Pakiet energetyczno-klimatyczny konsekwencje dla polskiego rynku energii

Pakiet energetyczno-klimatyczny konsekwencje dla polskiego rynku energii Autor: dr Bolesław Jankowski Streszczenie Wpływ Pakietu energetyczno klimatycznego na polski rynek energetyczny w nadchodzących latach będzie bardzo duży. Niniejszy artykuł przedstawia na podstawie wyników Raportu 2030, wybrane ilościowe skutki Pakietu w wersji proponowanej przez Komisje Europejską w styczniu 2008 r. Prezentuje także ważniejsze wyniki uzgodnień z grudniowego szczytu unijnego. Artykuł wskazuje na poważne zmiany wymuszane przez Pakiet w polskiej energetyce. Wykazuje także, że to nie sektor energetyczny lecz odbiorcy energii elektrycznej będą najbardziej poszkodowani. Słowa kluczowe: Pakiet energetyczno klimatyczny, system energetyczny, rynek energii, prognozy, oceny skutków Wprowadzenie Pakiet energetyczno klimatyczny (zwany dalej Pakietem) to zbiór dokumentów przygotowanych przez Komisję Europejską i opublikowanych 23 stycznia 2008. Składa się on z propozycji legislacyjnych oraz z dokumentów pomocniczych, stanowiących uzasadnienie do przedstawianych rozwiązań. Pakiet zawiera propozycje wykonawcze do projektu unijnej polityki energetycznej przedstawionej w styczniu 2007 r. i spopularyzowanej pod hasłem 3*20% (redukcja emisji CO2 o 20%, uzyskanie 20% udziału OZE w zużyciu energii, 20% poprawa efektywności). Proponowane rozwiązania dotyczą redukcji emisji CO2 oraz rozwoju wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych, nie dotyczą natomiast poprawy efektywności energetycznej. Wpływ Pakietu na polski rynek energetyczny będzie bardzo duży. Niniejszy artykuł przedstawia wybrane ilościowe skutki Pakietu w wersji proponowanej przez Komisję Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 1

Europejską w styczniu 2008 r. na podstawie wyników Raportu 2030 1. Prezentowane dalej wyniki z Raportu 2030 odnoszą się do kilku scenariuszy rozwoju energetyki: BAU bez polityki klimatycznej (zerowa cena uprawnień emisyjnych), ODN ceny uprawnień do emisji na poziomie 20 Euro/t, EU_CO2 wprowadzenie obowiązkowego aukcjoningu i ceny uprawnień na poziomie 39 Euro/t, EU_MIX dodatkowo cele w zakresie rozwoju OZE. Scenariusze BAU-E i EUMIX-E są odmianami scenariuszy, które zakładają wdrożenie aktywnej polityki poprawy efektywności i zmniejszenie zapotrzebowania na energię ok. 20%. Wszystkie wymienione scenariusze przewidują szybkie, ponad 5% tempo wzrostu gospodarczego. W sytuacji obecnego kryzysu gospodarczego te założenia mogą się okazać zbyt optymistyczne, jednak ogólny kierunek zmian pokazany w prezentowanych wynikach dobrze określa wpływ Pakietu na polski rynek energetyczny. W końcowej części artykułu oceny ilościowe są uzupełnione ocenami jakościowymi odnoszącymi się do wyników ustaleń szczytu unijnego z grudnia 2008 r. 1. Skutki Pakietu dla systemu energetycznego 1.1. Struktura produkcji energii elektrycznej Wdrożenie Pakietu energetyczno klimatycznego oznaczać będzie przyspieszenie następujących zmian w strukturze wytwarzania energii elektrycznej (por. rys. 1): Zmniejszenie produkcji z istniejących elektrowni cieplnych, Wzrost produkcji z elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych, Wzrost produkcji energii elektrycznej z OZE. Dominującą rolę nadal będą odgrywać nowe elektrownie cieplne, przy czym ich skala rozwoju jest dość mocno zróżnicowana zależnie od scenariusza. W przypadku szybkiego tempa rozwoju gospodarczego (jak w scenariuszu EU_MIX) ich rola będzie nadal dominująca. W przypadku niższego tempa rozwoju zapotrzebowanie na nowe źródła zmaleje. 1 Określenie Raport 2030 jest stosowane w odniesieniu do opracowania pt.: Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzania europejskich 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 wykonanego przez firmę Badania Systemowe EnergSys, na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. Dostępny w Internecie: http://www.pkee.pl/wazne_wydarzenia. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 2

300,0 250,0 [TWh/rok] 200,0 150,0 100,0 EC i Elektr. OZE EC zaw. i przem. Elektr. cieplne - nowe Elektr. Istn. - WBRUN Elektr. Istn - WKAM 50,0 0,0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 RYS. 1. Produkcja energii elektrycznej wg rodzaju producentów, Scenariusz EU_MIX Wdrożenie Pakietu powodować będzie także zmianę struktury paliwowej. Tempo tych zmian będzie jednak zależało od wielu czynników. 300,0 250,0 [TWh/rok] 200,0 150,0 100,0 Paliwa pozostałe Energia odnawialna Paliwo jądrowe Gaz ziemny Węgiel brunatny Węgiel kamienny 50,0 0,0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 RYS. 2. Produkcja energii elektrycznej wg paliw, Scenariusz EU_MIX Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 3

Na rys. 2 pokazano optymalną strukturę paliwową dla scenariusza szybkiego rozwoju gospodarczego. Przewiduje ona znaczny rozwój energetyki jądrowej, energetyki gazowej i znaczną skalę produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Przeprowadzenie takich przekształceń jest poważnym wyzwaniem dla elektroenergetyki, rządu i całej gospodarki. 1.2. Struktura mocy Wprowadzenie Pakietu w życie oznaczać będzie wzrost konkurencyjności niskoemisyjnych technologii wytwarzania energii elektrycznej w stosunku do węgla kamiennego. Dodatkowo, Pakiet wymaga uzyskania określonych poziomów produkcji energii odnawialnej, co prowadzi do silnych preferencji dla źródeł tego typu (głównie elektrowni wiatrowych i elektrociepłowni biomasowych). Optymalny kosztowo kierunek zmian struktury technologii wytwórczych podano w tabl. 1. dla scenariusza szybkiego rozwoju gospodarczego. TABLICA 1. Optymalny zestaw technologii wytwórczych w grupie elektrowni zawodowych, Scenariusz EU_MIX [MW] 2005 2010 2015 2020 2025 2030 A. Elektrownie cieplne - istniejące Elektrownie istniejące WB 8879 6219 3084 1984 1744 0 Elektrownie istniejące WK 15688 15133 13638 9517 8794 3837 Elektrownie modernizowane *) 0 1480 4858 4985 4985 4985 B. Elektrownie cieplne - nowe Bloki węglowe - kotły pyłowe (parametry nadkrytyczne) 0 1492 2983 2984 2984 2984 Bloki ze zgazowaniem węgla 0 0 0 0 0 5000 Bloki nadkrytyczne z CCS 0 0 0 0 0 0 Bloki ze zgazowaniem z CCS 0 0 0 0 0 1378 Bloki ze spal. w tlenie z CCS 0 0 0 0 0 0 Elektrownie gazowo - parowe 0 0 1000 3400 5800 5800 Turbiny gazowe - szczytowe 0 0 0 3623 3623 3623 Elektrownie jądrowe 0 0 0 800 2400 6500 C. Elektrownie OZE Elektrociepłownie na biomasę 31 394 794 1863 2102 2297 Elektrownie wodne 915 926 1504 1504 1504 1504 Elektrownie wiatrowe 121 999 4995 10367 14568 14525 D. Wodne elektr. szczyt-pomp. 1406 1406 1406 1406 1406 1406 Razem 27040 28050 34261 42434 49910 53839 *) w tym głównie bloki 360 MW Elektrowni Bełchatów Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 4

Na podstawie uzyskanych wyników można spodziewać się następujących kierunkowych zmian w wyniku wdrożenia Pakietu: 1) Rozwoju elektrowni jądrowych - okazują się one opłacalne ekonomicznie we wszystkich scenariuszach polityki klimatycznej, już od cen uprawnień na poziomie 20 Euro za tonę emisji CO2. 2) Rozwoju elektrowni gazowych - okazują się one opłacalne w podobnych warunkach co elektrownie jądrowe, z tą różnicą, że przy rosnących cenach gazu i wysokich cenach uprawnień przegrywają pod względem ekonomicznym z elektrowniami jądrowymi. 3) Szybkiego rozwoju elektrowni wiatrowych - w grupie elektrowni wykorzystujących energię odnawialną odgrywają one dominującą rolę, nie tyle z racji ich opłacalności, co z racji największego potencjału do wykorzystania. Bloki węglowe na parametry nadkrytyczne stanowią dominujący wybór dla nowych elektrowni cieplnych w sytuacji braku polityki redukcji emisji CO2 (scenariusz BAU), rozwijają się również przy umiarkowanej presji polityki klimatycznej (scenariusz ODN), ale przy dalszym wzroście cen uprawnień emisyjnych przestają być opłacalne. Przy opłatach emisyjnych na poziomie 39 Euro/t bardziej atrakcyjne stają się technologie ze zgazowaniem węgla bez CCS, a w przypadku ich udoskonalenia przewidywanego ok. roku 2030 także w wersji z CCS. Przedstawione wyniki nie uwzględniają elektrowni wyposażonych w pilotowe lub demonstracyjne instalacje CCS. Należy jednak uznać, że pełne komercyjne zastosowanie technologii węglowych z instalacjami CCS ok. roku 2030 wymagać będzie znacznie wcześniejszej budowy instalacji o charakterze pilotowym i demonstracyjnym oraz prowadzenia szeregu innych prac badawczych. 1.3. Koszty wytwarzania energii elektrycznej Przyszłe ceny energii elektrycznej zależeć będą od kosztów wytwarzania oraz od sposobu funkcjonowania rynku energii, w tym od mechanizmów cenowych. Polityka nakierowana na stymulowanie nowych inwestycji powinna zmierzać do uzyskania cen zapewniających opłacalność budowy i eksploatacji nowych źródeł. Cena energii będzie wówczas pochodną krańcowych długoterminowych kosztów wytwarzania. Jeśli natomiast polityka energetyczna będzie nakierowana głownie na ochronę odbiorców, wówczas cena będzie pochodną kosztów średnich dominujących grup energetycznych w Polsce. Poniżej przedstawiono wyniki obliczeń dotyczących tych dwóch kategorii kosztowych. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 5

400 350 300 [zł/mwh] 250 200 150 BAU ODN EU_CO2 EU_MIX BAU-E EUMIX-E 100 50 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 RYS. 3. Krzywa kosztów marginalnych wytwarzania energii elektrycznej Na wykresie kosztów marginalnych podano średni koszt wytworzenia energii elektrycznej (113,3 zł/mw) z roku 2005, wyliczony jako średni całkowity koszt dostarczenia energii na rynek (131,4 zł/mw), pomniejszony o koszty handlowe 18,14 zł/mwh (głównie akcyza). W scenariuszach zakładających realizację unijnej polityki klimatycznej koszty marginalne po roku 2013 osiągają poziom ok. 350 zł/mw, co oznacza ok. trzykrotny wzrost cen energii kupowanej od wytwórców w stosunku do roku 2005 i ok. 60% wyższą cenę niż w scenariuszach bez polityki klimatycznej. Dominujący wpływ na wzrost cen ma obowiązek zakupu uprawnień na aukcji. Wymagania dotyczące rozwoju energetyki odnawialnej nie mają istotnego wpływu na koszty marginalne. Darmowy przydział uprawnień nie powoduje zmniejszenia kosztów marginalnych. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 6

400,0 350,0 300,0 [Zł/MWh] 250,0 200,0 150,0 BAU ODN EU_CO2 EU_MIX BAU-E EU-MIX-E 100,0 50,0 0,0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 RYS. 4. Średnie koszty wytwarzania energii elektrycznej w badanych scenariuszach Wykres średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej rozdziela się wyraźnie na dwie wiązki, przy czym o zaliczeniu do górnej lub dolnej wiązki decydują warunki zakupu uprawnień i ceny uprawnień emisyjnych. W trzech scenariuszach unijnej polityki klimatycznej obserwujemy gwałtowny wzrost średniego kosztu wytwarzania od roku 2015. Praktycznie w ciągu jednego roku koszt ten rośnie dwukrotnie. Darmowy przydział uprawnień pozwala na zachowanie kosztów średnich na znacząco niższym poziomie (por. dolną gałąź wykresu scenariusz ODN). Porównanie powyższych wykresów pozwala stwierdzić, że w sytuacji pełnego aukcjoningu (obowiązek zakup wszystkich uprawnień emisyjnych) niezależnie od mechanizmów cenowych - wzrost cen energii elektrycznej jest nieunikniony. 1.4. Wzrost nakładów inwestycyjnych i kosztów wytwarzania Wdrożenie Pakietu energetyczno klimatycznego oznaczać będzie znaczący wzrost nakładów inwestycyjnych na nowe źródła wytwarzania energii elektrycznej. Poniżej przedstawiono wyniki obliczeń - osobno dla scenariuszy bez polityki poprawy efektywności oraz dla scenariuszy z aktywną polityką poprawy efektywności. Te ostatnie mogą być Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 7

również traktowane jako scenariusze opisujące sytuację wolniejszego rozwoju gospodarczego i niższego wzrostu popytu na energię. TABLICA 2. Nakłady inwestycyjne na nowe elektrownie, scenariusze bez polityki poprawy efektywności [mld zł] Scenariusz BAU 2006-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2006-2030 EL cieplne 8,1 19,8 25,9 27,1 38,6 119,5 EL OZE 6,8 18,5 4,1 5,5 14,6 49,4 RAZEM 14,9 38,2 30,1 32,5 53,2 168,9 Scenariusz ODN EL cieplne 8,1 16,1 18,5 17,6 126,2 186,4 EL OZE 6,8 18,5 4,1 5,5 14,6 49,4 RAZEM 14,8 34,5 22,6 23,0 140,8 235,8 Scenariusz EU_MIX EL cieplne 7,9 11,3 22,0 30,8 108,8 180,8 EL OZE 6,8 29,5 41,0 26,5 9,0 112,8 RAZEM 14,6 40,8 63,0 57,3 117,8 293,6 TABLICA 3. Nakłady inwestycyjne na nowe elektrownie, scenariusze z aktywną polityką poprawy efektywności [mld zł] Scenariusz BAU-E 2006-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2006-2030 EL cieplne 4,0 13,1 22,4 27,0 25,2 91,7 EL OZE 6,8 13,9 3,4 4,6 10,4 38,9 RAZEM 10,8 27,0 25,8 31,5 35,5 130,7 Scenariusz EUMIX-E 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 EL cieplne 4,0 4,5 23,5 30,8 84,0 146,8 EL OZE 6,8 24,5 35,5 28,6 5,9 101,2 RAZEM 10,7 29,0 59,0 59,4 89,9 248,0 Na podstawie przedstawionych wyników można stwierdzić, że realizacja Pakietu energetyczno-klimatycznego z 2008 r. wymagać będzie wyższych o ok. 110 130 mld zł nakładów inwestycyjnych niż w scenariuszach porównawczych bez polityki klimatycznej (250 290 mld zł, w porównaniu ze 130 170 mld zł). Około połowa tego wzrostu przypada na elektrownie i elektrociepłownie wykorzystujące odnawialne zasoby energii. Dodatkowe, wynikające z wdrożenia Pakietu, roczne koszty wytworzenia energii elektrycznej wynoszą ok. 2,1 mld zł/a w 2010 r. i rosną do 8-12 mld zł w latach 2020 2030. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 8

1.5. Zużycie węgla Poziom zużycia węgla kamiennego i brunatnego zależeć będzie od wielu czynników, wśród których największe znaczenie mają: tempo rozwoju gospodarczego, polityka poprawy efektywność energetycznej, tempo rozwoju energetyki jądrowej, ceny paliw węglowodorowych na rynku międzynarodowym (wpływają na konkurencyjność technologii gazowych), ceny uprawnień do emisji CO2, ceny węgla kamiennego i brunatnego (z nowych kopalni) w dostawach krajowych. Próbę oceny wpływu większości z wymienionych czynników podjęto poprzez wykonanie w ramach Raportu 2030 analiz wrażliwości. Poniżej przedstawiono wyniki tych analiz pokazujące zakres zmienności zapotrzebowania na węgiel kamienny i brunatny w Polsce w perspektywie roku 2030. 1800 1600 [PJ/a] 1400 1200 1000 800 600 400 EUMIX_UM EUMIX_UM+20% EUMIX_WYS EUMIX_WYS_nEJ EUMIX-E (UM) EUMIX-E (UM+20%) EUMIX-E (WYS) EUMIX-E (WYS_nEJ) EUCCS_UM EUCCS_WYS EUCCS_WYS_nEJ EUCCS-E (UM) 200 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 5. Łączne zużycie węgla kamiennego i brunatnego w elektrowniach zawodowych, wyniki analiz wrażliwości Łączne zużycie węgla kamiennego i brunatnego w elektrowniach zawodowych wynosi pod koniec badanego okresu 800 1600 PJ, zależnie od wariantu - przy obecnym poziomie ponad 1100 PJ. Oznacza to możliwość zwiększenia zużycia o (+ 40%) lub zmniejszenia o (- 30%) w stosunku do roku 2005, zależnie od przyszłych warunków. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 9

3000 [PJ/a] 2500 2000 1500 1000 500 EUMIX_UM EUMIX_UM+20% EUMIX_WYS EUMIX_WYS_nEJ EUMIX-E (UM) EUMIX-E (UM+20%) EUMIX-E (WYS) EUMIX-E (WYS_nEJ) EUCCS_UM EUCCS_WYS EUCCS_WYS_nEJ EUCCS-E (UM) 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Rys. 6. Zużycie węgla kamiennego i brunatnego w kraju, wyniki analiz wrażliwości Wykres zapotrzebowania na poziomie całego kraju pokazuje, że wypełnianie wymagań Pakietu energetyczno klimatycznego prowadzić będzie w Polsce raczej do zmniejszenia zapotrzebowania na paliwa węglowe. Wzrost zapotrzebowania może nastąpić jedynie w przypadku skumulowania się takich czynników jak: szybkiego wzrostu popytu na energię, wysokich cen paliw oraz niepowodzenia projektów budowy nowych elektrowni jądrowych przed rokiem 2030. 1.6. Pozostałe skutki w systemie energetycznym Spadek popytu na energię elektryczną Ze względu na wzrost cen energii konkurencyjność energochłonnej produkcji (stal, szkło, cement, aluminium) w UE znacząco spadnie, co przełoży się na spadek zapotrzebowania na energię elektryczną. Również gospodarstwa domowe będą pod presją wysokich cen ograniczać zużycie. Łączny efekt zmniejszenia popytu na energię elektryczną wynikający ze wzrostu cen, został w Raporcie 2030 oszacowany na poziomie 8,4% w roku 2015 i 9,9% w roku 2030 w porównaniu do scenariusza z zerowymi cenami uprawnień emisyjnych. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 10

Ryzyko inwestycyjne Nastąpi ogromny wzrost ryzyka działalności operacyjnej i inwestycyjnej, które będzie wynikało z niepewności, co do determinacji rządów krajowych i UE odnośnie utrzymania w dłuższym okresie aktywnej polityki ochrony klimatu i rozwoju OZE, z ryzyka technologicznego związanego z nowymi tzw. zeroemisyjnymi technologiami węglowymi, z ryzyka generowanego ze strony systemu handlu emisjami oraz rosnących problemów lokalizacyjnych. Ryzyko regulacyjne Złożoność i wewnętrzna niespójność Pakietu przekładać się będzie na poważne problemy prawne i rynkowe w fazie implementacji Pakietu. Dotychczasowe trudności z wdrożeniem poprawnej ustawy dot. unijnego handlu emisjami, wprowadzeniem poprawnie skonfigurowanych mechanizmów wsparcia rozwoju OZE, kogeneracji czy efektywności energetycznej, czy ostatnie chaotyczne działania regulatora w sprawie cen energii - to jedynie przedsmak tego co czeka polski rząd, uczestników rynku oraz odbiorców energii po wdrożeniu Pakietu. Można się obawiać, że te wszystkie działania nie pozostaną bez wpływu na bezpieczeństwo energetyczne i mogą także odbić się negatywnie na sytuacji gospodarczej i społecznej. Zmiana konkurencyjności firm energetycznych Drastycznie zmieni się konkurencyjność różnych przedsiębiorstw energetycznych na rynku unijnym. Firmy dysponujące elektrowniami węglowymi stracą na wartości, zaś producenci dysponujący elektrowniami jądrowymi poważnie zwiększą swoją zyskowność (ceny energii wzrosną na skutek kosztów zakupu uprawnień przez elektrownie cieplne, natomiast koszty elektrowni jądrowych się nie zmienią). Propozycje KE to preferencje dla najpotężniejszych firm energetycznych oraz elektrowni jądrowych. W efekcie ich wdrożenia można oczekiwać konsolidacji tego sektora w skali UE poprzez przejmowanie mniejszych firm energetycznych przez europejskich potentatów. Działania takie są zupełnie przeciwstawne do forsowanej przez KE liberalizacji rynku energii elektrycznej, natomiast są zgodne z interesem Prezydencji francuskiej, która doprowadziła do zatwierdzenia Pakietu. 2. Uwagi dotyczące uzgodnień ze szczytu unijnego w grudniu 2008 Projekt Komisji Europejskiej został w kilku punktach dość istotnie zmieniony w czasie prac Parlamentu Europejskiego oraz Rady Europejskiej. Poniżej wymieniono ważniejsze zmiany z polskiej perspektywy. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 11

1. Do głównych efektów negocjacji polskiej delegacji na szczycie unijnym należy zwiększenie skali mechanizmu solidarnościowego, co wiąże się z uzyskaniem przez Polskę dodatkowych środków w łącznej wysokości ok. 5-6 mld zł w okresie 2013-2020. (większa część z kwoty 60 mld zł przedstawianej przez rząd polski jako główna zdobycz negocjacyjna była zagwarantowana przez pierwotny mechanizm redystrybucyjny zawarty już wcześniej w Pakiecie). 2. Wprowadzenie mechanizmu przejściowego darmowego rozdziału uprawnień w odniesieniu do elektrowni zawodowych. Jednak dodatkowe wymagania uzależniające możliwość udzielenia bezpłatnych przydziałów dla elektrowni istniejących od realizacji planu inwestycyjnego równoważnego wartości darowanych uprawnień, może okazać się barierą ograniczającą znacznie skalę tego typu działań. Przy zastosowaniu tych ograniczeń prawdopodobnie nie uda się znacząco ograniczyć wzrostu cen energii elektrycznej w stosunku do sytuacji wprowadzenia pełnego aukcjoningu od roku 2013. 3. Możliwość czasowego darmowego przydziału uprawnień jest ograniczona jedynie do źródeł istniejących oraz tych, dla których inwestycje rozpoczęto do końca roku 2008. Może to powodować ograniczenie budowy nowych źródeł przed rokiem 2020. Z drugiej strony wprowadzono możliwość dofinansowania budowy nowych źródeł do 15% niezbędnych nakładów inwestycyjnych. 4. W trakcie prac Parlamentu Europejskiego dokonano wyłączenia produkcji ciepła sieciowego z obowiązku zakupu uprawnień, co zmniejszy z pewnością presję cenową dla odbiorców ciepła z sieci miejskich. Zaakceptowany, głównie w wyniku presji Niemiec, przydział darmowych uprawnień dla sektorów wrażliwych, na pewno ograniczy skalę pogorszenia ich pozycji konkurencyjnej w stosunku do krajów spoza UE. Rozwiązanie to jednak nie uchroni przed skutkami gwałtownego wzrostu cen energii elektrycznej. 3. Możliwe środki dla energetyki Z perspektywy energetyki krajowej istotne znaczenie mają zapisy, które wymagają, by 50% przychodów z aukcji było przeznaczone na określone cele. Przy cenie uprawnień na poziomie 50 Euro/t oraz przy założeniu, że wszystkie elektrownie kupują całość uprawnień na aukcji, przychody rządu ze sprzedaży uprawnień wyniosą w granicach 20 30 mld zł. rocznie. Połowa tej kwoty, to 10 15 mld zł rocznie. Środki te, zgodnie z art. 10 pkt 3 projektu nowelizacji dyrektywy 87/2003/WE, mogą być przeznaczone na cele wymienione w projekcie dyrektywy, w tym na: ograniczenie emisji gazów cieplarnianych; finansowanie prac badawczo-rozwojowych oraz projektów demonstracyjnych w zakresie ograniczenia emisji i przystosowania się, w tym udział w inicjatywach realizowanych w ramach europejskiego strategicznego planu w dziedzinie technologii energetycznych i Europejskich Platform Technologicznych; rozwój energii ze źródeł odnawialnych; Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 12

rozwój innych technologii przyczyniających się do przejścia do bezpiecznej i zrównoważonej gospodarki niskoemisyjnej; pomoc w realizacji zobowiązania Wspólnoty do zmniejszenia zużycia energii o 20 % do 2020 r.; bezpieczne dla środowiska wychwytywanie i podziemne składowanie dwutlenku węgla pochodzącego w szczególności z elektrowni napędzanych kopalnym paliwem stałym i szeregu sektorów i podsektorów przemysłowych, również w krajach trzecich; finansowanie badań i rozwoju w zakresie efektywności energetycznej oraz czystych technologii w sektorach objętych zakresem dyrektywy; działania takie, jak te służące racjonalizacji zużycia energii i poprawie izolacji cieplnej budynków lub dostarczeniu finansowego wsparcia w celu uwzględnienia aspektów społecznych w przypadku gospodarstw domowych o niższych i średnich dochodach. Na podstawie wymienionych zapisów można uznać, że beneficjentami rozdysponowania powyższych środków mogą być producenci energii, firmy sieciowe oraz odbiorcy energii, szczególnie ci o najniższych dochodach. Podana potencjalna wysokość rocznych wydatków jest bardzo duża w stosunku do obecnych wydatków na te cele. W przypadku zastosowania mechanizmu czasowej darmowej alokacji uprawnień, przychody ze sprzedaży uprawnień będą odpowiednio pomniejszone o wartość uprawnień darmowo przydzielonych. W tym przypadku strumień środków redystrybuowanych na wymienione wyżej cele będzie mniejszy, co dla firm energetycznych będzie skompensowane przydzieleniem darmowych uprawnień o znacznej wartości. 4. Podsumowanie 1. Wdrożenie Pakietu energetyczno klimatycznego oznaczać będzie konieczność dokonania znacznej transformacji rynku energetycznego, szczególnie w zakresie stosowanych technologii i paliw do wytwarzania energii elektrycznej. Ukształtowanie się cen uprawnień na poziomie ok. 40 Euro/t uzasadnia rozwój energetyki jądrowej i gazowej, a cele dot. rozwoju energetyki odnawialnej wymuszą szybki rozwój energetyki wiatrowej i szerokiego wykorzystania biomasy, głównie w elektrociepłowniach. 2. Producenci energii elektrycznej zostaną zmuszeni do bardziej zdywersyfikowanego technologicznie rozwoju zdolności wytwórczych. 3. Zmiany struktur technologicznych i paliwowych przełożą się na zmiany zapotrzebowania na paliwa węglowe. Wykonane analizy pokazują, że przyszłe zapotrzebowanie na węgiel zależy od wielu czynników i charakteryzuje się dużą niepewnością, osiągając w różnych scenariuszach wartość od 1400 do 2500 PJ w latach 2020-2030 (przy obecnym poziomie zużycia ok. 2100 PJ). Bardziej Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 13

prawdopodobny wydaje się spadek zapotrzebowania, ale w przypadku szybkiego wzrostu popytu na energię, wysokich cen paliw węglowodorowych i ograniczeniu rozwoju energetyki jądrowej - może także wystąpić wzrost zapotrzebowania. 4. Zapisy wymagające przeznaczenia 50% przychodów uzyskiwanych ze sprzedaży uprawnień na aukcji na wsparcie określonych celów w zakresie redukcji emisji CO2, poprawy efektywności i rozwoju OZE - dają szansę na wsparcie ze strony rządu działalności badawczej i inwestycyjnej producentów energii. 5. W najtrudniejszej sytuacji znajdą się odbiorcy energii, którzy doświadczą gwałtownego wzrostu cen energii elektrycznej. Ograniczenia nałożone na mechanizm darmowego rozdziału uprawnień dla elektrowni istniejących każą powątpiewać w możliwość uniknięcia gwałtownego wzrostu cen energii elektrycznej w roku 2013. 6. Wysokie ceny energii spowodują znaczny spadek popytu na energię w stosunku do scenariuszy bez polityki klimatycznej o niższych cenach energii. Analizy wykonane w ramach Raportu 2030 oszacowały ten spadek na ok. 10%. 7. Zapisy Pakietu dają możliwość wsparcia dla najbiedniejszych gospodarstw domowych poprzez wsparcie finansowe lub wspomaganie działań zmniejszających zużycie energii, nie dają natomiast możliwości podobnego wsparcia dla przedsiębiorstw zużywających duże ilości energii elektrycznej. Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 14

Title: Energy and climate package consequences for the energy market in Poland Abstract The influence of the energy and climate package on the Polish energy market will be very important in the coming years. This article presents chosen quantitative effects of the package proposed by the Commission in January 2008 based on results of the Report 2030. It also shows most important changes approved by the European Council in December 2008. The author claims that serious changes in the Polish energy sector will be forced by the package and underlines, that energy consumers not energy producers will be mostly affected. Key words: Energy and climate package, energy system, energy market, projections, impact assessment FIG 1. Production of electricity by type of producers, Scenario EU_MIX (Source: Report 2030) FIG. 2. Production of electricity by type of fuels, Scenario EU_MIX (Source: Report 2030) FIG. 3. Marginal costs of electricity generation in different scenarios (Source: Report 2030) FIG. 4. Average costs of electricity generation in different scenarios (Source: Report 2030) FIG. 5. Total consumption of hard and brown coal in public power plants, results of sensitivity analysis (Source: Report 2030) FIG. 6. Total consumption of hard and brown coal in Poland, results of sensitivity analysis (Source: Report 2030) TABLE 1. Optimal technology mix in public power plants group, Scenario EU_MIX, [MW] (Source: Report 2030) TABLE 2. Investments outlays on new power plants, scenarios without active energy efficiency policy in [bln zl] (Source: Report 2030) TABLE 3. Investments outlays on new power plants, scenarios with active energy efficiency policy in [bln zl] (Source: Report 2030) Bolesław Jankowski, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 15