktów (różnego rodzaju wymuszenia ekologiczne dotyczące przede wszystkim jakości paliw), - Istotny wzrost cen frachtu w przewozach morskich ropy, - Wystąpienie górnego odcinka fazy inwestowania, która jak wynika z analiz Goldman Sachs Global Investment Research (GS) jest normalnym zjawiskiem gospodarki światowej. Z analiz GS wynika m.in., że na rynkach światowych od roku 1925 można zauważyć 3 tego rodzaju cykle. Na każdy cykl składa się faza inwestowania w prace poszukiwacze i budowę mocy produkcyjnych (złoża, wydobycia, transport, przerób), po której następuje faza eksploatacji- konsumowania produkcji z nowych odkryć. Porównując dane o zmianach cen ropy rejestrowane np. w bazach danych OPEC, z obserwacjami i wnioskami GS dotyczącymi okresów wystąpień poszczególnych faz, można zauważyć ich dużą zgodność. Ceny światowe ropy od początku lat 1970 zaczęły gwałtownie rosnąć plasując się przez kolejnych 10 lat na bardzo wysokim poziomie. Te 10 lat pokrywa się właśnie z fazą inwestowania w nowe odkrycia zasobów (wzrost cen realnych z ok. 13-78 USD/bbl). Po uzyskaniu znaczących efektów inwestycyjnych od około 1984 r. wg GS zaczęła się faza eksploatacji- korzystania z zasobów, która trwała do ok. 1998 r. W tym okresie realne ceny ropy spadły z ok. 71 USD/bbl do ok. 16 USD/bbl. I począwszy od 1998 roku wg GS rozpoczęła się kolejna faza inwestowania w nowe odkrycia. Obecnie jesteśmy w około połowie okresu tej fazy, co może sugerować, że jeszcze przez kilka lat ceny Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 103

ropy (i paliw pozostałych) mogą pozostawać na wysokim lub bardzo wysokim poziomie, po czym powinny obniżyć się. Ale jak dalece tym razem ceny ulegną obniżeniu bardzo trudno ocenić. Tendencje okresowych zmian cen wskutek cyklicznego zużycia odkrytych i eksploatowanych aktywów (zasobów) energetycznych ilustruje rys. 6.2. 80 70 60 50 40 30 20 faza inwestowania faza eksploatacji faza inw estow ania? 10 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 Ceny bieżące - import do EU (USD/bbl) Ceny stałe USD'2005/bbl (wg OPEC) źródło: opracowanie własne na bazie danych OPEC i metodyki analitycznej wykorzystanej przez GS Rys. 6.2 Odnotowane zmiany cen światowych ropy- wg OPEC w latach 1970-2007 oraz cen ropy importowanej do UE w okresie 1988-2007. Podsumowując powyższe rozważania należy stwierdzić, że międzynarodowy rynek paliw cechuje: 1) Bardzo znacząca dynamika zmian, powodująca istotną rozbieżność ocen zależnie od daty wykonywania prognozy (a właściwie przewidywań lub projekcji cenowych); 2) Istotny wzrost ryzyka nietrafności prognoz cen, ze względu na nowe zjawiska gry spekulacyjnej inwestowanie w kontrakty surowcowe, przy zawirowaniach na rynkach kapitałowych (vide: USA); 3) Prognozowanie zmian cen na podstawie mechanizmu popytu i podaży nieco zawiodłovide wyniki modelu PROMETHEUS, zbudowanego przez zespół badaczy UE(z udziałem prof. Caprosa) specjalnie do analizowania popytu i podaży na rynku globalnym raczej nie trafione prognozy cen, na co mogą wskazywać założenia przyjęte przez ARE do obliczeń w: Projekcie polityki energetycznej Polski do roku 2030, a co ilustruje tabl. 6.4 poniżej; 4) Spora niepewność związana z dalszą tendencją tempa wzrostu gospodarczego Chin i Indii, które mogą doprowadzić do dalszego wzrostu cen międzynarodowych paliw - co ilustruje tabl. 6.5 poniżej, oraz rys. 6.3 ilustrujący przewidywania Ministerstwa Energetyki USA (DOE/IEA 2007r). Tablica 6.4. Prognoza cen paliw na rynku europejskim (ceny w USD 2005) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 104

Wyszczególnienie Jedn. 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Ropa naftowa USD/ boe 54,5 54,5 57,9 61,1 62,3 62,8 Gaz ziemny Węgiel kamienny USD/ boe 34,6 41,5 43,4 46 47,2 47,6 USD/1000m3 211,8 254 265,6 281,5 288,9 291,3 USD/boe 14,8 13,7 14,3 14,7 14,8 14,9 USD/t 64,8 60 62,6 64,4 64,8 65,3 Boe-barrel of oil equivalent Źródło: Baseline scenario EU Energy and Transport Outlook, National Technical University of Athens, sierpień 2007 r. Tablica 6.5. Prognoza cen paliw, wg IEA - wyrażone w cenach stałych USD'2005 Paliwo Jedn. 2006 2010 2015 2020 2025 2030 A. Scenariusz Odniesienia Ropa naftowa - import do IEA USD/barrel 52,6 50,3 48,8 50,1 51,4 52,8 Gaz ziemny- import do EU USD/MBtu 6,2 5,6 5,6 5,8 6,0 6,2 Węgiel energetyczny- import OECD USD/tonne 53,6 48,3 48,5 49,6 50,9 52,1 B. Scenariusz - wysokie ceny Ropa naftowa - import do IEA USD/barrel 52,6 54,9 56,9 62,1 67,9 74,1 Gaz ziemny- import do EU USD/MBtu 6,2 6,1 6,6 7,2 8,0 8,8 Węgiel energetyczny - import OECD USD/tonne 53,6 49,1 51,9 55,0 58,4 61,9 Źródło: obliczenia własne na danych World Energy Outlook 2007. IEA, Paris 2007 Na stronach internetowych firmy Platts, monitorującej m.in. rynki paliw można znaleźć wypowiedzi ekspertów DOE/IEA wskazujące, że w kolejnej edycji Annual Energy Outlook administracja USA przewiduje wzrost cen ropy w długookresowych projekcjach. 120 100 USD'05/bbl 80 60 40 20 0 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Reference High price Low price Rys.6.3. Wariantowa prognoza wzrostu cen ropy wg Annual Energy Outlook 2007 (DOE/IEA) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 105

Autorskie scenariusze cen międzynarodowych do obliczeń modelowych Wykonawca przystępując do opracowania dwu scenariuszy zmian cen paliw na rynkach międzynarodowych kierował się głównie: 1) Dostępnymi oszacowaniami długoterminowych prognoz cen paliw, a szczególnie przewidywaniami opartymi na filozofii rozwoju gospodarki światowej, przyjętymi przez ekspertów Międzynarodowej Agencji Energetycznej w raporcie: World Energy Outlook 2007. W myśl tego opracowania motorem rozwoju świata będą przez następne 20-30 lat Chiny i Indie, a następnie kraje Ameryki Łacińskiej; 2) Obecnym etapem silnego wzrostu cen powiązanego z trwająca fazą inwestowania w nowe, droższe zasoby (aktywa - upstream) energetyczne- wydobywcze; 3) Obecnym etapem globalnej koniunktury inwestowania w energetyczne aktywa wytwórcze i transportowe (downstream), szczególnie w krajach Europy, co powoduje napięcia na rynku producentów urządzeń i materiałów konstrukcyjnych; 4) Rozwojem rynków energii w Unii Europejskiej, w powiązaniu z silnymi tendencjami politycznymi do zaostrzania wymagań ochrony środowiska, a szczególnie ochrony przed zmianami klimatycznymi (redukcje emisji CO2). Ponadto działania mające na celu promocję droższej energetyki odnawialnej w połączeniu z selektywnym podatkiem węglowym, w postaci zbywalnych uprawnień do emisji CO2, mogą dodatkowo eskalować wzrost cen paliw węglowodorowych, jako bardziej przyjaznych środowiskowo w porównaniu z paliwami węglowymi. Trudno obecnie ocenić w jaki sposób będą kształtowały się ceny węgla kamiennego, zwykle podążającego- z pewnym opóźnieniem- za cenami ropy i gazu na rynkach międzynarodowych. Ten nowy mechanizm kształtowania cen węgla będzie istotnie zależał od globalnych uzgodnień politycznych, w tym podjęcia zobowiązań ochrony klimatu przez kluczowe państwa świata, które dotychczas tego nie uczyniły (USA, Chiny, Indie, Brazylia, i inne); 5) Przeprowadzeniem, choćby wstępnej, oceny wpływu na polską gospodarkę relatywnie wysokich wyższych od obecnych- cen paliw kopalnych, które jak założono- powinny mieć, per saldo, nieco korzystniejszy wpływ na- z jednej strony działania oszczędzające zużycie energii, zaś z drugiej na ułatwienie realizacji koniecznych zmian restrukturyzacyjnych w sektorze węglowym (przy niskich cenach byłoby to praktycznie wykluczone). Natomiast poważnym, ujemnym efektem, którego należy oczekiwać będzie pewne zmniejszenie popytu na moc i energię, wywołanego klasycznym mechanizmem popytu i podaży, odzwierciedlonym elastycznością cenową i dochodową grup odbiorców. Mając powyższe na uwadze opracowano dwa autorskie scenariusze zmian cen ropy, gazu ziemnego oraz węgla energetycznego do roku 2030, które przedstawiono w tabl. 6.6 oraz na rys. 6.4. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 106

Tablica 6.6 Opracowane autorskie scenariusze zmian cen paliw, ceny w [USD 2005/GJ] 2000 2005 2007 2010 2015 2020 2025 2030 A) Scenariusz cen umiarkowanych (UMIAR) Ropa naftowa - import do UE (cif) 4,83 8,83 10,32 11,36 10,22 9,20 8,51 12,92 Gaz ziemny- import do UE(franco/cif) 2,64 5,83 6,54 6,94 6,46 6,38 6,54 10,90 Węgiel energetyczny - import UE (cif) 1,32 1,95 2,66 2,61 2,37 2,37 2,37 2,88 B) Scenariusz cen dynamicznie rosnących (WYSOKI) Ropa naftowa - import do UE (cif) 4,83 8,83 10,32 11,87 13,07 14,39 15,84 17,44 Gaz ziemny- import do UE (franco/cif) 2,64 5,83 6,54 7,19 8,32 9,64 11,16 12,92 Węgiel energetyczny-import UE (cif) 1,32 1,95 2,66 2,71 2,83 2,94 3,07 3,39 Źródło: opracowanie własne Energsys Scenariusz umiarkowanego wzrostu cen (część A w tabl. 6.6) zbudowano na bazie prognozy wysokiego wzrostu gospodarczego (High Growth Scenario), przewidywanego przez IEA, w World Energy Outlook. Odpowiada on głównie warunkom przyśpieszonego rozwoju gospodarek Chin oraz Indii. Sytuacja ta powoduje występowanie luki podażowej paliw i energii- przede wszystkim ropy naftowej oraz węgla. Gaz nadąża za zmianami cen ropy, mimo że Unia Europejska podejmowała i podejmuje nadal wysiłki rozdzielenia ścisłej zależności cen gazu od cen ropy. W scenariuszu tym zastosowano omówione wcześniej zjawisko cykliczności cen zależnie od fazy dojrzałości aktywów (zasobów) energetycznych. Wartości cen w tabl. 6.6- część A, wzrastają do roku 2010 (faza inwestowania), po czym stopniowo maleją- aż do około roku 2025 (faza eksploatacji), po czym ponownie wzrastają (kolejny cykl inwestowania). Tendencję tą zilustrowano również na rys. 6.4. Jak już wspominano, przy budowie założeń scenariusza UMIAR wykorzystano dodatkowo szeregi czasowe zmian cen ropy naftowej (ceny bieżące i ceny porównywalne) od roku 1970, rejestrowane przez OPEC. Tendencje zmian tych cen porównano następnie z bardzo interesującymi obserwacjami i wnioskami opublikowanymi przez ekspertów Goldman Sachs (GdS) 50. Potwierdzają one cykliczne występowanie tendencji silnych wzrostów, a następnie spadków cen paliw na rynkach międzynarodowych. Faza silnego wzrostu cen oznacza wejście w cykl fazy inwestowania, który wg badań GdS trwał np. w latach 1945-1957, a następnie w 1973-1983. Zaś obecna faza rozpoczęła się w 1998r i założono, że będzie trwała do ok. 2010 roku (ok. 12 lat- jak poprzednie). Dane OPEC (www.opec.org) rejestrowane od 1970 r. w dużym zakresie są zgodne z obserwacjami GdS. 50 Goldman Sachs Investment Research: D. Greely- Reassessing long-term energy prices, May 2006. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 107

Natomiast przy kreowaniu wartości cen w scenariuszu gwałtownego wzrostu (WYSOKI) wykorzystano przewidywania Komisji Europejskiej z 2006 roku, opublikowane w: European Energy and Transport Trends to 2030 - update 2005 (http://ec.europa.eu/dgs/energy_transport/figures/trends_2030_update_2005/index_en.htm ). Są to warunki odpowiadające założeniom scenariusza cen strzelistych (ang. soaring prices). W tym scenariuszu założono, że w roku 2030 ceny baryłki ropy naftowej osiągną pułap 100 USD/bbl, gazu 465 USD/1000 m3, zaś węgla ok. 85 USD/tonę wszystkie w cenach 2005 r. Zresztą jeśli spojrzeć na wykres rys.6.3. powyżej, to można zauważyć, że ścieżka cen ropy w high price (wg Annual Energy Outlook 2007, DOE/IEA) jest bardzo zbliżona. Świadczy to o coraz poważniej analizowanej sytuacji trwałego ukształtowania się cen paliw na bardzo wysokim poziomie. 18 16 14 12 [USD'2005/GJ] 10 8 6 4 2 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 UMIAR - ropa naftowa UMIAR - gaz ziemny UMIAR - węgiel kamienny WYSOKI - ropa naftowa WYSOKI - gaz ziemny WYSOKI - węgiel kamienny Rys.6.4. Opracowane scenariusze wzrostu cen paliw w imporcie do UE (porty ARA) W celu bardziej klarownego zilustrowania zmian jakościowych w obu scenariuszach cen międzynarodowych paliw na rys. 6.5 zestawiono, dla poszczególnych lat obliczeń modelowych, wzajemne relacje cen ropy, gazu i węgla. Poszczególne słupki na rys.6.5 należy interpretować następująco: w roku 2010 ceny w scenariuszu WYSOKI są zaledwie o kilka (3-5%) procent wyższe od odpowiadających im cen (w roku 2010) scenariusza UMIAR; w kolejnych latach od 2015-2025 różnice w przewidywaniach cen są już bardzo znaczne (od ok. 20- dla węgla w 2015 r - 85%- ropa w 2025r.), co powinno doprowadzić do bardzo znaczących zmian jakościowych w uzyskanych wynikach obliczeń Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 108

modelowych. Przypominamy, że różnice te są głownie wynikiem zastosowania odmiennych mechanizmów w każdym ze scenariuszy, a to malejących cen w UMIAR od 2010-2025, i przeciwnie wzrastających w WYSOKI, w tempie ok. 2%/a ropa, ok. 3%/a gaz ziemny o ok.0,8%/a węgiel (w okresie 2010-2030). W roku 2030 różnice cen obu scenariuszy ulegają znacznemu spłaszczeniu, ze względu na znaczny wzrost cen w scenariuszu UMIAR, wskazujący na rozpoczęcie kolejnej fazy inwestowania w odnowienie aktywów (i/lub zasobów) energetycznych. Przedstawione relacje cen paliw na rys.6.5 odpowiadają warunkom dostaw wg kontraktów cif dla ropy i węgla, zaś dla gazu ziemnego wg uśrednionej formuły franco granica państw UE (Niemcy, Francja, Włochy). Jest to przede wszystkim gaz ziemny importowany rurociągami z Rosji. Ich zastosowanie w obliczeniach wymaga uzupełnień, polegających głównie na dodaniu w imporcie kwot frachtu ropy i/lub węgla z portów ARA do Gdańska/ Świnoujścia, następnie kosztów rozładunku (i przeładunku) w portach polskich, a następnie dodaniu uśrednionych kosztów transportu węgla koleją, zaś ropy i/lub jej produktów rurociągami. Ponieważ importowana do Polski w ilości ok. 90% ropa naftowa pochodzi z Rosji, jej cenę obniżono o ok. 5-6% - zgodnie z informacjami publikowanymi w okresowych raportach Nafty Polskiej SA 51. 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 Ropa naftowa Gaz ziemny Wegiel kamienny 1,3 1,2 1,1 1 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys.6.5. Relacje cen ropy, gazu i węgla w scenariuszu WYSOKI do scenariusza UMIAR 51 Cena zakupu ropy rosyjskiej jest niższa w granicach 3-5 USD/bbl, co wynika z jej nieco gorszych własności fizycznych- większy ciężar właściwy i wyższa zawartość siarki ropy typu Ural, w porównaniu do lekkiej ropy arabskiej (typu Brent). Biuletyny informacyjne- monitoring rynku. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 109

W szczegółowych obliczeniach modelowych konieczne było przyjęcie szeregu dodatkowych założeń odnośnie kształtowania się cen np. paliwa uranowego, które nie jest przedmiotem powszechnego obrotu handlowego na rynkach międzynarodowych, a podlega wyłącznie transakcjom dwustronnym. W obliczeniach modelowych zastosowano także rozróżnienia cen w kontraktach dostaw gazu ziemnego do Polski, w tym cenach gazu LNG, czy też rurociągiem Balic-Pipe. Wynikało to głównie z oszacowanych w raporcie cząstkowym 3, różnych kosztów dostaw gazu do Polsk i- szczególnie ze Skandynawii oraz gazu LNG. Te nowe drogi dostaw gazu mają odmienne warunki dostawy, zgodnie z warunkami uzgodnionymi każdorazowo z dostawcami. Powoduje to odpowiednie zróżnicowanie poziomów cen gazu (plus koszt specyficzny dostawy z danego kierunku) i potencjalnie dostępnych ilości gazu w każdym z rozpatrywanych podokresów do roku 2030. Nieco trudniejsza jest sytuacja dotycząca cen węgla kamiennego, który zapewne będzie pochodził w wielkiej części z krajowych kopalń, a zatem to koszty wydobycia plus średnie koszty transportu kolejowego powinny wyznaczać cenę dla elektrowni. Jako dodatkową opcję dostaw paliw przyjęto dostawy z importu, zarówno drogą morską z uwzględnieniem warunków dostaw do portów w Gdańsku/ Świnoujściu, jak też w dostawach kolejowych z Rosji. Założono, że dostawy węgla z Rosji, aby miały szansę trwałego wejścia na rynek Polski, będą miały charakter kontraktów długoterminowych (ilości), z okresową aktualizacją cen, ale też z pewną, ok. 5% premią (rabatem cenowym) za bliższą dostawę do Polski, aniżeli innych krajów UE(Dania, UK). W szczególności rabat na węglu może stać się realny, jeśli zostanie wykorzystana do importu węgla do Polski linia kolejowa szerokotorowa (tzw. siarkowa z terminalem w Sławkowie). Zwracamy uwagę, że ceny węgla rosyjskiego w portach bałtyckich są już liczone na małych statkach (tzw. handysize o wyporności 10-50 tys. DWT), które mogą zawinąć do dość dużej liczby portów, stanowiąc coraz bardziej atrakcyjną alternatywę dla dostaw kolejowych. Sytuację taką można odnotować w Wielkiej Brytanii i Danii, w których import rosyjskiego węgla wzrasta z roku na rok. 6.2.2. Potencjalne kierunki dostaw gazu ziemnego z importu Obecne i nowe kierunki dostaw gazu ziemnego do Polski zostały obszernie scharakteryzowane w odrębnym opracowaniu, stanowiącym Raport cząstkowy 3, który stanowi uzupełnienie Raportu głównego. Omówiono w nim rozważane obecnie i na przyszłość drogi dostaw gazu do Polski, a w tym: a) z kierunku Wschodniego z Rosji, Ukrainy, czy Turkiestanu, na bazie istniejących obecnie połączeń systemu przesyłowego gazu, omawiając zmieniony kontrakt jamalski, oraz dostawy przez Wysokoje i Drozdowicze - z systemu ukraińskiego. Nie były rozważane dostawy tzw. 2 - nitką gazociągu Jamał; Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 110

b) z kierunku Zachodniego dostawy z Niemiec, połączenia Lasów oraz z węzła (hubu) Emden. Nie rozważano obecnie połączenia Bernau - Szczecin, gdyż w ocenie współpracującego z Energsys specjalisty z PGNiG możliwość podłączenia w celu odbioru 2-4 mld m3 gazu/a może być dość znacznie utrudniona. Główną przyczyną jest pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej niemieckiego gazociągu Netra, do którego kilka lat temu polski system mógłby na relatywnie korzystnych warunkach zostać przyłączony; c) z nowego kierunku skandynawskiego za pośrednictwem rozważanych obecnie dwu systemów gazociągowych tzw. projekt SKANLED z Norwegii i system przesyłowy Danii, oraz gazociąg BALTIC - Pipe, łączący Polskę z Danią. Cechą charakterystyczną gazociągu Balic- Pipe ma być zdolność do pracy rewersyjnej, tj. tłoczenie gazu w obie strony. Bowiem w okresie kilku pierwszych lat po wybudowaniu połączenia Balic- Pipe Polska będzie mogła otrzymywać przez kilka lat gaz z Danii, w ilości do ok. 2-3 mld m3/a, zaś w późniejszym okresie to Dania będzie korzystała z dostaw gazu rosyjskiego. Nie rozważaliśmy w przypadku tego kierunku możliwości dostaw gazociągiem Amber. Po konsultacji z ekspertem z PGNiG uzgodniono, że nie będą rozważane bezpośrednie dostawy gazu z zakupionych przez PGNiG złóż gazu z pól norweskich, ze względu na małą opłacalność takiego przedsięwzięcia (projekt Thor). Wydaje się, że bardziej opłacalna będzie sprzedaż tego gazu odbiorcy posiadającemu już infrastrukturę dostępu do złóż, w których PGNiG wykupiło udziały. d) Dostawy drogą morską gazu skroplonego tzw. LNG w rejon Świnoujścia i Szczecina. Przeanalizowano dość szczegółowo różne aspekty i warianty dostaw gazu LNG do Polski. Analizę pogłębiono o nowe, innowacyjne technologie dostaw LNG, m.in. terminale pływające oraz morskie, które mogą potencjalnie stanowić alternatywę do budowy terminala lądowego LNG. Tym niemniej analizy i oceny mają charakter wstępny, gdyż nadal nie są znane prawie żadne konkrety techniczno- ekonomiczne dotyczące budowy, a następnie eksploatacji terminala LNG. Obecnie rozpocząć się mają zasadnicze prace projektowe i dopiero po ich ukończeniu można będzie bardziej wiarygodnie dokonywać ocen trafności przyjętych obecnie założeń. Tym niemniej uważamy, ze analizy i oceny eksperckie na tym etapie zostały wykonane z najwyższą możliwą starannością. Możliwości dostaw gazu ziemnego do Polski prezentuje tabl. 6.7 oraz rys. 6.6. a i b. Wskazują one, że kluczowe znaczenie dla stabilnych dostaw gazu ma kontrakt jamalski oraz dostawy gazu LNG. Bardzo istotne znaczenie dla poprawy bezpieczeństwa gazo-energetycznego Polski będzie łączyło się z rozbudową połączeń systemu krajowego z systemami niemieckim i duńskonorweskim. W ten sposób krajowy system gazowniczy posiadałby dobrze zrównoważoną strukturę dostaw gazu z 3-4 kluczowych kierunków, uzupełnianych dostawami z wydobycia krajowego gazu. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 111

Tablica 6.7. Potencjalne możliwości importowe gazu ziemnego do Polski w dwu wariantach: (1) przy założeniu przedłużenia dostaw rurociągiem Jamał po roku 2020; (2) bez przedłużenia kontraktu Yamal mld m3/a Kierunki dostaw gazu 2005 2007 2010 2015 2020 2025 2030 ROSJA- kontrakty obecne 2,534 2,328 0 0 0 0 0 ROSJA- Yamal- wariant 1 Wariant 2 6,558 6,481 8,0 9,0 9,0 9,9 10,8 0,0 0,0 Dostawy z Niemiec(Lasów) 0,821 0,784 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Nowe dostawy (DK+ NOR) 0 0 0,0 3,0 5,0 5,0 5,0 LNG- terminal lądowy 0 0 0,0 2,5 2,5 5,0 7,5 Nowy gazociąg (Niemcy) 0 0 0,0 3,0 3,0 4,0 4,0 RAZEM wariant 1 Wariant 2 9,9 9,6 9,0 18,5 20,5 24,9 28,3 15,0 17,5 Źródło: opracowanie własne Energsys Mając na uwadze dążenie do bardziej zrównoważonej struktury zaopatrzenia w gaz po roku 2020 przyjęto założenie o stosunkowo niewielkim wzroście dostaw do Polski (wariant 1) z gazociągu Yamal, bo o 10 i 20% więcej od ilości gazu w 2020 r. Oceniamy, że jest to założenie racjonalne także ze względu na coraz bardziej napięty bilans gazowy Niemiec z Rosją, mający swe źródło w aktualnie obowiązującej polityce niemieckiej, zakładającej stopniowe odchodzenie od energetyki jądrowej. Wydaje się, że w perspektywie 2030 2040 roku alternatywę taką może tworzyć energetyka gazowa. 25 20 [mld m3]/a 15 10 Nowy gazociąg (Niemcy) LNG- terminal lądowy Nowe dostawy (DK+ NOR) Dostawy z Niemiec(Lasów) ROSJA- Kontrakt Yamal ROSJA- kontrakty obecne 5 0 2005 2007 2010 2015 2020 2025 2030 Rys 6.6.a. Potencjalne możliwości importowe bez dostaw rurociągiem Yamal po 2022 r. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 112

30 25 [mld m3/a] 20 15 10 Nowy gazociąg (Niemcy) LNG- terminal lądowy Nowe dostawy (DK+ NOR) Dostawy z Niemiec (Lasów) ROSJA- Kontrakt Yamal ROSJA- kontrakty obecne 5 0 2005 2007 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 6.6.b. Potencjalne możliwości importowe przy kontynuacji dostaw z Yamal od 2023 r. 6.3. Krajowe dostawy paliw Wykonanie analiz rozwojowych systemu elektroenergetycznego do roku 2030 wymaga opracowania prognoz i założeń odnśnie przyszłych warunków dostaw paliw z importu i z dostaw krajowych. W tym cel dokonano szczególowych analiz obejmujących w perspektywie roku 2030 następujące zagadnienia: i. Produkcję gazu ziemnego- z kopalń krajowych oraz dostawy z podziemnych magazynów gazu (PMG- szczytowe i sezonowe), ii. iii. iv. Transport gazu sieciami wysokich, średnich i niskich ciśnień do odbiorców, Produkcję ropy naftowej w kraju wydobycie oraz zdolności przerobowe krajowych rafinerii, Produkcję i dostawy węgla kamiennego i brunatnego do odbiorców krajowych, z uwzględnieniem bazy zasobowej oraz obecnej i przewidywanej jakości węgla- w podziale na węgle energetyczne i węgiel koksowy. Najwazniejsze wyniki tych analiz przedstawiono w kolejnych podrozdziałąch. 6.3.1. Wydobycie i dostawy gazu ziemnego i ropy naftowej Krajowe wydobycie gazu i ropy naftowej W Polsce dotychczas jedynym znaczącym producentem gazu ziemnego jest PGNiG SA. Także ta spółka posiada jak dotąd- faktyczny monopol w dysponowaniu pojemnościami podziemnych magazynów gazu (PMG). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 113

Od kilku już lat wydobycie gazu ziemnego waha się w dość wąskim przedziale 4,2 4,5 mld m3 gazu ziemnego o cieple spalania równym ok. 36 MJ/m 3. W tabl. 6.8 zestawiono przewidywane wydobycie gazu ziemnego oraz ropy naftowej w horyzoncie 2030 r. 52 Przy opracowywaniu tych potencjalnych ilości wydobycia gazu i ropy wspierano się informacjami publikowanymi w strategiach i programach rozwoju dwu głównych producentów, tj. PGNiG oraz Grupy Lotos Petrobaltic. Tablica 6.8. Obecna i przewidywana produkcja gazu ziemnego oraz ropy naftowej w Polsce Wyszczególnienie Jednostka 2005 2010 2015 2020 2025 2030 1. Krajowa produkcja gazu ziemnego mld m3 4,3 5,5 5,5 5,0 5,0 5,0 2. Produkcja ropy naftowej w kraju, w tym: tys. t/a 848 1377 2000 1900 1800 1600 2.1 Wydobycie krajowe przez PGNiG tys. t/a 616 800 1100 900 800 800 2.2 Wydobycie Pertobaltic (z Bałtyku) tys. t/a 232 577 900 1000 1000 800 Źródło: opracowanie Energsys na podstawie GPE- GUS 2006 oraz strony internetowe: www.pgnig.pl/pgnig/sd/wip/pgirn/ i http://www.lotos.pl/firma/wydobycie.html Wielkości wydobycia z tabl. 6.8 nie są zbyt znaczące z perspektywy potrzeb, można jednak zaobserwować ich pewien wzrost w latach 2010-2015. Wiąże się on z oficjalnymi informacjami tych dwu producentów, którzy deklarują w swoich strategiach dość szybkie wzrosty wydobycia. W przypadku ropy naftowej mają one swoje uzasadnienie w już odkrytych zasobach złóż podmorskich Bałtyku oraz złoża LMG (Lubiaków- Mosty- Grotów). Ponieważ obecnie brak jest informacji o odkryciu nowych, istotnych złóż ropy ostrożnie założono pewien spadek jej wydobycia po roku 2015. Prawidłowe oszacowanie wydobycia gazu ziemnego jest obarczone większym ryzykiem ze względu na kilkuletnią deklarację PGNiG SA o jego istotnym wzroście (do nawet ok. 6 mld m3/a), gdy tymczasem żadnych konkretnych efektów nie odnotowano. Jednakże analizując materiały sprawozdawcze, czy też prospekt emisyjny PGNiG SA można założyć pewien wzrost rocznej produkcji, którego kulminacja może wystąpić w okresie 2010-2015. Oceniamy, że podane w tabl. 6.8 ilości są dość prawdopodobne, także ze względu na stopniowo wzrastające wydobycie metanu, z procesów odmetanowania kopalń na Górnym Śląsku. W Polsce odnotowywane są już pewne ilości produkowanego gazu ziemnego przez firmy prywatne, posiadające koncesje. Są to jednak ilości gazu o niezbyt dużym wydobyciu rocznym, które nie zmieni istotnie wartości przytoczonych w tabl. 6.8. Zgodnie z informacjami i opiniami URE koszty, a zarazem ceny gazu ziemnego i ropy wydobywanych w kraju są bardzo konkurencyjne w stosunku do cen na rynkach międzynarodowych. 52 Aktualne zasoby przemysłowe gazu ziemnego i ropy naftowej są prezentowane w raporcie cząstkowym 2. można je znaleźć również na stronie internetowej Państwowego Instytutu Geologicznego, np. http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/zasoby04.htm Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 114

Zdolności przerobowe krajowych rafinerii ropy naftowej W Polsce funkcjonują dwie Grupy kapitałowe: PKN Orlen i Grupa Lotos, prowadzące przerób rafineryjny ropy naftowej w zakładzie w Płocku i w Gdańsku. Pozostałe zakłady znane jako rafinerie Południowe zaprzestały przerobu ropy za względu na brak możliwości spełnienia coraz bardziej wyśrubowanych warunków technicznych, a w ślad za tym ekonomicznofinansowych. Dysponowane obecnie i przewidywane na przyszłość zdolności przerobu ropy naftowej w obu Grupach Kapitałowych zestawiono w tabl. 6.9. Tablica 6.9 Efektywne moce przerobu ropy naftowej w kraju oraz w Grupach Kapitałowych Wyszczególnienie Jedn. 2005 2010 2015 2020 2025 2030 A. 1 Rafineria PKN Orlen zakład w Płocku ton/a 13,8 15,0 17,0 17,0 17,0 17,0 A. 2 Rafineria Grupy Lotos zakład w Gdańsku ton /a 6,0 6,5 10,5 10,5 10,5 10,5 Średni wskaźnik wykorzystania mocy % 98 99 95 95 95 95 B.1. Rafinerie PKN Orlen (Litwa, Czechy) tys. t/a 15,0 15,0 16,0 16,0 16,0 16,0 Źródło: opracowanie Energsys na podstawie materiałów spółek oraz publikacji branżowych Warto odnotować, że sumaryczne zdolności przerobu ropy w rafineriach zarządzanych przez polskie spółki są już obecnie na poziomie ok. 35 mln t ropy/a, zaś docelowo planuje się osiągnięcie przerobu ropy ~44 mln t/a po roku 2012. Warto zwrócić uwagę na wskaźniki wykorzystania mocy, które dla zakładów w Płocku i Gdańsku wynoszą ok. 95-102% mocy przerobowych, dla Możejek ok. 60%, przy docelowym ok. 90%, zaś dla Unipetrolu ok. 80-85%. Z materiałów spółki PKN Orlen wynika, że średni uzysk paliw w rafinerii waha się w granicach 60-65%. Założony w tabl. 6.9 stopniowy spadek wykorzystania mocy zmierza do wartości pozwalającej optymalnie planować produkcję i czasy konserwacji i remontów. Będzie to możliwe również ze względu na wzrost mocy przerobu- zarówno w obu Grupach kapitałowych, jak również w całej Europie. Obecne czasy wykorzystania mocy są wymuszane utrzymującym się od kilku lat wysokim popytem na paliwa silnikowe i inne produkty rafineryjne i petrochemiczne. 6.3.2. Podziemne magazynowanie gazu ziemnego Zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa o bezpieczeństwie dostaw gazu ziemnego oraz wymaganiami ruchu (bezpiecznej eksploatacji) systemu gazowego w Polsce eksploatuje się podziemne magazyny gazu. Ich zestawienie oraz pojemności czynne każdego magazynuistniejącego lub przewidywanego do budowy, prezentuje tabl. 6.10. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 115

Tablica 6.10 Pojemności czynne magazynów gazu w Polsce, w perspektywie 2030 r. Magazyn Jednostka Pojemności czynne PMG istniejące i rozbudowywane 2005 od 2006-2010 od 2011-2015 od 2016-2020 od 2021-2025 od 2026-2030 Mogilno (kawerny solne) mln m3/a 416 416 515 515 515 515 Husów (Brzeźnica+ Swarzów) mln m3/a 555 555 555 555 555 555 Wierzchowice mln m3/a 500 500 1200 1200 1200 1200 Strachocina mln m3/a 150 150 300 300 300 300 Kossakowo (kawerny solne) mln m3/a 0 0 45 100 250 250 Daszewo mln m3/a 0 30 30 30 30 30 Bonikowo mln m3/a 0 30 50 190 190 190 Razem w kawernach solnych mln m3/a 416 416 560 615 765 765 Razem w sczerpanych złożach mln m3/a 1205 1265 2135 2275 2275 2275 KRAJ razem mln m3/a 1621 1681 2695 2890 3040 3040 Źródło: opracowanie Energsys na podstawie materiałów PGNiG SA oraz publikacji z konferencji branżowych W tabl. 6.10 występują dwa magazyny zbudowane w kawernach solnych, tj. istniejący magazyn Mogilno oraz przewidywany do budowy Kossakowo. Magazyn Mogilno już obecnie jest intensywnie wykorzystywany do wspomagania pracy OGP Gaz System, w okresie szczytów dobowych popytu na gaz. Natomiast przewidywany do budowy magazyn Kossakowo ma- z założenia- współpracować z terminalem LNG. Pozostałe magazyny pełnią funkcje sezonowe, tj. są wykorzystywane w sezonie zimowym, zaś ich napełnianie następuje w okresie letnim, w którym popyt na gaz ziemny jest mniejszy. W tabl. 6.11 podano sposób pracy magazynów gazu, na jakie były (są) one zaprojektowane. Z danych w tablicy wynika, że największe różnice czasów zatłaczania i odbioru gazu charakteryzują magazyny zaprojektowane do pracy szczytowej (cykle dobowe). Taki sposób pracy jest wymagany przez system gazociągów przesyłowych, co wprost wynika ze zmienności obciążenia systemu. Obciążenie z kolei zależy od charakterystyki odbiorów oraz od zmiany warunków pogodowych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 116

Tablica 6.11. Charakterystyka sposobu pracy istniejących i projektowanych, podziemnych magazynów gazu ziemnego Wyszczególnienie Rodzaj magazynu Jednostka Czas zatłaczania Sposób pracy w cyklu rocznym Czas odbioru gazu Mogilno (kawerny solne) Szczytowy- istniejący Doby/ rok 88 45 Husów (Brzeźnica & Swarzów) Sezonowy istniejący Doby/ rok 150 95 Wierzchowice Sezonowy istniejący Doby/ rok 150 110 Strachocina Sezonowy istniejący Doby/ rok 150 120 Kossakowo (kawerny solne) Szczytowy- nowy Doby/ rok 100 55 Daszewo Sezonowy nowy Doby/ rok 150 110 Bonikowo Sezonowy nowy Doby/ rok 150 110 Źródło: opracowanie Energsys na podstawie materiałów PGNiG SA oraz publikacji z konferencji branżowych Tabl. 6.12 przedstawia, oszacowane przez Energsys na podstawie publikowanych informacji branżowych, kwoty nakładów inwestycyjnych, prawdopodobne do poniesienia w kilku następnych podokresach 5-cio letnich. Tablica 6.12. Zestawienie nakładów inwestycyjnych przewidywanych do poniesienia na budowę/ rozbudowę magazynów gazu ziemnego Magazyn Jednostka Nakłady inwestycyjne do poniesienia na budowę i/lub rozbudowę PMG od 2006-2010 od 2011-2015 od 2016-2020 od 2021-2025 od 2026-2030 Mogilno (kawerny solne) mln zł 0 120 0 0 0 Husów (+Brzeźnica+ Swarzów) mln zł 0 0 0 0 0 Wierzchowice mln zł 300 825 0 0 0 Strachocina mln zł 45 165 0 0 0 Kossakowo (kawerny solne) mln zł 0 375 180 135 0 Daszewo mln zł 60 0 0 0 0 Bonikowo mln zł 135 75 0 0 0 Razem w kawernach solnych mln zł 0,0 495,0 180,0 135,0 0,0 Razem w sczerpanych złożach mln zł 540,0 1065,0 0,0 0,0 0,0 KRAJ razem mln zł 540,0 1560,0 180,0 135,0 0,0 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów PGNiG SA oraz publikacji z konferencji branżowych Przy szacowaniu przewidywanych w tabl. 6.12 kwot nakładów zastosowano 50-80% wzrost nakładów przewidywanych pierwotnie w różnych dokumentach PGNiG SA. Bowiem przykład rozbieżności wyceny kosztów pomiędzy oszacowaniem inwestora (PGNiG), a ofertami wykonawców, na podstawie wspomnianego już zagospodarowania złoża ropy LMG wskazuje zasadność tak znacznego przeszacowania kosztów wykonawstwa. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 117

Należy podkreślić, że znowelizowana w 2007 roku ustawa o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego wymaga od 1 października 2012 gromadzenia zapasów gazu w ilości odpowiadającej 30 dniowemu wolumenowi importu gazu do Polski. Uwzględnienie tego wymagania powoduje, że w Polsce ok. roku 2015 będzie potrzebna pojemność czynna PMG bliska wartości podanej w tabl. 6.10, tj. ok. 2,7 2,8 mld m3 gazu/a. W przypadku wzrostu popytu na gaz ziemny konieczne będzie wybudowanie dodatkowych pojemności magazynowych z równoczesnymi działaniami wypłaszczania krzywej szczytowego (dobowego) poboru mocy z magazynów. Trzeba jednak podkreślić, że wzrost zastosowania gazu do produkcji energii elektrycznej i/lub ciepła w skojarzeniu będzie powodował raczej wzrost nierównomierności obciążania w systemie gazowym. A jeśli tak, to konieczna stanie się budowa większej liczby magazynów, w tym wspierających pobór gazu i zmiennej dynamice zużycia, tj. magazynów do pracy szczytowej. Mając to na uwadze bardzo ważnym parametrem każdego magazynu jest określenie zdolności (czasu w dobach lub mocy godzinowej) odbioru gazu w czasie oraz czasu zatłaczania, aż do całkowitego napełnienia magazynu. Im krótsze czasy odbioru i/lub napełniania tym na ogół wyższe nakłady inwestycyjne trzeba ponieść na budowę PMG. 6.3.3. Sieci gazownicze Doprowadzenie gazu z importu lub z wydobycia krajowego wymaga jego transportu siecią przesyłową najwyższych ciśnień, albo też do drobniejszych odbiorców siecią przesyłową i dystrybucyjną. Na potrzeby obliczeń modelowych w sieci dystrybucyjnej dokonano wyróżnia dostaw z wykorzystaniem sieci średnich i niskich ciśnień. Poprawne wykonanie zadań postawionych przez Zamawiającego wymagało opracowania odpowiednich, uśrednionych charakterystyk techniczno- kosztowych każdego z trzech poziomów ciśnień w krajowej sieci gazowej. Parametry techniczne sieci gazowniczej tworzą: a) zużycie gazu na tłoczenie, wykazywane jako tzw. zużycie własne oraz b) straty gazu w sieci wskutek różnego rodzaju nieszczelności lub czynności przyłączeniowych, naprawczych itp. Parametry ekonomiczne technologii sieciowych opracowano na podstawie obowiązujących taryf określonych dla reprezentatywnych grup odbiorców na każdym ze wspomnianych poziomów ciśnień sieci gazowej. Dla systemu przesyłowego obsługującego największych odbiorców, do których będą zaliczane również elektrownie i/lub duże EC wytypowano odbiorców taryfowych grupy E3 i E4. dla odbiorców sieci dystrybucyjnej przyjęto odbiorców taryfy W9 i W10 dla średnich ciśnień (średni przemysł) oraz W3 i W4- dla niskich ciśnień (gospodarstwa domowe i drobne usługi). Opracowane charakterystyki sieci gazowniczej zestawiono w tabl. 6.13. Wartości w tabl. 6.13 zostały odpowiednio skalibrowane dla roku 2005 i 2006. Mają one tę własność, że odbiorcy na niskich ciśnieniach muszą pokryć łączne koszty pracy systemu sieci gazowniczej na danym ciśnieniu oraz każdego z poziomów ciśnień wyższych. Przy tym założeniu odbiorcy przyłączeni do sieci OGP Gaz System zapłacą tylko za pokrycie kosztów sieci najwyższych ciśnień. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 118

Tablica 6.13. Charakterystyka techniczno- ekonomiczna krajowej sieci gazowniczej Wyszczególnienie Parametr sieci Jednostka 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Sieć przesyłowa Sieć dystrybucyjnaśrednie ciśnienia Sieć dystrybucyjnaniskie ciśnienia sprawność sieci [ -/ -] 0,991 0,992 0,992 0,992 0,992 0,992 koszt dostawy zł/gj 2,1 2,08 2,05 2,02 1,95 1,95 sprawność sieci [ -/ -] 0,987 0,987 0,988 0,988 0,988 0,989 koszt dostawy zł/gj 1,5 1,45 1,45 1,40 1,38 1,38 sprawność sieci [ -/ -] 0,985 0,985 0,986 0,986 0,986 0,987 koszt dostawy zł/gj 9,36 9,3 9,2 9,00 9,00 9,00 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów GPE- GUS, taryf OGP Gaz System i taryf OSD oraz danych ze sprawozdania MG 53 6.3.4. Wydobycie i dostawy węgla kamiennego Węgiel kamienny jest i zapewne pozostanie, obok węgla brunatnego, głównym paliwem stosowanym do produkcji energii elektrycznej w obiektach systemowych. Wynika to m.in. z ostatnio opublikowanego raportu ekspertów elektroenergetyki 54, w którym jednak zwraca się uwagę także na szereg już napotkanych zagrożeń związanych z dostawami węgla krajowego, które oprócz szybko rosnących cen mają swoje źródło w pojawiającym się braku zdolności wydobywczych oraz transportowych. Mając na względzie zasygnalizowane przez zespół ekspertów zastrzeżenia i/lub ostrzeżenia Wykonawca przy wspólpracy z Zamawiajacym podjął dzialania majace na celu rozpoznanie perspektyw iwarunkow dostaw węgla krajowego w perspektywie 2030 roku. W tym celu wykorzystane zostały zestawienia robocze przygotowane przez specjalistów GIG z Katowic, na formularzach do gromadzenia danych, opracowanych przez Energsys. Poniżej prezentowane są opracowane w ten sposób charakterystyki dostaw węgla kamiennego z wydobycia krajowego. 53 Sprawozdanie z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny, za okres od 1 lipca 2006 do 31 marca 2007. Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 29 lutego 2008. Monitor Polski nr 29, poz. 268 z 2008 r. 54 Ekspertyza pt. Najważniejsze zagadnienia dotyczące funkcjonowania sektora elektroenergetycznego w Polsce. Luty 2008. Zespół autorów: Stefania Kasprzyk, Katarzyna Muszkat, H. Majchrzak, K. Szynol, J. Kaczorowski, S. Poręba, H. Trojanowska Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 119

Tablica 6.14 Zasoby przemysłowe i operatywne węgla kamiennego energetycznego i koksowego w Polsce Kompania Węglowa S.A Zasoby węgla - dane w [ mln Mg ] Nazwa producenta (spółka; kopalnia) Przemysłowe Operatywne zasoby węgla energetycznego 1 442,1 856,7 zasoby węgla koksującego 1 378,3 817,8 Katowicka Grupa Kapitałowa zasoby węgla energetycznego 486,0 294,6 zasoby węgla koksującego 64,5 33,4 Jastrzębska Spółka Węglowa S.A. zasoby węgla energetycznego 10,3 6,3 zasoby węgla koksującego 412,5 261,6 KWK Bogdanka zasoby węgla energetycznego 219,2 169,8 zasoby węgla koksującego 96,3 73,5 KWK Budryk zasoby węgla energetycznego 6,2 3,7 zasoby węgla koksującego 336,7 231,8 KWK Janina zasoby węgla energetycznego 382,5 217,0 zasoby węgla koksującego - - Siltech Sp. z o.o. zasoby węgla energetycznego 1,8 0,8 zasoby węgla koksującego - - ZGE Sobieski - Jaworzno III Sp. z o.o. zasoby węgla energetycznego 218,5 125,9 zasoby węgla koksującego - - RAZEM zasoby węgla energetycznego 2 766,6 1 674,8 zasoby węgla koksującego 2 288,3 1 418,1 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z GIG Z tabl. 6.14 wynika, że zasadniczą część zasobów węgla energetycznego (~50%) oraz węgla koksowego (~58%) posiada Kompania Węglowa. Z pozostałych kopalń znaczące zasoby węgla koksowego posiada Jastrzębska Spółka Węglowa, szczególnie po włączeniu do niej kopalni Budryk. Ogólnie w Polsce występuje dość duża równowaga zasobów węgla energetycznego do koksowego. Jednakże, jak wynika z danych tabl. 6.15 w wydobyciu już takiej równowagi nie ma, co sygnalizuje powstanie coraz bardziej napiętego bilansu węgla energetycznego- nawet w horyzoncie 2030 r. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 120

Tablica 6.15 Obecne i przewidywane przez kopalnie, roczne wydobycie węgla, Nazwa (spółka; kopalnia) A. Węgiel energetyczny producenta w mln ton/a 2005 2006 2007 2010 2015 2020 2025 2030 KWK - Kompania Węglowa 49,73 47,46 44,88 42,82 39,57 37,26 35,11 34,55 KHW 17,10 17,10 15,96 17,37 19,43 19,19 18,58 18,42 JSW (z KWK Budryk) 4,82 5,17 4,77 4,50 4,39 3,39 3,43 3,48 KWK Bogdanka 5,37 5,06 5,15 5,18 9,72 9,83 9,26 9,12 PKW SA (Janina + Sobieski) 5,28 5,01 4,66 5,52 6,06 5,81 5,50 5,38 Siltech Sp. z o.o. 0,12 0,14 0,19 0,19 0,17 0,00 0,00 0,00 RAZEM węgiel energetyczny 82,42 79,94 75,61 75,58 79,33 75,47 71,89 70,95 B. Węgiel koksowy KWK - Kompania Węglowa 2,86 2,91 2,98 3,87 5,02 4,72 4,45 4,38 KHW JSW (z KWK Budryk) 11,21 11,65 10,96 11,87 11,58 10,12 10,24 10,39 KWK Bogdanka PKW SA (Janina + Sobieski) RAZEM węgiel koksujący 14,07 14,56 13,94 15,73 16,60 14,84 14,69 14,77 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z GIG Porównanie wartości skumulowanego wydobycia węgla energetycznego z tabl. 6.15 z zasobami operatywnymi tego węgla może wskazywać na wystąpienie pewnej, niedużej luki zasobowej ok. 40 mln t węgla energetycznego w podokresie 2025-2030. Natomiast w końcu okresu pozostanie nadal bardzo duża nadwyżka zasobów węgla koksowego (powyżej 1 mld ton). Oczywiście spostrzeżenia te są o tyle prawdziwe o ile nie ulegną istotnym odchyłkom wydobycie oraz zasoby węgli od wartości zawartych w tabl. 6.14 i 6.15. W kolejnej tabl. 6.16 zawarto parametry jakościowe węgla kamiennego. Zestawiono wartości opałowe, średnią zawartość siarki oraz popiołu. Wartości tych parametrów mają coraz ważniejsze znaczenie dla planowania rozwoju technologicznego elektroenergetyki opartej na węglu kamiennym. Bowiem zaostrzane nieprzerwanie normy emisji zanieczyszczeń gazowych i pyłowych powodują, iż elektrownie muszą spalać węgiel coraz wyższej jakości. Wg informacji GIG kopalnie przygotowując się do nowych oczekiwań elektrowni przewidują istotną poprawę jakości parametrów węgla, głównie poprzez obniżenie zawartości siarki palnej, do wartości 0,65-0,60%. Zarazem jednak nie odnotowuje się istotnej poprawy jakości węgla, w zakresie redukcji zawartości popiołu. Te pożądane społecznie działania kopalń będą zapewne oznaczały dodatkowy wzrost kosztu oferowanego węgla, który będzie z kolei kompensowany elektrowniom obniżeniem opłat i kar ekologicznych, przy bardzo niewielkim wzroście sprawności (na co wskazuje brak poprawy wartości opałowej). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 121

Tablica 6.16 Obecne i przewidywane parametry jakościowe węgla energetycznego Nazwa producenta (spółka; kopalnia) Kompania Węglowa S.A Jednostka miary 2005 2006 2007 2008-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 23,48 23,25 22,90 22,53 22,86 22,55 22,55 22,55 średnia zawartość siarki (S) % 0,76 0,77 0,76 0,75 0,70 0,65 0,60 0,60 średnia zawartość popiołu (A) % 17,2 17,5 17,5 17,5 17,4 17,4 17,4 17,4 Katowicka Grupa Kapitałowa wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 23,62 24,14 23,72 24,49 24,80 24,01 24,01 24,01 średnia zawartość siarki (S) % 0,64 0,63 0,63 0,62 0,61 0,60 0,60 0,60 średnia zawartość popiołu (A) % 16,5 15,4 15,4 15,4 15,3 15,3 15,3 15,3 Jastrzębska Spółka Węglowa S.A. wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 21,92 22,26 22,10 22,20 22,23 22,11 22,11 22,11 średnia zawartość siarki (S) % 0,65 0,63 0,63 0,62 0,61 0,6 0,6 0,6 średnia zawartość popiołu (A) % 21,6 21,3 21,3 21,2 21,1 21,1 21,1 21,1 KWK Bogdanka wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 21,47 21,56 21,85 21,52 21,19 21,56 21,56 21,56 średnia zawartość siarki (S) % 1,14 1,15 1,12 1,00 0,80 0,60 0,60 0,60 średnia zawartość popiołu (A) % 22,2 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 KWK Budryk wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 22,81 22,63 22,33 średnia zawartość siarki (S) % 0,84 0,88 8,88 KWK Budryk w strukturze JSW S.A. średnia zawartość popiołu (A) % 21,4 21,5 21,5 KWK Janina KWK Janina w strukturze PKW S.A. Siltech Sp. z o.o. wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 23,27 22,95 23,66 23,66 23,66 średnia zawartość siarki (S) % 0,8 0,86 0,85 0,8 0,7 średnia zawartość popiołu (A) % 19,4 22,5 22,5 22,0 22,0 ZGE Sobieski - Jaworzno III Sp. z o.o. ZGE Sobieski w strukturze PKW SA PKW S.A. Zakończenie eksploatacji kopalni wartość opałowa Q [GJ/t] GJ/t 20,28 20,20 20,06 20,04 19,98 20,00 20,00 20,00 średnia zawartość siarki (S) % 1,08 1,07 1,00 0,80 0,65 0,60 0,60 0,60 średnia zawartość popiołu (A) % 9,7 10,3 10,3 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z GIG W kolejnych tablicach zestawiono oszacowanie kosztów wydobycia węgla energetycznego i koksowego. Okazuje się jednak, że nie jest prostą sprawą rozdzielenie kosztów kopalń na węgiel energetyczny oraz koksowy, gdyż wg informacji GIG takiego rozdziału kosztów obecnie się nie prowadzi. W tych warunkach przyjęto, że koszty węgla energetycznego będą charakteryzowały wszystkie spółki za wyjątkiem JSW, zaś koksowego odwrotnie tylko JSW. Odpowiednie dane zestawiono w tabl. 6.17. Tablica 6.17 Oszacowanie jednostkowych kosztów produkcji węgla energetycznego i koksowego w latach 2005-2030 (ceny 2005 r) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 122

Nazwa producenta (spółka; kopalnia) Kompania Węglowa S.A Jedn Jednostka 2005 2006 2007 2010 2015 2020 2025 2030 razem 6,69 6,91 7,46 7,82 7,36 7,76 8,07 8,40 stały, w tym: 4,21 4,05 4,61 4,74 4,41 4,65 4,83 5,03 zł/ GJ amortyzacja 0,47 0,53 0,62 0,74 0,74 0,78 0,82 0,85 koszt zmienny 2,01 2,33 2,24 2,35 2,21 2,33 2,42 2,52 razem 6,94 7,39 8,02 8,28 8,33 8,95 9,31 9,68 Katowicka Grupa stały, w tym: 4,32 4,57 4,98 5,05 4,92 5,28 5,49 5,71 zł/ GJ Kapitałowa amortyzacja 0,54 0,60 0,63 0,74 0,92 0,98 1,02 1,06 koszt zmienny 2,08 2,22 2,41 2,48 2,50 2,68 2,79 2,90 razem 6,36 6,43 6,78 8,33 6,20 6,34 6,59 6,85 KWK Bogdanka stały, w tym: 3,96 3,78 4,16 5,08 3,69 3,77 3,92 4,08 zł/ GJ amortyzacja 0,50 0,72 0,59 0,75 0,65 0,67 0,69 0,72 koszt zmienny 1,91 1,93 2,03 2,50 1,86 1,90 1,98 2,06 razem 6,92 7,60 8,29 7,77 7,09 7,37 7,66 7,97 PKW S.A. stały, w tym: 4,13 4,65 5,05 4,82 4,50 4,67 4,86 5,06 zł/ GJ amortyzacja 0,71 0,67 0,76 0,62 0,46 0,48 0,50 0,52 koszt zmienny 2,08 2,28 2,49 2,33 2,13 2,21 2,30 2,39 Siltech Sp. z o.o. razem zł/ GJ Brak danych jednostkowy koszt wydobycia węgla koksowego razem 8,23 8,31 9,31 8,87 9,04 9,41 9,79 10,18 Jastrzębska Spółka stały, w tym: 4,82 4,92 5,67 5,28 5,29 5,50 5,72 5,95 zł/ GJ Węglowa S.A. amortyzacja 0,94 0,90 0,84 0,93 1,04 1,08 1,13 1,17 koszt zmienny 2,47 2,49 2,79 2,66 2,71 2,82 2,94 3,05 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z GIG Zagadnienia utrzymania zdolności wydobywczej kopalń zależą w największym stopniu od realizowanej polityki i strategii inwestowania. Tajemnicą poliszynela jest, że w kopalniach nakłady inwestycyjne były radykalnie ograniczane przez ostatnich 10 15 lat. Istniało szereg przyczyn tego niekorzystnego zjawiska, z których tylko niewielka część mogła zależeć od polityki kopalń. Do najważniejszych czynników obiektywnych należały bardzo niskie, międzynarodowe ceny paliw kopalnych, które powodowały, że zainwestowany kapitał miał nikłe szanse zwrotu. Inny czynnik stanowiła konieczność restrukturyzacji organizacyjnokosztowej kopalń, wynikająca z potrzeby dostosowania pomocy publicznej udzielanej kopalniom do zasad obowiązujących w Unii Europejskiej. Kolejnym były istniejące w Polsce nadwyżki mocy wytwórczych w elektroenergetyce i ciepłownictwie, także zmuszające do realizacji różnych oszczędności, szczególnie wobec restrykcyjnej polityki regulatora (URE). Łącznie zjawiska te doprowadziły do bardzo trudnej sytuacji odbudowy mocy produkcyjnych w kopalniach, co staje się coraz bardziej odczuwalne na rynku krajowym i światowym. Bowiem obecnie trwająca dobra koniunktura cenowa na międzynarodowych rynkach węgla nie znajduje odzwierciedlenia we wzroście wydobycia i sprzedaży węgla energetycznego. Przyczyną tego są bardzo ograniczone możliwości wzrostu wydobycia. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 123

Tablica 6. Przewidywane nakłady inwestycyjne oszacowane przez specjalistów GIG na podstawie dokumentów spółek węglowych [w mln zł 2005 ] Spółki węglowe Rodzaj nakładów 2005 2006 2007 2008-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 Kompania Węglowa S.A 643 653 703 2 256 3 469 3 573 3 680 3 790 Katowicka Grupa Kapitałowa 331 340 447 2 058 2 571 2 699 2 834 2 976 Budownictwo Jastrzębska Spółka inwestycyjne Węglowa S.A. i zakupy 660 577 565 2 275 2 974 3 093 3 217 3 346 gotowych KWK Bogdanka dóbr 145 144 172 847 731 775 822 871 inwestycyjny KWK Budryk ch 57 59 60 KWK Budryk w strukturze JSW S.A. Siltech Sp. z o.o. PKW S.A. Razem nakłady kopalń węgla, Nakłady inwest. na węgiel energetyczny w tym: Nakłady średnio-roczne/ odniesione do tony węgla energetycznego Nakłady średnio-roczne/ odniesione do tony węgla koksowego (JSW) Brak danych 95 203 83 156 268 281 295 310 mln zł 1 929 1 977 2 029 7 592 10 012 10 421 10 848 11 292 mln zł 1269 1400 1464 5317 7038 7328 7631 7947 mln zł/ t 15,4 17,5 19,4 23,5 17,7 19,4 21,2 22,4 mln zł/ t 46,9 39,6 40,5 48,2 35,8 41,7 43,8 45,3 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z GIG Jak podaje GIG w tabl. 6.18 zawarte są dane łącznie dla węgla energetycznego i koksującego. W latach 2016-2030 przewiduje się umiarkowany wzrost wysokości nakładów inwestycyjnych, co będzie spowodowane głównie: zwiększeniem wysokości nakładów na budowę i utrzymanie wyrobisk górniczych, wzrostem nakładów na modernizację zakładów przeróbki mechanicznej węgla pod kątem bardziej głębokiego wzbogacania węgla, zwiększeniem nakładów na realizację przedsięwzięć z zakresu ochrony środowiska (zagospodarowanie wód zasolonych i odpadów górniczych) oraz modernizacją i unowocześnianiem parku maszynowego. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 124

W latach 2016-2030 wysokość planowanych nakładów inwestycyjnych oszacowano według średnich wielkości nakładów z lat 2003-2007 przy uwzględnieniu planowanych nakładów w latach 2008-2015, zakładając ich średnioroczny wzrost indywidualnie dla poszczególnych spółek węglowych. Dane w tabl. 6.18 Wykonawca samodzielnie uzupełnił o dwa ostatnie wiersze wskazujące na kształtowanie się wskaźnika inwestowania, równego ilorazowi nakładów inwestycyjnych w podokresie (roku) - bez zamrożenia kapitału, do produkcji węgla w tym samym podokresie. Analiza tych danych wskaźnikowych dowodzi, że praktycznie w całym okresie nie wystąpią istotne zmiany w polityce inwestowania. Organy zarządzające kopalniami węgla kamiennego nadal są bardzo zachowawcze w kreowaniu polityki inwestowania, obawiając się szybkiej zmiany bardzo korzystnej koniunktury na rynku cen węgla. Tym niemniej wartości wskaźników inwestowania wskazują na około 2- krotnie wyższe inwestycje przypadające na węgiel koksowy. Wynika to z jednej strony z nieco wyższych potrzeb inwestycyjnych, ze względu na trudniejsze warunki geologiczne, ale także z uwagi na istotnie wyższą opłacalność sprzedaży węgla koksowego, co dość istotnie zmniejsza ryzyko inwestowania przez Zarząd JSW, w porównaniu do innych spółek (wyższa cena daje wyższe bezpieczeństwo inwestowania, albo inaczej zmniejsza ryzyko przeinwestowania). Zastanawiając się nad tą, niezwykle ważną dla stabilnego rozwoju każdej firmy kwestią polityki inwestowania, Wykonawca dotarł do materiałów 55 informujących, że wykonane analizy porównawcze niezbędnej skali inwestycji w stabilizację i ewentualnie lekki wzrost wydobycia wymagają nakładów na poziomie ok. 45-50 USD/t rocznej zdolności produkcyjnej. Wartość tych nakładów obejmuje wzrost wydobycia z istniejących kopalń i przy już istniejącej infrastrukturze technicznej dostaw i to niezależnie od kraju. Natomiast w przypadku budowy nowej kopalni od podstaw (grenfield) wydatki te osiągają wartość do ok. 1690 USD/t rocznej zdolności produkcyjnej. Porównując te kwoty z międzynarodowych badań porównawczych dość łatwo dojść do wniosku, że przy obecnie przewidywanym poziomie nakładów polskie górnictwo węgla kamiennego, a szczególnie węgla energetycznego, nie zdoła utrzymać nawet obecnego poziomu wydobycia nie mówiąc o jego pewnym wzroście. Oceniamy, że w polskich kopalniach niezbędnym będzie ponoszenie nakładów inwestycyjnych na poziomie minimum ok. 60 80 zł/ t rocznej zdolności wydobycia. Jest to wzrost ponad 3-4-krotny w przypadku obecnie preliminowanych nakładów na wydobycie węgla energetycznego, zaś tylko 2 krotny w przypadku węgla koksowego. Co mogą oznaczać aż tak znaczące wzrosty nakładów dla krajowych klientów górnictwa węgla energetycznego, w tym szczególnie elektroenergetyki nie trzeba specjalnie uzasadniać. Bardzo wstępnie szacując musi to oznaczać wzrostu kosztu (ceny) węgla o ok. 20-30% lub nawet więcej. 55 Word Market for Hard Coal. October 2007. autorzy: dr W.Ritschel I H-W. Schiffer (str. 33) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 125

6.3.5. Wydobycie i dostawy węgla brunatnego Charakterystyka ilościowa i jakościowa węgla brunatnego ma istotne znaczenie dla dobrego wypełnienia celu Raportu 2030, polegającego na ocenie potencjalnych skutków dla sektora elektroenergetycznego, z tytułu wdrożenia programu ochrony zmian klimatu, znanego jako wyzwanie 3*20%. Mając to na uwadze Wykonawca przygotował odpowiednie materiały dla przedstawicieli sektora z prośbą o ich wypełnienie oraz wyrażenie własnych opinii, jeżeli wystąpi taka potrzeba. Wyniki wspólnej pracy specjalistów sektora węgla brunatnego oraz Wykonawcy są prezentowane w tabl. 6.19-6.23. Obecny rozdział nieco zaktualizowano o nowe informacje uzyskane z KWB Adamów oraz o dodatkowe korekty wynikające z oszacowań porównawczych nakładów inwestycyjnych na nowe kopalnie, a w zasadzie na KWB Legnica- Wschód. Aktualna baza zasobowa węgla brunatnego w Polsce Dane zgromadzone w tabl. 6.19 odpowiadają najbardziej aktualnym ocenom zasobów, z uwzględnieniem najnowszych publikacji naukowych, w tym pochodzących z Polskiego Kongresu Górniczego, który odbył się w Krakowie, we wrześniu 2007 r. Tablica 6.19. Zasoby przemysłowe i operatywne węgla brunatnego w Polsce, wg stanu na 31.12.2006 r. (lub bardziej aktualne jeśli istnieje) Nazwa producenta (spółka; kopalnia) KWB Bełchatów + Szczerców Zasoby węgla - dane w [ mln Mg] Bilansowe Przemysłowe/ Operatywne 1500,0 1167 Uwagi/ objaśnienia Złoczew 485,0 340,0 KWB Adamów 81,0 67,8 KWB Konin 570,0 400 KWB Turów 1040,0 810 Gubin 1143,0 890 Legnica -Wschód 839,0 653 RAZEM 5660,0 4330,0 W tym: a) w odkrywkach eksploatowanych ok. 100 mln Mg b) w odkrywkach planowanych ok. 300 mln t. Nowe kopalnie o atrakcyjnych parametrach złożonych Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z KWB, koordynowanych przez BOT Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 126

Obecne i przewidywane możliwości wydobycia węgla Aktualne wydobycie węgla dla lat 2005-2006 oraz przewidywania odnośnie przyszłej produkcji pochodzą z oszacowań ekspertów branżowych, pracujących pod kierownictwem pp. Stanisława Poręby i Kazimierza Brzeg. Tablica 6.20. Obecne i przewidywane wydobycie węgla brunatnego Nazwa producenta (spółka; kopalnia) KWB Bełchatów + Szczerców Jedn 2005 2006 2010 2015 2020 2030 Mln t/a 35,2 32,99 40,5 42,5 35,8 35,0 Złoczew Mln t/a - - - - - 10,0 KWB Konin Mln t/a 9,97 10,72 8,9 9,3 9,3 8,6 KWB Turów Mln t/a 11,92 12,17 13,9 10,7 9,9 9,5 Gubin Mln t/a - - - - - 30,0 Legnica Wschód Mln t/a - - - - 3,0 33,3 KWB Adamów Mln t/a 4,45 4,91 4,4 4,4 4,2 RAZEM wydobycie, w roku uwaga: zakończenie eksploatacji ok.2023 Mln t/a 61,6 60,8 67,9 66,9 62,2 106,4 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z KWB, koordynowanych przez BOT Dane w tabl. 6.20 zostały dodatkowo zweryfikowane w oparciu o publikacje ostatniego Kongresu Górniczego, który odbył się we wrześniu 2007 r w Krakowie. Uśrednione parametry jakościowe węgla brunatnego Istotne znaczenie, szczególnie ze względu na negatywne oddziaływanie środowiskowe (emisje atmosferyczne) mają parametry jakościowe węgla. Parametry te zgromadził zespół specjalistów branżowych, udzielając stosownych wyjaśnień dotyczących sposobu ich oznaczenia. Parametry te odpowiadają warunkom złożowym, zaś ich oznaczenie wykonały akredytowane laboratoria badawcze, funkcjonujące przy kopalniach i/lub elektrowniach. Trzeba podkreślić, że ze względu na wdrożenie w Polsce systemu handlu emisjami CO2 całość problematyki dotyczącej badań laboratoryjnych, a w tym oznaczeń parametrów jakościowych węgli uległa istotnej poprawie. Dane jakościowe prezentuje tabl. 6.21. zostały one zaktualizowane o nowe dane podane przez KWB Adamów. Tablica 6.21. Uśrednione jakościowe parametry węgla brunatnego Nazwa producenta Jedn. 2005 2006-2010 2011-2020 2021-2030 KWB Bełchatów + Szczerców: Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 127

Nazwa producenta Jedn. 2005 2006-2010 2011-2020 2021-2030 - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) - średnia zawartość wilgoci Złoczew - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) - średnia zawartość wilgoci KWB Adamów - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) - średnia zawartość wilgoci KWB Konin - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) - średnia zawartość wilgoci KWB Turów - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) - średnia zawartość wilgoci Gubin - - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) Legnica- Wschód - wartość opałowa Q [GJ/t] - średnia zawartość siarki (S) -średnia zawartość popiołu (A) GJ/t % % % GJ/t % % GJ/t % % % GJ/t % % % GJ/t % %% GJ/t % % GJ/t % % 8,09 0,57 8,9 53 - - - 8,27 0,50 26,22 53 9,4 0,92 8,27 54 10,4 0,35 14,9 42 - - - - - - 7,86/7,5 0,51/1,45 10,4/12,4 53 - - - 8,30 0,54 22,61 53,20 9,75 1,07 9 54 9,9 0,5 17,6 42 - - - - - - 7,86/7,5 0,5/1,35 10/12,5 53 - - - 8,89 0,48 20,14 53,50 8,2 0,8 9 54 9,6 0,65 19,6 42 - - - - - - 7,70 1,25 11,4 53 8,445 1,17 21,82 8,55 0,53 22,02 53,50 8,2 0,8 9 54 9,6 0,6 19,0 42 9,26 0,82 15,62 9,23 0,99 18,10 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z KWB, koordynowanych przez BOT Koszty wydobycia węgla oraz możliwe tendencje w perspektywie wieloletniej Jedną z trudniejszych kwestii stanowiła i stanowi nadal tematyka kosztów i nakładów inwestycyjnych, jako mające w dość oczywisty sposób charakter wrażliwy rynkowo. Tym niemniej specjalistom sektora udało się zgromadzić prawie wszystkie potrzebne do badań modelowych dane. W drugim etapie prac udało się uzupełnić dane liczbowe o informacje uzgodnione z KWB Adamów. Wynik uzgodnień prezentuje tabl. 6.22. Niestety nie udało się uzyskać danych o przewidywanych kosztach wydobycia kopalni Złoczew. Z literatury geologiczno- górniczej wynika jednak, że ze względu na bardzo trudne warunki złożowe, wynikające m.in. z bardzo silnie tektonicznie zaburzonej struktury złożowej, koszty te będą istotnie wyższe od obecnie rejestrowanych dla KWB Bełchatów - Szczerców. W przypadku Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 128

konieczności zastosowania do obliczeń modelowych parametrów kosztowych opisujących złoże Złoczew, Wykonawca jest skłonny przyjąć oszacowane przez siebie wartości na poziomie o ok. 30 40% wyższym od kosztów Bełchatowa. Będzie to koszt bliski przewidywanym kosztom KWB Turów- począwszy od 2015 r. Tablica 6.22 Obecny i przewidywany koszt wydobycia węgla brunatnego (ceny 2005) Nazwa kopalni spółki/ KWB Bełchatów + Szczerców Złoczew KWB Adamów KWB Konin KWB Turów Gubin Legnica Wschód Kategoria kosztu 2006-2011- 2016-2021- 2005 jednostkowego 2010 2015 2020 2030 Koszt jednostkowy razem; w zł/gj, w tym: 4,64 4,77 4,99 5,73 5,66 - koszt stały; zł/gj, w tym - amortyzacja 3,75 0,41 3,4 0,34 3,5 1,26 4,01 1,4 3,96 0,62 - koszt zmienny; zł/gj 0,89 1,37 1,49 1.72 1,7 Koszt jednostkowy razem; w zł/gj, w tym: - koszt stały; zł/gj, w tym - amortyzacja - koszt zmienny; zł/gj Koszt jednostkowy razem; w zł/gj, w tym: 5,69 5,90 7,85 8,91 - koszt stały; zł/gj, w tym - amortyzacja 3,86 4,01 4,96 5,68 - koszt zmienny; zł/gj 0,77 0,80 1,04 1,66 Koszt jednostkowy razem; w zł/gj, w tym: 5,1 6,0 6,22 6,46 6,46 - koszt stały; zł/gj, w tym 3,84 4,5 4,68 4,83 4,83 - amortyzacja 0,30 0,65 0,94 0,97 0,97 - koszt zmienny; zł/gj 1,28 1,5 1,56 1,61 1,61 Koszt jednostkowy razem; 4,53 4,7 6,25 7,1 7,9 w zł/gj, w tym: - koszt stały; zł/gj, w tym - amortyzacja 3,74 0,37 3,53 0,4 4,37 0,52 5,0 0,83 5,83 0,82 - koszt zmienny; zł/gj 0,78 1,17 1,87 2,1 2,37 Koszt jednostkowy razem; w zł/gj, w tym: - koszt stały; zł/gj, w tym - amortyzacja - koszt zmienny; zł/gj Koszt jednostkowy razem; w zł/gj, w tym: 6,6 - koszt stały; zł/gj, w tym - amortyzacja 5,28 1,06 - koszt zmienny; zł/gj 1,32 Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z KWB, koordynowanych przez BOT Podane wartości kosztów zostały bezpośrednio wykorzystane w obliczeniach modelowych, za wyjątkiem kosztów charakteryzujących nową KWB Legnica - Wschód. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 129

W tabl. 6.22 wartości kosztów dla Adamowa do roku 2010 podała kopalnia, zaś dla lat 2011-2020 zostały oszacowane przez Energsys na podstawie danych dla KWB Turów, a następnie przesłane do akceptacji przez KWB Adamów. Akceptację taką uzyskano. W koszcie zmiennym uwzględniono: koszt zużywanej energii, ze stałymi opłatami za przesył (ok. 60% udział), koszt opłat eksploatacyjnych i odpis na Fundusz Likwidacji (ok.25% udział), inne koszty zmienne, np. koszt wymiany szybko zużywających się części, założono, że ta część będzie wzrastać ze względu na dalsze uzmiennianie kosztów stałych ( ok.15%). Wskazano, że tzw. czyste koszty zmienne stanowią 10-12 % całkowitego kosztu jednostkowego. Z kolei w koszcie stałym uwzględniono: Materiały i energia/paliwa (ok. 20% udziału w całkowitym koszcie stałym), Usługi obce (10-20%), Podatki i opłaty (6-8%), Wynagrodzenia i świadczenia (50-60%), Pozostałe koszty rodzajowe (2-4%). Nie podano wartości dla Złoczewa oraz Gubina ze względu na zupełny brak rozpoznania w tym zakresie. Wskazano zarazem, że wkrótce zostaną uruchomione prace mające na celu oszacowanie potencjalnych kosztów i nakładów wymaganych do udostępnienia złoża Złoczew. Przewidywane nakłady inwestycyjne w KWB Podawanie danych o nakładach inwestycyjnych jest coraz rzadziej spotykane. To istotna trudność w procesie gromadzenia danych do modelowania rozwoju, którą udało się pokonać wyłącznie dzięki zaangażowaniu specjalistów sektora. Uzyskane oszacowania wartości nakładów są zestawione w tabl. 6.23. W tablicy wyodrębniono rodzaje nakładów na: Inwestycje podtrzymujące wydobycie w istniejących kopalniach (typ- P), Inwestycje odtworzeniowe zastępujące wyczerpywane moce (typ O), Inwestycje nowe na budowę nowych kopalń lub nowych odkrywek (np. w Koninie nowe odkrywki zapewniają utrzymanie dotychczasowych zdolności wydobywczych) (typ N). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 130

Tablica 6.23. Przewidywane nakłady inwestycyjne w KWB w [mln zł], ceny 2005 r. Kopalnia KWB Bełchatów + Szczerców KWB Adamów KWB Konin KWB Turów Gubin nowa KWB Legnica Wschód SUMA nakładów branża KWB Nakłady średnioroczne branży KWB w Rodzaj (typ) Lata (okresy 5- letnie) nakładów: 2006-2011- 2016-2021- 2026- P, O, N 2005 2010 2015 2020 2025 2030 P 115 800 295 102 28 28 O 120 1927 1390 670 270 150 N P O 10,1 147,4 100 100 N P 23,3 129 120 93 90 80 O N 38,3 320 500 373 40 30 P 127 815 190 93 70 50 O - 30 400 280 50 - N P O N 4400 5850 P O N 1450 4400 5850 mln zł/okres 433,7 4168 4445 8311 13723 6188 mln zł/ rok 433,7 834 889 1662 2745 1238 zł/ t rocznej zdolności 7,04 13,71 13,09 24,85 44,13 11,63 produkcyjnej Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z KWB, koordynowanych przez BOT Wartości nakładów inwestycyjnych w tabl. 6.23 skorygowano dla nowych, planowanych do uruchomienia w okresie prognozowania, kopalń Legnica oraz Gubin. Wartości nakładów typu P i typu O (podtrzymujące i odtworzeniowe) rozliczono w koszcie eksploatacyjnym, zgodnie z podanymi danymi o koszcie wydobycia. Natomiast nakłady inwestycyjne nowe, na kopalnie Legnica oraz Gubin zostały uwzględnione w obliczeniach zgodnie z ogólnie obowiązującymi zasadami rachunku aktualizacji, z uwzględnieniem zamrożenia kapitału o okresie budowy przed uzyskaniem pierwszej produkcji węgla. Dodatkowo w tabl. 6.23 dodano trzy wiersze charakteryzujące dynamikę zmian inwestowania w branży węgla brunatnego. Szczególnie interesujące wartości porównawcze występują w ostatnim wierszu, wskazującym na planowaną, średnioroczną intensywność inwestowania odniesioną do rocznej zdolności wydobywczej (= 1 tona węgla). Wskaźnik ten ulega dość poważnym zmianom w czasie, przy czym już w okresie 2006-2010 uległ on podwojeniu, w stosunku do wartości z 2005 r. Ponadto odnotować należy bardzo znaczący wzrost wskaźnika intensywności inwestowania w okresie 2016-2020, a w szczególności 2021-2025, na który przypadają główne nakłady na uruchomienie nowych kopalń. Odnosząc się do omówionego przy węglu kamiennym wskaźnika inwestowania w roczne zdolności Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 131

wydobywcze, uznawanego dość powszechnie w świecie za pożądany (ok. 40-50 USD/t węgla kamiennego, w warunkach brownfield), można wysnuć wniosek, że dla węgla brunatnego powinien on zawierać się w granicach 20-30 USD/t. Oczywiście przy założeniu istnienia pełnej infrastruktury technicznej (tzw. brownfield). I właśnie tego rzędu wartości nakładów przewiduje się na okres 2016-2025. Natomiast jeśli inwestycje w nowe rejony wydobycia węgla brunatnego będą miały charakter greenfield, to wówczas należy liczyć się z nakładami na roczne zdolności wydobywcze znacznie wyższymi, rzędu 80-100 USD/t. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 132

7. Stan aktualny i planowane zmiany w zakresie zdolności wytwórczych i instalacji ochronnych elektrowni zawodowych 7.1. Zakres analiz i źródła danych Zakres wykonanych analiz Analizy dotyczyły zagadnień, które mają największe znaczenie dla prawidłowego zamodelowania przyszłych ścieżek rozwoju sfery wytwarzania energii elektrycznej. Ich celem było opracowanie zestawu danych, które będą wykorzystane w obliczeniach optymalizacyjnych wykonywanych przy pomocy modelu EFOM-PL. Prace polegały na zebraniu i weryfikacji odpowiednich danych i informacji oraz ich przetworzeniu do postaci umożliwiającej wykorzystanie w modelu obliczeniowym. Analizy w pełnym zakresie objęły konwencjonalne elektrownie systemowe i zostały uzupełnione o zebranie ocen dotyczących potencjału rozwoju produkcji w elektrociepłowniach zawodowych (w tzw. wysokosprawnej kogeneracji). W pierwszej kolejności zostały zgromadzone i przeanalizowane dane dotyczące elektrowni systemowych w zakresie planowanych wycofań z eksploatacji jednostek produkcyjnych. Dane te będą miały istotny wpływ na wyznaczenie bilansu mocy w kolejnych latach obliczeniowych, a w szczególności na wyznaczenie skali wymaganych do wprowadzenia nowych mocy wytwórczych. Druga część pracy dotyczyła zebrania i opracowania danych i informacji mających istotne znaczenie przy zamodelowaniu wymagań dotyczących emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Praca ta dotyczyła głównie określenia wyposażenia bloków energetycznych elektrowni systemowych w instalacje odsiarczania i odazotowania, a także wymaganych od poszczególnych jednostek produkcyjnych standardów emisji wynikających z dyrektywy LCP, z uwzględnieniem derogacji indywidualnych, zapisanych w Traktacie Akcesyjnym oraz tzw. derogacji naturalnych, wynikających z dyrektywy LCP. Trzecia część pracy związana była z pozyskaniem informacji i danych na temat planowanych modernizacji oraz budowy nowych bloków energetycznych oraz na ocenie potencjału rozwoju elektrociepłowni zawodowych. Poniżej prezentowane są najważniejsze dane i informacje zgromadzone z dostępnych źródeł po ich weryfikacji przeprowadzonej w etapie drugim na podstawie informacji zgromadzonych od przedstawicieli firm energetycznych. Źródła danych i informacji Ze względu na wykonane niedawno prace, związane z opracowaniem zestawów danych o źródłach produkcji energii elektrycznej oraz aktualizacją oficjalnych prognoz energetycznych, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 133

opracowane w toku tych prac dane i informacje miały być podstawą także do opracowania danych na potrzeby niniejszego projektu. W tym celu zgromadzono najbardziej adekwatne bazy danych liczbowych oraz opracowania analityczne, prognostyczne i statystyczne, zawierające potrzebne dane i informacje. W efekcie tych działań, zgromadzony został następujący zestaw źródeł, które stanowiły podstawę do opracowania opisanych w tym rozdziale wyników: a) Opracowania i zestawy danych sporządzone w ramach prac dot. implementacji dyrektywy LCP (Lewandowski J., 2005; Lewandowski J. i in., 2005; 2007); b) Oficjalne opracowania prognostyczne (ARE, 2006 56 ; MG, 2007d); c) Strategie sektorowe kogeneracja (Lewandowski J. i in.,2007a); d) Opracowania eksperckie (EdF, 2007); e) Katalog Elektrowni i Elektrociepłowni zawodowych (ARE, 2007) oraz dane statystyczne, głównie roczniki Statystyki Elektroenergetyki Polskiej. Dane opracowane na podstawie ww. źródeł zostały zweryfikowane z wykorzystaniem informacji zebranych od przedstawicieli elektrowni zawodowych. 7.2. Prognoza wycofywania z eksploatacji istniejących konwencjonalnych jednostek produkcyjnych 7.2.1. Aktualne zdolności wytwórcze w elektrowniach zawodowych Moc zainstalowana wszystkich elektrowni i elektrociepłowni w krajowym systemie elektroenergetycznym wynosi ok. 35,7 GW. Dane ukazujące strukturę technologiczną przedstawione są w tabeli poniżej. Największą pod względem mocy osiągalnej grupę stanowią elektrownie cieplne opalane węglem kamiennym, które dysponują mocą 20,6 GW. Grupa ta obejmuje zarówno elektrownie kondensacyjne jak i elektrociepłownie. Druga pod względem mocy grupa, to elektrownie cieplne opalane węglem brunatnym dysponująca mocą ok. 9,2 GW. Z danych dla elektrowni cieplnych zawodowych wynika, że ich moc osiągalna jest nieco niższa (o ok. 500 MW) od mocy zainstalowanej. Ze względu na istotnie odmienny charakter produkcji, ważne jest określenie zdolności produkcyjnych w podziale na elektrownie systemowe i elektrociepłownie. Odpowiednie dane zostały przedstawione w tabl. 7.2, przy czym wydzielenie grupy elektrociepłowni dokonane zostało w statystyce ARE na podstawie zaklasyfikowania przedsiębiorstw do odpowiednich grup producenckich. Tablica 7.1. Moc zainstalowana elektrowni w Polsce na koniec roku wg (ARE, 2007) w [MW] 56 ARE, 2006: Opracowanie prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2020 w Wariancie Podstawowym Węglowym BIS. Warszawa, październik 2006. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 134

Kategoria 2005 2006 1 Elektrownie zawodowe 57 32655 32897 1.1 Cieplne, w tym: 30476 30713 1.1.1 - na węglu kamiennym 20385 20629 1.1.2 - na węglu brunatnym 9216 9216 1.2.3 - na gaz ziemny 854 847 1.2 Wodne 2179 2184 2 Elektrownie przemysłowe 2522 2535 3 Źródła odnawialne *) 227 283 Kraj ogółem 35404 35715 *) elektrownie poza strukturami elektroenergetyki zawodowej Tablica 7.2. Moce zainstalowane i osiągalne w elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych cieplnych na podst. (ARE, 2007) w [MW] Lp. Kategoria Moc zainstalowane Moc osiągalna 58 2005 2006 2005 2006 1. Elektrownie i elektrociepłownie 30476 30713 30148 30246 - na węglu kamiennym 20385 20629 20501 20595 - na węglu brunatnym 9216 9216 8819 8819 - na gaz ziemny 854 847 828 828 1.1 Elektrociepłownie zawodowe 5726 5810 5466 5549 - na węglu kamiennym 4857 4942 4633 4717 - na węglu brunatnym 0 0 0 0 - na gaz ziemny 847 847 828, 828 1.2 Elektrownie systemowe 24751 24903 24682 24697 - na węglu kamiennym 15528 15688 15868 15879 - na węglu brunatnym 9216 9216 8819 8819 - na gaz ziemny 7 0 0 0 Najważniejsze urządzenia wytwórcze stanowią 162 turbozespoły o mocy powyżej 120 MW, w tym: o mocy 500 MW 2 szt., o mocy 360 MW 16 szt., o mocy 200 MW 64 szt., o mocy 120 MW 24 szt. Do pokrycia rzeczywistego zapotrzebowania istotna jest aktualna moc dyzpozycyjnam, która jest niższa od sumy mocy osiągalnej jednostek produkcyjnych. 57 wg statystyki ARE do grupy elektrowni zaliczane są również elektrociepłownie, 58 W rzeczywistych warunkach w systemie elektroenergetycznym łączna moc dyspozycyjna wszystkich jednostek produkcyjnych jest zawsze niższa od sumy ich mocy osiągalnej. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 135

7.2.2. Wycofania związane z derogacjami naturalnymi Podstawa prawna Dyrektywa 2001/80/WE umożliwia wyłączenie znacznie wyeksploatowanych źródeł, z wymagań dotyczących nowych zaostrzonych standardów emisji. Skorzystanie z tych tzw. naturalnych derogacji wymaga spełnienia warunków określonych w Art. 4 pkt 4 wspomnianej dyrektywy: operator źródła do dnia 30 czerwca 2004 r. zadeklaruje, że w okresie od 1 stycznia 2008 do 31 grudnia 2015 dane źródło przepracuje nie więcej niż 20 000 godzin operator źródła każdego roku będzie składał sprawozdanie o wykorzystaniu dozwolonego limitu czasu pracy. Wymienione zapisy dyrektywy zostały zaimplementowane w Rozp. MŚ z dn. 20.12.2005 poprzez zapisy Par 9, a w Załączniku 4 podano standardy emisji obowiązujące dla źródeł, które spełnią warunki wymagane do uzyskania naturalnej derogacji. W polskim rozporządzeniu z 20.12.200 r. źródło definiowane jest jako stacjonarne urządzenie techniczne, w którym następuje proces spalania paliw w celu wytworzenia energii. Taka definicja pozwala utożsamiać źródło z kotłem i pozwala uzyskać naturalną derogację na określony kocioł energetyczny. Skorzystanie z tzw. derogacji naturalnej oznacza praktyczną likwidację danego źródła (kotła) po roku 2015. Dane dotyczące wykorzystania naturalnych derogacji W celu uzyskania najbardziej aktualnych danych o skorzystaniu z możliwości tzw. naturalnych derogacji - Wykonawca za pośrednictwem PKEE - zwrócił się o dane do Ministerstwa Środowiska. MŚ z kolei zwróciło się o przekazanie danych do KASHUE. Uzyskane z KASHUE dane określają jedynie łączną wartość mocy elektrycznych źródeł podlegających naturalnym derogacjom na poziomie 1541 MW. W komentarzu wskazano na możliwość obarczenia tych danych błędami wynikającymi z nieścisłości danych przekazanych w ankietach. Dotychczas nie udało się uzyskać bardziej dokładnych danych z KASHUE. Bardziej szczegółowe informacje znajdują się w załącznikach opracowania (Lewandowski i in., 2005). W tabeli poniżej przestawiono listę źródeł korzystających z naturalnych derogacji sporządzoną na podstawie tego opracowania po ich zweryfikowaniu na podstawie danych od producentów. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 136

Tablica 7.3 Zestawienie źródeł korzystających z naturalnych derogacji na podst. (Lewandowski i in. 2005) oraz informacji uzyskanych od producentów) Nazwa zakładu Typ Kotła Moc cieplna Kotla w paliwie MWt Opis Moc elektryczna max brutto Mwe Elektrownia Dolna Odra DO) 3. OP - 650 565,0 20000h 205 Elektrownia Dolna Odra DO) 4. OP - 650 565,0 20000h 205 Elektrownia Turów OP-650b nr 8 573,5 20000h 206 PKE Elektrownia Halemba PKE Elektrownia Halemba PKE Elektrownia Halemba OP-215 nr 2 174,0 OP-215 nr 3 174,0 OP-215 nr 1 174,0 likw. do 2009/20000h 50 likw. do 2009/20000h 50 likw. do 2009 20000h 50 PKE Elektrownia Halemba OP-215 nr 4 174,0 20000h 50 PKE Elektrownia Siersza OP-380 nr 4 305,0 likw. do 2009/20000h 120 PKE Elektrownia Siersza OP-380 nr 5 305,0 20000h 120 PKE Elektrownia Jaworzno II kocioł PK-10p nr 4 160,5 20000h 50 PKE Elektrownia Łagisza OP-380k nr 1 320,8 20000h 120 PKE Elektrownia Łagisza OP-380k nr 2 320,8 20000h 120 PKE Elektrownia Łagisza OP-380k nr 3 312,0 likw. do 2009/20000h 0 PKE Elektrownia Łagisza OP-380k nr 4 315,8 likw. do 2009/20000h 110 PKE Elektrownia OP-215 - nr 11 170,0 Blachownia 20000h 0 PKE Elektrownia OP-215 - nr 12 170,0 Blachownia 20000h 0 ZEL Ostrołęka "A" OP-100 - nr 1 96,0 20000h 49 ZEL Ostrołęka "A" OP-100 - nr 2 96,0 20000h 0 ZEL Ostrołęka "A" OP-100 - nr 3 96,0 20000h 0 Elektrownia Skawina K-7 OP-230 171,8 20000h 50 Elektrownia Konin EKM - nr3 106,0 20000h 0 Elektrownia Konin EKM - nr4 106,0 20000h 0 Razem 1555 Uwagi: 1. Nadal derogację naturalną posiadają bloki 3 i 4 w Elektrowni Dolna Odra, lecz nie są one już blokami niepracującymi zgłoszonymi do rezerwy trwałej. Znaczny wzrost produkcji od 2005 roku zmusił elektrownię do przywrócenia tych bloków do normalnej eksploatacji. 2. Bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra zostały wycofane z derogacji naturalnej 20 000 godzin pracy w okresie 1.01.2008-31.12.2015 3. Posiadający derogację naturalną 20 000h kocioł wodny WP - 120/1 w Elektrowni Pomorzany został wycofany z eksploatacji i został usunięty z tego wykazu 4. W wykazie nie są ujęte trzy kotły w Elektrowni Szczecin zgłoszone do pracy przez 20 000 godzin. Są to kotły rusztowe K-43, K-44 i K-45. Są to bloki o mocy cieplnej w paliwie mniejszej niż 50 MWt lecz pracują na wspólny komin. Ujęcie ich w tym bilansie zależy od przyjętej do bilansowania definicji źródła ( źródło=komin czy źródło= kocioł). Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 137

7.2.3. Planowane wycofania mocy z tytułu likwidacji lub modernizacji Dane o planowanych likwidacjach, modernizacjach i nowych obiektach pochodzą z opracowania prognostycznego (ARE, 2006) przygotowanego na potrzeby prac nad KPRU-II. Dane te sięgają okresu do roku 2020. Na podstawie tych danych wykonano projekcje zmian mocy w elektrowniach istniejących z uwzględnieniem: ubytków mocy (z tytułu likwidacje lub odstawień do modernizacji) przyrostów mocy (moce po modernizacji lub nowe obiekty). Projekcje wykonane zostały w oparciu o dane określające maksymalną osiągalną moc poszczególnych bloków elektrowni zawodowych, zawarte w załącznikach do opracowania (Lewandowski J. i in.,2005), wykonanego w ramach prac nad projektem Krajowego Planu Redukcji Emisji (KPRE). Zestawienia wykonano dla elektrowni zawodowych po wyłączeniu przedsiębiorstw klasyfikowanych w statystyce ARE jako elektrociepłownie. Łączna moc elektryczna brutto bloków elektrowni zawodowych tej grupy wyniosła 24567 MW co jest wartością różniącą się nieznacznie od wartości mocy osiągalnej 24680 MW, wyznaczoną na podstawie danych (ARE,2007) dla grupy elektrowni węglowych po wyłączeniu elektrociepłowni. Na podstawie pozyskanych danych można oczekiwać, z tytułu planowanych likwidacji, zmniejszenia mocy osiągalnych w elektrowniach istniejących o 10352 MW, z poziomu 24 567 MW do poziomu 14 499 MW. Zmniejszenie mocy wynikające z odstawień do głębokiej modernizacji objąć ma kolejne 4725 MW. Brak informacji o planowanych odstawieniach do likwidacji lub modernizacji do roku 2020 dotyczy jednostek produkcyjnych o mocy ok. 9774 MW. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 138

Tablica 7.4. Odstawienia mocy w wyniku likwidacji lub głębokiej modernizacji istniejących mocy wytwórczych w elektrowniach zawodowych Bełchatów 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 >2025 370m 370m 2x 370m 2x 370m 2x 370m 2x 370m Konin 2x120 55 Turów 200 200 200 Opole Adamów 3x120 2x120 Pątnów 2x 200m 200m 200m 2x200 Kozienice 200 225 200 D. Odra 2x 205 Połaniec 225m 225 Rybnik 3x225 225 Ostrołęka B 221 220 226 Stalowa Wola 2x370 125 50 41 125 Jaworzno III 220 5x225 Jaworzno II 50 Łaziska 230 2x 125 3X225 Łagisza 110 2x 120 120 2x 120 Siersza 120 3x 120 Blachownia 3x 55 Halemba 2x 50 2x 50 Skawina 50 110 Źródło: Dane i informacje uzyskane od przedstawicieli elektrowni zawodowych w ramach projektu Raport 2030 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 139

30000 [MW] 25000 20000 15000 10000 5000 Elektrownia Skawina Elektrownia Opole PKE Blach+Halemba+Jaw_II PKE Elektrownia Siersza PKE Elektrownia Łagisza PKE Elektrownia Łaziska PKE Elektr. Jaworzno III Elektrownia Stalowa Wola ZEL Ostrołęka "B" Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Dolna Odra Elektrownia Kozienice Elektrownia Pątnów I Elektrownia Adamów Elektrownia Turów Elektrownia Konin Elektrownia Bełchatów 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 7.1. Zmiany poziomu mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków z tytułu planowanych likwidacji 30000 [MW] 25000 20000 15000 10000 5000 Elektrownia Skawina Elektrownia Opole PKE Blach+Halemba+Jaw_II PKE Elektrownia Siersza PKE Elektrownia Łagisza PKE Elektrownia Łaziska PKE Elektr. Jaworzno III Elektrownia Stalowa Wola ZEL Ostrołęka "B" Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Dolna Odra Elektrownia Kozienice Elektrownia Pątnów I Elektrownia Adamów Elektrownia Turów Elektrownia Konin Elektrownia Bełchatów 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 7.2. Zmiany poziomu mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków z tytułu planowanych likwidacji i odstawień do głębokiej modernizacji Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 140

30000 25000 20000 [MW] 15000 Ubytki (likwidacje) Ubytki (likw+modern) 10000 5000 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 7.3. Łączne zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków z tytułu planowanych likwidacji i odstawień do głębokiej modernizacji 7.3. Planowane nowe obiekty i modernizacje istniejących konwencjonalnych jednostek produkcyjnych Dane o planowanych nowych jednostkach produkcyjnych oraz głębokich modernizacjach w grupie elektrowni zawodowych pochodzą z opracowań prognostycznych (ARE, 2006). Zostały one przedstawione poniżej w formie tabelarycznej. Dane dotyczące nowych mocy zostały zweryfikowane przy pomocy informacji zawartych w najnowszym Katalogu elektrowni i elektrociepłowni (ARE, 2007) oraz danych zebranych od przedstawicieli elektrowni w ramach niniejszego projektu. Aktualne plany dotyczą budowy ok. 16358 MW mocy w elektrowniach cieplnych, z czego 1778 MW w realizowanych już inwestycjach Pątnów II (460 MW), Łagisza (460 MW) i Bełchatów II (858 MW). Jedynie te bloki zostaną włączone do systemu przed rokiem 2010. Łączne poziomy mocy w elektrowniach systemowych z uwzględnieniem planowanych ubytków (likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów z tytułu zakończonych modernizacji oraz budowy nowych bloków przedstawione zostały także w formie wykresów. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 141

Tablica 7.5. Lista planowanych nowych mocy /odtworzeń po głębokiej modernizacji (z) w elektrowniach cieplnych 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Bełchatów 370z 370z Bełchatów II 858 2x 370z Turów 260z 2x260 lub 1x500 2x 370z 2x 370z 2x 370z Opole 1000 1000 Pątnów 2x 220z 220z 220z Pątnów II 460 Kozienice 750 2x 100 D. Odra 400 400 400 (gaz) Pomorzany 50 Połaniec 225z 400 (gaz) ) 800 Rybnik 910 Ostrołęka C 800 Stalowa Wola 460 Jaworzno II 910 Łaziska 910 Łagisza 460 460 lub 100 (fluid) (fluid) Siersza 800 Blachownia 910 Halemba Skawina 460 (fluid) 250 (gaz) Źródło: Dane i informacje uzyskane od przedstawicieli elektrowni zawodowych w ramach projektu Raport 2030 400 (gaz) 800 660 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 142

[MW] 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Elektrownia Skawina Elektrownia Opole PKE Elektrownia Halemba PKE Elektrownia Blachownia PKE Elektrownia Siersza PKE Elektrownia Łagisza PKE Elektrownia Łaziska PKE Elektrownia Jaworzno II PKE Elektrownia Jaworzno III Elektrownia Stalowa Wola ZEL Ostrołęka "B" Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Dolna Odra Elektrownia Kozienice Elektrownia Pątnów II Elektrownia Pątnów I Elektrownia Adamów Elektrownia Turów Elektrownia Konin Elektrownia Belchatów II Elektrownia Bełchatów Rys. 7.4. Zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków (likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów mocy z tytułu zakończonych modernizacji. [MW] 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Elektrownia Skawina Elektrownia Opole PKE Elektrownia Halemba PKE Elektrownia Blachownia PKE Elektrownia Siersza PKE Elektrownia Łagisza PKE Elektrownia Łaziska PKE Elektrownia Jaworzno II PKE Elektrownia Jaworzno III Elektrownia Stalowa Wola ZEL Ostrołęka "B" Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Dolna Odra Elektrownia Kozienice Elektrownia Pątnów II Elektrownia Pątnów I Elektrownia Adamów Elektrownia Turów Elektrownia Konin Elektrownia Belchatów II Elektrownia Bełchatów Rys. 7.5. Zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków (likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów mocy z tytułu zakończonych modernizacji i nowych zadecydowanych inwestycji (Bełchatów II, Pątnow II, Łagisza II) Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 143

30000 25000 20000 [MW] 15000 Ubytki (likwidacje) Ubytki (Likw. + modern.) Przyrosty (modernizacje) Przyrosty (modern. + nowe) 10000 5000 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 7.6. Łączne zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków oraz zdeterminowanych przyrostów mocy (modernizacje i obecnie realizowane nowe inwestycje) Sumaryczny efekt wszystkich decyzji dotyczących likwidacji, głębokich modernizacji oraz zadecydowanych nowych inwestycji obrazuje najwyżej położona linia na rys 7.6. Wykazuje ona stabilny poziom do roku 2012 a następnie stopniowo opada. Planowane wycofania mocy przybierają na intensywności w latach 2016-2020. Nie mają one pokrycia w zadecydowanych już do realizacji inwestycjach, co powoduje, że poziom mocy osiągalnej wynikający z uwzględnienia aktualnych planów po roku 2012 zdecydowanie maleje. W informacjach uzyskanych od głównych producentów energii elektrycznej w Polsce wynika, że wielu z nich planuje budowę nowych bloków energetycznych na węgiel kamienny, brunatny lub gaz ziemny. Efekt planowanych inwestycji w rozbudowę mocy w elektrowniach cieplnych zgodnie z danymi przedstawionymi w tabl. 7.5 przedstawiono na rys 7.7 w postaci górnej linii. Na podstawie tych danych można stwierdzić, że realizacja wszystkich tych planów doprowadzi do zwiększenia mocy cieplnych do poziomu prawie 35 GW w latach 2020 2025. Ze względu na wstępny charakter tych planów w analizach modelowych nie były one brane pod uwagę. Ciekawe może być natomiast skonfrontowanie tych planów z potrzebami wyliczonymi przy pomocy zastosowanych modeli. Odpowiednie dane można znaleźć w drugiej części raportu. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 144

40000 35000 30000 [MW] 25000 20000 15000 Ubytki (likwidacje) Ubytki (Likw. + modern.) Przyrosty (modernizacje) Przyrosty (modern. + nowe) 10000 5000 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 7.7. Łączne zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków oraz przyrostów mocy rozważanych przez producentów energii elektrycznej w Polsce (na podstawie danych z tabl. 7.5) Ocena zapotrzebowania na nowe moce cieplne oprócz omówionych powyżej planowanych zmian w elektrowniach systemowych uwzględniać będzie także zmiany mocy osiągalnej elektrociepłowni, a także elektrowni wykorzystujących odnawialne zasoby energii. 7.4. Wyposażenie w instalacje DESOX i DENOX oraz plany związane z budową nowych instalacji ochronnych 7.4.1. Wyposażenie w instalacje odsiarczania W tabl. 7.6 przedstawiono dane określające moc turbozespołów zasilanych z kotłów zaopatrzonych w instalacje odsiarczania spalin. Metodą znajdującą najszersze zastosowanie zarówno w elektrowniach opalanych węglem brunatnym jak i kamiennym jest mokra metoda odsiarczania spalin. W znacznie mniejszym zakresie zmniejszenie emisji SO2 osiągane jest również poprzez zastosowanie kotłów fluidalnych (w których zamiast stosowania sorbentów siarka jest wiązana z balastem) oraz metody półsuchej lub suchej. Odsiarczanie wiązką elektronów znalazło zastosowanie jedynie w jednej elektrowni Pomorzany. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 145

Tablica 7.6. Moce wytwórcze zaopatrzone w instalacje odsiarczania spalin - wg Katalogu elektrowni i elektrociepłowni zawodowych (ARE, 2007) - stan z 28.02.2007 oraz na podst. danych zebranych od przedstawicieli elektrowni zawodowych Elektrownia Bełchatów 2 960 Opole 1 532 Metoda odsiarczania Mokra Półsucha Sucha Wiązka elektronów Kocioł fluidalny Turów 600 1 488 Kozienice 2 195 Połaniec 1 300 Rybnik 880 895 Skawina Stalowa Wola Jaworzno III 895 150 (2007) 150 (2008) Jaworzno II 140 Blachownia Łaziska 905 250 Halemba Łagisza 360 Siersza 240 306 Dolna Odra 918 Pomorzany 134 Szczecin Ostrołęka "B" 450 Pątnów 900 Konin 155 115 Adamów Razem 12 210 1 880 1 495 134 2 049 7.4.2. Wyposażenie w instalacje redukcji emisji tlenków azotu Ze względu na charakter powstawania tlenków azotu, przedsięwzięcia zmniejszenia emisji tego zanieczyszczenia związane są z procesem spalania paliw w kotłach. Redukują powstawanie paliwowych NOx oraz obniżają temperaturę spalania paliw, co zapobiega powstawanie termicznych tlenków azotu. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 146

Należy nadmienić, że wspomniane rozwiązania wymagają precyzyjnego monitoringu zawartości tlenu w pobliżu strefy spalania. Stosowanych jest szereg rozwiązań redukujących emisje NOx. Zostały one zestawione w tabl. 7.7. Najbardziej rozpowszechnione jest montowanie w kotłach palników niskoemisyjnych. Mniej powszechnym samodzielnym rozwiązaniem jest przeprowadzenie modyfikacji układu spalania kotła. Stosowane są też kombinacje przedsięwzięć redukcji emisji NOx, np. palniki niskoemisyjne i modyfikacje układu spalania. Kotły fluidalne, ze względu na sposób i temperaturę spalania (750-950 C czyli niższą niż w zwykłych kotłach), zalicza się również do przedsięwzięć zmniejszenia emisji NOx. Tablica 7.7. Moce wytwórcze zaopatrzone w instalacje redukcji emisji NOx - wg Katalogu elektrowni i elektrociepłowni zawodowych (ARE, 2007) - stan z 28.02.2007 oraz na podst. danych zebranych od przedstawicieli elektrowni zawodowych Elektrownia Dysze OFA Modyfikacje układu spalania Przedsięwzięcie redukcji emisji NOx Palniki niskoemisyjne Bełchatów 4 440 Opole 1 532 Palniki niskoemisyjne i dysze OFA Palniki niskoemisyjne i modyfikacje układu spalania Modyfikacje u- kładu spalania i powietrze dopalające Kocioł fluidalny Turów 600 1 488 Kozienice 2 820 Połaniec 1 800 Rybnik 225 1 550 Skawina 440 Stalowa Wola SW) 330 Jaworzno III 1 345 Blachownia 110 Jaworzno II 50 140 Łaziska 1 155 Halemba 100 Łagisza 120 480 Siersza 240 240 306 Dolna Odra 1 772 Pomorzany 134 Szczecin 83 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 147

Elektrownia Dysze OFA Modyfikacje układu spalania Przedsięwzięcie redukcji emisji NOx Palniki niskoemisyjne Ostrołęka "B" 647 O) Pątnów Palniki niskoemisyjne i dysze OFA Palniki niskoemisyjne i modyfikacje układu spalania Modyfikacje u- kładu spalania i powietrze dopalające 1 200 PA) Kocioł fluidalny Konin 100 55 Adamów 600 Razem 600 3 795 10 783 765 2 820 3 350 1 989 7.4.3. Planowane instalacje do budowy W najbliższym czasie działania inwestycyjne nakierowane będą przede wszystkim na zmniejszenie emisji dwutlenku siarki (tabl. 7.8). IOS budowane będą głównie metodą mokrą (Bełchatów, część kotłów Rybnika, Jaworzno III, Pątnów, Konin), w znacznie mniejszej ilości półsuchą (część kotłów Rybnika, Skawina). Nie jest przewidywane rozwijanie metody suchej. Widoczne jest, że zastosowane metody redukcji tlenków azotu pozwoliły elektrowniom osiągnąć wymagane poziomy emisji (jedynie elektrownia Połaniec deklaruje konieczność działań zmniejszających emisję NOx). Tablica 7.8. Planowane do budowy IOS i inne przedsięwzięcia zmniejszające emisje SO2 i NOx. (na podstawie: (ARE, 2007), Internet: (oficjalne strony elektrowni) Elektrownia Opis Bełchatów 2007r. - zakończenie budowy IOS metodą mokrą dla bloków 3 i 4 Połaniec Rybnik Skawina 2008 - planowane dołączenie bloków 1,2,3 do IOS Dalsze działania zmniejszające emisje NOx dla bloków 1,2,3 2007r. - modernizacja IOS metodą półsuchą dla bloków 6,8 2008r. - uruchomienie w IOS metodą mokrą dla bloków 2, 3, 4, 7 2008 blok 4 zmniejszenie emisji NO x (pierwsza głęboka modernizacja dla osiągnięcia celu 200 mg/m 3 ) 2007r. zakończenie budowy I nitki IOS metodą półsuchą 2008r. - zakończenie budowy II nitki IOS metodą półsuchą Jaworzno III 2008r. - zakończenie budowy IOS metodą mokrą dla bloków 3 i 4 Łagisza W trakcie realizacji budowa bloku energetycznego z kotłem fluidalnym Planowane podłączenie bloku 5 do istniejącej IOS Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 148

Elektrownia Stalowa Wola Pątnów Konin Opis 2010 zakończenie budowy IOS metodą mokrą (IOS do 2017 r. będzie pracować z K13 lub K12 i z K10 lub K8 lub K9) Zakończono budowy IOS metodą mokrą, przekazanie do eksploatacji w I kw 2008r Zakończono budowę bloku z IOS metodą mokrą, przekazano blok do ruchu próbnego 2007r podłączenie kotłów 85 i 86 IOS metodą mokrą Dolna Odra 2010r zakończenie budowy IOS metodą mokrą dla bloków 5 i 6 Pomorzany 2009 zakończenie modernizacji IOS zwiększenie dyspozycyjności instalacji 2009 r. modernizacja kotła BP-1150 w celu redukcji NOx na bloku nr 3 Opole 2011 r. modernizacja kotła BP-1150 w celu redukcji NOx na bloku nr 2 2013 r. modernizacja kotła BP-1150 w celu redukcji NOx na bloku nr 4 2014 r. modernizacja kotła BP-1150 w celu redukcji NOx na bloku nr 1 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 149

8. Ocena aktualnych i przyszłych technicznych możliwości importu i eksportu energii elektrycznej Przyjęcie projektowanych wymagań unijnych w Polsce, w tym szczególnie nałożenie na Polskę zobowiązania o znacznej redukcji emisji CO2 i wprowadzenie wymogu stosowania instalacji CCS, może utrudnić proces odtworzenia i rozbudowy mocy wytwórczych, a także spowodować poważny wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej. W tych warunkach względy bilansowe (opóźnienia wprowadzania nowych mocy) lub ekonomiczne (zmiana obecnych relacji cen hurtowych na rynkach Polski i krajów sąsiednich) mogą spowodować zapotrzebowanie na dość znaczny import energii elektrycznej z krajów sąsiadujących. Z tego względu istotnego znaczenia nabierają zagadnienia dotyczące połączeń międzysystemowych. 8.1. Krótka charakterystyka techniczna krajowego systemu przesyłowego 8.1.1. Tło ogólne Synchroniczne połączenie krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) z europejskimi systemami, zrzeszonymi w ramach Unii ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej - UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), nastąpiło 12 października 1995 roku. KSE stał się wówczas częścią połączonych równolegle, pracujących synchronicznie systemów europejskich. Podstawowymi celami połączenia synchronicznego był przede wszystkim wzrost bezpieczeństwa pracy KSE w stanach awaryjnych oraz stworzenie warunków dla funkcjonowania eksportu i importu energii elektrycznej. Połączenie z UCTE dało szansę na pełniejsze wykorzystanie krajowych mocy produkcyjnych, a także uzyskanie pomocy w przypadku awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym. UCTE jako organizacja zrzeszająca europejskie systemy przesyłowe, od lat koordynuje w kontynentalnej części Europy bezpieczne i zgodne ze standardami prowadzenie sieci najwyższych napięć synchronicznie pracujących systemów. W ostatnim czasie UCTE uzgodniło i opublikowało podręcznik operatora systemu (Operational Handbook), zawierający formalnie wiążące zasady techniczne i rekomendacje. W ciągu ostatnich lat otoczenie, w którym funkcjonują operatorzy systemów przesyłowych, uległo zasadniczym zmianom, w wyniku rozpoczętego procesu uwalniania rynku energii elektrycznej w skali europejskiej, na podstawie przyjętego w czerwcu 2003 r. pakietu dyrektyw (tzw. 2-gi pakiet liberalizacyjny) Komisji Europejskiej. Zgodnie z wymaganiami Dyrektywy 2003/54/EC kraje Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 150

członkowskie UE zostały zobowiązane do utworzenia w strukturze organizacyjnej swoich sektorów elektroenergetycznych niezależnych operatorów systemów przesyłowych. Obecnie UCTE aktywnie włączyło się w proces tworzenia jednolitego europejskiego rynku energii elektrycznej. Rys. 8.1. Obszary pracy synchronicznej w Europie Koordynacją objęte są systemy elektroenergetyczne 22 krajów, zarządzane przez 33 operatorów systemów przesyłowych, co gwarantuje wzrost bezpieczeństwa dla wszystkich jego członków, a równocześnie stanowi duże wyzwanie ze względu na skalę współpracy. Potencjalne nieplanowe przepływy mocy będące głównymi przyczynami zagrożeń prowadzących do sytuacji awaryjnych mogą być redukowane przez skoordynowane działania dotyczące operatywnej wymiany mocy oraz uzgodnień planów rozwoju połączeń międzysystemowych. Taka długofalowa współpraca jest podstawą przemian w europejskim sektorze elektroenergetycznym prowadzących do liberalizacji rynku, od którego oczekuje się zgodnie z wymogami regulacji prawnych Unii Europejskiej, zapewnienia wszystkim podmiotom przyłączonym lub korzystającym z elektroenergetycznej dostępu do sieci przesyłowej na warunkach obiektywnego, przejrzystego i równego traktowania. Utworzenie ETSO było odpowiedzią na oczekiwanie zharmonizowania zasad dostępu i wykorzystywania Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 151

technicznej infrastruktury przesyłowej w celu rozwoju rynku energii elektrycznej na całym obszarze UE oraz Szwajcarii i Norwegii. Aktualnie OSP włączył się w budowę regionalnego rynku energii elektrycznej. Od roku 2005 nastąpił zasadniczy rozwój współpracy regionalnej. Polski rynek energii elektrycznej jest zgodny z koncepcją oraz decyzją Komisji Europejskiej z dnia 9 listopada 2006 r., zmieniającą załącznik nr 1 do rozporządzenia 2003/1228/WE. Polska formalnie przynależy do dwu regionów: (i) Europy Północnej (wraz z Niemcami, Szwecją, Danią, Norwegią i Finlandią oraz (ii) Europy Środkowo- Wschodniej, wraz z Czechami, Węgrami, Słowacją, Austrią, Słowenią i Niemcami. PSE-Operator S.A. wypracował w 2005 roku mechanizm skoordynowanego zarządzania ograniczeniami przesyłowymi w wymianie transgranicznej, w postaci aukcyjnego systemu udostępniania zdolności przesyłowych uczestnikom rynku. System ten w postaci aukcji rocznych, miesięcznych i dobowych stał się podstawą zatwierdzonego przez regulatorów regionu Europy Centralnej i Wschodniej systemu aukcyjnego na udostępnianie zdolności przesyłowych w 2006 r. co jest znaczącym krokiem w rozwoju rynku regionalnego. 8.1.2. Stan aktualny systemu przesyłowego Krajowa sieć przesyłowa o napięciu 220-750 kv, według stanu na 31 grudnia 2006 roku, w zakresie wyposażenia podstawowego obejmowała: 232 tory prądowe linii o łącznej długości 12 918 km, w tym: - 1 tor prądowy linii 750 kv o długości 114 km, - 66 torów prądowych linii 400 kv o łącznej długości 4 908 km, - 165 torów prądowych linii 220 kv o łącznej długości 7 896 km.. Problemem jest duża ilość obiektów 220 i 400 kv charakteryzujących się długim okresem eksploatacji. Dane o strukturze wiekowej wskazują na duży udział obiektów o napięciu 220 kv, budowanych w latach 1952 1972, w znacznym stopniu zużytych technicznie. Znajduje to odzwierciedlenie w wysokim (ok. 75%) wskaźniku umorzenia majątku przesyłowego. W ocenie eksperckiej aktualny stan krajowego systemu przesyłowego generalnie odbiega od standardów międzynarodowych. Przede wszystkim stan nasycenia liniami przesyłowymi, w stosunku do mocy instalowanej, w KSE jest jednym z najniższych spośród systemów UCTE. Ponadto brak zamknięcia pierścieni w sieci przesyłowej NN/WN oraz zaawansowany wiek urządzeń i układów przesyłowych wpływa na wartości wskaźników eksploatacyjnych, takie jak średnia liczba wyłączeń oraz średnie czasy ich trwania, które ewidentnie świadczą o wzrostowym ich trendzie, mimo realizowanych przedsięwzięć restytucyjnych i Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 152

modernizacyjnych, co przeczy raportom MG 59 o poprawie bezpieczeństwa pracy systemu. W takiej sytuacji szczególnie utrudnione warunki pracy mają służby dyspozytorskie. POWYŻEJ 40 LAT 30-39 LAT 20-29 LAT 10-19 LAT 1-9 LAT 100% 80% 60% 40% 20% 0% WYŁĄCZNIKI 400 kv WYŁĄCZNIKI 220 kv LINIE 400 kv WYŁĄCZNIKI 110 kv TRANSFORMATORY LINIE 220 kv Rys.8.2. Struktura wiekowa linii przesyłowych i aparatury w roku 2007 (Źródło: PSE-OPERATOR) 8.1.3. Ocena strat energii elektrycznej w sieci przesyłowej Straty energii w krajowej sieci przesyłowej NN/WN utrzymują się na stabilnym poziomie ok. 2% i wykazywały tendencję malejącą, osiągając poziom 1,9-1,8% w 2005 r. Dane dla roku 2006 obrazują wzrost wskaźnika strat do 2,1%. Zmienność strat w latach 1995-2006 prezentuje tabl. 8.1. Tablica 8.1 Straty energii w KSP na podstawie danych statystycznych [%] 1995 1996 1997 1999 2001 2003 2005 2006 Straty bilansowe energii w stosunku do energii wprowadzonej do KSP 2,4 2,3 2,0 1,9 1,8 1,9 1,8 2,1* Źródło: ARE SA *) dla roku 2006 wg danych szacunkowych PSE SA 59 Sprawozdanie z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w energię elektryczna, MG, 2007 Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 153

Straty przesyłowe w Polsce kształtują się na poziomie porównywalnym z wiodącymi systemami przesyłowymi krajów UE. Aktualny poziom strat sieciowych w KSE jest rezultatem zrealizowanych inwestycji w źródłach wytwórczych i sieciowych. Porównując struktury systemów elektroenergetycznych w różnych krajach można wskazać istotne cechy wyróżniające system polski pod względem kształtowania strat w sieci przesyłowej, są to: stosunkowo nierównomierny rozkład generacji (wysoki wpływ niekorzystny), duży udział linii 220 kv w strukturze sieci przesyłowej (wysoki wpływ niekorzystny), stosunkowo duże przepływy wyrównawcze na połączeniach międzysystemowych (niski wpływ niekorzystny). Podstawowe znaczenie dla kształtowania poziomu strat w sieci przesyłowej, w przyszłości, będą miały: inwestycje w nowe linie przesyłowe zamykające pierścienie NN/WN, poziom i dynamika modernizacji linii, które wyeliminują/zredukują poziom ograniczeń przesyłowych, rozwój połączeń międzysystemowych - głównie z systemami przesyłowymi WN oraz lokalizacja dużych nowych źródeł generacyjnych. 8.1.4. Identyfikacja przyczyn i technicznych skutków ograniczeń przesyłowych Do głównych przyczyn występujących ograniczeń przesyłowych można zaliczyć: obciążalności termiczne przewodów linii oraz przekroczenia dopuszczalnych zwisów i odległości pionowych, przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięcia, przekroczenia wytrzymałości zwarciowej elementów sieciowych, przekroczenia znamionowych parametrów aparatury łączeniowej, występujące niskie zapasy równowagi statycznej i dynamicznej, występujący brak możliwości wyprowadzenia pełnej mocy z elektrowni: Bełchatów, Opole, Dolna Odra w stanach normalnych i remontowych pracy sieci, spowodowany m.in. niedostateczną rozbudową sieci 400 kv w tych rejonach. Wśród skutków występujących ograniczeń przesyłowych występują: generacja wymuszona (must run) - dla zapewnienia minimalnie wymaganej niezawodności pracy systemu i pewności zasilania obszarów deficytowych konieczność zakupu przez OSP energii z elektrowni o wysokich kosztach produkcji (niekonkurencyjnych na rynku energii), przy jednoczesnej redukcji generacji w elektrowniach o najniższej cenie ofertowej. Przykładem takich elektrowni są przede wszystkim elektrownie: Ostrołęka, Dolna Odra, oraz szereg elektrowni obszaru południowego. W południowym obszarze Polski generacja Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 154

wymuszona występuje głównie w węzłach sieci 110 kv i dotyczy elektrowni: Łagisza, Łaziska, Siersza, Skawina, Rybnik, Jaworzno III. Zmniejszenie generacji wymuszonej w elektrowniach tego obszaru jest możliwe po zrealizowaniu szeregu koniecznych inwestycji sieciowych. Prace analityczne z zakresu redukcji ograniczeń są na bieżąco realizowane w PSE-OPERATOR, a ich wyniki stanowią podstawę modernizacji i rozbudowy sieci NW. Podstawową przyczyną ograniczeń sieciowych jest obciążalność termiczna przewodów linii 220 kv. W okresie letnim występują przekroczenia ograniczeń temperaturowych dochodzących do 50% obciążalności. Wymusza to pilną potrzebę rekonstrukcji szeregu linii 220 kv. W KSP występują rezerwy w przepustowości niektórych elementów sieci 400 kv i jednocześnie nadmierne przeciążenia w elementach sieci 220 i 110 kv. Powoduje to wzrost strat przesyłowych, obniżanie niezawodności pracy systemu i pewności zasilania odbiorców, zwłaszcza w odbiegających od typowych warunkach bilansowych poszczególnych obszarów. Osobnym zagadnieniem, zarazem obszarem ryzyka są strategie powstających elektroenergetycznych grup kapitałowych, w zakresie wykorzystania i rozwoju swoich sieci 110 kv. Obecne zasady koordynacji pracy sieci 110 kv, stosowane przez PSE-OPERATOR będą musiały ulec zmianie. Nadmiar mocy biernej pojemnościowej w krajowej sieci 400 kv w okresach niewielkiego obciążenia linii oraz niewystarczająca moc i ilość zainstalowanych w KSE urządzeń do jego kompensacji jest powodem trudności utrzymania napięcia w węzłach sieci w przedziale wartości dopuszczalnej raz zwiększonego poziomu strat przesyłowych. Pozytywnym czynnikiem jest specjalnie opracowany i konsekwentnie wdrażany program modernizacji układów stacji, uwzględniający potrzeby kompensacji i regulacji rozpływów mocy biernej w sieci przesyłowej NN/WN oraz sieci 110 kv podlegającej OSP-OPERATOR. Warto zwrócić uwagę na istniejące, rynkowe i regulacyjne przyczyny potencjalnego rozwoju połączeń międzysystemowych. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 155

KSE Rys. 8.3. Hurtowe ceny energii elektrycznej w państwach sąsiednich w latach 2005-2007 Rynkową przyczynę lustruje mapka z danymi o cenach energii w systemach krajów sąsiadujących. Występujące różnice cen na poszczególnych rynkach są silnym, rynkowym stymulatorem rozwoju połączeń międzysystemowych. Aktualnie należy oczekiwać zmian poziomów cen, gdyż dotychczasowe wartości nie uwzględniały kosztów generowanych przez zakup uprawnień do emisji CO2, zaś w niezbyt odległej przyszłości także z koniecznymi nakładami na inwestycje związane z wychwytem i sekwestracją CO2, czego zapewne będą wymagały nowe regulacje unijne. Regulacje prawne Unii Europejskiej zobowiązały krajowe przedsiębiorstwa eksportujące energię do zlikwidowania tzw. kontraktów historycznych, korzystających z przywileju gwarantowanych zdolności przesyłowych linii w obrocie międzynarodowym energią. Zwolnienie dotychczasowych zdolności rezerwowanych dla kontraktów historycznych, z czego w dosć znacznym stopniu korzystała do 2007 roku Polska, wpłynie na większą płynność przetargów (aukcji) na udostępnienie mocy przesyłowych. 8.2. Stan zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej w 2007 roku Aktualnie istniejące połączenia międzysystemowe dysponują przepustowością łączy na poziomie umożliwiającym spełnienie wszystkich warunków współpracy w ramach UCTE. Jednak zupełnie nie wykorzystują naturalnego położenia geograficznego kraju. Będąc lokalizacyjnie w środku Europy, stanowimy kraniec wschodni UCTE, ze wszelkimi ujemnymi konsekwencjami, braku silnych powiązań wschodnich. Potencjalną zdolność przesyłową, wynikającą z przekrojów przewodów oraz poziomów napięć zawiera poniższa tabl.8.2. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 156