Analiza „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”

Krzysztof Żmijewski*

Analiza „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”

‘Poland’s Energy Policy until 2030’: an analysis: The paper examines the gov‑

ernmental strategy ‘Poland’s Energy Policy until 2030’ which was adopted by the Council of Ministers in 2009. This document addresses the key challenges faced by the Polish energy sector both from a short and long‑term perspective. The author surveys the main goals of the strategy, its priorities and measures (energy efficiency, energy security, nuclear power, renewable energy). In the last section he compares the government’s agenda to the ‘Alternative Energy Policy’ report produced in 2009 by the Institute for Sustainable Development.

* Dr hab. inż., profesor Politechniki Warszawskiej, Sekretarz Generalny Społecznej Rady Konsultacyjnej Narodowego Programu Redukcji Emisji, członek Narodowej Rady Rozwoju przy Prezydencie Rzeczpospolitej Polskiej, Lechu Kaczyńskim, e‑mail: krzysztof.zmijewski@interia.pl.

Streszczenie

W ocenie autora niniejszej analizy „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”¹ (dalej: PEP 2030) jest prawdopodobnie najlepszym dokumentem tego typu, jaki powstał dotychczas w Polsce. Dokument nie ma charakteru przeglądu sektorów, lecz zajmuje się analizą priorytetów. Po raz pierwszy struktura tego typu aktu urzędowego została konsekwentnie oparta na wy- borze priorytetowych celów i związanych z nimi kierunków działań. Wybór priorytetów i strukturę dokumentu należy uznać za bliską wzorowej. Warto podkreślić, że załączniki uzupełniające PEP 2030 zawierają nie tylko dane liczbowe, ale również, co szczególnie godne podkreślenia, „Program dzia- łań wykonawczych na lata 2009–2012”.

1 „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

Analiza PEP 2030 skłania również do sformułowania kilku uwag kry- tycznych. W wielu miejscach nie podano czasowego horyzontu realizacji celu. Generalnie brakuje próby określenia kosztów planowanych działań (szczególnie inwestycyjnych). Braki w tym zakresie wymagają uzupełnie- nia, np. w „Narodowym programie redukcji emisji gazów cieplarnianych”, nad którym pracuje rząd i powołana przez Ministra Gospodarki Społecz- na Rada ds. Narodowego Programu Redukcji Emisji CO2. Istotną słabością PEP 2030 jest też niezamieszczenie odniesień do realizacji unijnego pakietu klimatyczno-energetycznego, a zwłaszcza do konieczności osiągnięcia kon- kretnych poziomów redukcji emisji CO2 w 2020 i 2030 r. Szczególnie dziwi prognozowane „zamrożenie” rozwoju OZE po 2020 r. – wydaje się, że jest to założenie całkowicie odbiegające od tendencji polityki unijnej.

W niniejszym artykule przedstawiono strukturę PEP 2030 wraz z cha- rakterystyką deklarowanych w niej celów i działań planowanych dla ich re- alizacji. Oprócz oceny priorytetów polityki energetycznej autor dokonuje również porównania PEP 2030 i Alternatywnej polityki energetycznej Polski do 2030 roku, przygotowanej przez Instytut na rzecz Ekorozwoju (dalej:

APE)².

Struktura „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”

Przyjęty przez Radę Ministrów w listopadzie 2009 r. dokument „Polity- ka energetyczna Polski do 2030 roku”³ składa się z dziewięciu rozdziałów i czterech załączników. Podstawowe rozdziały odpowiadają jednocześnie najważniejszym priorytetom polskiej polityki energetycznej. Uznano, że są nimi:

1. Poprawa efektywności energetycznej

2. Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii

3. Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej

4. Rozwój wykorzystywania odnawialnych źródeł energii, w tym bio- paliw

5. Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii 6. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.

2 Alternatywna polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Raport techniczno‑meto‑

dologiczny, Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2009.

3 Załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z 10 listopada 2009 r. w spra- wie „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”.

Dodatkowe rozdziały to:

 Wprowadzenie

 Działania wspomagające

 System wdrożenia polityki energetycznej.

Dokument uzupełniają cztery istotne załączniki, a mianowicie:

 załącznik 1. Ocena realizacji polityki energetycznej od 2005 roku

 załącznik 2. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku

 załącznik 3. Program działań wykonawczych na lata 2009–2012

 załącznik 4. Wnioski ze strategicznej oceny oddziaływania polityki energetycznej na środowisko.

Każdy z głównych rozdziałów odpowiadających priorytetom dzieli się na trzy podrozdziały: cele do osiągnięcia, działania do wykonania oraz przewidywane efekty.

Jak stwierdzono wyżej, zarówno wybór priorytetów, jak i strukturę dokumentu można ocenić jako prawie wzorowe. Jedyne wątpliwości bu- dzi brak wyraźnego priorytetu poświęconego tzw. czystym technologiom węglowym, w tym metodzie wyłapywania (sekwestracji) i magazynowania dwutlenku węgla (carbon capture and storage, CCS). Pojęcie „czyste tech- nologie węglowe” nie pojawia się w PEP 2030 w ogóle, a termin CCS użyto 5 razy i to dopiero w rozdziale poświęconym ograniczeniu oddziaływania na środowisko⁴. W kraju, którego gospodarka w 57,7% oparta jest na wę- glu, czyste technologie węglowe i CCS powinny w dokumencie rządowym poświęconym energetyce zasłużyć na tyle uwagi, aby wypełnić osobny roz- dział. Pewnym wyjaśnieniem może być fakt, że powyższa dziedzina obcią- żona jest dużym ładunkiem niepewności, tak w zakresie technologicznym (możliwości realnych zastosowań), jak i w zakresie ekonomicznym (realna ocena kosztów). Zdaniem autora niniejszej analizy wątpliwości te powinny jednak zostać zidentyfikowane i przedstawione opinii publicznej. Prezen- tacja profesjonalnej organizacji Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF)⁵ mówi o wzroście kosztów wytwarzania energii elektrycznej o 80%

w przypadku stosowania metody post‑combustion i o 35% w przypadku pre‑combustion. CSLF stawia przed nauką cel obniżenia tych kosztów od- powiednio do 30% i do 10%. PEP 2030 nie poświęca też większej uwagi

4 Trzeba przyznać, że termin CCS występuje w streszczeniu na stronie Ministerstwa Gospodarki, www.mg.gov.pl/Wiadomosci/Energetyka.

5 www.cslforum.org.

innym technologiom czystego węgla. Pojęcie zgazowania węgla pojawia się w tym dokumencie tylko 3 razy, a podziemna gazyfikacja węgla – wcale.

Należy podkreślić, że załączniki uzupełniające PEP 2030 zawierają nie tylko dane liczbowe, ale również, co szczególnie godne podkreślenia, „Pro- gram działań wykonawczych na lata 2009–2012”, precyzujący poszczególne zadania w każdym z sześciu priorytetów. „Program działań” zawiera rodzaj działania (de facto jego cel), sposób realizacji (często, choć nie zawsze, z od- niesieniem do terminów) oraz podmioty odpowiedzialne za realizację zada- nia. Tak sformułowany dokument korzystnie odróżnia się od poprzednich

„Polityk energetycznych”, które takich programów działań nie zawierały.

Ocena priorytetów polityki energetycznej

Po raz pierwszy wewnętrzna struktura programu rozwoju energetyki została konsekwentnie oparta na wyborze priorytetowych celów i związa- nych z nimi kierunków działań, a nie na statystycznym podziale na pod- sektory energetyczno-paliwowe. Dlatego PEP 2030 należy ocenić bardzo pozytywnie.

Efektywność energetyczna

Na najwyższe uznanie zasługuje przyjęcie jako priorytetu poprawy efek- tywności energetycznej i ustawienie jej na pierwszym miejscu listy. Posta- wiony przed gospodarką cel – osiągnięcie w 2030 r. efektywności energe- tycznej krajów EU-15 należy uznać za zadanie niezwykle ambitne, a jednak osiągalne. Cel ten zdefiniowano w pełni zgodnie z zasadą SMART⁶ (zakła- dając, że termin osiągnięcia celu pokrywa się z horyzontem dokumentu, czyli, że będzie nim rok 2030). Równie ambitnym celem jest dążenie do utrzymania zeroenergetycznego wzrostu gospodarczego, tj. rozwoju gospo- darki bez wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną.

Ponadto PEP 2030 definiuje szczegółowe cele w zakresie efektywności energetycznej, a mianowicie:

 zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej, poprzez budowę wysokosprawnych jednostek wytwórczych,

 dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wy- twarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porówna- niu do produkcji w 2006 r.,

6 SMART – skrót od ang. specific, measurable, ambitious, reachable, time‑wise – sprecyzowane, mierzalne, ambitne, realne, terminowe.

 zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji, m.in.

przez modernizację obecnych i budowę nowych sieci, wymianę trans- formatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej,

 wzrost efektywności końcowego wykorzystania energii,

 zwiększenie stosunku rocznego zapotrzebowania na energię elek- tryczną do maksymalnego zapotrzebowania na moc w szczycie ob- ciążenia, co pozwala zmniejszyć całkowite koszty zaspokojenia po- pytu na energię elektryczną.

Niestety, tylko jeden z tych celów został określony liczbowo (wysoko- sprawna kogeneracja), ale ich inwentaryzacja i tak jest postępem w stosun- ku do poprzedniego dokumentu, czyli przyjętej w 2005 r. „Polityki energe- tycznej Polski do 2025 roku”.

Zrealizowany ma też być cel wynikający z dyrektywy 2006/32/WE, tj. osiągnięcie do 2016 r. ponad 4,5 mln toe oszczędności zużycia energii finalnej (9% średniej z lat 2001–2005).

Należy jednak zwrócić uwagę, że zamierzenia w zakresie zmniejszenia zużycia energii pierwotnej zawarte w załączniku 2 do PEP 2030 (tabela 10, s. 14) nie w pełni odpowiadają deklaracji zeroenergetycznego wzrostu ze s. 7 dokumentu podstawowego. „Prognoza zapotrzebowania na energię”

zakłada bowiem wzrost zużycia energii pierwotnej o 3,99% w roku 2020⁷ i 21,17% w roku 2030, co znacznie odbiega także od deklarowanej przez Unię redukcji zużycia energii pierwotnej o 20% w stosunku do scenariusza business as usual⁸. W odniesieniu do 2006 r. oznaczałoby to spadek zużycia o 16,58%. Tak więc w tym obszarze PEP 2030 nie realizuje założeń pakietu

„3×20”. Trzeba jednak zaznaczyć, że tzw. trzecia dwudziestka, czyli zmniej- szenie zużycia energii pierwotnej w wyniku poprawy efektywności, nie jest celem obligatoryjnym dla państw członkowskich.

PEP 2030 prezentuje również działania na rzecz poprawy efektywności energetycznej niezbędne do osiągnięcia zakładanego celu efektywnościo- wego.

Działania te obejmują:

 ustalenie narodowego celu wzrostu efektywności energetycznej,

 wprowadzenie systemowego mechanizmu wsparcia dla działań służą- cych realizacji narodowego celu wzrostu efektywności energetycznej,

7 W stosunku do 2006 r.

8 Scenariusz business as usual określa teoretyczny przebieg charakteryzowanego procesu bądź zjawiska, który nastąpiłby w przyszłości przy zachowaniu obecnych ten- dencji kształtujących ten proces i bez podejmowania istotnych działań na rzecz jego zmiany (scenariusz kontynuacji).

 stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, z uwzględnieniem kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpo- wiednią politykę gmin,

 stosowanie obowiązkowych świadectw charakterystyki energetycz- nej dla budynków i mieszkań przy wprowadzaniu ich do obrotu czy wynajmu,

 oznaczenie energochłonności urządzeń i produktów zużywających energię oraz wprowadzenie minimalnych standardów dla tych pro- duktów,

 zobowiązanie sektora publicznego do pełnienia wzorcowej roli w oszczędnym gospodarowaniu energią,

 wsparcie inwestycji w zakresie oszczędności energii przy zasto- sowaniu kredytów preferencyjnych oraz dotacji ze środków kra- jowych i europejskich, w tym w ramach ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów, Programu Operacyjnego Infra- struktura i Środowisko, regionalnych programów operacyjnych, środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospo- darki Wodnej,

 wspieranie prac naukowo-badawczych w zakresie nowych rozwią- zań i technologii zmniejszających zużycie energii we wszystkich kie- runkach jej przetwarzania oraz użytkowania,

 zastosowanie technik zarządzania popytem (demand side mana‑

gement, DSM), stymulowane poprzez m.in. zróżnicowanie dobo- we stawek opłat dystrybucyjnych oraz cen energii elektrycznej na podstawie ocen referencyjnych będących wynikiem wprowadzenia rynku dnia bieżącego, a także przekazanie sygnałów cenowych od- biorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi,

 kampanie informacyjne i edukacyjne, promujące racjonalne wyko- rzystanie energii,

 inne działania wynikające z „Krajowego planu działań dotyczącego efektywności energetycznej” (z 31 lipca 2007 r.).

Przedstawiony powyżej zakres działań należy uznać za bogaty i w du- żym zakresie innowacyjny. Musi on jednak zostać uzupełniony o konkret- ne przedsięwzięcia operacyjne. Innymi słowy, decyzję strategiczną należy poszerzyć o opracowania taktyczne i obudować zadaniami operacyjnymi.

Niestety, doświadczenia 2009 r. nie nastrajają w tej kwestii optymistycz- nie. Można tu przytoczyć dwa przykłady: pierwszym jest praktyczna klęska systemu certyfikacji energetycznej budynku. System ten formalnie został

wprowadzony, lecz faktycznie nie działa, ponieważ może być skutecznie ignorowany. Transakcja sprzedaży bądź wynajęcia budynku lub mieszka- nia w Polsce w praktyce nie wymaga okazania certyfikatu energetyczne- go, ponieważ obowiązek ten nie został wpisany do ustawy expresis verbis.

Jest to niezgodne zarówno z literą, jak i duchem odpowiedniej dyrekty- wy unijnej⁹, która wymaga, aby certyfikat energetyczny wywoływał kon- sekwencje prawne. Drugim przykładem jest próba implementacji dyrek- tywy o efektywności energetycznej i usługach energetycznych¹⁰ w postaci ustawy o efektywności energetycznej. W tym przypadku niespodziewane wątpliwości pojawiły się w Ministerstwie Finansów wątpiącym w możli- wość i zasadność oczekiwanego przez dyrektywę i zakładanego przez usta- wę zredukowania zużycia energii finalnej o 1% rocznie w sektorze finan- sów publicznych. Podkreślić przy tym należy, że inwestycje zmierzające do poprawienia efektywności są w tym obszarze opłacalne (okresy zwrotu poniżej 10 lat) i że mogłyby być realizowane w trybie promowanych przez dyrektywę usług energetycznych (finansowanie przez trzecią stronę – przez firmy typu ESCO), czyli bez zaangażowania środków budżetowych. Ten i inne zawarte w wyżej wymienionych punktach problemy muszą jeszcze zostać rozwiązane.

Niezbędne wydaje się wydzielenie funduszu efektywności energetycz- nej lub choćby wprowadzenie osobnego rachunku efektywności energe- tycznej np. w NFOŚiGW. Należałoby zapisać wprost stwierdzenie, na jakie cele przeznaczone będą środki uzyskania z aukcji uprawnień do emisji CO2

(około 1,7 mld euro od roku 2013), a jednym z podstawowych celów należy uczynić właśnie wspieranie inwestycji służących podnoszeniu efektywności.

Bardziej szczegółowo powinny zostać określone również działania na rzecz poprawy efektywności energetycznej w przemyśle (np. program wspierania audytów energetycznych, program dobrowolnych porozumień). Ważnym działaniem byłoby wyrażenie deklaracji dotyczącej wspierania rozwoju firm usług energetycznych działających w trybie finansowania oszczędno- ści przez trzecią stronę (ESCO), szczególnie w sferze finansów publicznych.

W obszarze efektywności i redukcji emisji należy powołać instytucję cało- ściowo koordynującą działania operacyjne w zakresie priorytetu efektyw- ności energetycznej, na wzór podobnych silnych instytucji funkcjonujących w innych państwach Unii.

9 Energy Performance of Buildings Directive 2002/91/EC of the European Parlia- ment and of the Council of 16 December 2002.

10 Energy End-use Efficiency and Energy Services Directive 2006/32/EC of the Eu- ropean Parliament and of the Council of 5 April 2006.

Bezpieczeństwo energetyczne

Priorytet dotyczący bezpieczeństwa dostaw skonstruowany został sek- torowo. Podstawowe cele w tym zakresie to:

 węgiel

• racjonalna gospodarka złożami węgla

 gaz

• dywersyfikacja źródeł i kierunków dostaw

 ropa naftowa i paliwa płynne

• zwiększenie stopnia dywersyfikacji dostaw

• budowa magazynów ropy i paliw płynnych

 energia elektryczna i ciepło

• ciągłe pokrycie zapotrzebowania na energię.

Węgiel

W zakresie górnictwa PEP 2030 zakłada wykorzystywanie węgla ka- miennego jako głównego paliwa dla elektroenergetyki. Zostały wyznaczone główne cele:

 zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju poprzez zaspo- kojenie krajowego zapotrzebowania na węgiel, zagwarantowanie stabilnych dostaw do odbiorców i wymaganych parametrów jako- ściowych,

 wykorzystywanie węgla przy zastosowaniu sprawnych i niskoemi- syjnych technologii, w tym zgazowania węgla oraz przerobu na pali- wa ciekłe lub gazowe,

 wykorzystanie nowoczesnych technologii w sektorze górnictwa wę- gla dla zwiększenia konkurencyjności, bezpieczeństwa pracy, ochro- ny środowiska oraz stworzenia podstaw dla rozwoju technologicz- nego i naukowego,

 maksymalne zagospodarowanie metanu uwalnianego przy eksplo- atacji węgla w kopalniach.

Cele te mają być osiągnięte za pomocą następujących działań:

 wprowadzenia regulacji prawnych uwzględniających cele propono- wane przez rząd, a w szczególności instrumentów motywujących do działań przygotowawczych oraz utrzymywania odpowiednich mocy wydobywczych,

 rozwoju zmodernizowanych technologii przygotowania węgla do energetycznego wykorzystania,

 zniesienia barier prawnych w zakresie udostępniania nowych złóż węgla kamiennego i brunatnego,

 identyfikacji krajowych zasobów strategicznych węgla kamiennego i brunatnego oraz ich ochrona przez ujęcie w planach zagospodaro- wania przestrzennego,

 zapewnienia dostępu do zasobów węgla przez realizację przedsię- wzięć w zakresie udostępnienia i przemysłowego zagospodarowania nowych, udokumentowanych złóż strategicznych jako inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym,

 intensyfikacji badań geologicznych w celu powiększenia bazy zaso- bowej węgla z wykorzystaniem nowoczesnych technik poszukiwaw- czych i rozpoznawczych,

 dokończenia trwających zmian organizacyjnych i strukturalnych.

W uzasadnionych ekonomicznie przypadkach dopuszczenie moż- liwości tworzenia grup kapitałowych na bazie spółek węglowych i spółek energetycznych, z zachowaniem zasad dialogu społecznego,

 wsparcia dla gospodarczego wykorzystania metanu, uwalnianego przy eksploatacji węgla w kopalniach węgla kamiennego,

 wprowadzenia rozwiązań technologicznych umożliwiających wy- korzystanie metanu z powietrza wentylacyjnego odprowadzanego z kopalń węgla kamiennego,

 pozyskiwania funduszy na rozwój górnictwa poprzez prywatyzację spółek węglowych, po uzgodnieniu ze stroną społeczną. Zasadność prywatyzacji, wolumen akcji i czas debiutu będą analizowane pod kątem realizacji celów polityki energetycznej,

 wspierania prac badawczych i rozwojowych nad technologiami wy- korzystania węgla do produkcji paliw płynnych i gazowych, zmniej- szenia negatywnego wpływu na środowisko procesów pozyskiwania energii z węgla oraz w zakresie węglowych ogniw paliwowych,

 zachowania przez Ministra Gospodarki dotychczasowych kompe- tencji ministra właściwego do spraw Skarbu Państwa w odniesieniu do przedsiębiorstw górniczych.

Zarówno powyższe cele, jak i działania należy uznać za skonstruowane prawidłowo. Pewne zdziwienie budzić może jedynie to, że polityka wspo- mina o dosyć egzotycznych rozwiązaniach technologicznych, takich jak węglowe ogniwa paliwowe (prawdopodobnie DCFC, które są w stadium badań laboratoryjnych), a nie wspomina o technologii CCS promowanej przez Unię Europejską w specjalnej dyrektywie¹¹.

11 Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the Geological Storage of Carbon Dioxide (CCS).

Gaz ziemny

Szczegółowymi celami w zakresie gazu ziemnego są:

 zwiększenie przez polskie przedsiębiorstwa zasobów gazu ziemnego pozostających w ich dyspozycji,

 zwiększenie możliwości wydobywczych gazu ziemnego na teryto- rium Polski,

 zapewnienie alternatywnych źródeł i kierunków dostaw gazu do Polski,

 rozbudowa systemu przesyłowego i dystrybucyjnego gazu ziemnego,

 zwiększenie pojemności magazynowych gazu ziemnego,

 pozyskanie przez polskie przedsiębiorstwa dostępu do złóż gazu ziemnego poza granicami kraju,

 pozyskanie gazu z wykorzystaniem technologii zgazowania węgla,

 gospodarcze wykorzystanie metanu przez eksploatację z naziem- nych odwiertów powierzchniowych.

Działania prowadzące do osiągnięcia tych celów to:

 właściwa polityka taryfowa, zachęcająca do inwestowania w infra- strukturę liniową (przesył i dystrybucja gazu),

 budowa terminalu do odbioru gazu skroplonego (LNG),

 zawarcie na warunkach rynkowych kontraktów na zdywersyfikowa- ne dostawy gazu ziemnego dla terminalu do odbioru gazu skroplo- nego oraz z kierunku północnego,

 określenie polityki zrównoważonego gospodarowania krajowymi zasobami gazu umożliwiającej rozbudowę bazy rezerw gazu ziem- nego na terytorium Polski,

 realizacja inwestycji umożliwiających zwiększenie wydobycia gazu ziemnego na terytorium Polski,

 dywersyfikacja dostaw poprzez budowę systemu przesyłowego umoż- liwiającego transport gazu ziemnego z kierunku północnego, zachod- niego i południowego oraz budowa połączeń międzysystemowych realizujących w pierwszej kolejności postulat dywersyfikacji źródeł dostaw,

 pozyskiwanie przez polskie przedsiębiorstwa dostępu do złóż gazu ziemnego poza granicami kraju,

 wsparcie inwestycji infrastrukturalnych z wykorzystaniem funduszy europejskich,

 usprawnienie mechanizmu reagowania w sytuacjach kryzysowych,

 ochrona interesów państwa w strategicznych spółkach sektora gazo- wego,

 stosowanie zachęt inwestycyjnych do budowy pojemności maga- zynowych (przez odpowiednią konstrukcję taryf oraz zapewnienie zwrotu zaangażowanego kapitału),

 działania legislacyjne, mające na celu likwidację barier inwestycyj- nych, w szczególności w zakresie dużych inwestycji infrastruktural- nych (magazyny, infrastruktura LNG, tłoczenie gazu itp.) i inwesty- cji liniowych,

 kontynuacja prac pilotażowych udostępnienia metanu ze złóż węgla kamiennego.

Działania te uznać można za adekwatne do celów. Widoczny jest jednak brak mechanizmu udostępniania magazynów gazu dla innych dostawców niż dostawca dominujący. Jak już wcześniej napisano, do działań powyż- szych nie podano konkretnych parametrów ani w zakresie technicznym, ani finansowym. Utrudni to ocenę skuteczności ich wdrożenia oraz moni- torowanie terminowości i stopnia zaawansowania prowadzonych prac.

Ropa naftowa i paliwa płynne

Cele szczegółowe w zakresie ropy naftowej i paliw płynnych, to:

 dywersyfikacja dostaw ropy naftowej do Polski z innych regionów świata, m.in. poprzez budowę infrastruktury przesyłowej dla ropy naftowej z regionu Morza Kaspijskiego,

 rozbudowa infrastruktury przesyłowej i przeładunkowej dla ropy naftowej oraz produktów ropopochodnych,

 rozbudowa i budowa magazynów na ropę naftową i paliwa płynne (magazyny kawernowe, bazy przeładunkowo-magazynowe),

 uzyskanie przez polskich przedsiębiorców dostępu do złóż ropy naf- towej poza granicami Rzeczpospolitej Polskiej,

 zwiększenie ilości ropy przesyłanej tranzytem przez terytorium Rzeczpospolitej Polskiej,

 zwiększenie poziomu konkurencji w sektorze, celem minimalizowa- nia negatywnych skutków dla gospodarki, wynikających z istotnych zmian cen surowców na rynkach światowych,

 utrzymanie udziałów Skarbu Państwa w kluczowych spółkach sekto- ra, a także w spółkach infrastrukturalnych,

 ograniczenie ryzyka wrogiego przejęcia podmiotów zajmujących się przerobem ropy naftowej, świadczących usługi w zakresie przesyłu i magazynowania ropy naftowej oraz produktów naftowych,

 zwiększenie bezpieczeństwa przewozów paliw drogą morską.

Cele te osiągnięte mogą być w wyniku następujących działań:

 budowy infrastruktury umożliwiającej transport ropy naftowej z in- nych regionów świata, w tym z regionu Morza Kaspijskiego w ra- mach projektu „Euroazjatyckiego korytarza transportu ropy nafto- wej”,

 wspierania działań w zakresie intensyfikacji poszukiwań i zwiększe- nia wydobycia krajowego, prowadzonych przez polskie firmy na lą- dzie i na szelfie Morza Bałtyckiego oraz poza granicami kraju,

 rozbudowy infrastruktury przesyłowej, przeładunkowej i magazy- nowej (w tym kawern) dla ropy naftowej i paliw płynnych,

 wykorzystania narzędzi nadzoru właścicielskiego Skarbu Państwa dla stymulowania i monitorowania realizacji projektów w zakresie bezpieczeństwa dostaw ropy naftowej i paliw płynnych,

 zmian legislacyjnych dotyczących zapasów paliw płynnych, w szcze- gólności zniesienie obowiązku fizycznego utrzymywania zapasów przez przedsiębiorców w zamian za opłatę celową, przeznaczoną na utrzymywanie zapasów przez podmiot prawa publicznego,

 likwidacji barier w rozwoju infrastruktury paliwowej oraz wsparcie in- westycji infrastrukturalnych z wykorzystaniem funduszy europejskich,

 zapewnienie przewozów paliw drogą morską.

Analizując adekwatność celów i działań w podsektorze paliw płynnych należy stwierdzić, że liczba celów (9) jest w tym przypadku większa niż licz- ba działań (7). Niektóre z działań pokrywają się z celami, np. bezpieczeń- stwo przewozów drogą morską lub rozbudowa infrastruktury przesyłowej i przeładunkowej. Nie należy tej konstatacji rozumieć jako krytyki celów, lecz raczej jako zwrócenie uwagi na brak koncepcji realnych, czyli możli- wych do zrealizowania działań. Brak narzędzi do realizacji celów jest zagro- żeniem dla ich osiągnięcia.

Energia elektryczna i ciepło

Cele w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną i ciepło to:

 budowa nowych mocy dla zrównoważenia krajowego popytu na energię elektryczną i utrzymania nadwyżki dostępnej operacyjnie w szczycie mocy osiągalnej krajowych konwencjonalnych i jądro- wych źródeł wytwórczych na poziomie minimum 15% maksymal- nego krajowego zapotrzebowania na moc elektryczną,

 budowa interwencyjnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej, wymaganych ze względu na bezpieczeństwo pracy systemu elektro- energetycznego,

 rozbudowa krajowego systemu przesyłowego, umożliwiająca zrówno- ważony wzrost gospodarczy kraju, jego poszczególnych regionów oraz zapewniająca niezawodne dostawy energii elektrycznej (w szczegól- ności zamknięcie pierścienia linii 400 kV oraz pierścieni wokół głów- nych miast Polski), jak również odbiór energii elektrycznej z obsza- rów o dużym nasyceniu planowanych i nowo budowanych jednostek wytwórczych, ze szczególnym uwzględnieniem farm wiatrowych,

 rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowego systemu przesyłowego i z rozbudową systemów krajów sąsiednich, pozwalający na wymianę co najmniej 15% energii elek- trycznej zużywanej w kraju do roku 2015, 20% do roku 2020 oraz 25% do roku 2030,

 modernizacja i rozbudowa sieci dystrybucyjnych, pozwalająca na poprawę niezawodności zasilania i rozwój energetyki rozproszonej wykorzystującej lokalne źródła energii,

 modernizacja sieci przesyłowych i sieci dystrybucyjnych, pozwalają- ca obniżyć do 2030 r. czas awaryjnych przerw w dostawach do 50%

czasu trwania przerw w roku 2005,

 dążenie do zastąpienia do roku 2030 ciepłowni zasilających scentra- lizowane systemy ciepłownicze polskich miast źródłami kogenera- cyjnymi.

Trzeba tu zwrócić uwagę na wyjątkowo skromny udział ciepła w identy- fikacji celów. Należałoby dodać:

 wykorzystanie śmieci i odpadów do produkcji ciepła i energii elek- trycznej,

 wykorzystywanie ciepła odpadowego.

Planowane działania to:

 nałożenie na operatorów systemu przesyłowego oraz systemów dys- trybucyjnych obowiązku wskazywania w opracowywanych planach rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej preferowanych lokalizacji nowych mocy wytwórczych oraz kosztów ich przyłączenia; plany te będą przygotowywane i publikowane co trzy lata,

 prace legislacyjne, mające na celu likwidację barier inwestycyjnych, w szczególności w zakresie inwestycji liniowych,

 wprowadzenie przez operatora sieci przesyłowej wieloletnich kon- traktów na regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy inter- wencyjnej i odbudowy zasilania krajowego systemu elektroenerge- tycznego,

 ogłoszenie przez operatora systemu przesyłowego przetargów na moce interwencyjne niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa pra- cy systemu elektroenergetycznego,

 odtworzenie i wzmocnienie istniejących oraz budowa nowych linii elektroenergetycznych, w szczególności umożliwiających transgra- niczną wymianę energii z krajami sąsiednimi,

 ustalenie metodologii wyznaczenia wysokości zwrotu z zainwestowa- nego kapitału, jako elementu kosztu uzasadnionego w taryfach prze- syłowych i dystrybucyjnych, dla inwestycji w infrastrukturę sieciową,

 wprowadzenie zmian do prawa energetycznego w zakresie zdefinio- wania odpowiedzialności organów samorządowych za przygotowa- nie lokalnych założeń do planów zagospodarowania przestrzennego i planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe,

 przeniesienie do właściwości Ministra Gospodarki nadzoru właści- cielskiego nad operatorem systemu przesyłowego energii elektrycz- nej (PSE Operator SA),

 utrzymanie przez Skarb Państwa większościowego pakietu akcji w PGE Polska Grupa Energetyczna SA oraz kontrolnego, na pozio- mie pozwalającym zachować władztwo korporacyjne Skarbu Pań- stwa, pakietu akcji w spółce Tauron Polska Energia SA,

 wprowadzenie elementu jakościowego do taryf przesyłowych i dys- trybucyjnych przysługującego operatorom systemu przesyłowego oraz systemów dystrybucyjnych za obniżenie wskaźników awaryj- ności i utrzymywanie ich na poziomach określonych przez Prezesa URE dla danego typu sieci,

 zmiana mechanizmów regulacji przez wprowadzenie metod kształ- towania cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych oraz bodź- ców do optymalizacji kosztów zaopatrzenia w ciepło,

 preferowanie skojarzonego wytwarzania energii jako technologii za- lecanej przy budowie nowych mocy wytwórczych.

W powyższym wykazie tylko dwa cele otrzymały konkretne wielkości do osiągnięcia, a mianowicie rozbudowa sieci transgranicznych i zmniej- szenie awaryjności sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Zaakceptować trzeba również zalecenia inwestycyjne w zakresie oczekiwanej rezerwy mocy, uzupełnienia sieci 400 kV o pierścienie niezbędne dla bezpieczeń- stwa kraju i jego metropolii (pn.-wsch., pn.-zach. oraz wokółmetropolital- nych), jak też wymianę ciepłowni na elektrociepłownie.

W odniesieniu do tej części PEP 2030 podkreślić trzeba brak wskazania działań specyficznych dla ciepłownictwa. Tymczasem sektor ten, którego

zróżnicowana struktura stanowi ewenement na skalę europejską, stoi w obli- czu wyzwań i potrzeb restrukturyzacyjnych nie mniejszych niż elektroener- getyka. Dlatego polityka energetyczna powinna sięgać po stosowane w in- nych krajach rozwiązania, które mogłyby skutecznie redukować nawęglenie w ciepłownictwie, np. mechanizm waste‑to‑energy, czyli wykorzystanie od- padów komunalnych jako paliwa w sieciowych systemach grzewczych.

Bezpieczeństwo odbiorców końcowych to również system monitorowa- nia sieci elektroenergetycznych, przesyłowych i dystrybucyjnych powiąza- ny z odpowiednimi systemami zarządzania przepływami i prewencji kry- zysowej (oblodzenia, nadmiernego zwisu itp.). System taki funkcjonuje np.

w Rosji.

Energetyka jądrowa

Energetyce jądrowej poświęcono osobny priorytet. Celami szczegóło- wymi w tym obszarze są:

 dostosowanie systemu prawnego dla sprawnego przeprowadzenia procesu rozwoju energetyki jądrowej w Polsce,

 wykształcenie kadr dla energetyki jądrowej,

 informacja i edukacja społeczna na temat energetyki jądrowej,

 wybór lokalizacji dla pierwszych elektrowni jądrowych,

 wybór lokalizacji i wybudowanie składowiska odpadów promienio- twórczych nisko i średnio aktywnych,

 wzmocnienie kadr dla energetyki jądrowej i bezpieczeństwa radia- cyjnego,

 utworzenie zaplecza badawczego dla programu polskiej energetyki jądrowej na bazie istniejących instytutów badawczych,

 przygotowanie rozwiązań cyklu paliwowego zapewniających Polsce trwały i bezpieczny dostęp do paliwa jądrowego, recyklingu wypalo- nego paliwa i składowania wysoko aktywnych odpadów promienio- twórczych.

Powyższe cele uznać można za kompletne i prawidłowo sformułowa- ne. Dodać by można jedynie kwestię opracowania zasad transportu paliwa jądro wego i jego ewentualnego wypału.

Działania w zakresie energetyki jądrowej obejmują:

 stworzenie podstaw instytucjonalnych do przygotowania i wdroże- nia programu polskiej energetyki jądrowej,

 określenie niezbędnych zmian prawnych dla wdrożenia progra- mu polskiej energetyki jądrowej oraz przygotowanie i koordynacja wdrażania tych zmian,

 przygotowanie projektu programu polskiej energetyki jądrowej bę- dącego podstawą konsultacji społecznych i przeprowadzenie tych konsultacji, a następnie przedstawienie go do zatwierdzenia Radzie Ministrów,

 przygotowanie Państwowej Agencji Atomistyki do pełnienia roli do- zoru jądrowego i radiologicznego dla potrzeb energetyki jądrowej,

 realizacja programu kształcenia kadr dla instytucji związanych z energetyką jądrową,

 przygotowanie oraz przeprowadzenie kampanii informacyjnej i edu- kacyjnej, dotyczącej programu polskiej energetyki jądrowej,

 analizy lokalizacyjne dla elektrowni jądrowych,

 analizy lokalizacyjne dla składowiska odpadów promieniotwórczych wraz z projektem składowiska i przygotowaniem jego budowy,

 budowa zaplecza naukowo-badawczego oraz wspieranie prac nad nowymi technologiami reaktorów i synergią węglowo-jądrową; przy- gotowanie udziału Polski we wszystkich fazach cyklu paliwowego,

 przygotowanie udziału polskiego przemysłu w programie energetyki jądrowej,

 przygotowanie planów dostosowania sieci przesyłowej dla elektrowni jądrowych,

 rozpoznanie zasobów uranu na terytorium Polski.

Przy tym poziomie dokładności działań wydaje się, że bardziej szcze- gółowo i całościowo powinien zostać zaprezentowany harmonogram pol- skiego programu jądrowego. Wskazane byłoby też przygotowanie oceny oddziaływania na środowisko elektrowni jądrowych. Istotnym problemem jest zakładany w obowiązującym harmonogramie równoległy przebieg procesu projektowania elektrowni z procesem opracowywania i uzyskiwa- nia akceptacji dla oceny oddziaływania na środowisko. Zazwyczaj procesy te, zgodnie z wymaganiami prawa, realizowane są sekwencyjnie. Może to oznaczać poważne zagrożenie dla uruchomienia elektrowni w planowa- nym terminie. Konieczne wydaje się zatem wyjaśnienie uwidaczniającego się konfliktu terminowego w harmonogramie pomiędzy opracowaniem projektu, a oceną jego oddziaływania na środowisko. Wydaje się, że prace takie nie mogą przebiegać równolegle. Żeby ocenić projekt, trzeba go naj- pierw mieć.

OZE

Główne cele polityki energetycznej w zakresie rozwoju odnawialnych źródeł energii to:

 wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii co najmniej do poziomu 15% w 2020 r. oraz dalszy wzrost tego wskaźnika w latach następnych,

 osiągnięcie w 2020 r. 10% udziału biopaliw w rynku paliw transpor- towych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji,

 ochrona lasów przed nadmiernym eksploatowaniem w celu pozy- skiwania biomasy, a także zrównoważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele OZE, w tym biopaliw, tak aby nie doprowadzić do konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną a rolnictwem oraz zachować różnorodność biologiczną,

 wykorzystanie do produkcji energii elektrycznej istniejących urzą- dzeń piętrzących stanowiących własność Skarbu Państwa,

 zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozproszonej opar- tej na lokalnie dostępnych surowcach.

Wśród powyższych celów nie wymieniono m.in. wykorzystania me- chanizmu waste‑to‑energy (śmieci na energię) stosowanego skutecznie np. w Szwecji i Danii. Brak tu również określenia udziału OZE w bilansie energii końcowej w 2030 r. Prognoza przedstawiona w załączniku 2 do PEP 2030 (16%) jest w tym zakresie całkowicie niezadowalająca. Zakłada ona bowiem „zamrożenie” ambicji Unii Europejskiej, zarówno w sferze rozwoju energetyki odnawialnej, jak i w szerszym zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych.

Planowane działania służące realizacji celów dotyczących OZE obejmują:

 wypracowanie ścieżki dochodzenia do osiągnięcia 15% udziału OZE w zużyciu energii finalnej w sposób zrównoważony, w podziale na poszczególne rodzaje energii: energię elektryczną, ciepło i chłód oraz energię odnawialną w transporcie,

 utrzymanie mechanizmów wsparcia dla producentów energii elek- trycznej ze źródeł odnawialnych, np. przez system świadectw po- chodzenia,

 utrzymanie obowiązku stopniowego zwiększenia udziału biokom- ponentów w paliwach transportowych, tak aby osiągnąć zamierzone cele,

 wprowadzenie dodatkowych instrumentów wsparcia zachęcających do szerszego wytwarzania ciepła i chłodu z OZE,

 wdrożenie kierunków budowy biogazowni rolniczych, przy zało- żeniu powstania do roku 2020 średnio jednej biogazowni w każdej gminie,

 stworzenie warunków ułatwiających podejmowanie decyzji inwe- stycyjnych dotyczących budowy farm wiatrowych na morzu,

 utrzymanie zasady zwolnienia z akcyzy energii pochodzącej z OZE,

 bezpośrednie wsparcie budowy nowych jednostek OZE i sieci elek- troenergetycznych, umożliwiających ich przyłączenie z wykorzysta- niem funduszy europejskich oraz środków funduszy ochrony środo- wiska, w tym środków pochodzących z opłaty zastępczej i z kar,

 stymulowanie rozwoju potencjału polskiego przemysłu produkują- cego urządzenia dla energetyki odnawialnej, w tym przy wykorzy- staniu funduszy europejskich,

 wsparcie rozwoju technologii oraz budowy instalacji do pozyskiwa- nia energii odnawialnej z odpadów zawierających materiały ulegają- ce biodegradacji (np. odpadów komunalnych),

 ocena możliwości energetycznego wykorzystania istniejących urzą- dzeń piętrzących, stanowiących własność Skarbu Państwa, poprzez ich inwentaryzację, ramowe określenie wpływu na środowisko oraz wypracowanie zasad ich udostępniania.

W odniesieniu do tego rozdziału PEP 2030 również wskazać trzeba na jedynie częściowe sprecyzowanie parametrów zakładanych celów, bez rozbicia na poszczególne podsektory. W części dotyczącej działań nie wskazano na sposób wprowadzenia OZE w podsektorach gazu, ciepła sieciowego, szczególnie ciepła indywidualnego – a przecież wymóg „od- nawialności” dotyczy całej energetyki, nie tylko jej elektrycznej części.

Będzie to jeden z większych problemów realizacyjnych PEP 2030. Dru- gim problemem będzie uzyskanie odpowiedniej dynamiki realizacji nie- zbędnych przyłączeń OZE do sieci – jak do tej pory operatorzy sieci nie potrafią się uporać z tym zadaniem. Bez rozwiązania tej kwestii cel 15%

nie zostanie zrealizowany.

PEP 2030 powinna zawierać też co najmniej propozycję szkicu ścieżki dochodzenia do osiągnięcia 15% udziału OZE w zużyciu energii final- nej w podziale na poszczególne rodzaje energii, a nie wyłącznie dekla- rację potrzeby stworzenia takiej ścieżki. Niezbędne wydaje się dodanie co najmniej zapowiedzi ulepszenia systemu świadectw pochodzenia, czyli tzw. zielonych certyfikatów. W opisie brakuje również wskazania spraw- nego mechanizmu przyłączania źródeł odnawialnych do sieci. Właśnie problemy z uzyskaniem prawa do przyłączenia do sieci i jego realizacją są głównym powodem zdecydowanie zbyt wolnego tempa rozbudowy mocy OZE, które wynosi około 200–300 MW/rok zamiast potrzebnych 1000 MW/rok (wykres 1).

Wykres 1. Dynamika inwestycji w źródła odnawialne w latach 2006–

2009

0 50 100 150 200 250 300 350

2006 2007 2008 2009 Średnia

MW

elektrownie biogazowe elektrownie na biomasę elektrownie wodne elektrownie wiatrowe

Źródło: dane Urzędu Regulacji Energetyki, Sprawozdanie Prezesa URE za 2008 r. i strona http://

www.ure.gov.pl.

Rynek konkurencyjny

Propozycje w zakresie rozwoju konkurencyjnych rynków paliw i ener- gii uznać należy za najsłabszą część PEP 2030. Symptomatyczne jest, że cel główny nie mówi o zaktywizowaniu konkurencji, lecz o zapewnieniu niezakłóconego funkcjonowania rynków paliw i energii (a przez to prze- ciwdziałaniu nadmiernemu wzrostowi cen).

Szczegółowymi celami w tym obszarze są:

 zwiększenie dywersyfikacji źródeł i kierunków dostaw gazu ziem- nego, ropy naftowej i paliw płynnych oraz dostawców, dróg przesyłu i metod transportu, w tym również poprzez wykorzystanie odna- wialnych źródeł energii,

 zniesienie barier przy zmianie sprzedawcy energii elektrycznej i gazu,

 rozwój mechanizmów konkurencji jako głównego środka do racjo- nalizacji cen energii,

 regulacja rynków paliw i energii w obszarach noszących cechy mo- nopolu naturalnego w sposób zapewniający równoważenie intere- sów wszystkich uczestników tych rynków,

 ograniczenie regulacji tam, gdzie funkcjonuje i rozwija się rynek konkurencyjny,

 udział w budowie regionalnego rynku energii elektrycznej, w szcze- gólności umożliwienie wymiany międzynarodowej,

 wdrożenie efektywnego mechanizmu bilansowania energii elek- trycznej wspierającego bezpieczeństwo dostaw energii, handel na

rynkach terminowych i rynkach dnia bieżącego oraz identyfikację i alokację indywidualnych kosztów dostaw energii,

 stworzenie płynnego rynku spot i rynku kontraktów terminowych energii elektrycznej,

 wprowadzenie rynkowych metod kształtowania cen ciepła.

Sformułowania „określenie mechanizmów konkurencji” lub „wprowa- dzenie rynkowych metod kształtowania cen” wydają się zbyt ogólnikowe.

Przewidywane działania w zakresie budowy konkurencyjnego rynku energii obejmują:

 wdrożenie nowego modelu rynku energii elektrycznej, polegające- go m.in. na wprowadzeniu rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami systemowymi i generacją wy- muszoną systemu,

 ułatwienie zmiany sprzedawcy energii, m.in. przez wprowadzenie ogólnopolskich standardów dotyczących cech technicznych, insta- lowania i odczytu elektronicznych liczników energii elektrycznej,

 stworzenie warunków umożliwiających kreowanie cen referencyj- nych energii elektrycznej na rynku,

 optymalizacja warunków prowadzenia działalności przez krajowych odbiorców energochłonnych dla zapobieżenia utraty konkurencyj- ności ich produktów sprzedawanych na rynkach światowych,

 ochrona najgorzej sytuowanych odbiorców energii elektrycznej przed skutkami wzrostu cen,

 zmiana mechanizmów regulacji wspierających konkurencję na ryn- ku gazu i wprowadzenie rynkowych metod kształtowania cen gazu.

Lista działań w pięciu przypadkach dotyczy energii elektrycznej, w jed- nym przypadku gazu, a w ogóle nie uwzględnia ciepła sieciowego, po- mimo iż stanowi ono podstawowy składnik (70%) kosztu energetycznego rodziny.

W kwestii rozwoju rynku niezbędne wydaje się dokładniejsze określe- nie celów w zakresie wzrostu konkurencji. Szczegółowo powinny zostać rozpisane cele rozwoju „mechanizmów konkurencji” i „rynkowych metod kształtowania cen”. Bardziej kompleksowo powinien zostać także potrakto- wany podsektor ciepła sieciowego i udział produkcji ciepła ze źródeł odna- wialnych w rynku.

Oddziaływanie na środowisko

Główne cele w zakresie priorytetu redukcji oddziaływania na środowi- sko obejmują:

 ograniczenie emisji CO2 do 2020 r. przy zachowaniu wysokiego po- ziomu bezpieczeństwa energetycznego,

 ograniczenie emisji SO₂ i NO_x oraz pyłów (w tym PM10 i PM2,5) do poziomów wynikających z obecnych i projektowanych regulacji unijnych,

 ograniczenie negatywnego oddziaływania energetyki na stan wód powierzchniowych i podziemnych,

 minimalizację składowania odpadów przez jak najszybsze wykorzy- stanie ich w gospodarce,

 zmianę struktury wytwarzania energii w kierunku technologii nisko- emisyjnych.

W tym miejscu po raz pierwszy (i ostatni) pojawia się kwestia dosto- sowywania się do „projektowanych regulacji unijnych”, a przecież projek- towane regulacje dotyczyć będą nie tylko środowiska (SO2, NOx i pyłów), ale i innych kwestii, jak choćby CO2. Dokument obejmujący okres do roku 2030 nie może ograniczać się do istniejącego stanu prawnego, lecz powi- nien przewidywać jego ewolucję.

Działania planowane w zakresie redukcji oddziaływania na środowisko to:

 stworzenie systemu zarządzania krajowymi pułapami emisji gazów cieplarnianych i innych substancji,

 wprowadzenie w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła dopusz- czalnych wskaźników emisji jako narzędzia pozwalającego zmniej- szać poziomy emisji SO2 i NOx,w tym osiągnąć pułapy ustalone w Traktacie akcesyjnym dla Polski,

 realizacja zobowiązań wynikających z nowej dyrektywy ETS¹² dla elektroenergetyki i ciepłownictwa,

 wykorzystanie przychodów z aukcji uprawnień do emisji CO₂do wspierania działań ograniczających emisję gazów cieplarnianych,

 wprowadzenie standardów budowy nowych elektrowni w systemie przygotowania do wychwytywania CO2 oraz określenie krajowych możliwości geologicznego składowania dwutlenku węgla, w tym w pustych złożach ropy naftowej i gazu ziemnego na dnie Morza Bałtyckiego,

12 Greenhouse Gas Emission Allowance Trading Scheme Directive 2009/29/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009.

 aktywny udział w realizacji inicjatywy Komisji Europejskiej, doty- czącej budowy obiektów demonstracyjnych dużej skali, w zakresie technologii wychwytywania i magazynowania dwutlenku węgla (CCS),

 wykorzystanie technologii CCS do wspomagania wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego,

 zintensyfikowanie badań naukowych i prac rozwojowych nad tech- nologią CCS oraz nowymi technologiami pozwalającymi wykorzy- stać wychwycony CO2 jako surowiec w innych gałęziach przemysłu,

 gospodarcze wykorzystanie odpadów węgla,

 zwiększenie wykorzystania ubocznych produktów spalania,

 stosowanie zamkniętych obiegów chłodzenia o dużej efektywności w elektrowniach i elektrociepłowniach,

 zdiagnozowanie możliwości występowania w sektorze energetycz- nym niezamierzonej produkcji trwałych zanieczyszczeń organicz- nych (dioksan i furanów),

 wsparcie działań w zakresie ochrony środowiska z wykorzystaniem m.in. funduszy europejskich.

Ze względu na konieczność realizacji postanowień pakietu klimatycz- no-energetycznego zagadnienia dotyczące oddziaływania gospodarki i wpły- wu rynku energii na środowisko wymagają szczególnej uwagi. Między inny- mi z tego powodu, a także w celu wdrażania w polityce energetycznej idei zrównoważonego rozwoju w PEP 2030 powinny zostać precyzyjnie określo- ne cele w zakresie ograniczenia emisji w perspektywie roku 2030. Niezbędne jest również opracowanie i przedstawienie szczegółowego programu reduk- cji emisji gazów cieplarnianych. Redukcja emisji gazów cieplarnianych jest uznawana za jedno z najważniejszych i najtrudniejszych zadań Unii Euro- pejskiej. Niektóre państwa do realizacji tego celu powołują specjalną ustawę (Climate Change Act – Wlk. Brytania, podobne ustawy – Litwa i Węgry) oraz specjalne ministerstwo (Belgia, Grecja, Wlk. Brytania, Dania, Hiszpania, Australia)¹³, a Unia nowy Dyrektoriat Generalny w Komisji Europejskiej.

Wydaje się, że zadanie tej wagi wymaga wyjątkowej pieczołowitości ze stro- ny rządu, nie mniejszej niż program energetyki jądrowej. Również w Polsce powinna zostać przygotowana kompleksowa ustawa porządkująca kwestie związane ze zmianami klimatu lub choćby narodowa strategia działań w tym zakresie. Koordynacja całości polityki klimatyczno-energetycznej powinna zostać precyzyjnie umiejscowiona w obszarze kompetencji rządu.

13 http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_ministers_of_climate_change.

Działania wspomagające i system wdrożenia

Rozdziały 8 – Działania wspomagające oraz 9 – System wdrożenia po- lityki energetycznej stanowią ciekawe uzupełnienie dokumentu PEP 2030.

Działania wspomagające dotyczą aktywności na szczeblu międzynarodo- wym (głównie europejskim) i, niejako dla równowagi, na szczeblu krajo- wym – regionalnym i lokalnym. Szczególnie te ostatnie uznać należy za niezwykle cenne wzbogacenie tego dokumentu. Brak tu niestety bardziej konkretnych informacji – propozycji narzędzi do realizacji polityki regio- nalnej i/lub lokalnej.

W zakresie polityki zagranicznej przyjęte kierunki działania nie budzą większych wątpliwości (wyjaśnienia wymaga jednak kwestia realności gazo- ciągu norweskiego i innych połączeń gazowych z systemem europejskim).

Co prawda, przydałyby się też nasze własne, polskie inicjatywy międzynaro- dowe, ale być może PEP 2030 nie jest dobrym miejscem do ich ogłaszania.

Na podkreślenie zasługuje próba ścisłego skwantyfikowania podstawowych wskaźników monitorowania realizacji PEP 2030 przedstawiona w tabeli 1.

Tabela 1. Podstawowe wskaźniki monitorowania realizacji polityki energetycznej

Lp. Nazwa wskaźnika

Wartość bazowa 2007 r. Wartość oczekiwana do 2030 r. Źródło danych

1. Średnioroczna zmiana wielkości zużycia energii pierwotnej

w kraju od 2005 r. (%) 2,7 poniżej 1 GUS

2. Stosunek wydobycia do krajowego zużycia (w przeliczeniu

na toe) węgla kamiennego i brunatnego (%) 105 powyżej 100 GUS 3. Maksymalny udział importu gazu ziemnego i ropy naftowej

łącznie (w przeliczeniu na toe) z jednego kierunku do

wielkości krajowego zużycia obu surowców (%) 85 poniżej 73 MG 4. Stosunek mocy osiągalnej krajowych źródeł wytwórczych

(konwencjonalnych i jądrowych) do maksymalnego zapo-

trzebowania na moc elektryczną (%) 130 powyżej 115 MG

5. Udział energii jądrowej w produkcji energii elektrycznej (%) 0 powyżej 10 MG 6. Udział energii ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu

energii (%) 7,7 powyżej 15 MG

7. Roczna wielkość emisji CO2 w elektroenergetyce zawodo- wej w stosunku do krajowej produkcji energii elektrycznej

(tony/MWh) 0,95 poniżej 0,70 MG

Źródło: „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

Pewnym niedopatrzeniem „działań wspomagających” jest pominię- cie kwestii oddziaływania na świadomość społeczną (opinia publiczna).

W PEP 2030 kwestia ta pojawia się tylko w aspekcie energetyki jądrowej,

a dotyczyć powinna całej polityki energetycznej i klimatycznej. Chodzi tu o informację, promocję i edukację, bez której nie uda się uzyskać akcep- tacji dla celów i narzędzi PEP 2030. Należy sobie uświadomić, że niezbęd- ny wysiłek inwestycyjny związany z realizacją PEP 2030 porównać można z planem Marshalla z lat 1948–1951. Będzie on prawie dwukrotnie więk- szy niż spodziewana pomoc ze środków unijnych. Do wysiłku energetyki trzeba będzie dodać inwestycje redukujące emisję gazów cieplarnianych w transporcie. Oznacza to, że dla realizacji programu absolutnie niezbędne będzie uzyskanie społecznego poparcia dla koniecznych działań inwesty- cyjnych, a więc i dla wzrostu kosztów produkcji i cen energii we wszystkich jej formach.

Porównanie PEP 2030 i APE

Niezależnie od „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”przyjętej przez Radę Ministrów w listopadzie 2009 r. powstało inne opracowanie do- tyczące przyszłości polskiego sektora energetycznego, a mianowicie Alter‑

natywna polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Opracowanie to zostało przedstawione publicznie w marcu 2009 r. w Sejmie RP przez niezależny zespół skupiony wokół Instytutu na rzecz Ekorozwoju. Oba dokumenty analizują konsumpcję i produkcję energii w elektroenergetyce, sektorze ga- zowym i ciepłownictwie. APE analizuje też sektor transportu jako istotne źródło emisji gazów cieplarnianych i konsumenta energii. Jednakże pomię- dzy PEP 2030 a APE istnieją fundamentalne różnice. Fundamentalne, po- nieważ dotyczą podstawowych założeń oraz zastosowanej metodyki.

Punktem wyjścia PEP 2030 jest zakładany poziom rozwoju gospodarcze- go kraju i wynikający z niego poziom konsumpcji energii. Z tego poziomu oraz z przyjętego energy mix wynika poziom emisji gazów cieplarnianych.

Przyjęty energy mix wynika głównie z unijnych zobowiązań Polski (OZE) oraz wymogów bezpieczeństwa energetycznego (elektrownie jądrowe).

Punktem wyjścia APE jest konieczność dotrzymania zakładanego po- ziomu redukcji emisji CO2.Przyjęty dopuszczalny pułap emisji wynika z „Polityki klimatycznej Polski do 2020 roku”, która za cel postawiła osią- gnięcie redukcji emisji o 40% w 2020 r. w stosunku do 1988 r. Poziom ten, czyli 338 mln ton CO2, jest też zgodny z założeniami europejskiego pakietu klimatyczno-energetycznego (20% redukcji w latach 2005–2020).

W APE zastosowano również inną metodykę tworzenia dokumentu, tak co do treści (przyjęto podejście scenariuszowe, a więc analizowano wiele mixów energetycznych, a nie tylko jeden), jak i co do sposobu budowy do- kumentu. Praca nad APE miała charakter publiczny, wzięło w niej udział

4 autorów, 13 ekspertów, a konsultowana była przez blisko 400 osób w trak- cie ponad 10 spotkań.

Tym bardziej interesujące jest, że w perspektywie 2020 r. oba opracowa- nia bardzo mało różnią się w zakresie oceny wymaganego potencjału inwe- stycji. Istotne różnice pojawiają się w latach 2020–2030, a to głównie z racji intensywnego promowania energetyki jądrowej w PEP 2030, a odnawialnej w APE. W wybranym ostatecznie scenariuszu wiodącym APE energety- ka jądrowa nie występuje, proponowany jest natomiast znacznie większy niż w polityce rządowej udział OZE w produkcji energii elektrycznej (30%) w 2030 r. Ilustruje to tabela 2.

Tabela 2. Prognozowane wartości dotyczące wytwarzania i konsumpcji energii według PEP 2030 i APE

PEP 2030 APE (1)* APE (2)*

2020 2030 2020 2030 2020 2030 Udział OZE w bilansie energii produkowanej 17,8% 17,5% 21,7% 29,7% 19,2% 36,3%

Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh) 169,3 217,4 166,1 205,0 171,2 192,6 Produkcja energii elektrycznej z OZE (TWh) 30,1 38,0 36,1 60,9 33,0 69,9 Zużycie energii finalnej (TWh) 130,3 172,1 131,3 166,1 135,2 156,0

* APE (1) to scenariusz tworzony jeszcze przed kryzysem finansowym, a APE (2) to scenariusz uwzględniający kryzys.

Źródło: „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009; Alterna‑

tywna polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Raport techniczno‑metodologiczny, Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2009.

Prześledzenie danych w tabeli 2 wskazuje, że do roku 2020 różnice w prognozach są niewielkie (a do 2015 praktycznie żadne, bo do tej daty żadna inwestycja jądrowa nie zostanie rozpoczęta). Wniosek stąd zgodny – w najbliższym czasie (2010–2015) pozostaje w Polsce poprawić efektywność energetyczną, rozwijać OZE (głównie energetykę wiatrową i agroenergety- kę) oraz modernizować istniejące elektrownie węglowe. Przewiduje się też niewielki udział elektrowni gazowych.

Obydwa analizowane dokumenty w podobny sposób przewidują wyso- kość nakładów inwestycyjnych w elektroenergetyce (wykres 2). Nie ma też zasadniczych różnic w prognozowanym poziomie inwestycji w gazownic- twie. Według PEP 2030 do roku 2020 wyniosą one 7,8 mld euro, natomiast według APE 10 mld euro.

Istotne różnice pojawiają się natomiast w szacunkach koniecznych nakładów inwestycyjnych dotyczących okresu 2020–2030 (tabela 3). PEP 2030 przewiduje, że w sektorze elektroenergetycznym konieczne inwestycje w tym okresie kosztować będą 39,9 mld euro. Według APE koszty te sięgną

Wykres 2. Szacunek koniecznych nakładów inwestycyjnych w elektro‑

energetyce do roku 2020 według PEP 2030 i APE

18,5

15,6

11 5

14 2,5 21,4

13,1

Generacja OZE Dystrybucja Efektywność

PEP 2030 – 51 mld euro APE – 50, 1 mld euro

Źródło: jak pod tabelą 2.

50,9 mld euro. APE dokonuje również próby kwantyfikacji kosztów w cie- płownictwie i sektorze gazowym (czego nie robi PEP 2030). Stąd znacznie wyższe przewidywane całkowite koszty realizacji polityki energetycznej – według APE w okresie 2020–2030 wyniosą one około 110 mld euro.

Tabela 3. Poziom inwestycji w energetyce w latach 2021–2030

(mld euro)

Poziom inwestycji Energia elektryczna Gaz Ciepło

PEP 2030 Generacja

OZEDystrybucja Efektywność

23,7 5,47,9 3,5

Wydobycie OZEDystrybucja Bezpieczeństwo

Generacja OZEDystrybucja Efektywność

Σ 39,9 Σ bd. Σ bd.

APE Generacja

OZE Dystrybucja Efektywność

12,521,4 11,06,0

Wydobycie OZE Dystrybucja Bezpieczeństwo

Generacja OZE Dystrybucja Efektywność

1510 1015

Σ 50,9 Σ 10,0 Σ 50

Źródło: jak pod tabelą 2.

Z porównania wyników PEP 2030 i APE – analiz opracowanych przy różnych założeniach i z wykorzystaniem różnych metodologii, łatwo wycią- gnąć jeden, podstawowy wniosek: w Polsce można osiągnąć redukcję emisji gazów cieplarnianych na poziomie 20% w latach 2005–2020. Warunkiem uzyskania takiej redukcji jest głęboka modernizacja i restrukturyzacja sek-

tora energetycznego. Koszt niezbędnej restrukturyzacji można szacować na około 100–110 mld euro. Pozwoli to na redukcję poziomu rocznej emisji CO2 o 107 mln ton do 2020 r. Kwestia redukcji emisji w dłuższym okresie nie jest tak jednoznaczna. PEP 2030 zakłada wzrost emisji gazów cieplar- nianych w latach 2020–2030. Założenie to może okazać się niemożliwe do zrealizowania z powodu przewidywanych restrykcji unijnych i światowych porozumień w dziedzinie ochrony klimatu.

Fakt, że w okresie 2021–2030 omawiane prognozy rozbiegają się dia- metralnie, tak w zakresie poziomu inwestycji, jak i poziomu emisji gazów cieplarnianych wynika w dużej mierze z tego, że scenariusz PEP 2030 za- kłada intensywne inwestowanie w zeroemisyjną energetykę jądrową. Jed- nak osłabienie wysiłku inwestycyjnego po 2020 r. i akceptacja dla wzrostu emisji wydają się trudne do obrony.

Wnioski

PEP 2030 uznać można za najlepszą z dotychczasowych polityk ener- getycznych, co nie oznacza, że dokument nie zawiera pewnych słabości.

Większość z nich, jeśli nie wszystkie, można usunąć bądź poprawiając do- kument, bądź uzupełniając go dodatkowymi opracowaniami – w większo- ści i tak niezbędnymi do wykonania. W wielu miejscach brakuje ustalenia czasowego horyzontu realizacji celu. Braki w tym zakresie będą musiały być uzupełnione w „Narodowym programie redukcji emisji gazów cieplarnia- nych”, przygotowywanym przez rząd.

Generalnie brakuje próby finansowego wyliczenia planowanych dzia- łań (szczególnie inwestycyjnych). I te braki będą musiały być uzupełnione w opracowywanym „Narodowym programie redukcji emisji gazów cieplar- nianych”.

Potrzebne jest wskazanie źródeł finansowania inwestycji. Program akwizycji środków poprzez giełdę lub inwestora strategicznego będzie ab- solutnie niewystarczający. Wartość spółek Skarbu Państwa w sektorze elek- troenergetycznym to około 20 mld euro. Jest oczywiste, że finansowanie długiem nie może przekroczyć wartości finansowanych podmiotów. Po- wyższe stwierdzenia wskazują na potrzebę budowy specjalnego systemu finansowania niezbędnych inwestycji, w szczególności w zakresie restytucji mocy systemowych, budowy bloków wyposażonych w instalacje CCS oraz elektrowni atomowych.

Nieobecne w PEP 2030 są konkretne odniesienia do realizacji europej- skiego pakietu klimatyczno-energetycznego. Tę kwestię częściowo nadrabia raport firmy McKinsey & Company na temat krzywej potencjalnych kosz-

tów redukcji emisji¹⁴. Zagadnienie to powinno być rozwinięte w programie redukcji emisji gazów cieplarnianych.

W konkluzji ostatecznej można stwierdzić, że PEP 2030 stanowi dobry krok na drodze do nowoczesnej, zrównoważonej i przyjaznej dla konsu- menta energetyki, pod warunkiem, że po pierwsze polityka tam zaprezen- towana będzie odpowiednio rozwijana i uzupełniana, a po drugie będzie rzeczywiście realizowana, co nie zawsze miało miejsce w przypadku po- przednich dokumentów tego typu.

Bibliografia

Alternatywna polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Raport tech‑

niczno‑metodologiczny, Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa 2009.

Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the Geological Storage of Carbon Dioxide (CCS).

Energy Performance of Buildings Directive 2002/91/EC of the Europe- an Parliament and of the Council of 16 December 2002.

Energy End-use Efficiency and Energy Services Directive 2006/32/EC of the European Parliament and of the Council of 5 April 2006.

Greenhouse Gas Emission Allowance Trading Scheme Directive 2009/29/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009.

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, 2009.

14 Jest on przedstawiony w niniejszym tomie na s. 109–135.