INNOWACYJNA ENERGETYKA. ROLNICTWO ENERGETYCZNE

Program INNOWACYJNA ENERGETYKA. ROLNICTWO ENERGETYCZNE Sygnatariusze Stowarzyszenie Energii Odnawialnej Polska Izba Biomasy Polska Izba Gospodarcza Energii Odnawialnej Stowarzyszenie Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej Warszawa, marzec 2008

Spis treści Streszczenie...3 Wprowadzenie...6 Uwarunkowania krajowe, unijne i światowe...11 Wielkość polskich rynków końcowych energii...13 Potencjał zastosowań technologii biogazowych/biometanowych w Polsce...14 Potencjał polskiego rolnictwa energetycznego...15 Bariery (prawne/regulacyjne) rozwoju IERE...16 Medializacja Programu IERE...20 Rola przedsiębiorstw elektroenergetycznych w rozwoju IERE...23 Rola PGNiG, PKN Orlen i LOTOS w rozwoju IERE...25 Realizacja Programu IERE w gminach/samorządach...27 Rynek dostaw surowców w obszarze IERE...29 Organizacja edukacji/szkoleń w Programie IERE...30 Udział środków unijnych, banków i funduszy inwestycyjnych w rozwoju IERE...33 Kolejne kroki w realizacji Programu IERE...35 Korzyści z realizacji Programu IERE...37 Załącznik 1. Rynek energii pierwotnej i końcowej w 2008 i 2020...39 Załącznik 2. Wykorzystanie biomasy w charakterystycznych technologiach energetycznych...41 Załącznik 3. Internalizacja kosztów zewnętrznych w obszarze IERE...42 Załącznik 4. Koszty referencyjne dla charakterystycznych technologii elektroenergetycznych...44 Załącznik 5. Miejsce i rola operatorów dystrybucyjnych w obszarze IERE...45 Załącznik 6. Miejsce i rola IERE w uniwersalizującej się energetyce...48 Załącznik 7. IERE na mapie drogowej bezpieczeństwa energetycznego Polski...50 Załącznik 8. Klaster 3x20 jako jedna z możliwości wsparcia Programu IERE...53 2

Streszczenie Streszczenie 1. Prezentowany Program IERE jest wynikiem oddolnych procesów, obejmujących w ostatnich trzech latach bardzo zróżnicowane i coraz liczniejsze środowiska w kraju (środowiska uczelniane z jednej strony i gminne z drugiej, przedsiębiorców z obszaru przetwórstwa rolno-spożywczego, rolników, dostawców technologii, niezależnych inwestorów...). Procesy te były dotychczas pobudzane przez bardzo silne uwarunkowania krajowe w obszarze ochrony środowiska, o bezpośrednim działaniu na uczestników, w szczególności na przedsiębiorców z obszaru przetwórstwa rolno-spożywczego i na gminy. Jednocześnie pobudzane były przez uwarunkowania unijne i globalne w obszarze energetyki, działające przede wszystkim na środowiska uczelniane, dostawców technologii i niezależnych inwestorów. Podkreśla się, że oddolne procesy, których wynikiem jest Program IERE, tworzą całkowicie nową jakość w Polsce pod względem gospodarczym i społecznym (ze względu na zasięg inicjatyw, interdyscyplinarność i innowacyjność). 2. Szczególny wpływ na procesy, o których jest mowa w p. 1, miała rządowa strategia centralizacji energetyki (konsolidacji elektroenergetyki według programu przyjętego w marcu 2006 roku, wzmacniania dominującej roli PGNiG, centralizacji zarządzania w górnictwie...). Mianowicie, procesy te stopniowo wzmacniały się i w sferze koncepcji stawały się społeczną alternatywą dla strategii rządowej. 3. Podkreśla się, że niniejszy Program IERE (koncepcja, opis), przyjęty przez Ministra Gospodarki, ma bogate źródło w koncepcji programowej rozwoju energetyki innowacyjnej i rolnictwa energetycznego przyjętej przez PO w kampanii wyborczej w 2007 roku, bezpośrednio odwołuje się natomiast do propozycji programu opracowanej w marcu 2008 roku przez dwa stowarzyszenia i dwie izby gospodarcze działające na rzecz rozwoju w Polsce energetyki odnawialnej (i ogólnie innowacyjnej). Są to: Stowarzyszenie Energii Odnawialnej, Polska Izba Biomasy, Polska Izba Gospodarcza Energii Odnawialnej oraz Stowarzyszenie Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej. 4. Program IERE ma na celu, w perspektywie doraźnej, osłabienie skutków kryzysu spowodowanego w dużej części realizowaną w latach 2006-2007 rządową polityką energetyczną (kryzysu ujawniającego się gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, zapowiedzią szokowych podwyżek cen gazu dla odbiorców końcowych przez przedsiębiorstwo PGNiG, szybkim wzrostem cen węgla, ponadto deficytem węgla i ryzykiem deficytu mocy elektrycznych, a ponadto brakiem uprawnień do darmowych uprawnień do emisji CO 2 ). 5. W perspektywie średnioterminowej Program IERE ma na celu uruchomienie stabilnego rozwoju innowacyjnej energetyki rozproszonej (odnawialnej) oraz modernizację wsi i restrukturyzację rolnictwa. W perspektywie długoterminowej, celem Programu IERE jest przygotowanie polskiej energetyki do absorpcji, po 2020 roku, produktów technologii przeróbki węgla (przede wszystkim zgazowania węgla, realizowanego z wykorzystaniem technologii atomowo-węglowych). 6. Program IERE jest jednym z trzech wielkich programów promowanych przez Ministra Gospodarki, a dotyczących energetyki. Dwa pozostałe, to: Program efektywności energetycznej oraz Program czystych technologii węglowych. Wszystkie trzy programy są wzajemnie skoordynowane w sposób zapewniający osiągnięcie dwóch efektów, mianowicie oszczędnościowego i synergicznego, w perspektywach czasowych: doraźnej, średnioterminowej i długoterminowej. 3

Streszczenie 7. Ponadto, Minister Gospodarki podejmie działania na rzecz koordynacji Programu IERE z czterema projektami technologicznymi z obszaru czystych technologii węglowych, jeśli takie zostaną podjęte (przez przedsiębiorstwa ZA Puławy, Tauron, BOT, PGNiG jako liderów; zakłada się, że będą to projekty finansowane ze środków przedsiębiorstw i unijnych, mianowicie strukturalnych, a także z 7. Programu Ramowego). 8. Program IERE ma na celu osłabiania sektorowości w całym kompleksie paliwowoenergetycznym, włączenie rolnictwa oraz niezależnych inwestorów w obszar gospodarki energtycznej. Jest to możliwe, bo po raz pierwszy pojawia się sytuacja polegająca na tym, że na obszar energetyki mogą wejść inwestorzy z mniejszym kapitałem niż miliardy złotych. Jest szansa, że okres przygotowań i realizacji projektów energetycznych (biogazowi ze źródłami kogeneracyjnymi, produkującymi energię elektryczną i ciepło) będzie trwał nie dłużej niż kilkanaście miesięcy. Po raz pierwszy można też dostosować wielkość projektu energetycznego do lokalnych potrzeb odbiorców, które pojawiają się w konkretnym czasie. Można tym samym zmniejszyć ryzyko związane z błędnymi prognozami zapotrzebowania na energię. 9. Z tego punktu widzenia w krótkim czasie musi się ukształtować w rządzie nowy podmiotowy układ kompetencji. W szczególności chodzi tu o nowy typ powiązania kompetencji Ministerstwa Gospodarki i Urzędu Regulacji Energetyki z kompetencjami ulokowanymi w Ministerstwach: Skarbu Państwa (nadzór właścicielski nad przedsiębiorstwami energetycznymi...), Rolnictwa i Rozwoju Wsi (obszar rolnictwa energetycznego...), Środowiska (zarządzanie rozdziałem uprawnień do emisji CO 2, regulacje dotyczące ochrony środowiska w rolnictwie i w przetwórstwie rolno-spożywczym...), Infrastruktury (Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju, Plan Zagospodarowania Przestrzennego Gminy,...), Rozwoju Regionalnego (wykorzystanie funduszy unijnych,...), Finansów (koordynacja podatku akcyzowego w obszarze energetyki,...) oraz Spraw Zagranicznych (równoważenie polskich interesów energetyki, środowiska i rolnictwa w polityce unijnej i globalnej). 10. Uwzględniając potencjał rolnictwa energetycznego w całym bilansie energetycznopaliwowym Polski, Załącznik 1, a także społeczną złożoność uwarunkowań rozwoju tego rolnictwa w najbliższych latach, podkreśla się, że Program IERE trzeba widzieć pod względem wagi (konsekwencji) podobnie jak np. program rozwoju górnictwa w drugiej połowie minionego stulecia. Tylko taka perspektywa i wynikające z niej podejście są w stanie zapewnić uzyskanie odpowiednich wyników z uruchomienia Programu IERE. 11. Przez odpowiednie wyniki rozumie się w szczególności zapewnienie w 2020 roku w obszarze IERE produkcji energii odnawialnej wynoszącej 15% całego polskiego rynku energii końcowej (obejmującego energię elektryczną, ciepło i paliwa transportowe), zgodnie z projektem dyrektywy dotyczącej wykorzystania energii odnawialnej (ze stycznia 2008 roku), a ponadto wytworzenie istotnej nadwyżki eksportowej na rynek unijny certyfikatów zielonych, wynoszącej prawie 50% tej ilości, która będzie potrzebna na pokrycie zapotrzebowania krajowego. 12., W przełożeniu na bezpieczeństwo energetyczne i cele biznesowe istotą Programu IERE jest wykorzystanie przez Polskę w 2020 roku pod uprawy energetyczne około 2 mln hektarów ekwiwalentnych 1 (1,4 mln na własne potrzeby i 0,6 mln z przeznaczeniem na eksport zielonych 1 Hektar ekwiwalentny oznacza tu jednostkę przeliczeniową, z którą jest związana osiągalna na danym etapie jednostkowa wydajność upraw energetycznych. Trzeba uwzględnić, że w rzeczywistości pod uprawy energetyczne będą wykorzystywane na początku nieużytki i grunty odłogowane, o małej wydajności energetycznej, a później dopiero grunty pełnowartościowe. Ponadto trzeba uwzględnić nieurodzaje. Dlatego rzeczywista powierzchnia gruntów może być nawet dwukrotnie większa od ekwiwalentnej (por. p.18). 4

Streszczenie certyfikatów do UE). Odpowiada temu roczna produkcja biogazu w obszarze IERE wynosząca w przeliczeniu na czysty biometan około 16 mld m 3. Inaczej, jest to energia pierwotna w ilości około 160 TWh, a na rynku energii końcowej około 130 TWh. 13. Rdzeniem Programu IERE pod względem technologicznym jest budowa do 2020 roku biogazowni zintegrowanych ze źródłami kogeneracyjnymi o łącznej mocy elektrycznej tych źródeł wynoszącej około 5 tys. MW. Z tego powodu w niniejszym opisie Programu IERE biogazownię zintegrowaną ze źródłem kogeneracyjnym nazywa się na ogół krótko biogazownią. Nie rozróżnia się przy tym biogazowni przemysłowych (ukierunkowanych przede wszystkim na utylizację biomasy odpadowej w przetwórstwie rolno-spożywczym) i biogazowni rolniczych (ukierunkowanych z kolei przede wszystkim na wykorzystanie substratów pochodzenia roślinnego, z wielkoskalowych upraw energetycznych). Zamiennie też w opisie Programu IERE nazywa się paliwo biogazem lub biometanem (jedno jest jednak ważne: pod pojęciem biogazu rozumie się głównie biogaz produkowany na skalę przemysłową z upraw rolniczych). W opisie pomija się praktycznie technologie takie jak zatłaczanie biogazu z biogazowni do sieci gazowej, transport biogazu z wykorzystaniem technologii transportowych CNG i LNG, oczyszczanie biogazu do postaci biometanu i zatłaczanie do sieci gazowej oraz inne. Trzeba jednak podkreślić, że te technologie w Programie IERE będą miały znaczenie (wyznaczone przez konkurencyjny rynek). 5

Wprowadzenie Wprowadzenie 14. Program IERE ma charakter fundamentalny (jest ukierunkowany na wykreowanie innowacyjnego segmentu gospodarki). Z jednej strony jest to program energetycznoekologiczny. Pod tym względem najistotniejszym celem programu jest przeprowadzenie Polski do energetyki cechującej się pełną internalizacją kosztów zewnętrznych środowiska. Z drugiej strony jest to program społeczno-technologiczny. Pod tym względem najistotniejszym celem jest wprowadzenie przedsiębiorstw energetycznych w etap rozwoju innowacyjnego, przeprowadzenie nowoczesnej reelektryfikacji wsi, uruchomienie produkcji biomasowych paliw drugiej generacji, opartej o zasoby wsi, oraz przygotowanie infrastruktury energetycznej (rozproszonej) do wykorzystania paliw drugiej generacji uzyskiwanych z przetwórstwa węgla. 15. W szczególności rośnie znaczenie trendu, w którego ramach rozwój energetyki rozproszonej staje się produktem ubocznym działań na rzecz ochrony środowiska. Jest to rezultat wymagań dotyczących utylizacji odpadów w produkcji rolnej oraz w przetwórstwie rolno-spożywczym, do której można wykorzystać technologie zgazowania biologicznego biomasy. Znaczenie tego niszowego, na razie, segmentu polega na tym, że inwestorzy spoza elektroenergetyki zawodowej i gazownictwa zdobywają na nim know how w zakresie rynku energii (energii elektrycznej, ciepła oraz gazu) i tworzą sobie podstawy do działań na dużą skalę w energetyce biogazowej, polegających na produkcji z biomasy uprawianej energii elektrycznej i ciepła (ewentualnie na produkcji biometanu przeznaczonego do zatłaczania do sieci gazowej, albo do transportu z wykorzystaniem technologii LNG i/lub CNG). Spodziewanym wielkim efektem będzie rozwój istotnego segmentu energetycznego w postaci rolnictwa energetycznego. 16. Krótkofalowo rozwój rolnictwa energetycznego zapewni polskiemu rolnictwu opłacalne ekonomicznie wykorzystanie gruntów odłogowanych (wyłączonych z upraw) oraz ugorów i nieużytków o powierzchni rzeczywistej do dwóch mln hektarów. Jest to około 15% użytków rolnych w Polsce. Ten cel powinien być osiągnięty w perspektywie obowiązującego budżetu unijnego (do 2013 roku) 17. Ponadto, rolnictwo energetyczne umożliwi setkom tysięcy mieszkańców wsi uczestnictwo w korzyściach z przebudowy energetyki, przede wszystkim elektroenergetyki, na bardziej konkurencyjną. W szczególności rolnictwo energetyczne na samym początku skompensuje skutecznie brak reelektryfikacji wsi, czyli programu zapowiadanego od lat przez kolejne rządy, ale nie realizowanego (przede wszystkim dlatego, że w warunkach rynkowych reelektryfikacja wsi jest praktycznie nierealistyczna). Zatem średniofalowo rolnictwo energetyczne ograniczy pogłębiającą się barierę rozwojową wsi polegającą na nieadekwatności (do szybko rosnących potrzeb) infrastruktury w postaci wiejskich sieci elektroenergetycznych. 18. Długofalowo rozwój rolnictwa energetycznego tworzy natomiast fundamentalną podstawę pod trwałą opłacalność produkcji rolnej, polegającą na rozszerzeniu możliwości zbytu produkcji rolnej na dwa wielkie i newralgiczne rynki: żywnościowy i energetyczny. Restrukturyzacja polskiego rolnictwa realizowana w takiej perspektywie, mianowicie masowego rozwoju bardzo opłacalnych upraw energetycznych, może w przyszłości doprowadzić do przeznaczenia na te uprawy do 4 mln rzeczywistych hektarów pełnowartościowych gruntów ornych i gruntów odłogowanych (obecnie) oraz ugorów i nieużytków (do 2 mln ekwiwalentnych hektarów), i wykreowanie z tego tytułu rocznych przychodów rolników na poziomie do 15 mld zł (według poziomu cen w 2008 roku). W perspektywie długofalowej bardzo ważne jest także to, że rozwój rolnictwa energetycznego może być wykorzystany przez Polskę do aktywnego włączenia się w nieuchronny proces wygaszania Wspólnej Polityki Rolnej w Unii, z korzyścią dla Polski i dla Unii. 6

Wprowadzenie 19. Długofalowo rolnictwo energetyczne zapewni ponadto polskiej wsi włączenie się w jeden z wielkich obszarów innowacyjności gospodarki w ogóle. Będzie to wynikać między innymi stąd, że skala inwestycji jednostkowych w rolnictwie energetycznym jest stosunkowo niewielka (nakłady na takie inwestycje są rzędu kilku, najczęściej blisko dziesięciu, milionów złotych). Zatem już w początkowej fazie rozwoju rolnictwa energetycznego będzie możliwe podmiotowe uczestnictwo małych inwestorów, na skalę pojedynczych wsi. (Jest to oczywiście niemożliwe w energetyce wielkoskalowej). Szacuje się, że rozwój energetyki rozproszonej (biogazowni, systemów kogeneracyjnych oraz innych technologii zwiazanych) w gminach rolniczych może spowodować napływ komercyjnych inwestycji z tego tytułu na obszary wiejskie rzędu 50 mld zł w horyzoncie 2020. To upodmiotowi na trwałe wieś w obszarze elektroenergetyki i ciepłownictwa. Oczywiście, rolnictwo energetyczne, obejmie także rozwój paliw transportowych, w postaci bazy surowcowej dla wielkiego przemysłu biopaliw płynnych, w postaci małych rolniczych wytwórni biopaliw płynnych, a także w postaci paliw transportowych drugiej genergcji (gazowych). To umożliwi dodatkowo mieszkańcom wsi uczestnictwo w korzyściach ze zmiany struktury rynku paliw dla potrzeb transportu. 20. Rolnictwo energetyczne może być w kolejnych latach obszarem, w którym pojawi się silny impuls do rozwoju innowacyjnych technologii około-rolniczych, około-energetycznych i około-ekologicznych, mianowicie: (1º) biotechnologii środowiskowej (utylizacja odpadów w gospodarce komunalnej, w produkcji rolnej, w przetwórstwie rolno-spożywczym, w przemyśle), (2º) biotechnologii wytwarzania biopaliw, biometanu, wodoru z biomasy (w tym z celulozy) oraz (3º) technologii teleinformatycznych dla potrzeb technicznych i rynkowych usieciowanej (wirtualnie) energetyki rozproszonej, w tym dla elektrowni wirtualnych. Rolnictwo energetyczne może być także impulsem do zbudowania w Polsce nowoczesnego przemysłu dostaw urządzeń (służyłoby temu na przykład stworzenie wielkiego rynku popytowego dla Zakładów Cegielskiego i innych przedsiębiorstw budowa agregatów kogeneracyjnych oraz dla polskich stoczni produkcja m.in. zbiorników dla biogazowni). Należy przy tym podkreślić, że bariera wejścia na większość z rynków wymienionych innowacyjnych technologii (ale nie na wszystkie te rynki) jest jeszcze stosunkowo niska i jest ona całkowicie do pokonania przez polską naukę, polski przemysł, polskie rolnictwo, polską wieś i polską energetykę. 21. Wprowadzenie internalizacji kosztów zewnętrznych środowiska naturalnego do analiz ekonomicznych dotyczących technologii energetycznych jest wielkim zadaniem, które trzeba w Polsce wprowadzić do powszechnej społecznej świadomości. Program IERE ma się właśnie do tego przyczynić. Trzeba przy tym pamiętać, że w ekonomice koszty zewnętrzne definiuje się jako różnicę kosztów społecznych i kosztów prywatnych. W elektroenergetyce można obecnie przyjąć, że koszty zewnętrzne w aspekcie środowiska, to głównie koszty uprawnień do emisji CO 2, które będą najważniejszą przyczyną rozwoju IERE w najbliższych latach. 22. Roczna emisja całkowita (źródła wielkie i małe) wynikająca ze spalania węgla kamiennego w Polsce wynosi w przybliżeniu: 80 mln ton 2,2 tony CO 2 /tonę = 176 mln ton. Roczna emisja wynikająca ze spalania węgla brunatnego wynosi natomiast: 60 mln ton 1,3 tony CO 2 /tonę = 78 mln ton. Razem jest to 254 mln ton. Przydział uprawnień dla Polski, przyznany przez Komisję Europejską na 2008 rok, wynosi natomiast 208,5 mln ton. 23. Wykorzystanie tylko 1mln hektarów ekwiwalentnych pod uprawy energetyczne (pod produkcję biogazu/biometanu) może zapewnić Polsce już w 2013 roku 65 TWh energii w paliwie pierwotnym. Wykorzystanie tak pozyskanego biogazu/biometanu do produkcji energii elektrycznej oraz ciepła w skojarzeniu pozwoli obniżyć roczną emisję CO 2 o około 34 mln ton w wyniku substytucji węgla kamiennego i około 23 mln ton w wyniku substytucji węgla brunatnego. To stanowi o sile Programu IERE. 7

Wprowadzenie 24. Pełna internalizacja kosztów zewnętrznych środowiska wytwarza oczywiście nową strukturę konkurencyjności technologii wytwórczych. Jest to związane z tym, że finansowanie technologii odnawialnych i skojarzonych za pomocą certyfikatów (zielonych, czerwonych, żółtych) przestaje być wsparciem tych technologii, zaczyna być należnym wynagrodzeniem za ich cechy ekologiczne, Załącznik 3. Wsparciem stają się natomiast darmowe uprawnienia do emisji CO 2 dla źródeł wielkoskalowych. 25. Najprostsze oszacowanie skutków likwidacji darmowych przydziałów emisji CO 2 jest następujące. Jeśli Polsce braknie w 2008 roku na potrzeby produkcji energii elektrycznej 30 mln ton uprawnień do emisji CO 2, to trzeba będzie je kupić za około 4 mld zł (przyjęto koszt jednostkowy uprawnienia równy 30 euro/tonę). Trzeba przy tym pamiętać, że z przyznanych Polsce na 2008 rok 208,5 mln ton darmowych emisji CO 2 w całości, na produkcję energii elektrycznej przypada ok. 100 mln ton. Czyli nieopłacone koszty emisji na rynku energii elektrycznej mają w perspektywie inwestycyjnej wartość ok. 14 mld zł (w tym przypadku, czyli perspektywy inwestycyjnej, koszt jednostkowy uprawnienia wynosi około 40 euro/tonę). Te nieopłacone obecnie koszty zewnętrzne bardzo szybko przekształcą się w koszty opłacone, bo Komisja Europejska chce, by wszystkie uprawnienia do emisji CO 2 były opłacane już po 2015, a nawet po 2012 roku. 26. Oprócz kosztów zewnętrznych środowiska jest druga kategoria kosztów zewnętrznych, która będzie decydować o rozwoju IERE. Mianowicie, są to koszty zewnętrzne w postaci kosztów osieroconych, wytwarzania oraz przesyłu i dystrybucji. Te również muszą być wprowadzone do analiz ekonomicznych dotyczących technologii elektroenergetycznych. Koszty osierocone wytwarzania stanowią różnicę kosztów wytwarzania energii elektrycznej w monopolu i na rynku konkurencyjnym określonym przez zasadę TPA. Za takie można w polskiej praktyce uważać koszty osierocone w postaci kosztów likwidacji kontraktów długoterminowych (KDT). W 2008 roku wyniosą one około 2,3 mld zł. (Łączne koszty osierocone w wytwarzaniu, praktycznie do poniesienia w okresie do 2015 roku, wynoszą około 11,5 mld zł). Potencjalne koszty osierocone związane z przesyłem i dystrybucją stanowią różnicę kosztów energii elektrycznej dostarczanej z systemu elektroenergetycznego (business as usually) i za pomocą innowacyjnych technologii rozproszonych. Łączny koszt opłat przesyłowych (w obszarze operatora przesyłowego i operatorów dystrybucyjnych) wyniesie w 2008 roku około 15 mld zł. Potencjalne koszty osierocone, o których jeszcze w ogóle się nie mówi, ocenia się natomiast na około 3 mld zł. 27. Program IERE ma się przyczynić do stworzenia nowego systemu oceny ryzyk technologii energetycznych oraz oceny efektywności zintegrowanych technologii. Na przykład, wykorzystanie biomasy w elektroenergetyce powinno być rozpatrywane już obecnie przez pryzmat efektywności, którą hasłowo można by nazwać efektywnością biotechnologicznoenergetyczno-środowiskowo-podatkową. Wówczas łatwiej byłoby rozwiązywać praktyczne trudnosci trudności. Bo w świetle takiego podejścia okazałoby się, że nie ma obiektywnych podstaw sytuacji polegającej obecnie na tym, że istnieje już stosunkowo rozwinięty rynek biopaliw, a nie istnieje jeszcze rynek biogazu/biometanu (wiadomo już, że biotechnologicznoenergetyczna efektywność produkcji biogazu/biometanu jest wyższa niż produkcji biopaliw, i tak będzie aż do czasu komercjalizacji technologii zgazowania celulozy. Z drugiej strony okazałoby się też, że to mechanizm fiskalny w postaci akcyzy jest główną zaporą wykorzystania biopaliw w projektach kogeneracyjnych, a nie technologie wytwórcze i fundamentalna ekonomika. 28. Fundamentalne znaczenie z punktu widzenia systemu oceny ryzyk technologii energetycznych mają koszty referencyjne dla poszczególnych technologii elektroenergetycznych, Załącznik 4, i czas odpowiedzi tych technologii na sygnały rynkowe. 8

Wprowadzenie Program IERE ma się przyczynić do powszechnego/społecznego uświadomienia tego, a także do tego, że koszty referencyjne dla poszczególnych technologii elektroenergetycznych i czas odpowiedzi tych technologii na sygnały rynkowe staną się podstawą nowego, prokonkurencyjnego systemu regulacji rynku energii elektrycznej. 29. Zdolność technologii do odpowiedzi na sygnały rynkowe ma podstawowe znaczenie, bo na konkurencyjnym rynku rządzą coraz bardziej ceny krótkookresowe i same koszty referencyjne technologii nie są już wystarczające do oceny konkurencyjności tych technologii. W szczególności potrzebne jest opracowanie koncepcji wprowadzenia do oszacowań ryzyka utraty bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej parametru w postaci zdolności technologii energetycznej do odpowiedzi na trzy sygnały. Są to: (1º) rynkowy wzrost cen energii elektrycznej, (2º) kryzys energetyczny, czyli deficyt mocy zarządzany obecnie metodami operatorskimi (podobnymi do metod w postaci dawnych stopni zasilania), a w przyszłości możliwy do zarządzania strukturalnymi zmianami podatkowymi (narzędziami w obszarze podatku akcyzowego oraz (3º) blackout. Oczywiście najważniejsza jest ocena minimalnego czasu do odpowiedzi, który zależy mocno od wielu czynników, w tym od potrzebnego kapitału inwestycyjnego. 30. Na przykład, w przypadku technologii atomowej (poza przypadkiem Elektrowni Ignalina, w której możliwe jest uruchomienie pierwszego bloku już w 2015 roku), obejmującej uzgodnienia lokalizacyjne i rozbudowę sieci przesyłowych, wymagającej ogromnych nakładów do pierwszego efektu, czas odpowiedzi, zarówno na wzrost cen jak i na kryzys, to okres 15 do 20 lat. Dla technologii węglowych czas odpowiedzi na wzrost cen, czyli w przypadku, kiedy będzie chodziło głównie o odbudowę mocy wytwórczych w starych lokalizacjach i nie będzie zasadniczego kłopotu z sieciami, będzie wynosił około 5 lat. Ale czas odpowiedzi na kryzys, związany z deficytem mocy i potrzebą budowy nowych mocy wytwórczych (w starych technologiach spalania) oraz potrzebą rozbudowy sieci przesyłowych i rozdzielczych, a także z potrzebą inwestycji w kopalniach w nowe ściany wydobywcze, będzie wynosił około 10 lat. Czas odpowiedzi czystych technologii węglowych, ukierunkowanych na komercyjną produkcję paliw drugiej generacji (produkcja gazów syntezowych i benzyn syntetycznych) wynosi natomiast nie mniej niż 15 lat 2, a w przypadku technologii węglowo-jądrowych nie mniej niż 20 lat. Czas odpowiedzi na kryzys w przypadku technologii gazowych, których podstawą jest wykorzystanie gazu ziemnego, czyli czas związany z zapewnieniem dostaw tego gazu z nowych kierunków geograficznych, zarówno za pomocą sieci przesyłowych jak również w przypadku wykorzystania technologii LNG, wynosi nie mniej niż 5 lat. Czas odpowiedzi technologii biometanowych na wzrost cen, związany z kreowaniem ewolucyjnego rozwoju rolnictwa energetycznego i z technologiami zgazowania biologicznego biomasy, wynosi obecnie nie więcej niż 5 lat. Czas odpowiedzi na kryzys za pomocą technologii biopaliwowych, głównie biogazowych/biometanowych, uzależniony od zmian podatku akcyzowego na biopaliwa stosowane w technologiach kogeneracyjnych, mógłby wynosić 3 lata. Czas ten jest związany gównie z reakcją rolników i logistyką w rolnictwie energetycznym. 31. Z tego punktu widzenia podkreśla się, że 3-letni czas odpowiedzi na kryzys jest w pełni realistyczny nawet w przypadku technologii biogazowych/biometanowych, które w polskiej elektroenergetyce praktycznie jeszcze nie są znane. Realistyczny charakter tego czasu wynika przede wszystkim z agroenergetycznych doświadczeń niemieckich, ale także z doświadczeń polskich w obszarze biopaliw płynnych. Doświadczenia niemieckie polegają w szczególności 2 Podany długi okres jest charakterystyczny dla technologii polegającej na wykorzystaniu gazu z przeróbki węgla do zasilania wielkich (1000 MW) bloków combi (gazowo-parowych).technologie polegające na wykorzystaniu gazu z przeróbki węgla do zasilania energetyki rozproszonej mają zdecydowanie krótszy czas odpowiedzi na sygnały rynkowe. 9

Wprowadzenie na gwałtownym wzroście rynku projektów biometanowych. Mianowicie, tylko w 2006 roku niemiecki rynek zwiększył się o ponad 1200 takich projektów, o łącznej mocy elektrycznej wynoszącej około 600 MW. Z kolei w Polsce rynek upraw rzepaku powiększył się w sezonie uprawowym 2006/2007 ponad dwukrotnie. Impulsem było zwiększone, ujawnione na początku 2006 roku, zapotrzebowanie na rzepak ze strony polskich wytwórców estrów. Oczywiście, decyzje podatkowe Ministra Finansów ze stycznia 2007 roku dotyczące podatku akcyzowego na biopaliwa zahamowałyby, w przypadku zamkniętej gospodarki, polski rynek uprawy rzepaku. Jednak na otwartym rynku rolnicy nie stracili, bo na polski rzepak pojawiło się wielkie zapotrzebowanie ze strony niemieckich wytwórców estrów. (Decyzje Ministra Finansów pokazują, że wprowadzenie zasady zarządzania bezpieczeństwem energetycznym za pomocą mechanizmów rynkowych wymaga zasadniczej poprawy obecnej jakości polityki podatkowej w obszarze energetyki. W przeciwnym razie nie możemy liczyć na wzrost bezpieczeństwa, musimy się natomiast liczyć z tym, że korzyści z polskiego rolnictwa energetycznego będą mieli inni, np. Niemcy). 32. W okresie przejściowym, nim zaczną działać mechanizmy internalizacji kosztów zewnętrznych w sposób pełny, Program IERE będzie tworzył podstawy pod bardziej obiektywną/rynkową, niż to jest obecnie, kalibrację certyfikatów zielonych, czerwonych i żółtych, a potencjalnie również certyfikatów białych 3. Będzie też pomocny w budowie racjonalnego systemu ustalania wymaganych udziałów energii elektrycznej zielonej oraz czerwonej i żółtej w całkowitej energii elektrycznej zużywanej przez odbiorców. 3 W okresie, kiedy będą funkcjonować dwa równoległe systemy: system KPRU i handlu uprawnieniami do emisji CO 2 oraz system certyfikatów (czyli co najmniej do 2012 roku). 10

Uwarunkowania światowe, unijne i krajowe Uwarunkowania światowe, unijne i krajowe 33. Program IERE nawiązuje do wybuchu innowacyjności technologicznej w energetyce amerykańskiej i do budowy społeczeństwa wodorowego w USA oraz do strategii rozwoju energetyki innowacyjnej i budowy społeczeństwa bezemisyjnego w Unii Europejskiej. Jest to pierwszy filar, na którym jest usadowiony Program IERE. 34. W szczególności Program IERE nawiązuje do Pakietu energetycznego 3x20 4 z marca 2007 i do projektu dyrektywy dotyczącej wykorzystania energii odnawialnej ze stycznia 2008 (celem dla Polski według projektu dyrektywy jest udział energii odnawialnej w 2020 roku wynoszący 15%). Jest to drugi filar, na którym jest usadowiony Program IERE. 35. Program IERE nawiązując do sytuacji energetycznej w Polsce, która gwałtownie pogarsza się. Jednocześnie pokazuje, że najszybsza poprawa sytuacji jest możliwa poprzez rozwój energetyki rozproszonej i rolnictwa energetycznego. Pokazuje też fundamentalną rzecz, która na początku 2008 roku jest już oczywista. Mianowicie, że energetyka odnawialna staje się konkurencyjna w stosunku do węglowej. Jest to trzeci filar, na którym jest usadowiony Program IERE. 36. Program IERE uwzględnia radykalną zmianę rządowego podejście do współspalania, w kierunku jego ograniczenia (projekt rozporządzenia dotyczącego certyfikacji energii odnawialnej). Podejście to oznacza przekierowanie biomasy do obszaru IERE. Jest to czwarty filar, na którym jest usadowiony Program IERE. 37. Program IERE uwzględnia historyczną szansę zastąpienia klasycznej (sieciowej) reelektryfikacji wsi nowoczesną reelektryfikacją, mającą podstawę w innowacyjnej energetyce rozproszonej wytwórczej i w rolnictwie energetycznym, czyli we własnych zasobach wsi. Jest to piąty filar, na którym jest usadowiony Program IERE Uwarunkowania maroekonomiczne 38. Mimo prawie dwudziestu lat działań na rzecz urynkowienia energetyki (elektroenergetyki i gazownictwa) język, w którym opisuje się bezpieczeństwo energetyczne niewiele ma wspólnego z funkcjonowaniem rynku, jest to natomiast dalej język charakterystyczny dla monopolu. Jest to uwarunkowane utrzymującą się korporacyjnością energetyki i wielkoskalowością technologii (energetycznych). Realizacja Programu IERE będzie stopniowo odwracać ten porządek (będzie włączać energetykę w obszar działania mechanizmów rynkowych, opisywanych za pomocą wielkości makroekonomicznych). Będzie tak dlatego, że mechanizmy rynkowe z natury są właściwe do pobudzania inwestycji (zarządzania inwestycjami) w obszarze IERE. 39. Bardzo silny wzrost cen energii elektrycznej (wynoszący np. 50%) przekłada się natychmiast na wzrost inflacji (potencjał tego wzrostu wynosi obecnie około 2%). Krótkoterminowo inflacja przekłada się bezpośrednio na wzrost stóp procentowych i spowolnienie gospodarki (na obniżenie PKB). Jednak przy obecnej, bardzo dużej elektrochłonności polskiego PKB (125 MWh/mln zł), nie ma zagrożenia długoterminowego spowolnienia gospodarki (większego niż 0,2% w wymiarze rocznym). 4 Reguła 3x20 oznacza w energetyce (ogólnie, a nie tylko w elektroenergetyce) trzy główne cele do osiągnięcia w horyzoncie 2020. Są to: 20-procentowy udział energii odnawialnej w rynkowych dostawach energii, 20- procentowa redukcja emisji CO 2 (w porównaniu do 1988 roku) i 20-procentowa redukcja zapotrzebowania jednostkowego na energię (na jednostkę dochodu narodowego), uzyskana poprzez poprawę efektywności jej użytkowania. 11

Uwarunkowania światowe, unijne i krajowe 40. Zwłaszcza, że silny wzrost cen energii elektrycznej w Polsce przypada na okres osłabienia koniunktury gospodarczej na świecie. To oznacza, że oczyszczające działanie cyklu koniunkturalnego na gospodarkę, między innymi zmniejszające jej elektrochłonność, będzie w Polsce silniejsze niż w krajach, gdzie wzrostu cen energii elektrycznej nie będzie. Można przyjąć, że jeśli współczynnik korelacji między wzrostem zapotrzebowania na energię i wzrostem PKB (w fazie wzrostowej cyklu koniunkturalnego) wynosi dla Polski obecnie około 0, 5, to dla następnego cyklu współczynnik ten może ukształtować się na bardzo niskim poziomie, wynoszącym 0,2. 41. Należy w tym miejscu pamiętać, że silny wzrost cen pokaże jaka, jest naprawdę elastyczność cenowa popytu na energię elektryczną w Polsce. Pierwsza składowa obniżki popytu, związana z prostym oszczędzaniem energii elektrycznej, ujawni się praktycznie natychmiast po wzroście cen. Druga składowa, związana z inwestycjami na rzecz obniżki elektrochłonności gospodarki (w tym z białymi certyfikatami, ujawni się w 2009 roku. Trzecia składowa, związana ze zmianami strukturalnymi gospodarki, na bardziej nowoczesną, ujawni się w 2010 roku. Syntetyczny roczny wskaźnik obniżki elektrochłonności gospodarki (postrzeganej jako business as usually) należy w perspektywie 2020 przyjąć na poziomie około 1,5% (taką obniżkę można uważać za dobrze skorelowana z celami unijnego Pakietu energetycznego 3x20). 42. Silny wzrost cen pobudzi rozwój obszaru IERE. Widoczny efekt w tym zakresie (zwiększona roczna podaż energii elektrycznej, pochodząca z energetyki wiatrowej i biometanowej, wynosząca około 1,5 TWh) jest możliwy po 2 3 latach. Konieczna jest jednak zmiana regulacji, z regulacji ukierunkowanej na odbiorców na regulację ukierunkowaną na inwestorów i technologie (regulację mającą podstawy w kosztach referencyjnych dla poszczególnych technologii, uwzględniających internalizację kosztów zewnętrznych środowiska i kosztów sieciowych). 43. Wielkoskalowa elektroenergetyka węglowa nie jest w stanie odpowiedzieć, nawet za pomocą tradycyjnych technologii (przy tym technologie spalania fluidalnego za takie tu się uważa) na wzrost cen, niezależnie od tego jak wielki on będzie, wcześniej niż po 2015 roku. Za pomocą technologii bezemisyjnych jest natomiast w stanie odpowiedzieć dopiero po 2020 roku. Trzeba jednak podkreślić, że w przypadku energetyki węglowej większy problem, niż z mocami, jest związany z węglem, którego zaczyna brakować. A sytuacja w górnictwie (w zakresie inwestycji wydobywczych) nie jest, pod względem czasu odpowiedzi na wzrost cen, lepsza jak w elektroenergetyce (w zakresie inwestycji wytwórczych i sieciowych). 12

Wielkość polskich rynków końcowych energii Wielkość polskich rynków końcowych energii 44. Polskie rynki końcowe energii w 2008 roku można oszacować na ok. 550 TWh (wg kryteriów projektu dyrektywy dotyczącej energii odnawialnej, które uwzględniają w energii końcowej energię na potrzeby własne źródeł wytwórczych i straty sieciowe). Podział energii pomiędzy trzy rynki był następujący: energia elektryczna: 140 TWh, ciepło: 240 TWh, transport: 150 TWh (w przypadku transportu za rynek końcowy uznaje się rynek sprzedaży paliw użytkownikom środków transportowych). 45. Można oszacować, że w 2020 r. będzie to razem (energia elektryczna, ciepło, transport) ok. 640 TWh. Obowiązujący wówczas Polskę udział (15%) energii odnawialnej wyniesie ok. 100 TWh. Podkreśla się, że projekt dyrektywy dotyczącej energii odnawialnej nie określa udziałów energii odnawialnej na poszczególnych rynkach końcowych (jedynie w paliwach transportowych nie może to być udział mniejszy niż 10%, czyli w Polsce nie może to być mniej niż ok. 20 TWh). Należy oczekiwać, w związku z taką regulacją, że w kolejnych latach będzie następować systemowe przemieszczanie zasobów energii odnawialnej na rynek ciepła (na tym rynku, cechującym się niskimi parametrami przemian termodynamicznych najłatwiej będzie wykorzystać energię odnawialną, z natury rozproszoną). 46. Łączny potencjał ekonomiczno-techniczny produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wodnych oraz wiatrowych, powiększony o potencjał ekonomiczno-techniczny produkcji ciepła w źródłach geotermalnych (ocenia się na ok. 10 20 TWh. Dlatego z upraw energetycznych trzeba będzie uzyskać ok. 80 90 TWh energii końcowej. 47. Oznacza to, że energia pierwotna pochodząca z rolnictwa energetycznego, potrzebna do wywiązania się Polski z obowiązku określonego dyrektywą, wynosi ok. 100 110 TWh (mała różnica pomiędzy energią końcową i energią pierwotną wynika z bardzo wysokiej sprawności energetycznej konwersji, charakterystycznej dla technologii biometanowych, które będą dominujące w rolnictwie energetycznym). Podkreśla się jednak, że obowiązek (15%), określony dla Polski dyrektywą, nie stanowi górnego ograniczenia produkcji energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych w oparciu o zasoby rolnictwa energetycznego. Otwartą całkowicie sprawą jest wielkość rynku energii pierwotnej pochodzącej z rolnictwa energetycznego, wykorzystanej do eksportu certyfikatów zielonych na rynek unijny (i do produkcji energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych z przeznaczeniem na rynek polski). 13

Potencjał zastosowań technologii biogazowych/biometanowych w Polsce Potencjał zastosowań technologii biogazowych/biometanowych w Polsce 48. Zakłada się ostrożnie, że w 2020 roku Polska wykorzysta pod uprawy energetyczne około 2 mln hektarów ekwiwalentnych (1,4 mln na własne potrzeby i 0,6 mln z przeznaczeniem na eksport zielonych certyfikatów na rynek unijny). Odpowiada temu podaż energii pierwotnej 160 TWh. 49. Z tego 135 TWh może być wykorzystane w biogazowniach. Tę ostatnią wielkość otrzymuje się w następujacy sposób: całą podaż energii pierwotnej wynoszącą 160 TWh zmniejsza się o energię pierwotną potrzebną na rynku paliw transportowych, która wynosi około 25 TWh (zakłada się zastosowanie samochodów CNG, w miejsce samochodów zasilanych mieszankami paliw tradycyjnych i biopaliw płynnych, przy uwzględnieniu zmniejszonej sprawności wykorzystania paliwa transportowego, czyli biometanu w stosunku do mieszanek płynnych, o 20%). 50. Krajowy potencjał polskiego rynku biogazowni określa się na podstawie struktury produkcji charakterystycznej dla gazowego agregatu kogeneracyjnego o mocy poniżej 1 MW el (agregaty takie będą stanowić dominującą technologię na rynku biogazowni). Przyjmuje się w związku z tym, że energia elektryczna stanowi 35% w bilansie paliwa pierwotnego, a ciepło 50% (straty stanowią 15% w paliwie pierwotnym). 51. Czyli cała roczna energia elektryczna produkowana z biometanu, wytwarzana w skojarzeniu, będzie w 2020 r. wynosić około 45 TWh (jest to wielkość uwzględniająca polski eksport certyfikatów zielonych na rynek unijny). Energii tej odpowiada moc elektryczna zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych, zintegrowanych z biogazowniami, wynosząca około 6000 MW. 14

Potencjał polskiego rolnictwa energetycznego Potencjał polskiego rolnictwa energetycznego 52. Obecna wydajność energetyczna z ekwiwalentnego hektara (np. kukurydzy poddanej zgazowaniu w procesie fermentacji) wynosi ok. 50 MWh. Wynika to stąd, że z kiszonki kukurydzy zebranej z jednego hektara ekwiwalentnego można rocznie wyprodukować 5 tys. m 3 biometanu. 53. Rozwój lokalnych źródeł kogeneracyjnych, wykorzystujących ten biometan, i ogólnie rozwój OZE (odnawialnych źródeł energii), otwiera zupełnie nowy etap w energetyce. W kogeneracji można z 5 tys. m 3 biometanu wyprodukować ok. 17 MWh energii elektrycznej i ok. 90 GJ ciepła. Są to ilości wystarczające do pokrycia ok. 7-krotnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ok. 6-krotnego zapotrzebowania na ciepło w całej gospodarce, przypadającego na statystycznego Polaka w 2008 roku. 54. Można przyjąć, że w 2020 r. wydajność energetyczna z hektara ekwiwalentnego będzie wynosić ok. 80 MWh. Dlatego areał ziemi potrzebnej do wywiązania się Polski z obowiązku unijnego (projekt dyrektywy dotyczącej wykorzystania energii odnawialnej ze stycznia 2008 roku) można szacować na ok. 1,3 1,4 mln hektarów ekwiwalentnych. Trzeba podkreślić, że jest to znacznie mniej niż można było sądzić na podstawie Pakietu energetycznego 3x20 z marca 2007 roku. 55. Polsce, jako graczowi na rynku certyfikatów zielonych w Unii (rozwiązanie proponowane przez Komisję Europejską), stwarza to bardzo duże możliwości. Graniczny areał ziemi możliwy do wykorzystania w polskim rolnictwie energetycznym można szacować nawet na 4 mln hektarów rzeczywistych (w tym ugorów, gruntów odłogowanych) i co najmniej 2 mln hektarów ekwiwalentnych. Wykorzystanie takiego areału będzie w 2020 roku tym bardziej zasadne, że UE musi po 2012 roku transformować rolnictwo żywnościowe w energetyczne ze względu na potrzebę wygaszania wspólnej polityki rolnej. 15

Bariery (prawne/regulacyjne) rozwoju IERE Bariery (prawne/regulacyjne) rozwoju IERE 56. Obszar IERE podlega licznym i skomplikowanym regulacjom prawnym. Podstawowe znaczenie z punktu widzenia ekonomiki tego obszaru mają regulacje dotyczące rynków energii (energii elektrycznej, ciepła, gazu), w tym rynku certyfikatów (zielonych, czerwonych, żółtych) oraz rynku uprawnień do emisji CO 2. Bardzo ważna i wrażliwa jest regulacja dotycząca ochrony środowiska. Ważne i wrażliwe są także przepisy budowlane (regulacje dotyczące bezpieczeństwa budowlanego, w tym pożarowego). 57. Regulacje prawne warunkujące rozwój segmentu IERE cechuje obecnie wielkie rozproszenie i brak jednoznaczności, wynikający z faktu, że segment ten nie istniał dotychczas w polskiej gospodarczej. Dalsza praktyka legislacyjna może pójść dwoma drogami. Pierwsza, bardzo kusząca z punktu widzenie wszystkich zainteresowanych realizacją Programu IERE, mogłaby polegać na legislacji zintegrowanej, ukierunkowanej na stworzenie specjalistycznej ustawy typu Prawo biogazowe (na wzór Prawa wodnego, Prawa geologicznego i górniczego, Prawa budowlanego, Prawa atomowego, Prawa energetycznego itp.). Jednak ten kierunek jest niewłaściwy dla działalności innowacyjnej (dla energetyki uniwersalizujacej się). 58. Dlatego likwidacja barier prawnych rozwoju IERE będzie się odbywać drugą z możliwych dróg, mianowicie drogą stworzenia spójnej regulacji na rzecz rozwoju segmentu IERE poprzez koordynację regulacji istniejących już w podstawowych ustawach. Jest to droga trudniejsza, ale charakteryzująca się mniejszym ryzykiem politycznym i ryzykiem nieadekwatności do innowacyjnego charakteru IERE. Koordynacja będzie realizowana głównie poprzez nowelizację rozporządzeń do podstawowych ustaw w taki sposób, aby usunąć z tych rozporządzeń zapisy, które prawnie mogą być interpretowane na niekorzyść IERE (i jak najmniej dodawać nowych zapisów). Podstawowe znaczenie z tego punktu widzenia ma identyfikacja barier w istniejącym porządku prawnym i redakcja regulacji bodźcowych trafnie antycypujących rozwój technologiczny i podstawy ekonomiczne (rynkowe) w obszarze IERE. 59. Na przykład, obecnie warunkiem opłacalności budowy biogazowni jest zagwarantowanie odbioru ciepła, także w okresie letnim, produkowanego w źródle kogeneracyjnym zintegrowanym z biogazownią. W przypadku tej technologii podstawowe znaczenie ma regulacja umożliwiająca uzyskiwanie przez inwestora wynagrodzenia z tytułu dwóch certyfikatów powiązanych z energią elektryczną: zielonego i żółtego. Jednak znaczenie tej regulacji zdecydowanie zostanie osłabione, kiedy będzie istniała bardziej uniwersalna regulacja wprowadzająca wymagalność odpowiedniego udziału biogazu/biometanu (gazu zielonego ) w całym wolumenie gazu sprzedawanego z sieci gazowej. (Oczywiście, taka regulacja będzie wymagała rozwiniętych technologii zatłaczania biogazu do sieci gazowej, rozwiniętych technologii transportu CNG i LNG, rozwiniętych technologii oczyszczania biogazu do postaci biometanu itp.). Inna sytuacja powstanie wówczas, kiedy zielone certyfikaty zostaną skojarzone z produkcją ciepła z energii odnawialnej. Jeszcze inna sytuacja będzie, kiedy podatek akcyzowy nie będzie ograniczał wykorzystywania biogazu w samochodach CNG. 60. Drugi charakterystyczny przykład jest związany z sytuacją lokalnych źródeł wytwórczych na obszarach wiejskich ze słabą siecią rozdzielczą (jest to problem wyboru najlepszego sposobu reelektryfikacji wsi, uwzględniającego dostępne technologie elektroenergetyczne). Jeśli źródła te nie są wyposażone w układy sterowania (układy regulacji częstotliwościowonapięciowej) umożliwiające im współpracę ze słabą siecią oraz pracę autonomiczną, to regulacje prawne powinny wspomagać rozbudowę sieci elektroenergetycznych. Zupełnie inna sytuacja jest wówczas, kiedy lokalne źródła są zdolne do współpracy ze słabą siecią i do pracy autonomicznej (obecnie sytuacja już powszechna). Mianowicie, wtedy potrzebne są regulacje 16

Bariery (prawne/regulacyjne) rozwoju IERE prawne wspomagające rozwój usług systemowych ze strony IERE na rzecz operatorów dystrybucyjnych, np. usługi zastępowalności (rozbudowy) sieci elektroenergetycznej. 61. Trzeci charakterystyczny przykład jest związany z wielkością (i różnorodnością) projektów inwestycyjnych w obszarze IERE. Istnieje pokusa, aby na wstępnym etapie rozwoju IERE stosować odrębne regulacje do projektów dużych i bardzo małych, do projektów przemysłowych i rolniczych. Jako argument na rzecz regulacji przyjaznych wielkim projektom podaje się fakt, że lokalizacja dużych biogazowni (scentralizowanych instalacji) w pobliżu lokalnych przedsiębiorstw ciepłowniczych, jest uzasadniona, bo przedsiębiorstwa te mogą być odbiorcą ciepła przez cały rok. Z kolei lokalizacja biogazowni w pobliżu zakładu przemysłowego (zakładu przetwórstwa rolno-spożywczego) wytwarzającego odpady organiczne jest korzystna ze względu na możliwość pozyskania dodatkowego materiału wsadowego do produkcji biogazu. Jako argument na rzecz regulacji przyjaznych małym projektom podaje się fakt, że lokalizacja biogazowni w gospodarstwach rolnych rozwiązuje problem ochrony środowiska w produkcji rolnej i dodatkowo pozytywnie oddziałuje na bezpieczeństwo zasilania tych gospodarstw w energie elektryczną. Podkreśla się jednak, że w obszarze IERE odpowiedzią na początkowe trudności związane z różną wielkością projektów i ich różnorodnością nie powinna być specjalizacja regulacji prawnych, lecz przeciwnie ich uniwesalizacja i konsekwentna internalizacja różnorodnych kosztów zewnętrznych, która wyrównuje szanse projektów na gruncie ekonomicznym (na przykład, wystarczająca dla ekonomiki małych biogazowni rolniczych jest internalizacja sieciowych kosztów osieroconych, a ponadto zrównanie praw rolników, jako inwestorów nie prowadzących formalnie działalności gospodarczej, z prawami jednostek prowadzących działalność gospodarczą). 62. Przedstawiona poniżej lista barier szczegółowych ma charakter sygnalny i dotyczy ogólnych utrudnień w realizacji projektów inwestycyjnych w obszarze IERE. Lista nie uwzględnia natomiast barier z obszaru regulacji rynkowych, zwłaszcza dotyczących rynku energii elektrycznej (certyfikatów). Jest jednak sprawa niewątpliwą, że na przykład brak jednolitego stanowiska URE i Ministerstwa Gospodarki w sprawie wynagradzania inwestorów z tytułu produkcji energii elektrycznej i ciepła w źródłach kogeneracyjnych zasilanych biogazem produkowanym w biogazowniach (czyli praw majątkowych do certyfikatów czerwonych i zielonych, Komunikat Prezesa URE z 31 maja 2006 roku) jest obecnie najpoważniejszą barierą rozwoju IERE, Załącznik 3. W procesie realizacji Programu IERE Ministerstwo Gospodarki zaproponuje szczegółowe procedury szerokiego uczestnictwa (wszystkich zainteresowanych podmiotów) na rzecz likwidacji barier, w tym w obszarze regulacji rynkowych. Tym samym lista będzie sukcesywnie uzupełniana (na początku przede wszystkim przez Stowarzyszenie Energii Odnawialnej, Polską Izbę Biomasy, Polską Izbę Gospodarczą Energii Odnawialnej i Stowarzyszenie Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej, w imieniu swoich członków w miarę postępu prac przy pierwszych projektach inwestycyjnych). Wstępna lista barier prawnych 63. Brak objęcia Polską Klasyfikacją Działalności produkcji biogazu rolniczego. Niezbędna jest nowelizacja Rozporządzenia Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 grudnia 2007 roku w sprawie PKD. 64. Brak działalności w postaci wytwarzania biogazu z odchodów zwierzęcych i odpadów produkcji rolnej w spisie działalności tak zwanych Działów specjalnych produkcji rolnej. Stąd proces i przebieg fermentacji może być zaliczony jako produkcja przemysłowa, a wtedy np. gnojowicę pofermentacyjną kwalifikuje się jako odpad przemysłowy, ze wszystkimi tego konsekwencjami. 17

Bariery (prawne/regulacyjne) rozwoju IERE 65. Brak jednoznacznej definicji biogazowni rolniczej oraz uwzględnienia warunków lokalizacyjnych dla biogazowni względem innych obiektów. Niezbędne jest szczegółowe uregulowanie definicji związanych z biogazowniami w Rozporządzeniu Ministra Rolnictwa i Gospodarki Żywnościowej z dnia 7 października 1997roku w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budowle rolnicze i ich usytuowanie (Dz. U. Nr 132, poz. 877). 66. Brak możliwości uzyskania przez rolnika, jako osoby fizycznej, koncesji na wytwarzanie energii z OZE, a co zatem idzie świadectwa pochodzenia. Niezbędna jest zmiana wytycznych Prezesa URE w tym względzie. 67. Brak uwzględnienia odpadów po produkcji biogazu w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 21 kwietnia 2006 roku (Dz. U. Nr 75, poz. 527 z dnia 4 maja 2006 r.) w sprawie listy rodzajów odpadów, które posiadacz odpadów może przekazywać osobom fizycznym lub jednostkom organizacyjnym niebędącym przedsiębiorcami, oraz dopuszczalnych metod ich odzysku. Należy dodać do listy odpadów: 19 06 05 - Ciecze z beztlenowego rozkładu odpadów zwierzęcych i roślinnych. 19 06 06 - Przefermentowane odpady z beztlenowego rozkładu odpadów zwierzęcych i roślinnych. 68. Brak zaliczenia inwestycji biogazowych, jak i innych inwestycji OZE do inwestycji celu publicznego. Zaliczenie takie miałoby ogromne znaczenie dla przyśpieszenia procesu uzyskiwania lokalizacji dla inwestycji OZE. Niezbędna jest zmiana w ustawie z dnia 21 sierpnia 1997 roku o gospodarce nieruchomościami, polegającej na dopisaniu w Art. 6 ustępu 5 w brzmieniu: 5) budowa i utrzymanie urządzeń służących produkcji energii ciepła lub chłodu oraz wytwarzaniu energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii. 69. Brak obowiązku uwzględniania w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy problematyki związanej z zagospodarowaniem lokalnych zasobów odnawialnych źródeł energii. Obowiazek taki może stać się jednym z kluczowych narzędzi rozwoju biogazowni rolniczych. Niezbędne jest dodanie w ustawie o zmianie ustawy - Prawo energetyczne, ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, w Art. 3 p. 1) do art. 10 w ust. 1 pkt 15 w brzmieniu: 15) zagospodarowania lokalnych zasobów odnawialnych źródeł energi. Pozwoli to na uporządkowanie procesu lokalizowania inwestycji OZE, w tym biogazowni, zmniejszy zakres konfliktów środowiskowych związanych z rozwojem energetyki odnawialnej oraz pozwoli na lepsze planowanie rozwoju sieci elektroenergetycznych. 70. Brak objęcia w niektórych aktach prawnych mniejszych jednostek wytwarzających energię elektryczną (o mocy elektrycznej mniejszej od 1MW). 71. Brak spójności w prawodawstwie oraz rozproszenie legislacyjne zagadnień związanych z budową i funkcjonowaniem biogazowi, w kontekście spraw związanych z bezpieczeństwem pożarowym i zabezpieczeniem przed wybuchem. Niezbędna jest nowelizacja ustaw, rozporządzeń, norm, wśród których są między innymi 5 : Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z 12 kwietnia 2002 roku w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz. U. Nr 75, poz. 690). 16. 5 Koniecznym wydaje się przyjęcie ujednoliconych zapisów zasad bezpieczeństwa odnośnie biogazowni rolniczych, np. na kształt przyjętego w Niemczech dokumentu Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen (Zasady bezpieczeństwa dla biogazowni rolniczych) opracowanego w oparciu o wieloletnie doświadczenie w budowie i eksploatacji biogazowni rolniczych. 18

Bariery (prawne/regulacyjne) rozwoju IERE Wymogi zawarte w tym rozporządzeniu dotyczą zasad bezpieczeństwa pożarowego tylko budynków bez budowli. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 16 czerwca 2003 roku w sprawie ochrony przeciwpożarowej budynków, innych obiektów i terenów (Dz. U. Nr. 121, poz. 1138). Norma PN EN 1127-1 z 2001, Atmosfery wybuchowe. Zapobieganie wybuchowi i ochrona przed wybuchem (norma zawierająca pojęcia podstawowe i metodologię). Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 roku. Prawo ochrony środowiska i dalej Rozporządzenie Rady Ministrów z 9 listopada 2004 roku w sprawie określenia rodzajów przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko oraz szczegółowych warunków związanych z kwalifikowaniem przedsięwzięcia do sporządzenia raportu o oddziaływaniu na środowisko, wraz z załącznikiem. 19

Medializacja Programu IERE Medializacja Programu IERE 72. Mimo rosnącego znaczenia energetyki odnawialnej nie ma obecnie kampanii promocyjnych ukierunkowanych na ten obszar odbioru społecznego. Rolnictwo energetyczne jest natomiast praktyczne nieznane nawet specjalistom, zarówno z obszaru rolnictwa jak i z obszaru energetyki. To stanowi o wielkiej wadze medializacji Programu IERE, i jednocześnie o trudnościach z nią związanych. 73. Wielkie trudności w realizacji Programu IERE w najbliższych latach będą związane z oporem grup interesów zlokalizowanych w tradycyjnej energetyce (w obecnej elektroenergetyce węglowej i potencjalnej energetyce atomowej oraz w gazownictwie), w całym górnictwie, w tradycyjnym rolnictwie, w sektorze paliw płynnych i tradycyjnie wśród zielonych. 74. Dlatego medializacja Programu IERE będzie ukierunkowana na pokazanie, że nie jest on skierowany przeciw grupom interesów, jest natomiast najlepszym sposobem uporania się z przejściową niewydolnością (lub brakiem otwartości na innowacje) tradycyjnych sektorów, wymienionych w p.2. W takim ujęciu, uwzględniającym szerokie otoczenie społeczne i gospodarcze oraz długą perspektywę czasową podstawowe znaczenie będzie miało zaangażowanie się w medializację autorytetów posiadających wiedzę merytoryczną i nie ulegających trendom politycznym (przede wszystkim profesorów). 75. Na drugim biegunie kampania promocyjna będzie się przyczyniać do budowania pozytywnego klimatu wokół realizacji inwestycji biogazowych w gminach, w szczególności będzie zapobiegać powstawaniu konfliktów związanych z realizacją inwestycji biogazowych i z ich funkcjonowaniem. 76. Celem kampanii promocyjnej jest wywołanie szerokiego, ogólnospołecznego zainteresowania Programem IERE oraz samą kampanią promocyjną. Środkami realizacji celu będą: Dotarcie do jak najszerszej grupy odbiorców kampanii z podstawową informacją, co to są biogazownie rolnicze (i przemysłowe), dlaczego jest wspierana ich budowa. Wywołanie zainteresowania opiniodawczych mediów tematyką biogazowi i ogólnie Programem IERE. Przygotowanie podstaw pod szeroko zakrojoną kampanię edukacyjną adresowaną do obszaru IERE. 77. Bardzo ważna w medializacji Programu IERE będzie cała sfera merytoryczna (wysoka jakość przekazywanych informacji). Dlatego operacyjne środki realizacji kampanii promocyjnej będą opracowywane i będą powstawać w bloku Organizacja edukacji/szkoleń w Programie IERE. Środkami tymi będą: Baza danych na temat zrealizowanych biogazowni rolniczych/przemysłowych, procesu inwestycyjnego, obsługi eksploatacyjnej, oddziaływania na środowisko. Baza będzie tworzona w oparciu o międzynarodowe i krajowe doświadczenia oraz wiedzę naukową. Grupa ekspertów o wysokim autorytecie będących twarzami merytorycznymi Programu IERE. Grupa liderów politycznych, społecznych, branżowych będących twarzami promocyjnymi kampanii. Przewodnik jak zrealizować inwestycję biogazową/przemysłową w gminie. 78. Mediami, które zostaną wykorzystane do medializacji Programu IERE będą: media lokalne, media branżowe, media ogólnopolskie. Przez media rozumie się telewizję, radio, gazety, czasopisma oraz Internet. W szczególności portalami internetowymi promującymi 20