CZĘŚĆ 1 Uwarunkowania rozwoju energetyki krajowej, scenariusze

Transkrypt

RAPORT 2030
Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia
europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na
bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości
odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz
poziom cen energii elektrycznej
CZĘŚĆ 1
Uwarunkowania rozwoju energetyki
krajowej, scenariusze makroekonomiczne
i prognozy popytu na energię
do roku 2030
Wersja z dn. 19.06.2008
Pracę wykonała firma Badania Systemowe „EnergSys” Sp. z o.o.
na podstawie umowy z Polskim Komitetem Energii Elektrycznej
z dn. 7 października 2007
Warszawa, czerwiec 2008
Wpływ europejskiej strategii rozwoju energetyki na bezpieczeństwo energetyczne Polski... Część 1
Kierownik Projektu po stronie PKEE: Kazimierz Szynol
Zastępca Kierownika po stronie PKEE: Stanisław Poręba
Zespół autorski:
Zespół EnergSys:
•
Bolesław Jankowski – kierownik pracy
•
Zygmunt Parczewski
•
Marek Niemyski
•
Adam Umer
•
Sławomir Senczek
•
Igor Tatarewicz
Eksperci współpracujący
•
Andrzej Kądzielawa
•
eksperci branży gazowniczej
Zespół ICHPW
•
Krzysztof Dreszer – kierownik zespołu
•
Marek Ściążko
•
Lesław Zapart
•
Tomasz Chmielniak
•
Jarosław Zuwała
Badania Systemowe „EnergSys” Sp. z o.o.
2
Spis treści
1. WPROWADZENIE .......................................................................................................................................... 6
1.1. PODSTAWA, CEL I ZAKRES PRACY ................................................................................................................. 6
1.2. ZDEFINIOWANIE PROBLEMU ......................................................................................................................... 7
1.2.1.
Istota problemu ............................................................................................................................. 7
1.2.2.
Zakres oceny skutków ................................................................................................................... 8
1.3. METODYKA BADAWCZA ............................................................................................................................... 9
1.3.1.
Przesłanki do wyboru metodyki .................................................................................................... 9
1.3.2.
Zestaw modeli i procedura obliczeniowa.................................................................................... 10
1.4. UWAGI WYKONAWCZE I ZAWARTOŚĆ RAPORTU.......................................................................................... 12
1.5. BAZA INFORMACYJNA ................................................................................................................................ 14
2. NOWE CELE I WYMAGANIA NA POZIOMIE UE................................................................................. 15
2.1. PROJEKT POLITYKI ENERGETYCZNEJ DLA EUROPY Z 2007 R. ...................................................................... 15
2.1.1.
Ogólna charakterystyka pakietu ................................................................................................. 15
2.1.2.
Główne cele strategiczne tzw. Pakiet 3*20 ................................................................................. 18
2.1.3.
Proponowane instrumenty redukcji emisji CO2 ......................................................................... 20
2.2. PAKIET ENERGETYCZNO KLIMATYCZNY Z 2008 R....................................................................................... 24
2.2.1.
Podstawa polityczna ................................................................................................................... 24
2.2.2.
Zawartość pakietu....................................................................................................................... 25
2.2.3.
Ogólna charakterystyka .............................................................................................................. 27
2.2.4.
Kluczowe wymagania dla Polski ................................................................................................ 29
3. POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI ORAZ INSTRUMENTY JEJ WDRAŻANIA..................... 31
3.1. CELE POLITYKI ENERGETYCZNEJ W POLSCE ............................................................................................... 31
3.2. PROBLEMY ZINTEGROWANIA NOWYCH CELÓW POLITYKI UE Z TRADYCYJNYMI CELAMI KRAJOWEJ POLITYKI
ENERGETYCZNEJ ................................................................................................................................................ 33
3.3. INSTRUMENTY REALIZACJI POLITYKI ENERGETYCZNEJ W POLSCE .............................................................. 34
3.4. PRZEGLĄD SYSTEMOWYCH INSTRUMENTÓW RYNKOWYCH STOSOWANYCH W POLSCE ............................... 36
3.5. WPŁYW STOSOWANYCH MECHANIZMÓW WDROŻENIOWYCH NA SKUTKI POLITYKI UNIJNEJ ....................... 37
4. ANALIZA OFICJALNYCH SCENARIUSZY MAKROEKONOMICZNYCH I PROGNOZ
ENERGETYCZNYCH....................................................................................................................................... 39
4.1. WYBÓR SCENARIUSZY DO ANALIZ .............................................................................................................. 39
4.2. SPOSÓB OPRACOWANIA SCENARIUSZY RZĄDOWYCH .................................................................................. 40
4.2.1.
Scenariusz makroekonomiczny projektu KPRU 2008-2012........................................................ 41
4.2.2.
Scenariusz makroekonomiczny projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 r...................... 43
4.3. NAJWAŻNIEJSZE ZAŁOŻENIA ....................................................................................................................... 45
4.3.1.
Scenariusze dynamiki i struktury sektorowej PKB...................................................................... 45
4.3.2.
Założenia dotyczące efektywności energetycznej gospodarki ..................................................... 47
4.4. GŁÓWNE WYNIKI ........................................................................................................................................ 48
4.5. OCENA EKSPERCKA SCENARIUSZY RZĄDOWYCH ........................................................................................ 50
5. AUTORSKIE SCENARIUSZE I PROGNOZY ENERGETYCZNE......................................................... 52
5.1. JAKOŚCIOWY OPIS SCENARIUSZY ................................................................................................................ 53
5.1.1.
Logika różnicowania scenariuszy makro.................................................................................... 53
5.1.2.
Opis Scenariusza Bazowego ....................................................................................................... 55
3
5.1.3.
Opis Scenariusza Umiarkowanego ............................................................................................. 56
5.2. ZAŁOŻENIA SCENARIUSZY MAKROEKONOMICZNYCH ................................................................................. 57
5.2.1.
Analiza popytowych składników wzrostu PKB oraz wpływ handlu zagranicznego .................... 57
5.2.2.
Czynniki wzrostu gospodarczego................................................................................................ 61
5.2.3.
Rola inwestycji we wzroście gospodarczym................................................................................ 64
5.2.4.
Rynek pracy ................................................................................................................................ 69
5.2.5.
Zmiany struktury sektorowej gospodarki.................................................................................... 73
5.2.6.
Zestawienie podstawowych założeń ilościowych w scenariuszach makro .................................. 74
5.3. PROJEKCJE MAKROEKONOMICZNE DLA DWÓCH NOWYCH SCENARIUSZY .................................................... 79
5.3.1.
Dynamika i cykliczność wzrostu gospodarczego ........................................................................ 79
5.3.2.
Struktura tworzenia wartości dodanej ........................................................................................ 80
5.3.3.
Dynamika rozwoju transportu i budownictwa mieszkaniowego ................................................. 82
5.4. ZAŁOŻENIA DOTYCZĄCE ENERGOCHŁONNYCH PRODUKTÓW I USŁUG ......................................................... 84
5.5. POPYT FINALNY NA ENERGIĘ ...................................................................................................................... 86
5.5.1.
Bez nowych wymagań UE dotyczących poprawy efektywności wykorzystania energii .............. 86
5.5.2.
Z pakietem poprawy efektywności.............................................................................................. 91
6. WARUNKI DOSTAW PALIW DLA ELEKTROENERGETYKI ............................................................ 96
6.1. STRUKTURA PALIWOWA ORAZ ZDOLNOŚCI WYMIANY ZAGRANICZNEJ ENERGII ELEKTRYCZNEJ ................. 96
6.2. DOSTAWY PALIW Z IMPORTU ...................................................................................................................... 99
6.2.1.
Prognoza cen paliw na rynku międzynarodowym..................................................................... 102
6.2.2.
Potencjalne kierunki dostaw gazu ziemnego z importu ............................................................ 110
6.3. KRAJOWE DOSTAWY PALIW ...................................................................................................................... 113
6.3.1.
Wydobycie i dostawy gazu ziemnego i ropy naftowej ............................................................... 113
6.3.2.
Podziemne magazynowanie gazu ziemnego.............................................................................. 115
6.3.3.
Sieci gazownicze ....................................................................................................................... 118
6.3.4.
Wydobycie i dostawy węgla kamiennego .................................................................................. 119
6.3.5.
Wydobycie i dostawy węgla brunatnego ................................................................................... 126
7. STAN AKTUALNY I PLANOWANE ZMIANY W ZAKRESIE ZDOLNOŚCI WYTWÓRCZYCH I
INSTALACJI OCHRONNYCH ELEKTROWNI ZAWODOWYCH......................................................... 133
7.1. ZAKRES ANALIZ I ŹRÓDŁA DANYCH .......................................................................................................... 133
7.2. PROGNOZA WYCOFYWANIA Z EKSPLOATACJI ISTNIEJĄCYCH KONWENCJONALNYCH JEDNOSTEK
PRODUKCYJNYCH ............................................................................................................................................ 134
7.2.1.
Aktualne zdolności wytwórcze w elektrowniach zawodowych .................................................. 134
7.2.2.
Wycofania związane z derogacjami naturalnymi...................................................................... 136
7.2.3.
Planowane wycofania mocy z tytułu likwidacji lub modernizacji............................................ 138
7.3. PLANOWANE NOWE OBIEKTY I MODERNIZACJE ISTNIEJĄCYCH KONWENCJONALNYCH JEDNOSTEK
PRODUKCYJNYCH ............................................................................................................................................ 141
7.4. WYPOSAŻENIE W INSTALACJE DESOX I DENOX ORAZ PLANY ZWIĄZANE Z BUDOWĄ NOWYCH INSTALACJI
OCHRONNYCH .................................................................................................................................................. 145
7.4.1.
Wyposażenie w instalacje odsiarczania.................................................................................... 145
7.4.2.
Wyposażenie w instalacje redukcji emisji tlenków azotu .......................................................... 146
7.4.3.
Planowane instalacje do budowy.............................................................................................. 148
8. OCENA AKTUALNYCH I PRZYSZŁYCH TECHNICZNYCH MOŻLIWOŚCI IMPORTU I
EKSPORTU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ................................................................................................... 150
8.1. KRÓTKA CHARAKTERYSTYKA TECHNICZNA KRAJOWEGO SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ............................... 150
8.1.1.
Tło ogólne ................................................................................................................................. 150
4
8.1.2.
Stan aktualny systemu przesyłowego ........................................................................................ 152
8.1.3.
Ocena strat energii elektrycznej w sieci przesyłowej................................................................ 153
8.1.4.
Identyfikacja przyczyn i technicznych skutków ograniczeń przesyłowych ................................ 154
8.2. STAN ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWYCH WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ W 2007 ROKU .................................. 156
8.3. AKTUALNY STAN REALIZACJI INWESTYCJI BEZPOŚREDNIO WPŁYWAJĄCYCH NA ZWIĘKSZENIE ZDOLNOŚCI
PRZESYŁOWEJ KSP.......................................................................................................................................... 161
8.3.1.
Integracja i współpraca międzysystemowa............................................................................... 161
8.3.2.
Założenia wstępne poprzedzające budowę mostu Polska - Litwa .......................................... 163
8.4. PERSPEKTYWY ROZWOJU KRAJOWEGO SYSTEMU PRZESYŁOWEGO ........................................................... 168
8.4.1.
Główne cele .............................................................................................................................. 168
8.4.2.
Prawne bariery ograniczające dynamikę rozwoju krajowej sieci przesyłowej......................... 169
8.4.3.
Aktualny stan realizacji projektów inwestycyjnych wpływających pośrednio na zwiększenie
zdolności przesyłowej KSP......................................................................................................................... 170
8.4.4.
Inwestycje rozwojowe i modernizacyjne aktualnie realizowane do roku 2010......................... 171
8.4.5.
Planowane inwestycje w latach 2011-2015 .............................................................................. 172
8.4.6.
Przedsięwzięcia inwestycje przewidywane w ramach rozwoju połączeń transgranicznych do
roku 2020 174
8.5. OBECNE I PRZEWIDYWANE ZDOLNOŚCI WYMIANY TRANSGRANICZNEJ KRAJOWEJ SIECI PRZESYŁOWEJ .... 177
8.6. WNIOSKI ................................................................................................................................................... 178
9. UWARUNKOWANIA ROZWOJU ZASTOSOWAŃ TECHNOLOGII WĘGLOWYCH,
JĄDROWYCH I GAZOWYCH ...................................................................................................................... 180
9.1. TECHNOLOGIE CZYSTEGO WĘGLA ............................................................................................................. 180
9.2. ELEKTROWNIE JĄDROWE .......................................................................................................................... 180
9.3. ELEKTROWNIE GAZOWE ........................................................................................................................... 183
10. PODSUMOWANIE .................................................................................................................................... 186
11. BAZA INFORMACYJNA OPRACOWANIA ......................................................................................... 188
A. DOKUMENTY, DANE, INFORMACJE I POZYSKANE DROGĄ OFICJALNĄ ...................................................... 189
B. POZOSTAŁE WYKORZYSTANE MATERIAŁY I OPRACOWANIA ........................................................................ 192
ZAŁĄCZNIK 1: Szczegółowa charakterystyka
stymulujących rozwój oze i kogeneracji
systemów
kolorowych
certyfikatów
ZAŁĄCZNIK 2: Założenia dotyczące poziomów aktywności i energochłonności wyróżnionych
rodzajów produkcji
RAPORT CZĄSTKOWY 1: Ocena stanu aktualnego i perspektyw rozwoju czystych
technologii węglowych możliwych do zastosowania w siłowniach energetycznych w polsce
wraz z opracowaniem charakterystyk techniczno-ekonomicznych
RAPORT CZĄSTKOWY 2: Wstępna ocena potencjalnych możliwości magazynowania CO2
we wgłębnych strukturach geologicznych, z uwzględnieniem uwarunkowań produkcji gazu
ziemnego oraz PMG w Polsce w horyzoncie 2030 roku
RAPORT CZĄSTKOWY 3: Ocena potencjału i warunków dostaw gazu z nowych, głównych
kierunków dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski w horyzoncie do 2030 roku
5
1. Wprowadzenie
1.1. Podstawa, cel i zakres pracy
Podstawą pracy jest umowa z dn. 7 października 2007 pomiędzy Polskim Komitetem Energii
Elektrycznej a spółką Badania Systemowe „EnergSys” Sp. z o.o. na wykonanie pracy pt.:
„Raport dotyczący wpływu proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia
europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo
energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych
wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej” - zwany dalej
“Raportem 2030”.
Podstawowym celem pracy jest odpowiedź na pytanie, czy zawarte w projekcie polityki UE
cele i wymagania zmierzające do znacznego ograniczenia emisji CO2 oraz rozwoju
wykorzystania energii odnawialnej są możliwe do spełnienia i jakie będą skutki ich wdrożenia
w Polsce, szczególnie w odniesieniu do sektora elektroenergetyki.
Uzupełniające cele pracy sformułowano jako:
Ö Wsparcie w wypracowaniu solidnego i dobrze uzasadnionego merytorycznie stanowiska
do debaty nad propozycjami UE, obejmującymi nową europejską strategię energetyczną;
Ö Wypracowanie rekomendacji odnośnie najkorzystniejszej strategii dostosowania do
nowych wymagań UE (w tym dotyczących wdrażania technologii „zeroemisyjnych” );
Ö Stworzenie ram metodycznych i zgromadzenie danych do prowadzenia dalszych analiz
strategicznych, obejmujących zagadnienia kluczowe
dla przyszłości polskiej
elektroenergetyki.
W momencie rozpoczynania pracy podstawowym elementem oceny był pakiet dokumentow
KE, składajacy się na propozycję nowej Polityki energetycznej dla Europy, opublikowany
10 stycznia 2007. Po zakończeniu etapu 1 w styczniu 2008 ukazał się drugi zestaw
dokumentów KE, składający się na tzw. Pakiet energetyczno – klimatyczny. Ze względu na
jego wagę prace obliczeniowe w etapie drugim skoncentrowały się na ocenie skutków
powodowanych tym drugim pakietem.
Zakres analiz obejmuje horyzont czasowy do roku 2030. Ze względu na silne oddziaływanie
wielu czynników na przyszły rozwój elektroenergetyki krajowej, praca obejmuje nie tylko
badanie elektroenergetyki ale także powiązanych z nią sektorów, kluczowych elementów
otoczenia oraz scenariuszowe badania rozwoju całej gospodarki krajowej. Zgodnie z umową,
zakres prac składa się z następujących zadań w podziale na dwa etapy:
Etap I -
Analiza uwarunkowań prawnych, politycznych, energetycznych, analizy
technologiczne, opracowanie scenariuszowy makroekonomicznych i popytowych
w zakresie energii,
6
Etap II – Integracja i uspójnienie analiz cząstkowych, wykonanie obliczeń modelowych,
analiza wyników i ocena skutków.
Przyjęto, że wyniki pracy będą wykorzystywane przez PKEE oraz jego członków, a także
przez organy administracji rządowej przy formułowaniu stanowiska polskiego w dyskusji nad
projektem nowej polityki UE, a także jako materiał wspierający prace nad opracowaniem
długofalowej strategii rozwoju energetyki krajowej, ze szczególnym uwzględnieniem sektora
elektroenergetycznego.
1.2. Zdefiniowanie problemu
1.2.1. Istota problemu
Istotą badanego problemu jest przyjęcie w projekcie polityki energetycznej UE ochrony
klimatu jako głównego jej celu oraz pakietu celów i wymagań pośrednich, zmierzających do
ograniczenia emisji CO2 oraz rozwoju wykorzystania energii odnawialnej. W ramach tej
polityki KE proponuje także aktywne dzialania majace na celu wsparcie rozwoju i
zastosowań instalacji do wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla (Carbon Capture and
Storage - CCS) w nowych elektrowniach węglowych. Propozycje unijne mogą mieć
szczególnie duży wpływ na sytuację sektora elektroenergetycznego w Polsce, ze względu na
następujące uwarunkowania:
Ö dominującą rolę technologii węglowych w sektorze elektroenergetycznym w Polsce
(o wysokich emisjach i relatywnie niskiej sprawności);
Ö brak sprawdzonych rozwiązań w zakresie budowy instalacji CCS dużej skali oraz
ograniczonego zakresu badań możliwości ich wykorzystania w Polsce;
Ö słabo rozeznane możliwości magazynowania skroplonego dwutlenku węgla w Polsce;
Ö brak działań organów rządowych mających charakter rozwiązań systemowych a choćby
przygotowawczych;
Ö niski potencjał ekonomiczny dominujących podmiotów sektora elektroenergetycznego w
porównaniu do skali wymaganych inwestycji,
Ö niedostosowanie sieci przesyłowej do współpracy z energetyką wiatrową dużej skali ze
względu na wysoką zmienność generacji elektrowni wiatrowych.
Przyjęcie wymienionych wymagań unijnych w Polsce może - poprzez stworzenie nowych
barier technicznych, prawnych i finansowych - utrudnić proces odtworzenia i rozbudowy
mocy wytwórczych, a także spowodować poważny wzrost kosztów produkcji energii
elektrycznej, ze wszystkimi jego negatywnymi skutkami dla gospodarki i mieszkańców.
7
1.2.2. Zakres oceny skutków
Główne rozpatrywane skutki dotyczyć będą zmiany kosztów wytwarzania energii
elektrycznej,
zdolności do odtworzenia i rozbudowy mocy oraz zachowania
konkurencyjności technologii węglowych. Skutki te wystąpią w obrębie sektora
elektroenergetycznego. Oczekiwano jednak także, że w wyniku pracy zostaną przedstawione
inne skutki projektowanej polityki unijnej, szczególnie w odniesieniu do całej gospodarki
krajowej jak i sytuacji gospodarstw domowych. Wymaga to uwzględnienia silnego
powiązania systemu elektroenergetycznego z innymi systemami społeczno - gospodarczymi
(por. rys. 1.1).
System
finansowy
paliwa
energia
elektr.
regulacje
System
przetwarzania
energii
Środowisko
zanieczyszczenia
energia
wytwory
System
gospodarczy
y
gia
er
nic
en
ow
ac
pr
zasoby
naturalne
odpady
informacje
ro
zw
iąz
an
pr
ia
ob
lem
y
yty
ed
kr
y
łat w
sp ytó
ed
kr
System
paliwowy
surowce
energet.
System
naukowobadawczy
System prawno
- regulacyjny
System
społeczny
Rys. 1.1. Otoczenie systemu energetycznego
Najściślejsze powiązania zachodzą pomiędzy systemem elektroenergetycznym a systemem
paliwowym, gospodarczym i społecznym, które z jednej strony dostarczają niezbędnych
środków do produkcji (paliw, urządzeń, pracowników) a z drugiej - są odbiorcami
produkowanej energii. Funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego w dużej mierze
zależy także od interakcji z innymi systemami zaznaczonymi na rysunku: finansowym,
prawno-regulacyjnym oraz naukowo–badawczym. Istotne są także powiązania ze
środowiskiem, zarówno w aspekcie kontroli emisji zanieczyszczeń, jak i wykorzystania
zasobów naturalnych paliw kopalnych, terenów pod budowę, a w przyszłości być może także
struktur podziemnych do magazynowania skroplonego CO2.
8
Ze względu na wzajemne interakcje, zmiany w jednym systemie powodują zmiany w innych.
Z tego powodu skutki wprowadzenia nowej polityki energetycznej UE nie ograniczą się do
systemu elektroenergetycznego. Przeniosą się one w różny sposób na wszystkie systemy
powiązane. Wstępnie można oczekiwać, że wdrożenie nowej proponowanej polityki unijnej
będzie korzystne dla środowiska (zmniejszenie emisji CO2), systemu finansowego (większe
zapotrzebowanie na środki finansowe) i systemu naukowo – badawczego (nowe problemy
do rozwiązania). Warto zaznaczyć, że oprócz pozytywnych skutków, niektóre propozycje,
np. stosowanie instalacji CCS mogą mieć także negatywne skutki dla środowiska. Wśród
najważniejszych wymienić warto zwiększenie zużycia paliw na produkcję energii, a także
dodatkowe zajęcie terenu oraz zagrożenie dla stabilności struktur geologicznych i zdrowia
mieszkańców wynikające z budowy systemów transportu i magazynowania skroplonego
CO2.
Wzrost cen energii elektrycznej będzie z pewnością negatywnie wpływał na rozwój
gospodarki i sytuację gospodarstw domowych. Mogą się jednak pojawić także pozytywne
skutki dla gospodarki: np. zapotrzebowanie na urządzenia i usługi związane z instalacjami
CCS, zwiększy się popyt na bardziej efektywne energetycznie urządzenia, lub na instalacje
do produkcji energii z OZE. Wpływ na system paliwowy spowoduje prawdopodobnie zmianę
poziomu i struktury zapotrzebowania na paliwa, jednak nawet przybliżone określenie
kierunku tych zmian jest trudne do oceny bez przeprowadzenia szczegółowych obliczeń.
Powyższe rozważania wskazują na złożoność problematyki oceny skutków nowej polityki
energetycznej UE dla Polski. Niektóre skutki można opisać jedynie w sposób jakościowy.
Oceny ilościowe - zgodnie z początkowymi założeniami - objąć miały sektor elektroenergetyczny (struktura technologii, koszty wytwarzania), paliwowy (zapotrzebowanie na
paliwa) oraz skutki dla gospodarki i gospodarstw domowych. Wymagało to zastosowania
odpowiedniej metodyki badawczej i zestawu narzędzi obliczeniowych.
1.3. Metodyka badawcza
1.3.1. Przesłanki do wyboru metodyki
Przy doborze metodyki badawczej uwzględniono następujące przesłanki, wynikające z
charakteru badanego problemu:
1. Występowanie licznych wzajemnych powiązań poszczególnych zagadnień ujętych w
zakresie pracy (bilans i struktura nowych mocy, wycofania z eksploatacji, produkcja z
OZE, import energii, możliwości i koszty CCS, ograniczenia emisyjne);
2. Wpływ przyszłych warunków działania na kształt wcześniejszych decyzji inwestycyjnych
(restrykcyjne przepisy dot. redukcji CO2 wymagają już teraz opracowania technologii
niskoemisyjnych);
9
3. Wymóg spójnego ujęcia w badaniach aspektów energetycznych i ekologicznych (emisje
jako efekt uboczny produkcji energii, ale także jako czynnik decydujący o kierunkach
rozwoju w przypadku polityki ich silnego ograniczania);
4. Duże znaczenie szerszego kontekstu systemowego (wpływ gospodarki na
zapotrzebowanie energii oraz wpływ zmian cen na rozwój gospodarczy i sferę
społeczną);
5. Szeroki wymagany zestaw wyników analizy (popyt na energię, bilanse mocy i produkcji
energii elektrycznej, struktura technologii produkcyjnych, zużycie paliw, emisje
zanieczyszczeń, koszty produkcji, nakłady inwestycyjne).
Wymienione przesłanki ukazały konieczność zastosowania metodyki, która pozwoli w
sposób spójny analizować szeroki zakres zagadnień z obszaru energetyki, gospodarki i
wpływu na środowisko. Na tej podstawie dokonano wyboru do analiz opisanego poniżej
zestawu modeli.
1.3.2. Zestaw modeli i procedura obliczeniowa
Do ilościowej oceny skutków nowej polityki unijnej, zarówno w sektorze wytwarzania energii
elektrycznej jak i powiązanych z nim procesów energetycznych i gospodarczych,
zastosowano zestaw trzech modeli: makroekonomicznego modelu równowagi ogólnej
(CGE-PL), symulacyjnego modelu popytowego PROSK-E i optymalizacyjnego modelu
całego systemu energetycznego kraju EFOM-PL. Ogólny układ obliczeniowy przedstawiono
na rys. 1.2. Zaznaczono na nim główne dane wejściowe i wyniki modeli oraz powiązanie
etapu kreacji założeń jakościowych (scenariuszy) z założeniami liczbowymi do obliczeń
modelowych. Przedstawiony zestaw modeli był wielokrotnie wykorzystywany w pracach dla
administracji rządowej (MŚ, MG oraz organizacji międzynarodowych, m.in. Bank Światowy)
10
POMOCNICZE BAZY DANYCH DLA MODELI ENERGETYCZNYCH
Dane
statystyczne
Normy,
standardy
Akty prawne; konwencje
i porozumienia międzynarodowe
Programy rządowe
i branżowe, dane firm, inne
SCENARIUSZE JAKOŚCIOWE - WARIANTY POLITYKI
Współpraca międzynar.:
- tempo integracji z UE
- przepływ kapitału
- transfer technologii
Polityka ekonomiczna:
- priorytety sektorowe
- polityka finansowa
Założenia makroekonom.:
- zasób i produktywność
czynników produkcji
- ceny i elastyczność popytu
w handlu zagranicznym
- dane finansowe
(podatki, subwencje, stopa
podatkowa)
Parametry
technicznoekonomiczne
- tablica I/O
- funkcja CES
- model LES
CGE-PL
Prognozy produkcji
energochłonnych
produktów i usług
Energochłonność
produkcji w działach
i gałęziach gospodarki
Baza danych
technologii
użytkowania
energii
Dynamika
i struktura PKB
w sektorach, popyt finalny
na grupy paliw i energii w
sektorach, zmiany cen
grup paliw i energii,
pracy i kapitału
Polityka ekologiczna:
- cele polityki ekolog.
- środki realizacji
Polityka energetyczna:
- model rynku energii
- konkurencyjność sektora
- bezpieczeństwo energet.
PROSK-E
Popyt na energię
końcową wg sektorów
i nośników energii,
emisje zanieczyszczeń
z finalnego użytkowania
energii
Założenia do obliczeń:
- wymagania środowiskowe
- ceny importowe
i eksportowe paliw
- opcje polityki energet.
- zasoby paliw
Baza danych
technologii:
- pozyskania
energii
- przetwarzania
energii
- użytkowania
energii
- oszczędzania
energii
EFOM-PL
Struktura
mocy i technologii,
bilanse energii,
koszty energii, emisja
zanieczyszczeń
i koszty redukcji
WYNIKI DLA ROZPATRYWANEGO SCENARIUSZA
Rys. 1.2. Schemat konfiguracji modeli CGE-PL, PROSK-E i EFOM-PL oraz baz danych do
badań systemu energetycznego z uwzględnieniem emisji zanieczyszczeń atmosfery
Każdy model współpracuje z własną, specjalistyczną bazą danych. W całym układzie
obliczeniowym wykorzystywane są ponadto zestawy danych zawierające bardziej ogólne
informacje, jednak istotnie wpływające na perspektywy rozwoju systemu energetycznego
kraju: informacje o zużyciu energii, unormowania prawne, programy rządowe itp.
Powyższy zestaw modeli pozwala na badanie aspektów technologicznych, ekonomicznych i
ekologicznych przyszłego rozwoju systemu elektroenergetycznego w ścisłym powiązaniu z
rozwojem całej gospodarki krajowej oraz przy uwzględnieniu różnego rodzaju wymagań i
ograniczeń. Model EFOM-PL umożliwia w obliczeniach uwzględnienie takich systemowych
11
uwarunkowań jak krajowe limity emisji zanieczyszczeń (w tym CO2), ograniczenia podażowe
dotyczące np. dostaw węgla krajowego, czy założenia dotyczące społecznie akceptowalnego
tempa rozwoju energetyki jądrowej.
Każdy z modeli stanowi odrębną całość i może służyć do osobnych specyficznych analiz.
Metodyka scenariuszowych badań prognostycznych opiera się na wykorzystaniu połączeń
wszystkich modeli, poprzez uzyskiwane wyniki jednego z nich i dane wejściowe następnego.
Pomiędzy modelami nie ma automatycznych formalnych połączeń i w każdej iteracji wyniki
są “ręcznie” przygotowywane do obliczeń w następnym modelu, Są to tzw. miękkie
powiązania pomiędzy modelami, które mają tą zaletę, że pozwalają dokładniej kontrolować
przebieg obliczeń na każdym etapie.
Ze względu na konieczność uwzględnienia oficjalnych prognoz i scenariuszy rozwoju
makroekonomicznego Polski, model CGE wykorzystano głównie do uspójnienia oficjalnych
prognoz makroekonomicznych i ich uzupełnienia o dane potrzebne do dalszych obliczeń.
Główna część obliczeń, w tym analizy czułości systemu elektroenergetycznego na zmiany
wymagań dotyczących CO2 lub innych założeń scenariuszowych, została wykonana przy
pomocy modelu EFOM-PL. Ocena skutków nowej polityki unijnej na gospodarkę dokonana
została poprzez zbudowanie pętli sprzężenia zwrotnego pomiędzy modelem EFOM-PL i
modelem CGE-PL. Wyznaczony w modelu EFOM-PL wzrost kosztów marginalnych
wytwarzania energii elektrycznej podawany jest na wejście modelu makroekonomicznego,
który wyznacza wpływ takiego impulsu cenowego na całą gospodarkę krajową.
1.4. Uwagi wykonawcze i zawartość raportu
Ocena skutków unijnego Pakietu energetyczno – klimatycznego, która miała objąć skutki dla
elektroenergetyki, gospodarki i mieszkańców w perspektywie do roku 2030 wymagała
wykonania analiz obejmujących nie tylko bezpośrednio rozważane obszary systemu
społeczno – gospodarczego, ale także ich otoczenie systemowe. Rozwój systemu
elektroenergetycznego jest szczególnie sprzężony z rozwojem gospodarki i generowanym
popytem na energię (strona popytowa). Z drugiej strony kierunek rozwoju elektroenergetyki
zależy od dostępnej bazy paliwowej, która warunkowana jest rozwojem krajowego sektora
paliwowego jak i możliwością i warunkami dostaw paliw z importu.
Rozwój procesów w sferze popytowej i podażowej systemu energetycznego w coraz
większym stopniu zależy od różnego rodzaju regulacji prawnych. Z tego względu wykonanie
obliczeń modelowych do roku 2030 zostało poprzedzone dokładną analizą uwarunkowań
prawnych i politycznych odnoszących się do badanych procesów gospodarczych. Te analizy
zostały wykonane w etapie 1, a w drugim etapie zostały jedynie w niewielkim zakresie
zaktualizowane i uzupełnione. Drugi etap prac koncentrował się na przełożeniu wyników
analiz etapu 1 na założenia modeli obliczeniowych, wykonaniu obliczeń modelowych i
sformułowaniu na ich podstawie ocen ilościowych. Pełen zakres wykonanych prac
przedstawiony jest w sposób schematyczny na rys 1.3.
12
Anal
izy
do ro w okres
ie
ku 2
030
Otoczenie energetyki
ETAP 1
Polityki energetyczna UE,
Polityka energetyczna
i ekologiczna kraju
Regulacje prawne dot. energetyki
i ochrony środowiska
Polityki, strategie i
regulacje prawne
dot. górnictwa, gazu
Sektor paliwowy:
•Ceny paliw na rynku
międzynarodowym
•Dostawy gazu z importu i kraju
•Dostawy węgla kamiennego
•Dostawy wegla brunatnego
ETAP 2
Mechanizm powstawania
szkód z emisji CO2,
Oszacowanie kosztów
dla gospodarki
Polityka i strategia
gospodarcza kraju,
Polityka i regulacje prawne
dot. efektywności
Sektor elektroenergetyczny:
•Zmiany zdolności produkcyjne elektrowni
•Wyposażenie w instalacje DESOX, DENOX
•Technologie zeroemisyjne (wychwyt CO2)
•Transport i magazynowanie CO2
•Powiązania sieciowe import i eksport
•Rozwój produkcji z OZE
•Potencjał rozwoju kogeneracji
1. Opracowanie szczegółowych założeń liczbowych
dla różnych scenariuszy i wariantów obliczeń
2. Wyznaczenie wpływu wymagań UE
na kierunki rozwoju
energetyki oraz skutki energetyczne i ekonomiczne
3. Wyznaczenie skutków dla gospodarki
i gospodarstw domowych ,
System energetyczny
Strona popytowa:
• Rozwój gospodarczy
•Popyt na energię
•Poprawa efektywności
Analizy i strategie
Optymalne kierunki
strategii wdrażania
technologii zeroemisyjnych
Rys. 1.3. Schemat obrazujący zakres wykonanych prac z podziałem na etapy
Raport końcowy przedstawia w sposób całościowy wyniki wszystkich wykonanych w
projekcie prac. Obejmuje on raport główny podzielony na dwie części:
Część 1:
Uwarunkowania
rozwoju
energetyki
krajowej,
scenariusze
makroekonomiczne i prognozy popytu na energię do roku 2030.
Część 2:
Ocena skutków wdrożenia pakietu energetyczno – klimatycznego dla
Polski w okresie do roku 2030.
Pierwsza część zawiera wyniki Etapu 1 po ich uzupełnieniu i aktualizacji w drugim etapie
prac. Zawiera ona szerokie przedstawienie uwarunkowań rozwoju systemu energetycznego
kraju ze szczególnym uwzględnieniem elektroenergetyki.
Druga część raportu końcowego przedstawia szczegółowe założenia, wyniki obliczeń oraz
sformułowane na ich podstawie oceny i wnioski.
Oprócz dwuczęściowego raportu głównego wraz z załącznikami, raport końcowy zawiera
pięć raportów cząstkowych, które zostały poświęcone szerszemu naświetleniu zagadnień
kluczowych z punktu widzenia badanego problemu.
13
1.5. Baza informacyjna
Ze względu na bardzo szeroki zakres analiz w pracy wykorzystano bogatą bazę
informacyjną, składającą się z następujących rodzajów dokumentów, opracowań i
materiałów :
1) Oficjalnych dokumentów i opracowań unijnych, szczególnie tych odnoszących się do
nowej polityki energetycznej;
2) Aktualnych aktów prawnych krajowych i unijnych odnoszących się do badanych
zagadnień;
3) Oficjalnych analiz i studiów prognostycznych wykonanych na zlecenie polskich instytucji
rządowych, szczególnie tych dotyczących przyszłości gospodarki i energetyki krajowej;
4) Dostępnych przeglądowych i studialnych opracowań wykonywanych na potrzeby
organizacji międzynarodowych, szczególnie tych związanych z badaniem możliwości
ograniczania redukcji emisji CO2 (technologie, koszty), w tym opracowań Euroelectric;
5) Fachowych publikacji i ekspertyz dotyczących szczegółowych zagadnień z zakresu
pracy.
W trakcie realizacji Etapu 1 duży wysiłek włożono w pozyskanie możliwie najbardziej
aktualnych opracowań, danych i informacji dotyczących zagadnień kluczowych dla polityki
energetycznej i ekologicznej, w tym:
a. opracowań i materiałów przygotowanych na potrzeby jednostek administracji rządowej:
Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Środowiska, KASHUE, Ministerstwa Rolnictwa.
b. opracowań i materiałów sektorowych: górnictwa węgla kamiennego, brunatnego, gazu,
systemu przesyłowego energii elektrycznej, gazu ziemnego, przygotowanych przez takie
firmy jak: PSE-OPERATOR, PGE, GAZ-SYSTEM, PGNiG, GIG.
Zamiarem wykonawcy i Zamawiającego było oparcie się na możliwie najpełniejszym
zestawie dokumentów i opracowań posiadających status dokumentów oficjalnych lub
wysokie walory merytoryczne. Niestety nie wszystkie opracowania i dokumenty udało się
pozyskać. Czasami – jak w przypadku analiz dot. górnictwa, Wykonawca wraz z
Zamawiającym inicjowali działania, które miały na celu sformułowanie wiarygodnych założeń
odnośnie kluczowych dla rozwoju energetyki wielkości.
Szczegółową listę wykorzystanych materiałów przedstawiono w formie dwóch zestawień w
końcowej części niniejszego raportu. Pierwsze zawiera dokumenty pozyskane drogą
oficjalną we współpracy z Zamawiającym, a drugie –pozostałe wykorzystane materiały.
14
2. Nowe cele i wymagania na poziomie UE
2.1. Projekt polityki energetycznej dla Europy z 2007 r.
2.1.1. Ogólna charakterystyka pakietu
Polityka Energetyczna dla Europy 1 jest dokumentem, który przedstawia propozycję polityki
energetycznej Unii Europejskiej w perspektywie do roku 2030, a czasami sięga także
horyzontu roku 2050. Wyraża pogląd Komisji Europejskiej i skierowany jest do Rady
Europejskiej i Parlamentu Europejskiego z wnioskiem o zatwierdzenie zawartych w nim
propozycji, szczególnie w odniesieniu do zaproponowanych tam celów i działań.
Dokument ma charakter syntetyczny i prezentuje kompleksowy pakiet celów oraz kierunków
działań, które mają prowadzić do ich osiągnięcia. Opiera się na zestawie dokumentów, które
w sposób bardziej szczegółowy zajmują się najważniejszymi elementami polityki
energetycznej.
Wyzwania
Do najważniejszych aktualnych problemów dokument zalicza:
Ö rosnącą zależność energetyczną Unii, w tym szczególnie istotną dla bezpieczeństwa
energetycznego zależność od importu węglowodorów (ropa, gaz ziemny);
Ö zagrożenie zmian klimatu, wiązane w dokumencie z emisją gazów cieplarnianych, które
w UE w 80% pochodzą z energetyki;
Ö rosnące ceny paliw węglowodorowych na rynku międzynarodowym, które mogą stać się
znacznym obciążeniem dla gospodarki UE.
Główne cele
Unijna polityka energetyczna budowana jest wokół trzech następujących głównych celów:
1. Przeciwdziałanie zmianom klimatu;
1
KOM(2007) 1 final: Europejska Polityka Energetyczna. Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i
Parlamentu Europejskiego, Bruksela, 10.1.2007.
15
2. Ograniczenie podatności Unii na wpływ czynników zewnętrznych wynikających z
zależności od importu węglowodorów;
3. Wspieranie zatrudnienia i wzrostu gospodarczego.
Kierunki działań
Osiągnięcie tych celów ma być dokonane poprzez zestaw działań, które można pogrupować
w pakiety, nakierowane na:
1) Stworzenie efektywnego wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu, w tym także
wzmocnienie powiązań międzysystemowych;
2) Ograniczenie zużycia paliw kopalnych oraz emisji dwutlenku węgla (rozwój wykorzystania
OZE, poprawa efektywności energetycznej, wprowadzenie wymogu budowy elektrowni
węglowych z instalacjami CCS, dopuszczenie energetyki jądrowej);
3) Rozwój nowoczesnych technologii energetycznych wspierających działania wymienione
powyżej, szczególnie w obszarach wykorzystania OZE (w tym biomasa II generacji),
niskoemisyjnych technologii produkcji energii (w tym instalacji CCS), energetyki jądrowej
IV generacji i przyszłościowych technologii termojądrowych;
4) Ukierunkowanie polityki międzynarodowej na kreowanie relacji międzynarodowych
sprzyjających realizacji celów energetycznych.
Komisja Europejska w dokumencie wskazuje pozytywne efekty uzyskane w wyniku
zastosowania dotychczasowych działań na szczeblu UE i w poszczególnych krajach. Wyraża
jednak pogląd, że dotychczasowe wysiłki są niewystarczające i wymagają dalszego
wzmocnienia. Proponowane działania mają charakter kompleksowy, dotyczą wielu obszarów
i obejmują działania o różnorakim charakterze (regulacje rynkowe, polityki sektorowe,
stymulowanie prac badawczych i opracowania nowych technologii, działania polityczne).
Autorzy dokumentu podkreślają, że jedynie całościowe podejście daje szanse na osiągnięcie
zamierzonych celów.
Polityki sektorowe
Projekt polityki energetycznej dla UE opiera się na zestawie dokumentów określających
polityki sektorowe w obszarach kluczowych dla osiągnięcia założonych głównych celów.
Najważniejsze z nich wymieniono poniżej.
16
Tablica 2.1. Zestawienie kluczowych dokumentów sektorowych składających się na pakiet
projektowanej polityki energetycznej UE
Lp.
Obszar
Oznaczenie
dokumentu
tytuł
Data
publikacji
Liczba
stron
1
Wewnętrzny rynek
COM (2006) 841
energii elektrycznej i
gazu
Prospects for the internal gas 10.1.2007
and electricity market
22
2
Infrastruktura
wymiany energii
elektrycznej i gazu
COM (2006) 846
Priority Interconnection Plan
10.1.2007
21
3
Energetyka
odnawialna
COM (2006) 848
Mapa drogowa na rzecz
energii odnawialnej; energie
odnawialne w XXI wieku:
budowa bardziej
zrównoważonej przyszłości
10.01.2007 17
4
Efektywność
energetyczna
COM (2006) 545
Action Plan for Energy
Efficiency: Realising the
Potential
19.10.2006 26
5
Rozwój technologii
energetycznych
COM (2006) 847
Towards a European
10.1.2007
Strategic Energy Technology
Plan
12
6
Niskoemisyjne
technologie
produkcji z paliw
kopalnych (węgla)
COM (2006) 843
Sustainable power
generation from fossil fuels:
aiming for near-zero
emissions from coal after
2020
10.1.2007
15
7
Energetyka jądrowa
COM (2006) 844
Nuclear Illustrative
10.1.2007
Programme
Presented under Article 40 of
the Euratom Treaty for the
opinion
of the European Economic
and Social Committee
23
Poszczególne dokumenty przedstawiają założenia polityki unijnej w poszczególnych
obszarach. Są one stale rozwijane, czego dobitnym przykładem jest przedstawienie przez
Komisję 19.09.2007 r. tzw. trzeciego pakietu legislacyjnego mającego na celu stworzenie
konkurencyjnego wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu 2.
2
Pakiet ten składa się z pięciu podstawowych dokumentów: COM (2007) 528 – COM (2007) 532.
Dotyczą one wspólnych zasad rynku energii elektrycznej i gazu, infrastruktury do transgranicznej
wymiany energii elektrycznej i gazu oraz koordynacji regulacji energetyki na poziomie EU.
17
2.1.2. Główne cele strategiczne tzw. Pakiet 3*20
Głównym, traktowanym priorytetowo celem w polityce energetycznej UE jest ochrona
klimatu. Dlatego za główne wymuszenie polityczne należy uznać postawienie celu redukcji
emisji CO2 o 20% do roku 2020. Dodatkowe cele: 20% udział OZE i 20% poprawa
efektywności należy uznać za cele wspierające, mające umożliwić uzyskanie celu redukcji
emisji, a przy tym zmniejszające zależność od importu paliw spoza UE. Podobny charakter
ma propozycja wprowadzenia obowiązku stosowania instalacji CCS we wszystkich nowych
elektrowniach węglowych po roku 2020.
Z perspektywy elektroenergetyki krajowej najistotniejsze
projektowanej polityki UE i kierunki ich oddziaływania:
są
następujące elementy
1. Wymóg redukcji emisji CO2, który jest głównym czynnikiem wymuszającym zmiany w
polskiej elektroenergetyce;
2. Cele dotyczące poprawy efektywności energetycznej, które mają dwa aspekty:
Ö poprawę efektywności użytkowania energii – która zmniejsza zapotrzebowanie na
energię elektryczną, ułatwia redukcję emisji i zbilansowanie popytu z podażą,
Ö redukcję zużycia energii pierwotnej – która jest wynikiem zarówno zmian w sferze
użytkowania energii jak i przetwarzania energii;
3. Rozwój wykorzystania OZE do produkcji energii, w tym energii elektrycznej, który
zmniejsza emisję CO2 z produkcji energii, jednak powoduje wzrost kosztów, konieczność
budowy mocy rezerwowych (w przypadku elektrowni wiatrowych) oraz zwiększa
wymagania dla sieci elektroenergetycznej, ze względu na zjawiska dynamiczne.
4. Obowiązkowe stosowanie instalacji CCS w nowych elektrowniach węglowych od roku
2020, które sprzyjać będzie redukcji emisji CO2, jednak jest częściowo przeciwstawne
formułowanym celom dotyczącym zmniejszenia zużycia paliw pierwotnych.
Drugim co do ważności celem projektowanej polityki unijnej jest ograniczenie zależności
importowej, szczególnie w zakresie węglowodorów. W elektroenergetyce można to osiągnąć
poprzez poprawę efektywności wykorzystania paliw w przemianach energetycznych, co
prowadzić będzie do zmniejszenia potrzeb importowych. Poniżej w tabeli przedstawione
zostały trzy główne kierunki działań zarysowane w projekcie polityki unijnej oraz jakościowa
ocena ich wpływu na główne cele polityczne oraz ich skutki w odniesieniu do kosztów i
możliwości przyszłego bilansowania potrzeb energetycznych.
18
Tablica 2.2. Jakościowa charakterystyka głównych wymagań proponowanych w projekcie
polityki UE, w odniesieniu do systemu elektroenergetycznego
Nowe cele polityczne UE
Tradycyjne cele polityki energetycznej
Redukcja
emisji
CO2
Redukcja
zużycia paliw
Niskie koszty
zaspokojenia
potrzeb
energetycznych
Zdolność
zaspokojenia
potrzeb
energetycznych
Poprawa efektywności
użytkowania energii
TAK
TAK
TAK/NIE 3
TAK 4
Rozwój wykorzystania
OZE
TAK
TAK
NIE 5
TAK/NIE 6
Obowiązek
stosowania
CCS
TAK
NIE 7
NIE
NIE 8
Rodzaj działań
instalacji
Działania idące w kierunku racjonalnego rozwoju wykorzystania OZE i poprawy efektywności
energetycznej są uzasadnione. Problemem jest jednak właściwe ustalenie celów
ilościowych. Można mieć uzasadnione obawy, czy propozycje zawarte w dokumentach
unijnych odpowiadają poziomom optymalnym dla Polski.
Spośród trzech głównych kierunków działań proponowanych w dokumencie UE, najbardziej
kontrowersyjny wydaje się ten dotyczący obowiązku stosowania instalacji CCS. Jego
wdrożenie wpływa bowiem negatywnie na klasyczne cele polityki energetycznej, prowadząc
do znacznego wzrostu kosztów wytwarzania energii i spotęgowana trudności przy budowie
nowych elektrowni w technologii węglowej. Dodatkowo, ze względu na wysoką
3
Wymaga stosowania droższych lecz bardziej efektywnych energetycznie urządzeń, co zmniejsza
ilość i koszty zużycia energii a zwiększa koszt wykorzystania energii u odbiorcy; zależnie od rodzaju
przedsięwzięcia poprawy efektywności może ono powodować sumaryczny efekt zwiększenia lub
zmniejszenia kosztów zaspokojenia potrzeb finalnych związanych z wykorzystaniem energii.
4
Powoduje zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną a tym samym zmniejsza presję na
rozbudowę nowych mocy wytwórczych
5
Produkcja energii elektrycznej z OZE jest zwykle znacznie droższa od produkcji w elektrowniach
cieplnych.
6
Z jednej strony rozwój lokalnej produkcji energii z OZE zmniejsza zapotrzebowanie na energię ze
strony dużych źródeł scentralizowanych, z drugiej jednak strony w przypadku elektrowni wiatrowych
powoduje potrzebę rozbudowy mocy rezerwowych i dostosowania sieci elektroenergetycznych do
występowania w niej spotęgowanych zjawisk dynamicznych, związanych z silną zmiennością
produkcji uzależnioną od warunków wiatrowych.
7
Instalacje CCS są bardzo energochłonne i powodują znaczne zmniejszenie sprawności netto
łącznego układu: blok energetyczny + instalacja CCS.
8
Wprowadzenie wymogu stosowania instalacji CCS związane jest z nowymi problemami technicznymi
(zaostrzone wymagania na czystość spalin, znacznie bardziej rozbudowana instalacja) i
lokalizacyjnymi (magazynowanie wymaga dostępu do określonych struktur podziemnych).
19
energochłonność, ich wdrażanie oddziałuje negatywnie na cele związane z ograniczeniem
zużycia paliw i zmniejszeniem zależności importowej paliw.
Poniżej, w trzech kolejnych podrozdziałach przedstawiono bardziej szczegółowo założenia
projektu polityki unijnej w odniesieniu do redukcji emisji CO2, rozwoju OZE oraz poprawy
efektywności użytkowania energii, które wchodzą w skład Pakietu 3*20.
2.1.3. Proponowane instrumenty redukcji emisji CO2
Limity emisji
Energetyka jest sektorem odpowiedzialnym za ok. 80% emisji GHG w UE, dlatego staje się
głównym obszarem oddziaływania polityki ochrony klimatu. W projekcie nowej polityki
energetycznej dla Europy, przeciwdziałanie zmianom klimatu stanowi najważniejszy cel
strategiczny. Dokument zakłada, że cel ten można osiągnąć poprzez znaczącą redukcję
emisji gazów cieplarnianych (GHG), w tym głównie dwutlenku węgla z działalności
gospodarczej. Konkretne propozycje dotyczą:
1. Przyjęcia w negocjacjach międzynarodowych celu polegającego na obniżeniu w
krajach rozwiniętych emisji gazów cieplarnianych w stosunku do emisji z 1990 r.:
a. o 30% - do roku 2020 r .
b. o 60-80% - do 2050 r.
2. Przyjęcia przez UE zobowiązania do osiągnięcia do roku 2020 co najmniej 20%
redukcji emisji gazów cieplarnianych w stosunku do poziomu z 1990 r.
niezależnie od sytuacji.
Ten ostatni cel wchodzi w zestaw podstawowych ilościowych zamierzeń strategicznych
określanych jako pakiet 3*20.
Osiągnięcie tych celów Komisja wiąże przede wszystkim z rozwojem wykorzystania OZE
oraz poprawą efektywności energetycznej, które stanowią pozostałe dwa elementy
pakietu 3*20. Ewentualne wdrożenie tzw. zeroemisyjnych technologii węglowych z
wykorzystaniem instalacji CCS (CO2 Capture and Storage – wychwyt i magazynowanie
dwutlenku węgla) może mieć wpływ na ograniczenie emisji CO2, ale po roku 2020.
Oprócz oczekiwanych korzystnych efektów klimatycznych, ograniczenie emisji GHG poprzez
rozwój wykorzystania OZE i poprawę efektywności ma także zmniejszyć ilość paliw
importowanych przez kraje UE, a tym samym zmniejszyć ryzyko związane z nadmiernym
uzależnieniem od energii pochodzących z niestabilnych politycznie rejonów świata.
20
W omawianym dokumencie oprócz wspomnianego celu na poziomie całej Unii nie zostały
określone zasady jego przełożenia na cele dla poszczególnych krajów. Na podstawie
przebiegu dyskusji oraz prowadzonych prac analitycznych, m.in. przy pomocy modelu
PRIMES można oczekiwać, że ogólny cel redukcyjny zostanie przełożony na poszczególne
kraje w zróżnicowanym stopniu, podobnie jak to miało miejsce w procesie burden sparing po
podpisaniu przez UE-15 protokołu z Kioto. Można mieć uzasadnioną obawę, że w ramach
obecnie prowadzonego procesu wypracowania celów redukcyjnych dla krajów członkowskich
- Polsce zostaną przedstawione propozycje głębszej skali redukcji niż stanowi średnia unijna.
Ich przyjęcie może stworzyć poważną barierę dla rozwoju gospodarczego naszego kraju.
Handel emisjami
Unijny system handlu emisjami (EU ETS) tworzony był pierwotnie jako instrument
wspierający osiągnięcie celów emisyjnych UE-15 wynikających z podpisania przez UE
Protokołu z Kioto. Jednak działania Komisji idą w kierunku uczynienia z tego systemu
autonomicznego instrumentu polityki klimatycznej. Wyrazem tej polityki jest włączenie do
systemu nowych krajów członkowskich, które nie mają problemów z wypełnieniem
zobowiązań Protokołu z Kioto, a także dążenie do objęcia tym systemem międzynarodowych
przewozów lotniczych, które nie zostały włączone do tego Protokółu.
Unijny system handlu emisjami ma odgrywać także istotną rolę w wypełnieniu strategicznego
celu nowej polityki energetycznej, wiązanego z lepszą ochroną klimatu. W rozdz. 3.3
dokumentu COM (2007) 1 Komisja potwierdza, że mechanizm handlu emisjami ma
pozostać najważniejszym sposobem promowania redukcji emisji dwutlenku węgla.
Komisja wiąże z tym systemem następujące podstawowe oczekiwania:
Ö tworzenie zachęt ekonomicznych do redukcji emisji CO2, poprzez kształtowanie
odpowiednich cen uprawnień do emisji CO2, w tym szczególnie do stworzenia warunków
do ekonomicznie uzasadnionego zastosowania technologii węglowych wykorzystujących
instalacje CCS;
Ö ustanowienie światowego rynku uprawnień do emisji CO2, poprzez rozszerzenie systemu
unijnego na inne kraje rozwinięte, szczególnie te, które emitują duże ilości CO2 (USA,
Japonia, Rosja, Australia) a także te, które notują największe wzrosty emisji (Chiny,
Indie).
W dokumentach Komisji brakuje jednak wskazania jasnych relacji pomiędzy systemem EU
ETS, a proponowanym celem emisyjnym na poziomie całej UE bądź też celami krajowymi.
Wspomina się jedynie o planowanym na rok 2007 przeglądzie systemu, w wyniku którego
mają zostać zaproponowane zmiany w funkcjonowaniu systemu.
Problem powiązania systemu EU ETS z celami emisyjnymi UE bądź limitami krajowymi jest
bardzo istotny, można bowiem rozważać różne rozwiązania, w tym także takie, które idą w
kierunku zniesienia przydziału uprawnień na poziomie krajowym i centralizacji decyzji o
przydziale uprawnień. Przy takich rozwiązaniach znaczenie limitów krajowych staje się mniej
21
istotne. Utrzymanie przydziału na poziomie krajowym i powiązanie ilości przydzielanych
uprawnień z limitem krajowym stworzy sytuację, w której decyzja dotycząca ustalenia celów
redukcyjnych dla poszczególnych krajów stanie się bardzo brzemienna w skutki dla
gospodarki każdego kraju.
Wymagania technologiczne
Propozycje dotyczące niskoemisyjnych systemów energetycznych wykorzystujących paliwa
kopalne przedstawione zostały w rozdz. 3.7 Polityki Energetycznej dla Europy
[COM (2007) 1]. Zaś szersze omówienie tego zagadnienia znalazło się w dokumencie COM
(2006) 843 9 oraz w ocenach skutków (impast assessment), które zostały dołączone do tego
dokumentu.
Kontekst
Punktem wyjścia jest stwierdzenie, że ok. 50% energii elektrycznej UE produkowane jest z
paliw kopalnych (węgiel i gaz), z czego ok. 30% pochodzi z elektrowni węglowych. Przy
czym jednostkowe emisje CO2 z węgla są ok. dwukrotnie wyższe w przeliczeniu na produkt
końcowy niż w przypadku gazu. Dlatego proponowane działania dotyczą w pierwszej
kolejności opracowania niskoemisyjnych technologii produkcji energii elektrycznej z węgla.
Tym bardziej, że jak konkluduje Komisja w dokumencie COM (2006) 843 węgiel jest
czynnikiem gwarantującym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w UE, gdyż jego
dostawy pochodzą ze stabilnych politycznie rejonów świata, a obecnie udokumentowane
zasoby wystarczą na 130 lat (węgiel brunatny) i 200 lat (węgiel kamienny). Ponadto Komisja
uwzględnia perspektywę globalną, w której oczekuje się, że węgiel kamienny będzie
zaspokajał ok. 25% zapotrzebowania na energię pierwotną, co przy prognozowanym
wzroście zużycia energii elektrycznej o 60% do roku 2020 oznacza znaczący wzrost zużycia
węgla. Przywołane prognozy IEA mówią także o podwojeniu produkcji energii elektrycznej z
węgla do roku 2030 i emisji 5 mld t CO2 (przy aktualnych technologiach). Opracowane nowe
niskoemisyjne technologie produkcji energii z węgla mają być wykorzystane nie tylko w UE,
ale także w innych krajach, szczególnie tych, w których wykorzystanie elektrowni węglowych
jest największe.
Propozycje dotyczące rozwoju technologii
Biorąc pod uwagę powyższe uwarunkowania Komisja proponuje pakiet działań
zmierzających do opracowania i wdrożenia w skali komercyjnej niskoemisyjnych technologii
węglowych, w tym wykorzystujących instalacje CCS (CO2 capture and storage). Zakłada
przy tym, że opracowane dla elektrowni węglowych technologie CCS będą mogły zostać
wykorzystane także w elektrowniach zużywających gaz ziemny.
9
Zrównoważona produkcja energii z paliw kopalnych: cel – niemal zerowa emisja ze
spalania węgla po 2020 r. Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego, Bruksela,
10.1.2007.
22
W przywołanych dokumentach Komisja przedstawia pakiet działań, które mają prowadzić do
opracowania technologii CCS do poziomu umożliwiającego ich komercyjne wykorzystanie w
perspektywie roku 2020. Działania te obejmują wprowadzenie zachęt finansowych dla prac
B&R, uruchomienie prac zmierzających w kierunku usunięcia barier prawnych
uniemożliwiających stosowanie tych technologii, opracowanie zasad zarządzania
instalacjami CCS zapewniających minimalizację ryzyka ich stosowania oraz uruchomienie
mechanizmów wsparcia dla projektów budowy wielkoskalowych obiektów pilotowych i
demonstracyjnych.
Efektem wymienionych działań ma być wybudowanie i uruchomienie do roku 2015
dwunastu dużych demonstracyjnych instalacji CCS oraz opracowanie na bazie
doświadczeń z ich eksploatacji technologii CCS - nadających się do komercyjnego
zastosowania od roku 2020.
Propozycje dotyczące wymagań technologicznych
Rozwój i wykorzystanie technologii CCS
Równocześnie z pakietem działań mających doprowadzić do wypracowania rynkowo
dojrzałych technologii CCS, Komisja ma zamiar tworzyć warunki zachęcające do ich
wykorzystania. Komisja wskazuje tu dwa główne kierunki działań:
1. Wykorzystanie systemu handlu emisjami (EU ETS) i kształtowanie zasad jego
funkcjonowania w taki sposób, by zapewniał on odpowiednie bodźce motywujące do
zastosowania technologii CCS poprzez stabilne i odpowiednio wysokie ceny
uprawnień do emisji CO2. W tym aspekcie wspomina również o konieczności
uwzględnienia technologii CCS w EU ETS, w przyszłości.
2. Wprowadzenie klarownych perspektyw czasowych dla wprowadzenia obowiązku
wyposażenia elektrowni węglowych i gazowych w instalacje CCS. W odniesieniu do
nowych elektrowni węglowych Komisja jest zdania, że ok. 2020 r. wszystkie nowe
elektrownie węglowe powinny być wyposażane w instalacje CCS, a istniejące
elektrownie węglowe powinny stopniowo podążać śladem elektrowni nowych.
Propozycja przedstawiona w pkt 2) została w dokumencie COM (2007) 1 obarczona w
uwagą, że obecnie jest za wcześnie by określić stanowisko w tej sprawie. Równocześnie w
dokumencie COM (2006) 843 KE zapowiada wykonanie w 2007 r. analizy mającej za cel
wsparcie Komisji w wypracowaniu decyzji w odniesieniu do terminu zobowiązań związanych
z CCS oraz ich najbardziej odpowiedniej formy.
Wymóg CCS ready
Oprócz sygnalizowanego zamiaru wprowadzenia obowiązku instalowania CCS dla
elektrowni węglowych od określonego momentu czasowego, w dokumencie COM (2006)
23
843 Komisja wskazuje na konieczność dostosowania do współpracy z instalacjami CCS
wszystkich nowych elektrowni budowanych przed okresem wprowadzenia obowiązku
stosowania CCS. Komisja zapowiada dokonanie przeglądu stosowanych obecnie rozwiązań
i jeśli będzie to uzasadnione – zaproponuje instrumenty prawnie gwarantujące spełnienie
powyższego wymogu (tzw. CCS ready) przez nowo budowane elektrownie.
Oczekiwane koszty stosowania CCS
W dokumencie COM (2006) 843 Komisja przyznaje, że na obecnym poziomie rozwoju
technologii redukcja emisji przy pomocy technologii CCS pociąga za sobą koszty ok. 70EUR
za tonę CO2. Koszt wyposażenia elektrowni węglowej w CCS wynosi 600 – 700 EUR za
każdy kW zainstalowanej mocy. Komisja wyraża jednak oczekiwanie, że w perspektywie
średnio i długookresowej koszty te powinny spaść do poziomu 20-30 EUR za tonę CO2.
2.2. Pakiet energetyczno klimatyczny z 2008 r.
2.2.1. Podstawa polityczna
W styczniu 2007 roku Komisja Europejska przedstawiła pakiet propozycji, który składał się
na projekt nowej polityki energetycznej UE 10. Jego najważniejsze elementy zostały
przedstawione w rozdz. 2.1. Na posiedzeniu 8-9 marca 2007 r. Rada Europy potwierdziła
cele przedstawione w propozycji KE (konkluzje Prezydencji) 11:
„Ponieważ produkcja i wykorzystanie energii są głównymi źródłami emisji gazów
cieplarnianych, do zrealizowania tego celu potrzebne jest zintegrowane podejście do polityki
klimatycznej i energetycznej. Integracyjny charakter podejścia trzeba osiągnąć w sposób
zapewniający wzajemne wsparcie. Biorąc to pod uwagę, europejska polityka energetyczna, z
pełnym poszanowaniem prawa państw członkowskich do wyboru własnej struktury
wykorzystania paliw w energetyce oraz do ich suwerenności w zakresie pierwotnych źródeł
energii i w duchu solidarności między państwami członkowskimi, będzie dążyła do realizacji
następujących trzech celów:
1)
zwiększenia bezpieczeństwa dostaw;
2)
zapewnienia konkurencyjności gospodarek europejskich i dostępności energii po
przystępnej cenie;
3)
promowania równowagi ekologicznej i przeciwdziałania zmianom klimatu.
10
COM(2007) 1: An Energy Policy for Europe i dokumenty związane
11
Rada Unii Europejskiej: Rada Europejska 8-9 marca 2007. Konkluzje Prezydencji. Bruksela, 9
marca 2007(wersja po weryfikacji z dn. 2 maja 2007)
24
W tym samym dokumencie został przyjęty plan działań na lata 2007–2009 (załącznik I)
oparty na komunikacie Komisji „Europejska polityka energetyczna”. Dokument w sposób
stanowczy potwierdza jako wiążące proponowane wcześniej przez KE cele:
•
20% redukcji emisji GHG do roku 2020 w stosunku do roku 1990, 12
•
20% udział OZE w zużyciu energii 13;
a w sposób bardziej miękki potwierdza dwa pozostałe cele:
•
20% poprawy efektywności energetycznej, 14
•
10% udział biopaliw w zużyciu paliw w transporcie. 15
W nawiązaniu do tych uzgodnień Komisja Europejska przygotowała pakiet dokumentów
(tzw. Pakiet energetyczno – klimatyczny lub Pakiet 2008), które wedle zapowiedzi KE
mają przekształcić uzgodnione politycznie cele w konkretne działania.
2.2.2. Zawartość pakietu
Pakiet energetyczny KE został opublikowany 23 stycznia 2008 i składa się z dokumentów
zawierających propozycje legislacyjne KE, a także dokumenty pomocnicze, stanowiące
podstawę wypracowania tych propozycji.
Tablica 2.3. Najważniejsze dokumenty pakietu energetyczno-klimatycznego KE z 2008 roku
Lp.
Obszar
Oznaczenie
dokumentu
1.
Pakiet
wykonawczy
COM (2008) 30
final[1]
2.
Handel emisjami
(EU ETS)
KOM (2008) 16
wersja ostateczna
tytuł
Liczba
stron
20 20 by 2020
Europe's climate change opportunity
12
Wniosek
57
DYREKTYWA PARLAMENTU
EUROPEJSKIEGO I RADY
zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu
12
„...UE podejmuje stanowcze, niezależne zobowiązanie do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych
do 2020 r. o co najmniej 20% w porównaniu do 1990 r.”
13
„Rada przyjmuje .. wiążący cel, jakim jest udział energii ze źródeł odnawialnych wynoszący
20% całkowitego zużycia energii w UE do roku 2020”
14
Rada Europejska podkreśla potrzebę bardziej racjonalnego wykorzystywania energii w UE, tak by
osiągnąć unijny cel zmniejszenia zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami na rok 2020,
15
Rada przyjmuje następujące cele: ...doprowadzenie w sposób opłacalny do osiągnięcia przez
wszystkie państwa członkowskie do roku 2020 wiążącego celu minimalnego w postaci 10% udziału
biopaliw w ogólnym zużyciu benzyny i oleju napędowego w transporcie na terytorium UE. Wiążący
charakter tego celu jest właściwy pod warunkiem, że zapewniona będzie trwałość produkcji, biopaliwa
drugiej generacji staną się dostępne na rynku i że dyrektywa w sprawie jakości paliw zostanie
odpowiednio zmieniona, aby zezwolić na właściwe poziomy mieszania.
25
usprawnienia i rozszerzenia
wspólnotowego systemu handlu
przydziałami emisji gazów cieplarnianych
3.
Redukcje emisji
poza EU ETS
KOM (2008) 17
wersja ostateczna
Wniosek
28
DECYZJA PARLAMENTU
w sprawie starań podejmowanych przez
państwa członkowskie zmierzających do
ograniczenia emisji gazów cieplarnianych
w celu realizacji do 2020 r. zobowiązań
Wspólnoty dotyczących redukcji emisji
gazów cieplarnianych
4.
Rozwój OZE
KOM (2008) 19
wersja ostateczna
Wniosek
65
DYREKTYWA PARLAMENTU
w sprawie promowania stosowania energii
ze źródeł odnawialnych
5.
Wsparcie
rozwoju CCS
KOM (2008) 18
wersja ostateczna
Wspieranie podejmowania na wczesnym
etapie działań demonstracyjnych w
dziedzinie zrównoważonej produkcji
energii z paliw kopalnych
13
6.
Warunki
stosowania
CCS
KOM (2008) 18
wersja ostateczna
Wniosek dotyczący
50
DYREKTYWY PARLAMENTU
w sprawie geologicznego składowania
dwutlenku węgla oraz zmieniająca
dyrektywy Rady 85/337/EWG, 96/61/WE,
dyrektywy 2000/60/WE, 2001/80/WE,
2004/35/WE, 2006/12/WE i
rozporządzenie (WE) nr 1013/2006
7.
Pomoc państwa Environmental
na rzecz ochrony guidelines
środowiska
Community guidelines on state aid for
environmental Protection
56
Spośród dokumentów powiązanych na uwagę zasługują oceny wpływu (Impact assessment).
Najobszerniejszy co do zakresu dokument tego typu, zawiera zintegrowaną ocenę skutków
pakietu trzech dokumentów unijnych: KOM (2008) 16,17,19 dotyczących redukcji emisji
Osobną, a równocześnie
gazów cieplarnianych i udziału energii odnawialnej 16.
najobszerniejsza pod względem objętości (255 stron) ocenę skutków opracowano do
propozycji zmiany dyrektywy ustanawiającej unijny system handlu emisjami - EU ETS.
16
SEC (2008) 85: OCENA SKUTKÓW. Dokument towarzyszący: Pakiet środków wykonawczych w
odniesieniu do celów UE w zakresie zmian klimatycznych i energii odnawialnej do 2020 r.
26
Również w przypadku projektu dyrektywy CCS opracowano osobną ocenę skutków, a w
przypadku projektu dyrektywy OZE – dołączono dodatkowe dokumenty wspierające.
Łącznie, wymienione wyżej dokumenty podstawowe wraz z dokumentami towarzyszącymi
stanowią bardzo obszerny pakiet. Jego pełna ocena z perspektywy interesów Polski w tym
polskiego sektora elektroenergetycznego wykracza poza zakres niniejszej pracy. Dlatego w
trakcie wykonanych prac skoncentrowano się na identyfikacji tych elementów pakietu, które
są najistotniejsze dla oceny skutków tych propozycji dla Polski, dokonywanej przy użyciu
dostępnych w projekcie modeli
2.2.3. Ogólna charakterystyka
Główne elementy
Zachowując podstawowe cele zawarte w propozycjach Polityki Energetycznej dla Europy ze
stycznia 2007 r. (3*20) zatwierdzone przez Radę Europy w marcu 2007 nowy Pakiet 2008
doprecyzowuje mechanizmy osiągania tych celów oraz - tam gdzie jest to wymagane–
podział celów na poszczególne kraje członkowskie.
Głównymi mechanizmami osiągania ilościowych celów unijnej polityki energetycznej w
Pakiecie 2008 są:
1. Zmodyfikowany unijny system handlu emisjami (EU ETS),
2. Wiążące cele emisyjne dla sektorów nie objętych handlem emisjami (non ETS),
3. Wiążące prawnie cele dla rozwoju wykorzystania zasobów odnawialnych (OZE),
4. Wsparcie rozwoju technologii oraz stworzenie ram prawnych stosowania wychwytu i
składowania CO2 (CCS);
5. Nowe zasady pomocy państwa ułatwiające wsparcie przedsięwzięć służących ochronie
środowiska i klimatu.
Zestaw klimatyczno - odnawialny
Pierwsze trzy elementy traktowane są jako zestaw wzajemnie ze sobą powiązanych
rozwiązań. Znalazło to wyraz m.in. w wykonaniu zintegrowanej oceny skutków wszystkich
trzech elementów. Komisja dążyła także do zastosowania rozwiązań by obciążenia
wynikające z wdrożenia całego tego zestawu dla poszczególnych krajów były sprawiedliwe
(fair), czyli adekwatne do możliwości. W efekcie propozycja KE obejmuje następujące
najważniejsze rozwiązania:
27
1) Pula uprawnień emisyjnych w systemie handlu emisjami (EU ETS) będzie ustalana
centralnie według ściśle określonej trajektorii, która zakłada redukcję emisji w roku 2020
o 21% w stosunku do emisji z 2005 r.
2) Zasady przydziału uprawnień emisyjnych będą jednakowe w skali całej UE, nie będzie
krajowych planów rozdziału uprawnień;
3) Znaczna i rosnąca część uprawnień będzie przydzielana odpłatnie w drodze aukcji,
elektrownie zawodowe będą kupowały 100% uprawnień już od roku 2013;
4) Aukcje uprawnień będą prowadzone przez poszczególne kraje, które uzyskają określoną
każdego roku ilość uprawnień do sprzedaży na aukcji (rozdział na podstawie emisji z
2005 r.),
5) Przychody z aukcji pozostają w kraju, który przeprowadza aukcję, min. 20% przychodów
z aukcji (a także cała nadwyżka ponad przydział standardowy) ma być przeznaczone na
wsparcie działań na rzecz ochrony środowiska i klimatu;
6) Niezależnie od tego jaki kraj organizuje aukcje, udział w niej mają prawo wziąć wszystkie
przedsiębiorstwa objęte systemem EU ETS
7) Sektory nie objęte systemem EU ETS (Non ETS) w każdym kraju będą miały określone
wiążące prawnie cele emisyjne, tak by średnio w skali EU osiągnąć 10% redukcji emisji w
tych sektorach w stosunku do emisji z 2005 r.
8) Zaproponowany rozdział unijnego limitu emisji w sektorach Non ETS na poszczególne
kraje uwzględnia różnice w rozwoju poszczególnych krajów mierzone wskaźnikiem
PKB/mieszkańca;
9) Dla każdego kraju został określony wiążący cel określający wymagany poziom rozwoju
OZE mierzony udziałem energii wyprodukowanej z OZE w całkowitym zużyciu finalnym
danego kraju.
10) Określona zostały minimalne wymagania odnośnie trajektorii dochodzenia do celu OZE
11) Zaproponowane wiążące prawnie cele dotyczące wymaganego rozwoju OZE zostały
wyznaczone z uwzględnieni danych określających potencjał rozwoju OZE w danym kraju
oraz jego poziom rozwoju.
12) Wprowadza się możliwość zbywania
wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych.
świadectw
pochodzenia
dla
energii
Elementy równoważące skutki dla różnych krajów
Według zapewnień KE zawartych w dokumencie COM (2008) 30 przedstawiona całościowa
propozycja konstruowana była w sposób mający połączyć dwa odmienne oczekiwania:
28
a) efektywność ekonomiczną, rozumianą jako minimalizacja kosztów
założonych celów po minimum kosztów liczonych w skali całej UE;
osiągnięcia
b) uzyskanie zrównoważonego i proporcjonalnego podziału obciążeń pomiędzy kraje i
sektory, z uwzględnieniem rzeczywistych uwarunkowań (zachowanie zasad
sprawiedliwości i solidarności – wedle zapewnień KE).
Propozycje wypracowane w oparciu wyłącznie o kryterium efektywności w skali całej UE
skutkowały nieproporcjonalnie dużym obciążeniem znacznej grupy krajów, które niedawno
przystąpiły do UE 17. W celu uzyskania bardziej sprawiedliwego rozdziału obciążeń na
poszczególne kraje dokonano modyfikacji tego rozwiązania w sposób uwzględniający
dodatkowe czynniki, a w szczególności odmienny poziom dochodu PKB na mieszkańca.
Uwzględnienie tych dodatkowych czynników przełożyło się na zmiany następujących
elementów:
a) krajowych limitów emisji dla sektorów Non ETS (nie objętych systemem EU ETS),
b) rozdziału pomiędzy kraje puli uprawnień przeznaczonych do sprzedaży na aukcji
(zwiększenie przydziałów dla krajów o niższym PKB na osobę),
c) krajowych celów dotyczących udziału energii produkowanej z OZE w całkowitym zużyciu
energii.
Według informacji zawartych w dokonanej przez KE Ocenie skutków Polska skorzystała we
wszystkich wymienionych mechanizmów kompensacyjnych, dzięki czemu bezpośrednie
koszty wypełnienia propozycji KE zmalały z 1,24% PKB w roku 2020 w wariancie
optymalnym kosztowo dla całej UE odpowiednio do 0,48%, 0,38% i 0,02% po dokonaniu
modyfikacji dotyczących kolejnych trzech wymienionych wyżej elementów. Oceny te wydają
się przeceniać korzyści wynikające z częściowej redystrybucji limitów emisji dla sektorów
Non ETS i z międzynarodowego handlu świadectwami pochodzenia energii z OZE.
2.2.4. Kluczowe wymagania dla Polski
Do najważniejszych dla Polski elementów Pakietu energetyczno – klimatycznego należy
zaliczyć:
1) Modyfikację systemu EU ETS, w tym:
a.
17
ustanowienie jednego unijnego limitu emisji i centralnego przydziału uprawnień
emisyjnych (rezygnacja z krajowych planów rozdziału uprawnień);
por.: Ocena skutków [SEC (2008) 85], Tabela II, pierwsza kolumna
29
b. wprowadzenie obowiązku zakupu uprawnień emisyjnych na aukcji, dla elektrowni
zawodowych w 100% już od roku 2013 a dla pozostałych sektorów stopniowo –
od 20% w roku 2013 do 100% w roku 2020 i w latach późniejszych.
2) Wprowadzenie limitu emisji gazów cieplarnianych dla źródeł Non ETS (nie objętych
systemem handlu emisjami) na poziomie 114% emisji gazów cieplarnianych z roku 2005.
3) Obowiązek uzyskania przez Polskę od roku 2020 produkcji energii ze źródeł
odnawianych na poziomie 15% finalnego zużycia energii.
4)
Wprowadzenie za pośrednictwem dyrektywy CCS 18 nowych zapisów do dyrektywy
2001/80/WE wprowadzających obowiązek dostosowania zakładów spalania o mocy
powyżej 300 MW do stosowania instalacji CCS (tzw. CCS ready) 19.
Obok obowiązku zakupu uprawnień przez uczestników systemu ETS Polska ma uzyskać
określoną pulę uprawnień emisyjnych do sprzedaży w drodze aukcji. Przychody z tego tytułu
zasilą budżet i w części (ok. 20%) muszą być wydane na określone w dyrektywie cele, a w
pozostałej części – zależnie od decyzji rządu.
Według analiz KE, cena uprawnień do emisji w systemie EU ETS po roku 2013 wyniesie
30-39 Euro/t w zależności od zakresu możliwego korzystania przez uczestników systemu z
kredytów CDM do pokrycia ich emisji CO2.
Powyższe elementy były przedmiotem analiz mających na celu ocenę ich ilościowych i
jakościowych skutków na system energetyczny, gospodarkę i mieszkańców.
18
KOM (2008) 18
Państwa członkowskie dbają o to, by wszystkie zakłady spalania o wydajności 300 megawatów lub
więcej, którym udzielono pierwotnej licencji na budowę lub pierwotnej licencji operacyjnej po wejściu w
życie dyrektywy XX/XX/WE Parlamentu Europejskiego i Rady(*), posiadały odpowiednią przestrzeń na
instalację urządzeń niezbędnych do wychwytywania i sprężania CO2, i że dokonano oceny
dostępności odpowiednich składowisk i odpowiednich instalacji transportowych, a także technicznej
wykonalności modernizacji pod kątem wychwytywania CO2.
19
30
3. Polityka energetyczna Polski oraz instrumenty
jej wdrażania
Niniejszy rozdział dokonuje konfrontacji celów nowej proponowanej polityki UE z celami
polityki energetycznej Polski oraz dość ogólnie zakreśla problematykę implementacji tych
celów poprzez system odpowiednich regulacji prawnych. Sposób skonstruowania
instrumentów wdrożeniowych ma istotny wpływ zarówno na skuteczność i efektywność
osiągnięcia założonych celów, jak i na sposób podejścia do oceny skutków danego celu
(wymagania). Wpływ ten pokazano na przykładzie instrumentów rynkowych stosowanych już
obecnie w Polsce.
3.1. Cele polityki energetycznej w Polsce
Zgodnie z obowiązującą nadal Polityką energetyczną do 2025 r., podstawowe cele polityki
energetycznej to:
a) Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju,
b) Wzrost konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej,
c) Ochrona środowiska przed negatywnymi skutkami działalności
związanej z wytwarzaniem, przesyłaniem i dystrybucją energii i paliw.
energetycznej,
Kluczowa wydaje się tu definicja bezpieczeństwa energetycznego, które rozumiane jest dość
szeroko:
bezpieczeństwo energetyczne to stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i
perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię, w sposób technicznie i
ekonomicznie uzasadniony, przy minimalizacji negatywnego oddziaływania sektora energii
na środowisko i warunki życia społeczeństwa.
Wymienione podstawowe cele oraz przywołana definicja bezpieczeństwa energetycznego
oparte są na trzech głównych elementach, które można uznać za tradycyjne cele polityki
energetycznej:
• zdolność pokrycia zapotrzebowania na energię,
• ekonomicznie uzasadniony poziom cen energii (który jest istotnym składnikiem
bezpieczeństwa energetycznego oraz warunkiem wzrostu konkurencyjności gospodarki)
• właściwa ochrona środowiska, dostosowana do aktualnych możliwości technicznych i
ekonomicznych danego kraju.
Z perspektywy nowych celów polityki energetycznej UE istotne jest wskazanie tych
elementów polskiej polityki energetycznej, które odnoszą się do zagadnień ochrony
środowiska oraz ograniczenia zależności importowej dywersyfikacji dostaw.
31
Ochrona środowiska
W zakresie ochrony środowiska w polityce energetycznej Polski wskazuje się następujące
zamierzenia (cele szczegółowe):
a) radykalna poprawa efektywności wykorzystania energii zawartej w surowcach
energetycznych - poprzez zwiększanie sprawności przetwarzania energii w ciepło i
energię elektryczną, promowanie układów skojarzonego wytwarzania energii
elektrycznej i ciepła oraz zagospodarowywanie ciepła odpadowego;
b) hamowanie jednostkowego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło
w gospodarce i sektorze gospodarstw domowych - poprzez promowanie
energooszczędnych wzorców i modeli produkcji i konsumpcji oraz technik,
technologii i urządzeń;
c) systematyczne ograniczanie emisji do środowiska substancji zakwaszających,
pyłów i gazów cieplarnianych, zmniejszanie zapotrzebowania na wodę oraz
redukcję ilości wytwarzania odpadów;
d) zapewnienie adekwatnego do krajowych możliwości technicznych i ekonomicznych
udziału energii ze źródeł odnawialnych w pokrywaniu rosnących potrzeb
energetycznych społeczeństwa i gospodarki.
Ograniczenie zależności importowej
Polska polityka energetyczna wskazuje potrzebę osiągnięcie pożądanego stopnia
uniezależnienia się od dostawców o dominującej pozycji. I dalej stwierdza: „Nie sam bowiem
fakt importu jest takim zagrożeniem, może się nim stać jego zła struktura, nierzetelni
dostawcy, niekorzystne ceny lub wadliwe klauzule kontraktowe.”
W okresie ostatnich lat zagrożenia, o których mowa w ostatnim zdaniu dość jednoznacznie
wiązano z importem gazu, a w mniejszym stopniu także ropy naftowej z Rosji.
Powyższy przegląd wskazuje, że w kategoriach jakościowych praktycznie wszystkie główne
cele nowej polityki UE są już zawarte w celach polskiej polityki energetycznej. Problem może
się jednak pojawić przy formułowaniu celów jakościowych.
32
3.2. Problemy zintegrowania nowych celów polityki UE
z tradycyjnymi celami krajowej polityki energetycznej
Tym co wyróżnia Polskę w stosunku do innych, szczególnie tych bardziej rozwiniętych
krajów UE, nadających ton polityce energetycznej na szczeblu unijnym są szczególnie:
1) niższy poziom zamożności mieszkańców, wynikający ze znacznie niższego poziomu
dochodu na osobę w stosunku do średniej UE,
2) konkurencyjność gospodarki w znacznej mierze oparta na niższych kosztach
wytwarzania,
3) doświadczanie presji politycznej ze strony
handlowo – gospodarczych,
Rosji, także za pomocą instrumentów
4) posiadanie znacznych zasobów węgla kamiennego i brunatnego i ich szerokie
wykorzystanie w energetyce, zmniejszające zależność sektora energetycznego, a
szczególnie elektroenergetycznego od importu węglowodorów ,
5) brak elektrowni jądrowych i niezbędnej infrastruktury do ich budowy, co ogranicza w
krótkim i średnim okresie możliwość stosowania technologii jądrowych do zaspokojenia
potrzeb energetycznych przy niskich emisjach CO2.
Ze względu na powyżej wymienione specyficzne uwarunkowania krajowe, znacznie większą
rolę odgrywają w Polsce te elementy polityki unijnej, które mogą wpływać na zwiększenie
obciążeń ekonomicznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych oraz te, które będą
ograniczały możliwość wykorzystania węgla kamiennego i brunatnego na rzecz
zwiększonego importu gazu ziemnego.
Silny nacisk na redukcję emisji CO2 oraz promowane przez KE obowiązkowe wprowadzenie
wychwytu i składowania CO2 mogą mieć ogromny wpływ na stopień realizacji tradycyjnych
celów polityki energetycznej w Polsce. Problem ten ilustruje poniższa tablica.
33
Tablica 3.1. Charakterystyka głównych opcji technologicznych z perspektywy celów polityki
energetycznej
Opcja
technologiczna
Cele polityki energetycznej
Redukcja
emisji
CO2
Redukcja
zużycia
paliw
kopalnych
Zmniejszenie
zależności
importowej
Niskie koszty
zaspokojenia
potrzeb
energetycznych
+
+
+
++
++
Elektrownie
węglowe z
CCS
+++
+/-
+/-
---
-
Elektrownie
gazowe
++
++
---
--
+/-
Elektrownie
jądrowe
+++
+++
++
- (?)
+/-
Elektrownie
węglowe (bez
CCS)
Zdolność
zaspokojenia
potrzeb
energetycznych
Objaśnienia:
- znak (+) oznacza pozytywny wpływ na wypełnienie danego celu, znak (-) oznacza wpływ negatywny, przyjęto
skalę od (+++) do( ---)
Z powyższego zestawienia wynika, że te technologie, które w największym stopniu
przyczyniają się do redukcji emisji CO2 (poza energetyką jądrową, która nie jest dostępna w
krótkim i średnim okresie) równocześnie w największym stopniu zagrażają tradycyjnym
celom energetycznym – niskim kosztom, zdolności do odbudowy i rozwoju mocy
wytwórczych stosownie do zmian popytu oraz ograniczeniu zależności importowej. Ilustruje
to dobrze trudności w równoczesnym wypełnieniu dotychczasowych celów polityki
energetycznej i nowych celów politycznych formułowanych na poziomie UE.
3.3. Instrumenty realizacji polityki energetycznej w Polsce
Polityka energetyczna jest realizowana poprzez szereg instrumentów prawnych i
ekonomicznych oddziałujących na przedsiębiorstwa energetyczne i użytkowników energii.
Ich uwzględnienie jest niezbędne do właściwego zamodelowania warunków rozwoju systemu
energetycznego w przyszłości. Poniżej przedstawiono najpierw ogólny przegląd
stosowanych instrumentów, a następnie bardziej dokładnie opisano dwa systemy rynkowe,
które stanowią przykład grupy instrumentów, których oddziaływanie na warunki rozwoju
energetyki staje się dominujące.
20
przez zdolność zbilansowania popytu z podażą rozumieć tu będziemy możliwość zastosowania
danej technologii w procesie odtworzenia i rozbudowy mocy, który w znacznej skali powinien
rozpocząć się już w najbliższych latach.
34
20
W roku 2007 w Polsce stosowano szereg różnorodnych instrumentów wdrażania polityki
energetycznej i coraz ściślej z nią związaną polityką ochrony środowiska, czy łagodzenia
zmian klimatycznych.
Warto zaznaczyć, że stopniowo coraz większa część krajowych regulacji energetycznośrodowiskowych ma swe źródła w regulacjach, bądź w polityce Unii Europejskiej, ale
jednakże istnieją i takie, które zostały wprowadzone w Polsce znacznie wcześniej, mając na
uwadze poprawę bezpieczeństwa dostaw energii z importu, czy też promocję wykorzystania
odnawialnych zasobów energii w ciepłownictwie.
Obecnie stosowane są instrumenty wsparcia polskiej polityki energetycznej, które oparte są
na przepisach prawa krajowego, lub też mają charakter zaleceń organów władzy publicznej
(uchwały i/lub programy Rady Ministrów albo Sejmu RP):
1. Regulacje prawa krajowego i/lub postanowienia Traktatu Akcesyjnego (TA)
o charakterze obligatoryjnym (pułapy oraz standardy emisji, jak również pozwolenia
administracyjne ustalające dopuszczalne ładunki zanieczyszczeń; ograniczenia
importu gazu z jednego kierunku dostawy; utrzymywanie zapasów paliw),
2. Regulacje wdrażające do praktyki gospodarczej systemowe instrumenty rynkowe
(rynek kolorowych certyfikatów, handel emisjami CO2) kreowane w oparciu o
ograniczenia lub wymuszenia modyfikujące strukturę danego rynku (minimalne
udziały energii zielonej, czerwonej, żółtej, plus obowiązek odbioru ‘kolorowej energii’
przez operatorów sieci),
3. Regulacje wspierające o charakterze ekonomiczno- finansowym (pomoc publiczna)
oraz fiskalnym (podatki i/lub ulgi podatkowe, np. zwolnienie z akcyzy OZE, czy
produkcji w kogeneracji),
4. Polityki oraz strategie rządowe, np. Strategia rozwoju energetyki odnawialnej
(uchwała Sejmu z sierpnia 2001), Polityka ekologiczna, Polityka klimatyczna, czy
Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej (MG, czerwiec 2007),
5. Programy restrukturyzacyjne – zwiększające ramy działania mechanizmów
konkurencyjnych (gra popytu i podaży) na rynkach energii, jak np. ustawa o
rozwiązaniu KDT w elektroenergetyce, czy program konsolidacji spółek sektora
elektroenergetycznego, program restrukturyzacji.
Podstawowymi aktami prawnymi wdrażania polityki energetycznej są:
•
Ustawa Prawo Energetyczne z rozporządzeniami,
•
Ustawa Prawo Ochrony Środowiska z rozporządzeniami.
Ustawa prawo energetyczne tworzy m.in. podstawowe ramy do uruchomienia rozwiązań
systemowych, wdrażających mechanizmy konkurencji pomiędzy wytwórcami oraz
dostawcami energii elektrycznej i ciepła odbiorcom. Przepisy ustawy Prawo energetyczne
35
oraz ustawy o handlu emisjami (CO2) stworzyły także podstawy do działania instrumentów
o charakterze rynkowym, które ze względu na ich rosnącą rolę oraz powiązanie z nowymi
propozycjami polityki UE opisano bardziej szczegółowo.
3.4. Przegląd systemowych instrumentów rynkowych
stosowanych w Polsce
Najważniejsze funkcjonujące w polskiej energetyce systemowe instrumenty rynkowe to:
1) System handlu emisjami CO2, który obejmuje praktycznie całą elektroenergetykę i inne
sektory przemysłowe o znaczących emisjach;
2) System kolorowych certyfikatów, tj. nowo wykreowanych praw majątkowych, w postaci
‘świadectw pochodzenia’ uzyskiwanych za produkcję elektryczności z OZE oraz w
wysokosprawnej kogeneracji.
Aktualnie w Polsce obowiązują:
a) Zielone certyfikaty – uzyskiwane przez wszystkich producentów elektryczności
wytwarzanej z odnawialnych zasobów energii, w tym ze spalaniem lub
współspalaniem biomasy,
b) Czerwone certyfikaty – uzyskiwane przez producentów elektryczności z
wysokosprawną kogeneracją, w obiektach o mocy powyżej 1 MWe, opalanych
paliwami innymi niż gaz ziemny,
c) Żółte certyfikaty – uzyskiwane w przemianie o wysokosprawnej kogeneracji, w której
spalany jest gaz ziemny, albo są to mikro- obiekty, o mocy mniejszej od 1` MWe.
Zasada funkcjonowania odrębnego rynku certyfikatów - jako zbywalnych praw majątkowych
wspierających produkcję elektryczności i/lub ciepła w tych obiektach opiera się na trzech
filarach:
a) Obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia minimalnej określonej liczby
dowolnego z certyfikatów, który to obowiązek określa właściwe rozporządzenie do
prawa energetycznego;
b) Obowiązku odbioru elektryczności wyprodukowanej w przemianie, za którą należy się
certyfikat przez operatora systemu do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej,
c) Obowiązku uiszczenia opłaty zastępczej przez podmiot zobowiązany, tj. producenta
lub przedsiębiorstwo obrotu sprzedające energię końcowemu odbiorcy, o
odpowiednio wysokiej kwocie, stanowiącej bodziec ekonomiczny do rozwijania
produkcji premiowanej certyfikatami.
36
d) Obowiązku zakupu ciepła wytworzonego z OZE, ale pod warunkiem, jak stanowi § 14
ust.3 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 19 grudnia 2005, ograniczenia
wzrostu kosztów ciepła oferowanego odbiorcom w skali nieprzewyższającej
wskaźnika inflacji dla danego roku.
Obowiązek rozwoju produkcji premiowanej certyfikatami ‘ubezpieczany’ jest systemem kar
za jego niewypełnienie, które może nałożyć prezes URE. W Załączniku 1 przedstawiona
została bardziej szczegółowa charakterystyka dwóch instrumentów rynkowych stosowanych
do stymulacji rozwoju OZE i produkcji w wysokosprawnej kogeneracji.
3.5. Wpływ stosowanych mechanizmów wdrożeniowych
na skutki polityki unijnej
Wymienione trzy instrumenty rynkowe: handel emisjami CO2, system zielonych certyfikatów
oraz system czerwonych i żółtych certyfikatów - stanowią przykłady instrumentów wdrażania
celów politycznych w obszarach: redukcji CO2, rozwoju OZE i kogeneracji. Skutki ich
zastosowania zależą w dużej mierze od przyjętych rozwiązań i parametrów systemowych:
a) handel emisjami CO2 można uznać za instrument skuteczny, zapewniający spełnienie
założonego celu; osiągane jest to poprzez wysokie opłaty karne nakładane w sytuacji
braku pokrycia emisji uprawnieniami emisyjnymi, powiązane z obowiązkiem pokrycia
wyemitowanej nadwyżkowej emisji uprawnieniami w kolejnym okresie rozliczeniowym.
Taka konstrukcja powoduje, że system jest bardzo szczelny i skuteczny, jednak nie ma
zabezpieczeń przed nadmiernym poziomem cen uprawnień.
b) systemy kolorowych certyfikatów stosowane w Polsce są bardziej elastyczne, co wynika
z możliwości substytucji certyfikatu poprzez uiszczenie opłaty wyrównawczej. Takie
rozwiązanie stanowi pewnego rodzaju elastyczne domknięcie systemu, zabezpieczające
przed wprowadzeniem przy jego pomocy rozwiązań o kosztach, które nie są
akceptowalne. Efektem takiego rozwiązania jest jednak także możliwość niezrealizowania
ilościowego celu dotyczącego produkcji energii z OZE lub z kogeneracji.
Skutki wprowadzenia w Polsce wymagań unijnych dotyczących produkcji z OZE - w
znacznej mierze zależeć będą od przyjętego sposobu wdrażania. Pozostawienie systemu
zielonych certyfikatów z obecnym „miękkim” domknięciem przy pomocy opłaty
wyrównawczej, stwarza mniejsze ryzyko pojawienia się nadmiernie drogich rozwiązań, co
jednak może być związane z niższym od założonego poziomu rozwoju produkcji z OZE.
Zmiana tego mechanizmu na bardziej restrykcyjny (np. poprzez zniesienie możliwości
zastąpienia certyfikatu uiszczeniem opłaty zastępczej) zapewni jego większą skuteczność,
ale także wprowadzi ryzyko sięgania po rozwiązania bardzo drogie.
Odrębną sprawę stanowi kwestia ustalania poziomu opłaty wyrównawczej. Ekonomicznym
uzasadnieniem dofinansowania jakiejkolwiek produkcji energii jest brak uwzględnienia
37
wszystkich kosztów zewnętrznych w rachunku ekonomicznym. Stymulowanie droższej
produkcji z OZE jest uzasadniane uzyskiwanymi przy tej produkcji: zmniejszeniem kosztów
zewnętrznych poprzez ograniczenie emisji CO2, i zmniejszeniem zależności od importu
paliw węglowodorowych. Dopłaty te powinny więc ulegać zmniejszeniu w miarę, jak będzie
postępować internalizacja wymienionych kosztów zewnętrznych, szczególnie w przypadku
gdy system handlu emisjami będzie ewoluował w kierunku znacznego zaostrzania pułapów
emisyjnych i szerszego zastosowania aukcji, a także w miarę wprowadzania wymogu
obowiązkowego stosowania instalacji CCS.
Sformułowanie założeń odnośnie przyszłej ewolucji systemu handlu emisjami, a także
mechanizmów stosowanych do wypełniania celów w zakresie OZE i kogeneracji jest
niezbędne do przeprowadzenia obliczeń liczbowych i będzie przedmiotem analiz w kolejnym
etapie prac.
38
4. Analiza oficjalnych scenariuszy
makroekonomicznych i prognoz energetycznych
4.1. Wybór scenariuszy do analiz
Na spotkaniu Komitetu Sterującego w początkowej fazie prac zostały przedstawione różne
opracowania rządowe dotyczące energetyki z okresu ostatnich 5 lat, które zawierały
określone założenia makroekonomiczne powiązane z wieloletnią prognozą zapotrzebowania
na energię:
•
Polityka Klimatyczna, RM listopad 2003
•
Polityka energetyczna Polski do 2025 roku, RM styczeń 2005
•
Projekt Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 2008-2012, RM czerwiec
2006
•
Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015, RM listopad 2006
•
Projekt Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, MG wrzesień 2007.
W dyskusji przedstawiono wybrane charakterystyki tych prognoz zawarte w dostępnych
materiałach.
Kwestią szczególnie istotną dla niniejszej pracy była aktualność
poszczególnych scenariuszy oraz dostępność możliwie szczegółowego opisu założeń i
wyników prognoz energetycznych. W wyniku spotkania Komitet Sterujący wskazał, by
przedmiotem analizy krytycznej w pracy uczynić następujące scenariusze oficjalne:
•
Projekt Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 2008-2012, a dokładnie
uzasadnienie do jego wersji z października 2006 r., którego elementem konstytutywnym
była prognoza zapotrzebowania na paliwa i energie do roku 2020 w Wariancie
Podstawowym Węglowym BIS, opracowania przez Agencję Rynku Energii,
•
Projekt Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, MG wrzesień 2007– do którego
założenia makroekonomiczne były opracowany na zlecenie Ministerstwa Gospodarki (za
pośrednictwem ARE SA) przez Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową.
Jednocześnie Zamawiający w konsultacji z Wykonawcą przygotował wystąpienia do
Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Środowiska oraz Krajowego Administratora
Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji, z prośbą o udostępnienie dla celów niniejszej
pracy opisów zastosowanej metodologii i przyjętych założeń w obu pracach - bardziej
szczegółowych niż udostępnione na oficjalnych stronach wymienionych instytucji.
W trakcie realizacji prac Wykonawca otrzymał za pośrednictwem Zamawiającego:
39
•
w listopadzie ubiegłego roku - opracowanie ARE zrealizowane na potrzeby projektu
KPRU 2008-2015 (X.2006), w formie 27-stronnicowego wydruku 21; przy analizach
cząstkowych wykorzystano ponadto opracowanie wykonane na zlec KASHUE przez
zespół pod kierownictwem W. Piontka; 22
•
w dniu 7 w stycznia 2008 r. - opracowanie IBnGR pt.: Długookresowa prognoza
makroekonomiczna i sektorowa rozwoju Polski w latach 2007-2030 (V.2007),
zrealizowana na potrzeby prac nad aktualizacją polityki energetycznej Polski, w formie
37-stronnicowego wydruku. 23
Równocześnie, mimo powtarzanych wystąpień PKEE i spotkań z udziałem Zamawiajacego i
Wykonawcy z MG, Ministerstwo Gospodarki nie udostępniło innych danych szczegółowych
dotyczących projektu prognozy do roku 2030.
Należy też zwrócić uwagę, że opracowanie IBnGR uzyskano bardzo późno - praktycznie
blisko terminu zakończenia pierwszego etapu pracy, toteż Wykonawca był zmuszony do
wcześniejszej analizy porównawczej wykonanej w oparciu o bardziej ogólne stwierdzenia
dotyczące metodyki i w większym stopniu na bazie analizy prezentowanych wyników niż
szczegółowych założeń wstępnych. Niezależnie od tego Wykonawca dołożył starań, by w
ostatniej fazie pierwszego etapu prac w miarę możliwości uszczegółowić wykonaną analizę
otrzymanych materiałów.
4.2. Sposób opracowania scenariuszy rządowych
Scenariusze makroekonomiczne obu dokumentów rządowych były opracowane lub
koordynowane przez Agencję Rynku Energii SA, co w sposób naturalny implikuje
podobieństwo ogólnej metodyki, przedstawionej w obu dokumentach. Istotne różnice dotyczą
sposobu uzyskania niektórych elementów składowych scenariusza, stopnia aktualności
uwzględnionych danych oraz szczegółowością prezentacji przeprowadzonych prac.
W opracowaniu prognoz energetycznych na potrzeby obu dokumentów zastosowano
wypróbowaną metodykę stosowaną powszechnie na świecie w badaniach energetycznych
dla poziomu jednego kraju. Za generalną siłę sprawczą wzrostu zapotrzebowania na energię
przyjęto wzrost gospodarczy, opisaną za pomocą zmiennych makroekonomicznych.
Gospodarkę kraju dzieli się na cześć zużywającą energie (odbiorców finalnych) i na sektor
21
Opracowanie prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2020 w Wariancie
Podstawowym Węglowym BIS. ARE SA, Warszawa październik 2006 [praca wykonana na zlec.
Ministerstwa Środowiska].
22
Potrzeby Polski w zakresie emisji CO2 w latach 2008 –2012, w kontekście realizacji celów Strategii
Rozwoju Kraju, w tym programów finansowanych z wykorzystaniem środków z Funduszu Spójności
oraz Funduszy Strukturalnych (Piontek W. i in). Warszawa 2006 [praca wykonana na zlec. Krajowego
Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji]
23
Długookresowa prognoza makroekonomiczna i sektorowa rozwoju Polski w latach 2007-2030.
IBnGR, Warszawa maj 2007 [praca wykonana na zlec. ARE SA.
40
energii, zajmujący się pozyskaniem nośników energii pierwotnej, wytwarzaniem nośników
energii finalnej oraz transportem i dystrybucja energii. Rynek odbiorców finalnych został
podzielony na przemysł, budownictwo, transport, rolnictwo, usługi wraz z sektorem
publicznym oraz gospodarstwa domowe
Na scenariusze makro w analizowanych dokumentach składają się trzy części:
1. Demograficzna,
2. Makroekonomiczna,
3. Sektorowa.
W obu dokumentach została przyjęta ta sama prognoza demograficzna oraz prognoza
gospodarstw domowych do roku 2030, opracowana przez GUS w roku 2002. Jest to
najświeższa aktualna prognoza oficjalna, niemniej jej zapisy już od roku 2003 odbiegają od
rzeczywistego przebiegu procesów demograficznych i w roku 2005 prognoza ta była
zaniżona o ponad 80 tys. osób w stosunku do stanu ludności Polski wyliczonego na
podstawie przeprowadzanych z roku na rok bilansów.
Część stricte makroekonomiczna obejmuje prognozę dynamiki i struktury PKB. W
opracowaniu dla projektu KPRU 2008-2012 prognozę PKB wykonało samo ARE, natomiast
przy przygotowaniu projektu Polityki Energetycznej 2030 założenia makroekonomiczne
zostały przygotowane na zlecenie ARE przez IBnGR.
Założenia sektorowe obejmują szereg założeń szczegółowych:
-
Dynamika wartości dodanej w sektorze oraz – w różnej szczegółowość – dynamika
wybranych energochłonnych potrzeb (produktów, usług),
Założenia dotyczące zmian energochłonności w ujęciu sektorowym.
W obu prognozach ten zakres scenariusza makro był przygotowany przez zespół ARE SA,
niemniej sposób prezentowania metodyki i przyjętych założeń różni się co do dokładności
opisu w obu dokumentach.
4.2.1. Scenariusz makroekonomiczny projektu KPRU 2008-2012
Scenariusz opracowany dla potrzeb projektu KPRU 2008-2012 był zaktualizowaną wersją
Wariantu Podstawowego Węglowego długoterminowej prognozy zapotrzebowania na paliwa
i energię wykorzystanej w dokumencie Polityka energetyczna Polski do 2025 roku, przyjętym
przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2004 roku. Uaktualnienie prognozy polegało na
weryfikacji i aktualizacji tych założeń, które od czasu opracowywania wcześniejszej prognozy
uległy istotnym zmianom. Dotyczy to w szczególności cen paliw węglowodorowych na
rynkach światowych, tempa rozwoju gospodarczego kraju i prognoz wzrostu efektywności
wykorzystania energii, oraz zmiany okresu odniesienia z roku 2002 na rok 2004. Prognoza
rozwoju gospodarczego Polski została skorygowana na podstawie:
41
•
projekcji średniorocznego tempa wzrostu Produktu Krajowego Brutto dla okresów
pięcioletnich zgodnie z uwagami Ministerstwa Środowiska zgłoszonymi do projektu
Strategii Rozwoju Kraju 2007-2015,
•
własnej zaktualizowanej prognozy struktury tworzenia Produktu Krajowego Brutto.
Prognoza makroekonomiczna została opracowana w jednym wariancie. W prognozie nie
uwzględniono cykliczności koniunkturalnej wzrostu gospodarczego, co częściowo tłumaczy
się dość krótkim horyzontem czasowym prognozy (15-letnim).
Część sektorowa prognozy makro obejmuje opracowanie prognozy zapotrzebowania na
energię. Do jej opracowania zastosowano w ARE model zużycia końcowego (end-use) o
nazwie MAED. W modelu tym na podstawie przyjętego scenariusza rozwoju gospodarczego,
polityki energetycznej, postępu i innowacyjności w wykorzystaniu energii są tworzone
projekcje zapotrzebowania na energię użyteczna. Projekcje te są wyznaczane dla każdego
kierunku użytkowania energii w ramach każdego sektora gospodarki.
Wyniki modelu MAED są wsadem do symulacyjnego modelu energetyczno-ekologicznego
BALANCE, który wyznacza zapotrzebowanie na energię finalną w podziale na poszczególne
nośniki oraz wyznacza krajowe bilanse energii i wielkości emisji zanieczyszczeń. Model
BALANCE wg opisu wykonawcy symuluje zachowanie producentów i konsumentów energii
na rynku energii w oparciu o elastyczności cenowe, przy przyjętych założeniach i warunkach
brzegowych dotyczących cen paliw pierwotnych, polityki energetycznej państwa, postępu
technologicznego oraz ograniczeń w dostępie do nośników energii, a także ograniczeń
czasowych w procesach inwestycyjnych.
W opracowaniu ARE opisano metodykę analizy statystycznej współczynników poprawy
efektywności wykorzystania energii, które są wyznaczane odrębnie dla każdego sektora
gospodarki oraz dla każdego kierunku użytkowania energii. Wydzielono następujące kierunki
użytkowania energii:
Przemysł:
Rolnictwo:
Transport:
Usługi:
Gosp. dom.:
- odbiory elektryczne, para technologiczna, ciepło piecowe, zużycie
nieenergetyczne, ogrzewanie pomieszczeń;
- odbiory elektryczne, paliwa silnikowe, inne paliwa;
- pasażerski elektryczny i spalinowy, towarowy elektryczny i spalinowy;
- odbiory elektryczne, ogrzewanie pomieszczeń, grzanie wody, gotowanie,
oświetlenie;
- odbiory elektryczne, ogrzewanie pomieszczeń, grzanie wody, gotowanie.
Na potrzeby przygotowania prognozy krajowego zapotrzebowania na paliwa i energię do
2025 r., zostały wyznaczone współczynniki poprawy efektywności użytkowania energii na
podstawie danych statystycznych z lat 1993-2003. Dla lat 2005-2020 dokonano ekstrapolacji
krzywych aproksymujących historyczne zmiany efektywności. Z przedstawionych danych
przykładowych można wnioskować, że jest to ekstrapolacja wg krzywej wykładniczej o
wygasającym w czasie tempie poprawy efektywności.
W dokumencie podano założenia z zakresu ochrony środowiska, które dotyczą tylko sfery
wytwarzania energii. Nie podano założeń dotyczących wypełnienia wymogów w zakresie
42
efektywności końcowego wykorzystania energii, zawartych w licznych dyrektywach unijnych,
przyjętych w tym obszarze. Jedynym wyjątkiem jest wymienienie założenia dotrzymania
norm emisji z pojazdów silnikowych, co pośrednio ma związek z poprawą sprawności
silników.
W opracowaniu ARE w wyniku przyjętych założeń szczegółowych następuje zmniejszenie
energochłonności i elektrochłonności PKB. Podane wskaźniki są uśrednione dla całej
gospodarki i na ich podstawie nie można ocenić, w jakim stopniu poprawa efektywności
energetycznej ma charakter endogeniczny, a w jakim stopniu jest rezultatem działań polityki
energetycznej, realizujących założone cele strategiczne krajowej polityki energetycznej.
4.2.2. Scenariusz makroekonomiczny projektu Polityki
energetycznej Polski do 2030 r.
Scenariusz makroekonomiczny opracowany na potrzeby projektu Polityki energetycznej
Polski do 2030 roku w sferze metodycznej różni się tylko sposobem uzyskania prognozy
dynamiki PKB oraz zmian wartości dodanej w sektorach gospodarki. W zakresie przemian
demograficznych oparto się na tych samych prognozach GUS.
Prognoza makroekonomiczna wykonana przez IBnGR została opracowana w jednym
wariancie, stanowiącym spójny (zbilansowany) scenariusz gospodarczego rozwoju Polski do
roku 2030. Obejmuje ona prognozy 10 zmiennych makroekonomicznych, w tym PKB,
wartości dodanej w przemyśle, rolnictwie, budownictwie, usługach publicznych i
komercyjnych, nakładów inwestycyjnych i spożycia. W opracowaniu długookresowej
prognozy makroekonomicznej i sektorowej rozwoju Polski wykorzystany został
wielorównaniowy model ekonometryczny RoLada2007. Model składa się z kilku modułów, w
których oszacowany został szereg równań odzwierciedlających najważniejsze mechanizmy
funkcjonowania głównych procesów gospodarczych. Istotną cechą modelu jest jego
zintegrowanie na poziomie wszystkich modułów, tzn. uwzględnienie dodatkowych zależności
między modułami.
Zgodnie z opisem wykonawcy, skonstruowany model oparty został na danych rocznych
obejmujących okres od 1995 roku i dodatkowo dla niektórych zmiennych egzogenicznych na
danych w układzie miesięcznym i kwartalnym. Większość parametrów modelu estymowana
była na podstawie dostępnych danych za pomocą technik ekonometrycznych. W tych
przypadkach, w których nie była możliwa identyfikacja akceptowalnych wartości parametrów
dla gospodarki polskiej, zastosowano również pomocnicze rozwiązania zaadoptowania do
warunków polskich określonych estymatorów dostępnych w literaturze przedmiotu dla krajów
UE lub dokonano kalibracji parametrów równań na podstawie wiedzy eksperckiej
pracowników IBnGR.
Przyjęta procedura polega na estymowaniu kolejnych składowych PKB, a następnie
agregacji wyników. Przyjęto założenie, że PKB w sektorach może być estymowane przy
użyciu metody najmniejszych kwadratów dla wielu zmiennych objaśniających. W pracy
43
IBnGR podano szereg odcinkowych równań dotyczących poszczególnych składowych,
niemniej do właściwej oceny zastosowanej metody i interpretacji otrzymanych wyników
brakuje niektórych informacji odnośnie:
o
określenia zmiennych objaśniających zawartych w poszczególnych równaniach,
o
sposobu uzyskania prognozy PKB w przemyśle i budownictwie - w pracy
stwierdza się, że w modelu wykorzystano prognozy produkcji sprzedanej
przemysłu i budownictwa wygenerowano z innego modelu cząstkowego (s. 9), nie
podając żadnego opisu metodyki ani żadnych informacji na temat założeń
wejściowych do tych prognoz,
o
wskazania zasadniczych mechanizmów gospodarczych, dla których „nie była
możliwa identyfikacja akceptowalnych wartości parametrów” (s. 4).
W pracy IBnGR uwzględniono po raz pierwszy w scenariuszach makro oficjalnych prognoz
energetycznych zjawisko zmienności cyklu koniunkturalnego. Cykle koniunkturalne, jako
zjawiska o charakterze średnio- lub długookresowym, dają się obserwować jedynie w
dostatecznie długich szeregach czasowych. W Polsce po roku 1989 udało się stwierdzić na
razie wystąpienie jednego pełnego cyklu koniunkturalnego, przypadającego na lata
1993-2001. Wnioskowania na temat długości trwania cykli koniunkturalnych w przyszłości nie
można opierać wyłącznie na podstawie przebiegu poprzedniego cyklu. W najwyżej nawet
rozwiniętych gospodarkach światowych kolejne cykle koniunkturalne nie mają jednakowego
okresu trwania, najczęściej również nie istnieją jednoznaczne zależności między długościami
poszczególnych cykli. Należy też pamiętać, że w minionym okresie gospodarka Polska
poddana była działaniu licznych czynników zakłócających, wynikających m. in. z
zachodzących procesów transformacji systemowej oraz integracji ze strukturami
europejskimi.
W prognozie IBnGR przyjęto wydłużony 8-10 letni czas trwania cyklu koniunkturalnego.
W uzasadnieniu wskazano też na oddziaływanie procesów globalizacji, które wywierają
wpływ na zbliżanie okresu występowania poszczególnych faz cyklu i na tendencje do
wyrównywania amplitud cykli w różnych krajach rozwiniętych.
Nie jest dostępny opis metodyki projekcji sektorowych w podobnej szczegółowości jak
poprzednio, niemniej na podstawie ogólnej charakterystyki metody można sądzić, że również
te elementy scenariusza makro są metodycznie opracowane analogiczne jak w scenariuszu
dla projektu KPRU 2008-2012. Jedyna informacja szczegółowa to stwierdzenie, że
wskaźniki efektywności energetycznej oszacowano przy założeniu prostej kontynuacji
reformy rynkowej. Nie jest ono zbyt precyzyjne, jednak wydaje się, że podobnie jak w
poprzednim scenariuszu ekstrapolowano trendy zmian energochłonności cząstkowej.
Ważną informacja pomocniczą do oceny takiej metodyki byłoby podanie rodzaju funkcji
trendu. Podobnie jak w pracy ARE wykonanej na potrzeby projektu KPRU 2008-2012,
podane agregatowe wskaźniki zmniejszenie energochłonności i elektrochłonności PKB nie
pozwalają na ocenę, w jakim stopniu poprawa efektywności energetycznej wynika
z założonego endogenicznego postępu technicznego, a w jakim odzwierciedla założone
działania prooszczędnościowe w tym zakresie.
44
4.3. Najważniejsze założenia
4.3.1. Scenariusze dynamiki i struktury sektorowej PKB
Opracowana przez ARE SA na potrzeby projektu KPRU 2008-2012 prognoza dynamiki
ogólnej gospodarki oraz prognoza sektorowa tworzenia PKB przedstawiająca obraz
przyszłych zmian strukturalnych gospodarki polskiej zakłada, że podstawowe tendencje
obserwowane od początku transformacji systemowej będą kontynuowane, jednak w stopniu
mniejszym, niż miało to miejsce dotychczas. Podstawową tendencją będzie w dalszym ciągu
zwiększanie udziału usług w strukturze wartości dodanej, przy jednoczesnym zmniejszaniu
udziału wartości dodanej tworzonej w przemyśle i rolnictwie. Będzie to wpływało na wzrost
efektywności energetycznej gospodarki.
Przeprowadzone prognozy makroekonomiczne wskazują, iż tempo wzrostu PKB w okresie
do 2020 roku średniorocznie wyniesie około 5,0%, z tego średniorocznie 5,1% w latach
2005-2010, 5,2% w latach 2011-2015 i 4,8% w latach 2016-2020.
W scenariuszu makro opracowanych na potrzeby projektu Polityki energetycznej Polski do
roku 2030 (PE 2030) przyjęto następujące założenia prognozy makroekonomicznej:

Zostanie utrzymana stabilna sytuacja polityczna w kraju oraz na świecie, wysoki poziom
wzrostu inwestycji zagranicznych oraz eksportu. Bilans handlowy (eksport netto) będzie
w tendencji ujemny.

Nastąpi stabilizacja cen surowców energetycznych na obecnym wysokim poziomie.

Wzrost gospodarczy będzie przebiegał cyklicznie: będą miały miejsce kolejne pełne cykle
koniunkturalne o średniej długości ok. 10 lat. W dolnym punkcie zwrotnym przebiegu
cyklu koniunkturalnego tempo wzrostu PKB będzie wynosiło ok. 4%.

Polska przystąpi do ERM-II ok. roku 2010, do strefy euro w roku 2012 lub 2013.

Rynki pracy: stopa bezrobocia będzie zmniejszała się do poziomu ok. 5% - 6%; zwiększy
się współczynnik aktywności zawodowej, wydłuży się także przeciętny wiek
przechodzenia na emeryturę.
W ocenie IBnGR do roku 2030 w Polsce utrzymywać się będzie dobra koniunktura
gospodarcza. Prognozowane przez IBnGR średnie tempo wzrostu produktu krajowego brutto
w latach 2006-2030 wynosi 5,1 procenta. Najszybsze tempo wzrostu PKB prognozowane
jest w latach 2006-2010 oraz 2021-2025. Średnie dla obu wymienionych okresów wynoszą
5,7 procenta. Najwolniejszego wzrostu spodziewać się należy natomiast w latach 2016-2020,
kiedy to PKB będzie wzrastał średnio o 4,4 procenta. Jednym z czynników, który wpływał
będzie na taki rozkład dynamiki PKB jest cykliczny charakter wzrostu gospodarczego.
45
Dane historyczne
Projekt KPRU na lata 2008-2012
Projekt Polityka Energet. Polski do 2030 r.
6,0
5,5
stopa wzrostu, [%/a]
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
1991-1995 1996-2000 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030
Rys. 4.1. Prognozy tempa wzrostu PKB w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030
Zmiany strukturalne w gospodarce mają istotne znaczenie dla zmian przeciętnej
energochłonności PKB. Oba analizowane scenariusze zakładają znaczące zmniejszenie
udziału w strukturze wartości dodanej przemysłu (w tym zwłaszcza przemysłu
wydobywczego) i rolnictwa, a wzrost udziału usług. Zwraca uwagę prognozowanie
odwrotnych kierunków zmian dla budownictwa, transportu i przemysłu energetycznego.
Należy też zauważyć, że scenariusz KPRU 2008-2012 wychodzi od początku z
nieaktualnych danych dla roku bazowego.
Tablica 4.1. Zmiany struktury tworzenia wartości dodanej do
w scenariuszach makro KPRU 2008-2021 i PE 2030
Sektory
PKB
w tym:
Przemysł
- Przemysł wydobywczy
- Przemysł przetwórczy
- Przemysł energetyczny1/
Rolnictwo
Transport
Budownictwo
Usługi
- Usługi komercyjne
- Usługi publiczne
GUS
2005
100,0
24,7
2,5
18,5
3,1
4,5
7,2
6,0
57,5
42,6
14,9
roku
2020
i
2030
Struktura [%]
Tempo wzrostu [%/a]
KPRU 08-12
PE 2030
KPRU 08-12 PE 2030
2005 2020 2005
2020
2030
2005-20
2005-30
100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
5,0
5,1
25,9
2,1
20,0
3,8
2,7
7,9
5,9
57,6
41,2
16,4
23,1
1,1
19,8
2,2
2,4
7,6
7,4
59,5
42,9
16,6
24,7
2,5
18,5
3,1
4,5
7,2
6,0
57,5
42,6
14,9
21,3
1,6
15,4
4,3
3,5
6,8
8,5
59,9
44,8
15,1
19,3
0,9
14,3
4,1
2,2
6,4
5,2
67,0
47,1
19,9
3,0
-0,8
2,7
5,6
3,5
3,6
4,1
6,1
6,0
6,4
3,9
0,6
4,0
4,6
1,8
4,8
4,3
5,7
5,4
6,1
1/ Podsekcja DF oraz sekcja E dział 40
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych GUS oraz:
Opracowanie prognozy … ARE SA, Warszawa 2006, op. cit.
Długookresowa prognoza makroekonomiczna … IBnGR, Warszawa 2007, op. cit.
46
Zakładane zmiany strukturalne wpływają na obniżenie przeciętnej energochłonności PKB.
Generalnie założenia makroekonomiczne w scenariuszu opracowanych dla projektu PE2030
należy ocenić jako bardziej realne, ze względu na późniejszy czas przeprowadzania analizy,
odwzorowaną cykliczność wzrostu oraz kierunki zmian struktury sektorowej wartości
dodanej. Wydaje się, że scenariusz ten zakłada zbyt duży wzrost udziału sektora przemysłu
energetycznego, o ile nie zostały przyjęte założenia odnośnie znaczących zmian w polityce
energetycznej (w opracowaniu brak informacji o tego typu założeniach).
Powodem wzrostu znaczenia energetyki w Polsce w perspektywie roku 2030 będzie rosnące
zapotrzebowanie na energię związane ze przyspieszeniem wzrostu gospodarczego.
W okresie objętym prognoza wyczerpią się możliwości tzw. wzrostu zeroenergetycznego.
4.3.2. Założenia dotyczące efektywności energetycznej gospodarki
Poniżej zaprezentowano porównanie przeciętnych miar poprawy efektywności energetycznej
gospodarki w analizowanych scenariuszach.
Tablica 4.2. Porównanie prognoz zmian energochłonności
w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030
Wyszczególnienie
Projekt KPRU 2008-2012
Energia pierwotna / PKB
Energia elektryczna brutto / PKB
Współcz. elastyczności dochodowej zużycia energii
- zmiana zużycia energii pierwotnej
- zmiana zużycia energii elektrycznej brutto
Projekt Polityki energetycznej Polski do 2030r.
Współczynniki elastyczności dochodowej zużycia
energii
- zmiana zużycia energii pierwotnej
- zmiana zużycia energii elektrycznej brutto
Jedn.
i
elektrochłonności
PKB
2005 2010 2015 2020 2025 2030
GUS
kgoe/zł’05 0,102 0,090 0,077 0,067
kWh/zł’05 0,160 0,151 0,136 0,124
-/-/-
0,50
0,72
0,35
0,56
0,29
0,54
kgoe/zł’05 0,095 0,077 0,062 0,053 0,044 0,038
kWh/zł’05 0,135 0,115 0,099 0,090 0,081 0,074
-/-/-
0,22
0,37
0,15
0,35
0,19
0,46
0,26
0,51
Źródło: jak w tabl. 4.2.
Scenariusz opracowany dla projektu PE 2030 zawiera mniej zdezaktualizowane dane dla
roku bazowego oraz zakłada znacznie szybsze tempo przeciętnej poprawy efektywności
energetycznej gospodarki. Przeciętny poziom energochłonności i elektrochłonności PKB w
scenariuszu PE 2030 poprawia się w rocznym tempie o 1 punkt procentowy wyższym niż w
scenariuszu KPRU. Jednak dla właściwej oceny prawidłowości analizowanych scenariuszy
rządowych należałoby dysponować bardziej dokładnymi informacjami na temat założeń
dotyczących dynamiki ilościowej oraz zakładanych wskaźników poprawy sprawności
energetycznej dla szczegółowych produktów i usług energochłonnych, stanowiących główne
kierunki użytkowania energii.
47
0,25
0,51
Tablica 4.3. Porównanie tempa zmniejszania energochłonności i elektrochłonności PKB
[%/a]
Wyszczególnienie
KPRU 2008-2012
2005-2020
2,8%
1,7%
PE 2030
2005-2020
2005-2030
3,8%
3,6%
2,7%
2,4%
4.4. Główne wyniki
Porównanie wyników prognoz zapotrzebowania na energię dostarcza ciekawych wniosków.
Scenariusz Węglowy ARE dla projektu KPRU 2008-2012 jest zdecydowanie najwyższy
zarówno, jeśli chodzi o ocenę zapotrzebowania na energię pierwotną, jak i o ocenę popytu
na energie finalną. Scenariusz PE2030 uwzględnia niższą od zakładanej wcześniej wartość
bazową w 2005 r. i o 1/3 niższą dynamikę zapotrzebowania na energię finalną i energię
elektryczną
Tabela 4.4. Porównanie prognoz podstawowych kategorii zapotrzebowania na energię
Scenariusze
Jedn.
2005
(GUS)
Prognoza
2010
2020
2030
Tempo
wzrostu
2005-2020
%/a
j.n.
Zapotrzebowanie kraj. na energię pierwotną
KPRU na lata 2008-2012
Polityka Energetyczna 2030
Zapotrzebowanie kraj. na energię finalną
Zapotrzebowanie kraj. na energię elektr. brutto
PJ
PJ
3 892
4 488
4 178
5 401
4 614
5 510
2,2%
2,3%
PJ
PJ
2 592
2 985
2 893
3 525
3 216
3 735
2,1%
1,4%
146
179
163
241
205
280
3,4%
2,3%
TWh
TWh
Rys. 4.2 wskazuje, w jaki sposób zahamowanie po roku 2020 tempa zmniejszania
energochłonności PKB uzyskane w scenariuszu PE 2030 (por. tab. 4.3) wpływa na
przyspieszenie wzrostu krajowego zapotrzebowania na energię.
48
Zużycie energii pierw otnej - KPRU 2008-2012
Zużycie energii pierw otnej - PE 2030
Zużycie energii finalnej - KPRU 2008-2012
Zużycie energii finalnej - PE 2030
Zużycie energii elektr. brutto - KPRU 2008-2012
Zużycie energii elektr. brutto - PE 2030
2,0
1,9
1,8
[2005 = 1,00]
1,7
1,6
1,5
1,4
1,3
1,2
1,1
1,0
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 4.2. Prognozowane dynamiki wzrostu podstawowych kategorii zapotrzebowania na
energię w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030
Ze względu na gwałtowne zmiany cen paliw pierwotnych na rynkach światowych można
uznać za w pełni zrozumiałe różnice prognoz cen importowych paliw pierwotnych w obu
scenariuszach (tab. 4.5). Rozbieżności te powinny mieć znaczenie dla prognoz
zapotrzebowania na energię wg nośników.
Tabela 4.5. Prognozowana cena importu do Europy podstawowych paliw pierwotnych
Nośnik
Jedn.n.
Ropa naftowa
USD'05/ boe
Gaz ziemny
USD'05/ boe
Węgiel kamienny
USD'05/t
1/
KPRU
2020
j.n.
48,4
23,9
51,5
1/
Poziom cen
PE
2020
2030
j.n.
j.n.
61,1
62,8
46,0
47,6
64,4
65,3
Stopa wzrostu
KPRU
PE
2005-2020 2005-2020 2005-2030
%/a
-1,0
0,8
0,6
0,6
1,9
1,3
-2,2
0,0
0,0
Przeliczone z cen roku 2004 wg kursu rynkowego USD
Analizowane scenariusze makro zawierają faktycznie istotne rozbieżności w zakresie
struktury zapotrzebowania na energię pierwotną wg nośników (tab. 4.6). Jednakże wydaje
się, że największa różnice, polegająca na zmniejszeniu roli węgla kamiennego w krajowym
bilansie paliw pierwotnych, nie wynika z oddziaływania światowych procesów cenowych, lecz
z uwzględnienia ograniczeń zasobowych. Pewien wpływ może wywierać na to:
−
założona poprawa sprawności wytwarzania w elektroenergetyce i ciepłownictwie –
założony wskaźnik wykorzystania wsadu w elektroenergetyce wzrasta z 37,2% w
2005 r. do 39,5% w 2020 r. i 41,1% w 2030 r.,
−
polityka poprawy efektywności końcowej wykorzystania energii (np. zmiany w
strukturze paliwowej systemów grzewczych odbiorców rozproszonych), lecz brak jest
49
szczegółowych informacji pozwalających na ocenę, w jakim stopniu zagadnienie to
zostało uwzględnione w prognozie
Tablica 4.6. Porównanie prognoz zapotrzebowania na energię pierwotną wg nośników do
roku 2020 w scenariuszach KPRU 2008-2021 i PE 2030
Nośnik
Węgiel kamienny
Węgiel brunatny
Ropa naftowa
Gaz ziemny
Energia jądrowa
Energia odnawialna
Pozostałe paliwa1/
Saldo energii elektrycznej
Energia pierwotna ogółem
Poziom
GUS KPRU PE2030
2005
2020
Mtoe
42,2
57,7
43,9
12,8
12,8
12,2
22,6
31,3
28,9
12,3
18,7
15,4
0,0
0,0
12,7
4,5
9,0
8,8
0,6
0,4
1,1
-0,9
-0,9
0,0
94,0 129,0
110,2
GUS
2005
44,9
13,6
24,0
13,1
0,0
4,8
0,6
-1,0
100,0
Struktura
KPRU PE2030
2020
%
44,7
39,8
9,9
11,1
24,3
26,2
14,5
14,0
0,0
9,7
7,0
8,0
0,3
1,0
-0,7
0,0
100,0
100,0
Stopa wzrostu
KPRU PE2030
2005-2020
%/a
2,1%
0,3%
0,0%
-0,3%
2,2%
1,8%
2,8%
1,6%
x
x
4,7%
4,6%
-2,7%
4,1%
0,0%
x
2,1%
1,1%
1/
Odpady przemysłowe i komunalne
W scenariuszu PE 2030 w porównaniu ze scenariuszem KPRU 2008-2012:
−
zużycie węgla kamiennego jest w roku 2020 o ok. 20% niższe (o ok. 14 Mtoe) niż w
scenariuszu KPRU 2008-2012; zmniejszenie udziału procentowego nie jest tak duże,
ze względu na spadek całego krajowego zapotrzebowania na energie pierwotną,
−
przewidywane jest wolniejsze tempo wzrostu zapotrzebowania na ropę naftową i
zwłaszcza na gaz ziemny,
−
zapotrzebowanie na energię ze źródeł odnawialnych prognozowane jest na
zbliżonym poziomie, co wpływa na zwiększenie udziału OZE w krajowym zużyciu
energii pierwotnej,
−
uwzględniono po roku 2020 produkcję energii jądrowej w skali prowadzącej do
osiągnięcia 10% udział w krajowym bilansie energii w roku 2030,
−
przyjęto zerowy eksport netto energii elektrycznej.
4.5. Ocena ekspercka scenariuszy rządowych
W ocenie scenariuszy makro opracowanych na potrzeby rozpatrywanych dokumentów
rządowych zawierających prognozy zapotrzebowania na energię należy zwrócić uwagę na
następujące zagadnienia:
•
Wykorzystanie dobrze oszacowanego modelu ekonometrycznego (IBnGR) do
długoterminowej prognozy makroekonomicznego zapewnia wysoką spójność
rozwiązania z przyjętymi założeniami i w sposób przekonywujący uzasadnia możliwość
uzyskania przez Polskę długiego okresu pomyślnego rozwoju gospodarczego,
•
Wykorzystanie modelu ekonometrycznego do prognoz na okres dłuższy niż ten na
podstawie którego dokonano estymacji parametrów modelu niesie za sobą znaczne
ryzyko pominięcia możliwych w przyszłości zmian w głównych kierunkach rozwoju.,
50
•
W obu dokumentach – brak kompletnego opisu założeń prognozy PKB, zwłaszcza
w częściach dotyczących zmian strukturalnych,
•
W scenariuszu PE 2030 – uwzględniona cykliczność wzrostu PKB,
•
W scenariuszu PE 2030 – wyższa dynamika sektora usług – być może zawyżona
dynamika wartości dodanej w sektorze energetycznym.
•
Dla wyników obliczeń niewątpliwie ma znaczenie istotne zdezaktualizowanie się założeń
dotyczący projekcji cen światowych.
•
Brak informacji pozwalających na ocenę prawidłowości założeń prognostycznych
dotyczących poszczególnych kierunków użytkowania energii:
•
−
poziomu aktywności produktów i usług energochłonnych (wielu kategorii potrzeb
odwzorowanych w modelu nie ma w statystyce publicznej),
−
cząstkowych zmian sprawności energetycznej gospodarki.
Brak określenia, w jaki sposób relatywne zmiany cen paliw i energii wpływają na zmiany
popytu finalnego na energię.
Wnioski z oceny scenariuszy rządowych wpływające na założenia kształtujące prognozę
popytu finalnego w zestawie modeli EnergSys.

Prognoza makroekonomiczna w scenariuszu bazowym powinna opierać się na
założeniach dotyczących wzrostu PKB wynikających z wyliczeń IBnGR. Korekcie
należy poddać założenia dotyczące zmian struktury w gospodarce (zwłaszcza po
roku 2015), oraz zweryfikować możliwość poszerzenia amplitudy wahań cyklicznych
pod koniec okresu prognozy,

Należy uwzględnić w pierwszym okresie prognozy wydłużenie i wzmocnienie okresu
koniunktury w latach 2006-2007,

Konieczna jest aktualizacja założeń dotyczących kształtowania się światowych cen
podstawowych paliw oraz weryfikacja zmian struktury zapotrzebowania na energie
pierwotną według nośników,

Konieczna jest aktualizacja założeń demograficznych – ze względu na przebieg
zjawisk demograficznych po 2002 roku,

Analizę zużycia energii w poszczególnych sekcjach gospodarki należy zweryfikować
poprzez techniczną analizę wskaźnikową szczególnie energochłonnych produktów i
usług. Pomoże to zweryfikować założenia o tempie zmian popytu i poprawy
efektywności energetycznej w poszczególnych obszarach gospodarki, z
uwzględnieniem obserwowanego od roku 2005 wzrostu produkcji szeregu
energochłonnych produktów przemysłowych,

Potrzebna jest dokładniejsza i czytelna (co do założeń) prognoza poszczególnych
potrzeb energetycznych w gospodarstwach domowych.
51
5. Autorskie scenariusze i prognozy energetyczne
W pracach dotyczących badania przyszłości energetyki scenariusze makroekonomiczne
zawierają zwykle dwie części:
a. projekcję rozwoju gospodarczego
b. projekcję zmian popytu na energię finalną.
W ramach projektu miał być przyjęty jeden scenariusz makroekonomiczny oficjalny i
opracowane dwa scenariusze autorskie. Decyzje odnośnie sposobu konstruowania
scenariuszy makroekonomicznych zależą m.in. od sposobu ich wykorzystania w
obliczeniach, w tym od tego jaką rolę będą miały scenariusze autorskie w stosunku do
wybranego scenariusza oficjalnego. W toku prac uzgodniono z Zamawiającym sposób
powiązania scenariuszy autorskich z wybranym scenariuszem oficjalnym, biorąc pod uwagę
następujące przesłanki:
1) Nadal obowiązujący scenariusz pochodzący z Polityki energetycznej 2025 jest w
znacznej mierze już nieaktualny i na pierwszym posiedzeniu Komitetu Sterującego został
wyłączony z zestawu scenariuszy, które mają być rozważane w pracy;
2) Do dalszych analiz w projekcie zostały wybrane dwa scenariusze: 1/scenariusz
wykonany przez ARE SA dla potrzeb projektu KPRU-II (2006 r.) oraz 2/scenariusz z
projektu Polityki energetycznej 2030 (2007 r.) 24,
3) Nie jest możliwe wykonanie pełnych obliczeń dla scenariusza z projektu Polityki
energetycznej 2030, ponieważ do końca 2007 roku Wykonawca nie otrzymał z
Ministerstwa Gospodarki informacji na temat szczegółowych założeń metodycznych i
ilościowych wykorzystanych przy opracowaniu scenariusza makroekonomicznego i
prognozy popytu na energię, co w praktyce uniemożliwia wykonanie wszystkich
zaplanowanych analiz dotyczących m.in.
-
możliwości poprawy efektywności energetycznej wraz z oceną możliwości
osiągnięcia celu EU na poziomie 20% poprawy efektywności do roku 2020, 25
-
oceny wpływu wprowadzenia wymagań UE na gospodarkę krajową. 26
24
Dokument nie został jeszcze oficjalnie zaakceptowany, niemniej nie ma innych zaktualizowanych
scenariuszy określających horyzont roku 2030, które można uznać za oficjalne.
25
Ocena ta wymaga dysponowania szczegółowymi informacjami o przyjętych w prognozie „oficjalnej”
założeniach dotyczących energochłonności w poszczególnych sektorach i najbardziej
energochłonnych procesach.
26
Taka ocena dokonana przy pomocy modelu CGE w pętli sprzężenia z modelem EFOM-PL wymaga
szczegółowej znajomości parametrów makroekonomicznych przyjmowanych do opracowania
scenariusza w wersji bazowej, aby móc określić ich zmianę wywołaną impulsem cen energii.
52
W takiej sytuacji w toku prac uzgodniono z Zamawiającym, że po analizie dostępnych
dokumentów rządowych i otrzymanych materiałów pomocniczych zostaną opracowane dwa
scenariusze autorskie, z których pierwszy ma za zadanie możliwie dokładnie odwzorować
podstawowe założenia wybranego jako scenariusza rządowego scenariusza projektu Polityki
energetycznej 2030, przy aktualizacji odpowiednich danych bazowych. Pozwoli to
prezentować go jako aktualizację lub korektę scenariusza rządowego z uwzględnieniem
najnowszych danych. Wykonanie oceny skutków wdrożenia wymagań z nowej polityki UE w
oparciu o scenariusz zbliżony co do założeń makroekonomicznych ze scenariuszem
rządowym zwiększy wiarygodność obliczeń. Wyniki analiz opartych o taki scenariusz mogą
też być łatwiej zaakceptowane przez rząd, co ma istotne znaczenie dla wykorzystania
wyników w stosunku do KE.
Drugi uzgodniony do opracowania scenariusz Umiarkowany opiera się na założeniach mniej
korzystnych dla Polski uwarunkowań międzynarodowych, opisywanych w scenariuszu
Alternatywnym IEA Word Energy Outlook,2007 oraz charakteryzuje się średniorocznym
tempem wzrostu PKB zbliżonym do tych, jakie są przyjmowane w prognozach ośrodków
międzynarodowych, uznawanych za wiarygodne przez Komisję Europejską. Scenariusz ten
wpisuje się także bardzo dobrze w wykładniczy trend rozwoju gospodarczego Polski
wykreślony dla okresu od początku lat 90-tych.
5.1. Jakościowy opis scenariuszy
5.1.1. Logika różnicowania scenariuszy makro
W wyniku dyskusji i ustaleń z Komitetem Sterującym przyjęto podejście metodyczne
polegające na powiązaniu różnicowania opracowanych autorskich scenariuszy
makroekonomicznych rozwoju kraju ze scenariuszami rozwoju sytuacji światowej,
prezentowanymi przez uznane instytucje międzynarodowe. W ramach pracy poddano
analizie następujące studia ekonomiczno-energetyczne, dotyczące gospodarki światowej w
perspektywie do roku 2030:
•
Opracowanie IEA World Energy Outlook 2007,
•
Opracowanie Banku Światowego Global Economic Prospects. Managing the Next Wave
of Globalization z 2007 r.,
•
Prognozę opracowaną w 2007 r. przez Union of the Electricity Industry – Euroelectric: ,
The Role of Electricity. A new path to secure, competitive energy in a carbon-constrained
world.
Wskazane studia zakładają wzrost gospodarczy w skali światowej do roku 2030 w tempie ok.
3-3,5% rocznie, co w skali wieloletniej jest dynamiką korzystną. Dla krajów
wysokorozwiniętych, w tym dla Unii Europejskiej, przewidywana dynamika realna PKB waha
się w granicach 2-2,4%/a. W tym obszarze założenia w omawianych pracach są względnie
53
jednolite, większe różnice występują w zakresie przewidywań dla krajów rozwijających się
(por. tabl. 5.1).
Tablica 5.1. Porównanie prognoz realnej dynamiki PKB w gospodarce światowej
[średnioroczne tempo wzrostu, %/a]
Region
World Energy Outlook 2007
Global Economic
Prospects
Scenariusz Referencyjny
2005-2015 2015-2030 2005-2030
2008-2030
4,2
3,3
3,6
2,9
2,4
2,5
1,9
2,2
2,3
1,8
2,0
6,1
4,4
5,1
4,0
6,9
4,8
5,6
5,1
4,9
3,4
4,0
4,5
3,6
3,9
3,8
2,8
3,2
2,7
4,7
2,9
3,6
Euroelectric
2000-2030
b.d.
Świat
Kraje rozwinięte
- OECD
b.d.
- w tym: UE
2,0
Kraje rozwijające się
- Azja
- Środkowy Wschód
b.d.
- Afryka
- Ameryka Łacińska
Kraje w okresie transformacji
b.d.
Źródła:
World Energy Outlook 2007. IEA, Paris 2007, tabl. 2 s. 62 i 136 (ceny stałe 2006)
Global Economic Prospects. Managing the Next Wave of Globalization. The World Bank, Washington
2007, s. 3 (ceny stałe 2000)
The Role of Electricity. A new path to secure, competitive energy in a carbon-constrained world.
Union of the Electricity Industry - Euroelectric , Brussels, June 2007, s. 107 (ceny stałe 2005)
Generalna logika różnicowania scenariuszy makro dla Polski jest oparta na pracy World
Energy Outlook 2007. Zaprezentowano w niej dwa warianty ścieżki prognozy:
−
Scenariusz Referencyjny,
−
Scenariusz Alternatywny.
Dla Scenariusza Referencyjnego określono tempo wzrostu PKB w regionach świata,
prognozę cen paliw oraz prognozę popytu i podaży paliw i energii. Scenariusz
Alternatywnego zakłada utrzymanie się w dłuższym okresie szybkiej ekspansji gospodarek
Chin i Indii i przyjmuje określone założenia dotyczące implikacji takiej sytuacji dla gospodarki
światowej. Przewiduje się, że będzie to miało następujące konsekwencje dla innych krajów,
w tym dla Europy: 27
−
Wzrośnie popyt na dobra surowcowe, w tym paliwa, co za tym idzie szybciej będą
rosły ich ceny,
−
Wzrośnie eksport Chin i Indii i stanie się bardziej konkurencyjny,
−
Wzrośnie też ich udział w imporcie światowym.
27
Należy zwrócić uwagę, ze również m.in. w opracowaniu Ministerstwa Gospodarki z listopada 2007
roku podkreśla się rosnąca rolę Chin i Indii w gospodarce światowej (por. Globalizacja gospodarki wybrane cechy procesu. Ministerstwo Gospodarki, Departament Analiz i Prognoz. Warszawa, listopad
2007 r., s. 9-18).
54
Efekt dla innych krajów zależy od kształtowania się wypadkowego oddziaływania tych
czynników. Zakłada się, że dla Europy:
−
Nastąpi szybszy wzrost cen paliw importowanych, który pogorszy konkurencyjność
produkcji w tych krajach i wpłynie na odpływ kapitału oraz na osłabienie ich eksportu;
bodziec ten będzie silniejszy od impulsu z tytułu dodatkowego popytu importowego
krajów rozwijających się,
−
Zwiększy się import krajów rozwiniętych, ponieważ wskutek rozwoju wdrożenia
nowoczesnych technologii w krajach rozwijających – przy nadal tańszych kosztach
osobowych – wzroście atrakcyjność alokacji produkcji poza obszar krajów
rozwiniętych oraz poprawi się atrakcyjność importu dóbr konsumpcyjnych do Europy,
−
W efekcie nastąpi pewne pogorszenie salda obrotów zagranicznych w krajach
wysoko rozwiniętych oraz osłabienie dynamiki PKB,
−
W tym scenariuszu nastąpi też pewne zmniejszenie dynamiki zapotrzebowania na
energię pierwotną w krajach rozwiniętych.
Ten schemat analizy makro przyjęto również w niniejszej pracy, uzupełniając o dalsze
założenia, logicznie powiązane z poprzednimi. Opracowano dla Polski następujące
scenariusze makroekonomiczne:
1. Scenariusz Bazowy (S-BAZ)
2. Scenariusz Umiarkowany (S-UM)
5.1.2. Opis Scenariusza Bazowego
Scenariusz Bazowy powstał na bazie niepełnych informacji dotyczących założeń
makroekonomicznych przyjętych przy konstrukcji prognozy zapotrzebowania na energię w
projekcie Polityki energetycznej 2030. W scenariuszu został zachowany poziom zmian PKB
Polski dla całego okresu z tego dokumentu i jego zróżnicowanie w podokresach, a w latach
2008-2010 – zgodnie z założeniami Ministerstwa Finansów do ustawy budżetowej na rok
2008. W scenariuszu uwzględniono wyniki najświeższych opracowań prognostycznych
krótkookresowych.
W Scenariuszu Bazowym przyjęto następujące generalne założenia:
•
Utrzymują się korzystne warunki zewnętrzne dla rozwoju gospodarki, na co składa się
stabilny wzrost PKB krajów rozwiniętych oraz tendencja do stabilizacji w długim okresie
cen importowych paliw pierwotnych,
•
Ważnym czynnikiem prorozwojowym jest wzrost napływu bezpośrednich inwestycji
zagranicznych do Polski, zgodnie z trendami obserwowanymi w latach 2006-2007,
•
Gospodarka polska odczuje pozytywny bodziec popytowy z tytułu przygotowań do
organizacji Euro 2012,
•
Wzrost gospodarczy będzie stymulowany dodatkowo poprzez:
−
liberalną politykę podatkową nowego rządu,
55
−
politykę proeksportową,
−
lepsze wykorzystanie funduszy unijnych,
•
Pojawienia się silniejszego bodźca inwestycyjnego i bodźca popytowego z tytułu
dodatniego salda eksportowego przyczynia się do skracania okresu recesji po roku 2010,
•
Ścieżka wzrostu PKB jest kierunkowo zgodna z projektem Polityki Energetycznej Polski
do roku 2030 i zakłada średnioroczne tempo wzrostu PKB w tempie 5,1%/a;
•
W efekcie:
−
w gospodarce wystąpi dodatkowe zapotrzebowanie na produkcję sektorów
energochłonnych (stal, materiały budowlane itp.), które są niezbędne przy dłuższych
okresach wysokiej koniunktury,
−
wzrost zamożności gospodarstw domowych będzie skutkował szybkim
podniesieniem poziomu wyposażenia gospodarstw w dobra generujące wzrost
konsumpcji energii (wentylacja i klimatyzacja, automatyzacja gospodarstwa
domowego, wzrost wykorzystania usług multimedialnych itp.).
5.1.3. Opis Scenariusza Umiarkowanego
Scenariusz powstał na bazie dostępnych materiałów prognostycznych dotyczących Polski i
co do poziomu PKB jest zbliżony do założeń zapisanych w Strategii Rozwoju Kraju (do
2015 r.) i stóp wzrostu przyjmowanych w opracowaniach europejskich (np. Euroelectric, czy
w obliczeniach dla UE modelem PRIMES). Podstawowe różnice polegają na głębszym
zróżnicowaniu tempa wzrostu (wyższe stopy wzrostu w okresach koniunktury i niższe w
okresach osłabienia tempa wzrostu) a także większym optymizmie co do wykorzystania
przez Polskę możliwości rozwoju w okresie 2020-2030. W rezultacie dla lat 2005-2030
średnia stopa wzrostu w scenariuszu Umiarkowanym jest wyższa od przewidywań ośrodków
europejskich o 0,4 - 0,3 punktu procentowego.
W Scenariuszu Umiarkowanym w porównaniu do Scenariusza Bazowego nastąpi:
•
Szybszy wzrost cen paliw i niekorzystna zmiana proporcji cen paliw ciekłych i gazowych
w stosunku do cen węgla,
•
Osłabienie dopływu bezpośrednich inwestycji zagranicznych (zyski z inwestycji w krajach
rozwijających stają się bardziej obiecujące),
•
Zmniejszenie popytu krajów rozwiniętych (wolniej rozwijających się) na polski eksport, nie
skompensowane w pełni wzrostem eksportu na rynki krajów rozwijających się,
•
Wolniejsze likwidowanie deficytu budżetowego wywiera dodatkowy wpływ schładzający
koniunkturę poprzez konieczność prowadzenia polityki redukowania wydatków
publicznych w celu zmniejszenia deficytu systemu finansów publicznych,
•
Późniejsze przystąpienie do systemu ERM II i następnie do strefy euro, co spowoduje:
−
Krótkofalowo – efekty korzystne, w postaci niższych cen krajowych, silniejszych
bodźców eksportowych i słabszych importowych – wyższy popyt z tytułu salda
obrotów zagranicznych i wyższe tempo PKB,
−
Długofalowo – dodatkowy bodziec hamujący dopływ bezpośrednich inwestycji
zagranicznych i osłabienie tendencji do modernizacji gospodarki
56
•
Wolniejszy wzrost gospodarczy i trudności ze zrównoważeniem budżetu wpływają
dodatkowo na zmniejszenie możliwości absorpcji funduszy unijnych, wymagających
odpowiedniego udziału środków własnych,
•
Wolniejszy wzrost PKB – ścieżka wzrostu PKB jest zbliżona co do tempa rozwoju ze
scenariuszami Euroelectric i modelu PRIMES dla Polski – ok. 4,2-4.4% rocznie,
•
Wolniejszy wzrost gospodarczy i wolniejszy wzrost dochodów gospodarstwa domowych
będzie stwarzał barierę dochodową ograniczającą możliwości realizacji bardziej
wymagających wariantów strategii polityki energetyczno-środowiskowej.
Tablica 5.2. Zalety przyjętego układu scenariuszy makro
Scenariusz
Scenariusz
Bazowy
Wybrane cechy
- Wykonanie oceny skutków wdrożenia wymagań z nowej polityki UE
w oparciu o scenariusz zbliżony co do założeń makroekonomicznych
ze scenariuszem rządowym zwiększa wiarygodność obliczeń i
ułatwia wykorzystanie wyników pracy przez rząd w stosunku do KE,
- Scenariusz umożliwia zbadanie skutków szybkiego tempa rozwoju
gospodarczego kraju oraz zwiększenia produkcji energochłonnych
branż gospodarki dla elektroenergetyki
Scenariusz
Umiarkowany
- Zróżnicowanie warunków otoczenia światowego jest powiązane ze
scenariuszami rozwoju sytuacji światowej, prezentowanymi przez
uznane instytucje międzynarodowe,
- Scenariusz ma dobre uzasadnienie w świetle założeń europejskich
studiów prognostycznych dla Polski i jest zbieżny z realistycznymi
oczekiwaniami wzrostu gospodarczego zawartymi w istniejących
opracowań prognostycznych polskich i zagranicznych,
- Scenariusz umożliwia rozpatrzenie warunków realizacji wymagań
nowej polityki energetycznej UE w sytuacji mniejszych możliwości
rozwojowych sektora elektroenergetycznego i bariery dochodowej po
stronie gospodarstw domowych.
5.2. Założenia scenariuszy makroekonomicznych
5.2.1. Analiza popytowych składników wzrostu PKB oraz wpływ
handlu zagranicznego
Zmiany produktu krajowego brutto wiążą się ze zmianami poszczególnych składników
zagregowanego popytu: tzn. konsumpcji prywatnej, inwestycji, wydatków publicznych oraz
eksportu netto. Po roku 1990 w początkowej fazie okresu szybkiego wzrostu (lata
1992-1993), średnioroczne tempo zmian PKB wiązało się głównie z bardzo szybkim
wzrostem wydatków publicznych i popytu konsumpcyjnego, natomiast wzrost nakładów
inwestycyjnych brutto na środki trwałe był w tych latach jeszcze relatywnie niski. Znaczne
przyspieszenie tempa wzrostu gospodarczego nastąpiło w latach 1994-1998, przede
wszystkim za sprawą popytu inwestycyjnego i konsumpcyjnego. Okres recesji i spadku
tempa wzrostu w latach 1999-2004 był związany najsilniej ze spadkiem popytu
57
inwestycyjnego, zgodnie z klasyczną charakterystyka przebiegu cyklu koniunkturalnego.
Nastąpiło również pewne osłabienie dynamiki konsumpcji, jednak kształtowała się ona
powyżej tempa wzrostu PKB i po raz pierwszy od 1994 r. tempo wzrostu PKB było niższe od
tempa wzrostu popytu krajowego. Po roku 2002 obserwujemy przyspieszenie wzrostu PKB,
któremu towarzyszył interesujący rozkład bodźców popytowych:
−
w roku 2003 nastąpiło
publicznych,
−
główne przyspieszenie dynamiki akumulacji i inwestycji następuje dopiero w roku
2004, przy czym osłabienie wzrostu akumulacji w roku 2005 było kompensowane
ponownym przyspieszeniem wzrostu wydatków publicznych; pełne przyspieszenie
inwestycji prywatnych następuje dopiero od roku 2006,
−
zdynamizowanie wzrostu konsumpcji indywidualnej następuje najwyraźniej po kilku
latach dobrej koniunktury.
3,5-krotne przyspieszenie tempa wzrostu wydatków
Tempa zmian PKB oraz głównych składników popytu krajowego w latach 1990-2007 ilustruje
poniższy wykres.
[%/a]
PKB
Spożycie z dochodów osobistych
Akumulacja brutto
Spożycie zbiorowe
25
20
15
10
5
0
1991
1992 1993
1994
1995
1996 1997
1998
1999
2000
2001 2002
2003
2004
2005 2006
2007
-5
-10
-15
Rys. 5.1 Roczne tempo wzrostu PKB oraz spożycia i akumulacji w latach 1991-2007
Handel zagraniczny wnosi określony wkład do dynamiki PKB, zależnie od kształtowania się
salda eksportu i importu. Przy szybszym wzroście eksportu nad wzrostem importu bądź
niższym spadkiem eksportu niż importu następuje wzrost eksportu netto, wnosząc dodatnią
kontrybucję do wzrostu PKB. Natomiast pogorszenie się salda obrotów z zagranicą oznacza
zwiększenie wyciekania części popytu zagranicę i ujemny wkład popytu zagranicznego we
wzrost PKB w kraju. W krajach mniej zaawansowanych w rozwoju częstym impulsem
pogarszającym saldo handlu zagranicznego jest sam wzrost gospodarczy poprzez dodatnią
elastyczność dochodową popytu na dobra importowane, przy mniej elastycznym popycie
zagranicy na eksport z danego kraju. Taka sytuacja ogranicza możliwy dodatkowy wzrost
PKB w kraju.
58
W początkach lat 90-tych tempo wzrostu importu i eksportu było porównywalne, wraz z
poprawą koniunktury jednak szybko zwiększyło się ujemne saldo handlu zagranicznego,
dochodząc do 11-12% PKB. W następnych latach postępujący szybki wzrost eksportu przy
obniżeniu się tempa wzrost importu - wskutek spadku popytu inwestycyjnego – spowodowały
zmniejszenie ujemnego salda handlu zagranicznego, które ponownie wzrosło dopiero w roku
2007 (por. rys. 5.2).
Relacja ujemnego salda h.z. do PKB
Stopa wzrostu PKB
8
14
Relacja do PKB, w [%]
4
10
2
8
0
6
-2
-4
4
-6
2
Stopa wzrsotu, w [%/a]
6
12
-8
0
-10
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rys. 5.2. Zmiany wysokości ujemnego salda handlu zagranicznego w odniesieniu do tempa
wzrostu PKB w latach 1991-2007
Porównanie relacji między obrotami handlu zagranicznego a wzrostem PKB w latach
1996-2000 oraz w okresie 2006-2007 pozwala na wniosek, że rozwój gospodarki polskiej
stopniowo zmniejsza jej zależność importową i zwiększa zdolności eksportowe polskich firm.
Niewątpliwie jednym z głównych powodów jest rosnąca absorpcja nowoczesnych technologii
i doświadczeń organizacyjno-zarządczych, następująca wraz z napływem kapitału
zagranicznego oraz rosnącym otwarciem gospodarki polskiej po wejściu do Unii
Europejskiej.
Potwierdzeniem tego wniosku jest stwierdzenie Ministerstwa Finansów w uzasadnieniu do
projektu budżetu na rok 2008, że w dłuższym horyzoncie tempo wzrostu i importu i eksportu
musi istotnie spaść, zrównując się docelowo z tempem wzrostu PKB. To założenie jest
związane z oceną osiągniętego poziomu otwartości polskiej gospodarki. Istnieje bardzo silna
zależność między wielkością kraju a jego poziomem otwartości 28 - im większe państwo, tym
niższy jest udział eksportu i importu w PKB. W Polsce udział ten zwiększył się z 22% w
1995 r. do blisko 40% w 2005 r. W tym czasie w krajach UE-15 przeciętny poziom otwartości
28
Poziom otwartości gospodarki jest definiowany jako średnia udziału eksportu i importu dóbr i usług
w PKB.
59
wzrósł z 29% do ok. 35%. W efekcie należy oczekiwać, że w Polsce udział eksportu i importu
w PKB Polski nie powinien przekroczyć poziomu 50%.
Ludność
Stopień otwartości gospodarki
Wykł. (Stopień otwartości gospodarki)
Wykł. (Ludność)
350
160
300
140
120
100
200
80
150
60
100
40
0
0
Lu
ks
em
D
Fi an
nl i a
a
Au ndi
Sz str a
w ia
ec
Be j a
lg
ia
C
ze
ch
Po G re y
c
N rtug ja
id a
er lia
l
Ka and
na y
P d
H ol s a
is k
zp a
W
an
ie
lk
ia
a
Br
yt
Fr ani
an a
N cj a
ie
St J a mc
an p y
y oni
Zj a
ed
n.
20
Li
t
Irl wa
an
di
a
50
bu
M rg
al
C ta
Es yp r
to
ni
a
Ludność (mln)
250
Stopień otwartości (% PKB)
Rysunek 5.3 przedstawia zależność między wielkością populacji kraju a poziomem
otwartości gospodarki w różnych krajach UE-25.
Rys. 5.3. Poziom otwartości gospodarek krajów UE-25 a wielkość populacji (rok 2005)
Na podstawie obserwowanych prawidłowości zmian można sformułować następujące
wnioski dotyczące dalszych perspektyw rozwoju gospodarki polskiej:
•
Zgodnie z przesłankami teoretycznymi najbardziej zmiennym składnikiem popytu
krajowego jest akumulacja, w tym nakłady na inwestycje. W świetle tej obserwacji wzrost
bezpośrednich inwestycji zagranicznych oraz przewidywany stabilny znaczący dopływ
środków unijnych powinny stabilizować popyt inwestycyjny oraz ogólny wzrost
gospodarczy,
•
Wydatki publiczne mogą pełnić rolę bodźca wyzwalającego kumulujące się procesy
wzrostu, jak również podtrzymywać i stymulować wydatki inwestycyjne. Ministerstwo
Finansów planuje zmniejszenie tempa wzrostu konsumpcji zbiorowej w latach
2007-2008, co powinno stworzyć przesłanki dla zrównoważenia budżetu oraz
mocniejszych działań podtrzymujących popyt krajowy po roku 2010, ułatwiając również
absorpcję środków unijnych do gospodarki.
•
Rozwój gospodarki polskiej zmniejsza jej zależność importową i zwiększa
konkurencyjność polskiego eksportu, przy stopniowym dochodzeniu do oczekiwanego
pułapu udziału eksportu i importu w PKB. Powinno to w przyszłości sprzyjać poprawie
salda obrotów handlowych z zagranicą i zwiększać dodatni wkład handlu zagranicznego
we wzrost PKB w kraju.
60
5.2.2. Czynniki wzrostu gospodarczego
Jedną z często stosowanych metod analizy głównych czynników wzrostu gospodarczego jest
tak zwana dekompozycja Solowa, pozwalającą na identyfikację, jaką część odnotowanego w
danym okresie wzrostu można przypisać wzrostowi nakładów czynników produkcji (kapitału i
pracy), a jaką wzrostowi ich produktywności (TFP). W tabl. 5.3. zaprezentowano
dekompozycję Solowa dla okresu 1992-2007 29, dokonaną z wykorzystaniem danych roczne
Głównego Urzędu Statystycznego.
Tablica 5.3. Wkład we wzrost czynników wzrostu gospodarczego w Polsce w latach 19922006
[roczna stopa wzrostu]
Czynniki
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
wzrostu
Wzrost PKB
2,6 3,8 5,2 7,0 6,0 6,8 4,8 4,1 4,0 1,1 1,4 3,8 5,3 3,5 6,2
Zasób pracy
-2,7 -1,6 0,7 1,2 1,2 1,8 1,5 -1,8 -1,5 -0,4 -1,3 -0,3 -0,3 0,7 0,8
Zasób kapitału
0,5
1,0 0,9 0,7 1,7 1,2 1,4 1,4 1,5 0,9 0,4 0,7 0,9 0,7 0,7
Wzrost
produktywności 4,9 4,7 3,6 5,1 3,1 3,8 1,9 4,5 4,0 0,5 2,3 3,4 4,7 2,1 4,7
Źródło: dane GUS oraz obliczenia własne
Jak wskazują dane zamieszczone w tabl. 5.3. i rys. 5.4, rola ilości czynników produkcji
(kapitału i pracy) w wyjaśnianiu przyczyn wzrostu gospodarczego w Polsce jest niewielka.
Wzrost produktywności jest w poszczególnych latach źródłem ok. 60-90% przyrostu PKB,
przy czym w niektórych latach wzrostu przy ujemnym wpływie zasobu pracy, udział ten
przekraczał 100% rocznej stopy wzrostu PKB.
Wklad czynnika pracy
Wklad c zynnika kapitalu
Wklad TFP
[%/a]
7,0
5,0
3,0
1,0
-1,01992 199 3 1994 1995 1996 1997 19 98 1999 2000 2001 2002 20 03 2004 2005 2006
-3,0
-5,0
Rys. 5.4. Wkład zmian zasobu pracy i kapitału oraz wzrostu produktywności we wzroście
PKB w latach 1992-2006
29
Dekompozycja Solowa ma sens ekonomiczny w zasadzie jedynie w warunkach wzrostu
gospodarczego, dlatego w tabeli podano dane od roku 1992.
61
Dominujący udział czynnika poprawy produktywności we wzroście PKB wskazuje na to, że
proces rozwoju gospodarki Polski nie jest warunkowany przez wzrost zasobu kapitału w
gospodarce, lecz przez wzrost poziomu produktywności czynników wytwórczych związany z
działalnością badawczo-rozwojową oraz importem technologii. W związku z tym relatywnie
niski udział inwestycji do PKB nie stanowi istotnego zagrożenia dla długoterminowego
wzrostu, natomiast większe znaczenie ma kwestia oddziaływania strumienia inwestycji na
przyspieszenie postępu techniczno-organizacyjnego i tempo wdrażania innowacji i postępu
w działalności marketingowej.
Przesłanką oczekiwań dalszego intensywnego wzrostu zaangażowania kapitału
zagranicznego w polskiej gospodarce są obserwowane tendencje postępu globalizacji
procesu produkcyjnego. Współczesny kapitał może dokonać wyboru lokalizacyjnego
znacznie swobodniej, niż było to możliwe w gospodarce przemysłowej, silnie uzależnionej od
zasobów surowcowych i energetycznych. Coraz lepsza i tańsza komunikacja oraz rosnąca
otwartość gospodarki światowej powodują, że mniejszą rolę odgrywa to, gdzie owe czynniki
się znajdują, a bardziej, jakie przewagi konkurencyjne można osiągnąć dzięki lokalizacji.
Stąd gotowość poszczególnych firm do podejmowania inwestycji na rynkach zagranicznych,
nawet w niektórych wypadkach, kosztem zaniechania działalności na rynku macierzystym. 30
Obniżające się dzięki integracji i postępowi technologicznemu koszty wymiany, łatwość
komunikowania się, dostępność informacji, umożliwiają fragmentaryzację produkcji dóbr i
usług (czyli wydzielenie danego etapu lub części produkcji z działalności podstawowej
przedsiębiorstwa), które z kolei mogą być dość swobodnie zlecane i lokowane w różnych
częściach świata, w zależności od rozkładu korzyści komparatywnych.
Odzwierciedleniem zjawisk fragmentaryzacji działalności gospodarczej oraz jej delokalizacji
są: rosnąca produkcja oraz handel produktami stanowiącymi części, elementy i komponenty
procesu wytwórczego. W coraz większym stopniu wymiana międzynarodowa – dokonująca
się w warunkach silnej specjalizacji produkcji – dotyczy już nie tylko towarów i usług
finalnych, ale także produktów zaopatrzeniowych, które są odpowiednim wkładem w
procesie powstawania finalnych towarów czy usług.
Globalny rynek produkcyjny staje się coraz bardziej zintegrowany, czemu towarzyszy
geograficzna redystrybucja wytwórczości. Proces internacjonalizacji produkcji generuje
wzrost wymiany wewnątrzgałęziowej oraz wewnątrz korporacyjnej wskutek zwiększania
importu części i komponentów, które są wytwarzane w ramach tej samej gałęzi przemysłu
lub nawet w ramach jednej korporacji.
W tym kontekście można przewidywać korzystne perspektywy dla stabilnego rozwoju
gospodarki polskiej, mając na uwadze opisane niżej tendencje do wzrostu bezpośrednich
inwestycji zagranicznych w Polsce. Istotnej dodatkowej przesłanki dostarcza analiza źródeł
30
Por. Globalizacja gospodarki - wybrane cechy procesu. Ministerstwo Gospodarki, Departament
Analiz i Prognoz. Warszawa, listopad 2007 r.
62
atrakcyjności Polski dla inwestorów zagranicznych. Wg A.T.Kearney 31 Polska lokuje się w
roku 2007 na 18 miejscu atrakcyjności dla inwestycji w usługi, w tym na 6 miejscu wśród
krajów Europy środkowo-Wschodniej. Nie są to pozycje satysfakcjonujące, niemniej należy
zwrócić uwagę na następujące elementy:
•
Źródła gorszego ratingu Polski leżą w czynnikach finansowych i prawnych, które –
miejmy nadzieję, rządy partii liberalnej w Polsce powinny w pierwszym rzędzie
zreformować,
•
Polska jest na pierwszym miejscu w rankingu ze względu na czynnik kwalifikacji i
dostępności pracowników, który powinien mieć istotne długofalowe znaczenie dla
procesów defragmentyzacji i delokalizacji produkcji na obszarze Polski
•
Atrakcyjność Polski wynika m.in. z faktu, iż
−
polskie społeczeństwo jest najmłodsze w Europie (50% populacji ma mniej niż 35 lat),
−
ponad dwa miliony młodych ludzi studiuje.
−
rośnie znajomość
niemieckiego.
−
poziom kosztów pracy jest nadal konkurencyjny.
−
Polska ma bardzo dobre położenie geograficzne w sercu Europy,
−
plus przyczyny wspólne dla innych krajów regionu - większa stabilność polityczna,
bliskość geograficzna, kulturowa i systemu prawnego do krajów Europy Zachodniej,
brak utrudnień związanych z różnicą czasu.
języków
innych
niż
angielski,
zwłaszcza
francuskiego
i
Na podstawie przeprowadzonych analiz można sformułować następujące wnioski:
•
Proces dalszego rozwoju gospodarki Polski nie jest warunkowany bezpośrednio przez
wzrost zasobu kapitału w gospodarce, lecz przez wzrost poziomu produktywności
czynników wytwórczych związany z działalnością badawczo-rozwojową oraz importem
technologii,
•
Dominujące znaczenie dla możliwości długofalowego stabilnego rozwoju ma kwestia
dopływu wraz z inwestycjami zagranicznymi postępu techniczno-organizacyjnego i
innowacji w działalności marketingowej,
•
Przesłanką oczekiwanego dalszego intensywnego wzrostu zaangażowania kapitału
zagranicznego w polskiej gospodarce są obserwowane tendencje do globalizacji procesu
produkcyjnego, przy dużym wpływie na atrakcyjność inwestowania w Polsce czynnika
kwalifikacji i dostępności pracowników.
31
A.T. Kearney, Global Services Location Index 2007. Cyt. za: Globalizacja gospodarki - wybrane
cechy procesu, op. cit.
63
5.2.3. Rola inwestycji we wzroście gospodarczym
Mimo, że przeprowadzona wyżej analiza czynników wzrostu gospodarczego wskazuje, że
akumulacja kapitału w znaczeniu wzrostu zasobu nie odegrała w rozwoju Polski
determinującej roli, nie można pomijać znaczenia tego czynnika.
Kluczowa rola inwestycji dla wzrostu gospodarczego objawia się nie tylko w postaci
składnika zagregowanego popytu, lecz także poprzez pośredni wpływ na wzrost
produktywności czynników produkcji. Inwestycje zastępują stary, nieefektywny kapitał
nowym i efektywnym oraz wspierają polepszenie stopnia wykorzystania kapitału już
istniejącego dzięki poprawie jakości zarządzania w przedsiębiorstwach i podnoszeniu
wydajności pracy.
W tym kontekście należy zwrócić uwagę na dynamikę inwestycji i źródła ich finansowania.
Dynamika inwestycji w omawianym okresie była zróżnicowana, wahając się między
spadkiem o 5-10% w roku 1991 i potem w latach 2001-2002, a wzrostem o ponad 20%
rocznie w latach 1996-1997 i w roku 2007. Średnioroczne tempo wzrostu nakładów brutto na
środki trwałe wyniosło w całym okresie 1990-2007 ok. 7,1%.
Inwestycje są zmienną silnie procykliczną, tzn. amplituda ich wahań w cyklu koniunkturalnym
znacznie przekracza amplitudę wahań produktu krajowego. Stopa inwestycji brutto
(mierzona udziałem całkowitej akumulacji brutto do PKB) wahała się w rozpatrywanym
okresie od 15,2 do 26,6%, na ogół plasując się w granicach 19-21% PKB. Wydaje się, że
udział akumulacji jest stosunkowo niski, jeśli zważyć, że w krajach UE-15 średnia stopa
inwestycji w latach 1995, 2000 i 2006 wynosiła odpowiednio 21,6%, 21,6% i 21,3%,
natomiast w szybko rozwijających się gospodarkach Dalekiego Wschodu w latach wysokiego
tempa wzrostu PKB stopa akumulacji brutto wyraźnie przekraczała 30%, pozostając powyżej
maksymalnego dla Polski poziomu 26% także w okresach dekoniunktury.
Wydaje się, że niski poziom inwestycji krajowych w Polsce wiąże się z tym, że ich
podstawowym źródłem finansowania są oszczędności krajowe. Poniżej na rys. 5.5 pokazano
rozpiętość między udziałem inwestycji w PKB a wysokością stopy oszczędności
gospodarstw domowych oraz udziałem nadwyżki finansowej netto sektora przedsiębiorstw w
PKB. W efekcie luka między oszczędnościami krajowymi a inwestycjami musiała być
wypełniona przez oszczędności zagraniczne.
64
Udział oszczędności gospodarstw domowych w PKB
Udział wyniku finansowego netto przedsiębiorstw w PKB
Stopa inwestycji
30
Udział w PKB, w [%]
25
20
15
10
5
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
-5
Rys. 5.5. Udział w PKB inwestycji i oszczędności/nadwyżki dochodów gospodarstw
domowych oraz przedsiębiorstw w latach 1991-2007
Jak można zaobserwować na podstawie dostępnych danych (por. tabl. 5.4), napływ
bezpośrednich inwestycji zagranicznych (BIZ) do Polski był wcześniej jak gdyby przesunięty
w czasie w stosunku do cyklu koniunkturalnego i jego maksimum wystąpiło nie w momencie
ożywienia, lecz po kilku latach wysokiej dynamiki gospodarczej (rok 2000). Dzięki wysokiemu
kursowi dolara udział BIZ w PKB doszedł do 6% w roku 2000. Wahania wysokości BIZ w
kolejnych latach wynikają głównie ze zmiennego wpływu czynników politycznych, przy czym
aprecjacja złotego w stosunku do dolara zmniejsza udział BIZ w PKB, pozostaje on jednak
na poziomie 3-5,5% PKB. Stanowi to znaczne uzupełnienie w stosunku do relatywnie niskich
oszczędności krajowych, stanowiąc jednocześnie znaczący kanał transferu nowoczesnych
technologii i know-how.
65
Tablica 5.4. Napływ BIZ do Polski w latach 1992-2007
[%]
Wartość inwestycji (ceny bież.)
Odsetek PKB
mld USD
mld zł
%
1992
0,7
0,9
0,8
1993
1,7
3,1
2,0
1994
1,9
4,2
2,0
1995
3,7
8,9
2,9
1996
5,0
12,1
3,1
1997
4,9
16,1
3,4
1998
6,4
22,2
4,0
1999
7,3
28,8
4,7
2000
9,3
40,6
5,9
2001
5,7
23,4
3,1
2002
4,1
16,9
2,2
a
a
2003
4,6 (4,9)
17,8 (19,0)
2,2 (2,3) a
a
a
2004
12,9 (12,4)
47,1 (45,3)
5,1 (4,9) a
2005
9,6 (10,3) a
31,1 (33,3) a
3,2 (3,4) a
a
a
2006
13,9 (19,6)
43,2 (60,8)
4,1 (5,7) a
2007
15,0b
43,0 b
3,8 b
a
b
w nawiasie dane wg materiału Ministerstwa Gospodarki
dane wstępne
Źródło: dane GUS – Bilans płatniczy Polski na bazie transakcji
J.Tarasiński, Wpływ bezpośrednich inwestycji zagranicznych na bilans płatniczy Polski 19902000. Politechnika Radomska, 2003
Globalizacja gospodarki - wybrane cechy procesu. DAiP MG. Warszawa, listopad 2007 r.
oraz obliczenia własne
Rok
Drugim kanałem dopływu środków wspierających procesy inwestycyjne w polskiej
gospodarce są transfery środków z UE. Wysokość dopływu środków do Polski znacznie
wzrasta, bowiem w ramach programu na lata 2004-2006 przewidziane były płatności na
kwotę ok. 10,8 mld EUR (tj. rocznie 3,6 mld EUR), natomiast w ramach Narodowej Strategii
Spójności Polska otrzyma w latach 2007-2013 kwotę 65,6 mld EUR (tj. rocznie 9,4 mld
EUR) 32. Niemniej pełne oszacowanie ich wielkości natrafia na pewne trudności, bowiem
transfery te nie są objęte jednolitą i całościową statystyką publiczną, a wysokość transferów
netto jest sumą szeregu strumieni pieniężnych:
•
Wpłaty Polski do budżetu UE – w latach 2005-2007 wynosiły one ok. 9,8 mld zł, a na rok
2008 przewiduje się kwotę ok. 11,6 mld zł 33
•
Transfer środków wypłacanych w ramach programów na lata 2004-2006 oraz 2007-2013
następuje wielotorowo i nie jest w pełni zdeterminowany co do swej wysokości:
32
Zgodnie z dokumentem rządowym Narodowe Strategiczne Ramy Odniesienia na lata 2007-2013 z
maja 2007.
33
Polski Serwis Ekonomiczny Nr 46/708 2007.
66
−
W statystyce GUS wykazywane są bezpośrednio jedynie wpłaty do budżetu państwa,
które wynosiły w latach 2004-2006 ok. 2-2,6 mld zł rocznie;
−
Należy ostrożnie zakładać, że wysokość płatności realizowanych w ramach
Programu Spójności będzie stanowiła tylko część maksymalnej kwoty przewidzianych
środków (np. do roku 2007 Polska wykorzystała jedynie ok. 65% środków z programu
na lata 2004-2006, z czego w roku 2007 ok. 11 mld zł, i wydaje się mało
prawdopodobne, by w roku 2008 – w którym program ten musi być zakończony,
udało się wykorzystać pozostałe przewidziane w programie 20 mld zł. W obliczeniach
modelowych wykonanych przy opracowaniu NSRO 2007-2013 przyjęto założenie, że
Polska wykorzysta 95% przyznanych środków;
−
Wydatki w ramach polityki spójności będą koordynowane z wydatkami
przeznaczonymi na instrumenty strukturalne wspólnej polityki rolnej, wspólnej polityki
rybackiej a także programami europejskimi w sferze wzmacniania konkurencyjności.
W Strategii Rozwoju Kraju na lata 2007-2015 szacuje się, że ogólna suma środków
unijnych przeznaczonych na realizację działań rozwojowych w Polsce w latach 20072013 wyniesie 85,4 mld euro, w tym 67,3 mld euro w ramach NRSO (polityka
spójności). 34
Uwzględniając powyższe ograniczenia informacyjne w prognozie przyjęto, że łącznie
transfery netto z UE będą wynosić ok. 2,5% PKB. Jest to założenie zachowawcze, niższe niż
przyjęte w prognozie makroekonomicznej na lata 2007-2020 wykorzystanej do
przygotowania wstępnego projektu NPR 2007-2013, gdzie zakłada się, że transfery unijne
będą w okresie 2008-2020 stanowić średnio 3,5% PKB.
Z punktu widzenia scenariusza makroekonomicznego, prócz kwestii ilościowych bardzo
ważnym zagadnieniem jest sposób wykorzystania środków unijnych. Jak wskazano wyżej,
częściowo dopływ funduszy z UE jest formą transferu środków, wpłacanych przez Polskę do
budżetu Unii. Jednakże fundusze przekazywane podmiotom w Polsce z budżetu KE są
strukturalnie inaczej ukierunkowane niż wydatki budżetu państwa i budżetów
samorządowych. Według założeń NSRO 2007-2013 83% środków z UE ma być
przeznaczone na finansowanie inwestycji, w tym po połowie inwestycji prywatnych i
inwestycji publicznych. Natomiast 2/3 wydatków sektora instytucji rządowych i
samorządowych jest przeznaczonych na wynagrodzenia i zasiłki socjalne. 35. W efekcie
złotówka ze środków unijnych przekłada się około 3-4-krotnie silniej na intensywność
procesów inwestycyjnych niż złotówka wydana ze środków budżetowych rządowych i
samorządowych.
34
Suma płatności w ramach polityki spójności z tytułu programu na lata 2004-2006 i z
rozpoczynającego się programu na lata 2007-2013 wyniosła ok. 12 mld zł, natomiast suma środków
otrzymanych przez Polskę z UE w ciągu 11 miesięcy 2007 roku wyniosła 6,53 mld euro, co w skali
całego roku dałoby kwotę 25,6 mld zł (por. Strategia Rozwoju Kraju 2007-20013 oraz doniesienia
prasowe – Rzeczypospolita z dn. 20.12.2007, Polski Serwis Ekonomiczny Nr 50/714 2007 z
17.12.2007.
35
Na podstawie bilansu skonsolidowanych operacji sektora instytucji rządowych i
samorządowych GUS dla lat 2005 i 2006.
67
Na wykresie 5.6 pokazano przewidywany poziom dopływu środków z UE oraz
bezpośrednich inwestycji zagranicznych do roku 2015, wyrażony w procencie PKB.
W momencie maksymalnym łączny udział wynosi blisko 8% PKB,
Relacja do PKB transferów netto z UE
Relacja do PKB Bezpośrednich Inwestycji Zagranicznych
9
8
Udział w PKB, w [%]
7
6
5
4
3
2
1
0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Rys. 5.6. Zmiany udziału w PKB bezpośrednich inwestycji zagranicznych oraz transferów
netto z UE w latach 1991-2007 i prognoza do roku 2015 36
Na podstawie przeprowadzonych analiz można sformułować następujące wnioski:
•
Wysokość bezpośrednich inwestycji zagranicznych w latach 2005-2007 przekracza
znacznie poziom zakładany w aktualnych rządowych dokumentach strategicznych, w
których zakładano ich wysokość w latach 2010 i 2015 na poziomie 10 mld USD, 37
•
Dopływ BIZ do Polski stanowi znaczne uzupełnienie w stosunku do relatywnie niskich
oszczędności krajowych, stanowiąc jednocześnie znaczący kanał transferu
nowoczesnych technologii i know-how,
•
Obserwowane tendencję dają podstawę do przewidywań dalszego zwiększania wpływu
bezpośrednich inwestycji zagranicznych na procesy rozwojowe gospodarki polskiej,
•
Zakłada się, że transfery netto z UE będą wynosić ok. 2,5% PKB. Blisko 85% środków
unijnych ma być przeznaczone na finansowanie inwestycji, toteż ich wpływ na
pobudzenie inwestycji jest około 3-4-krotnie silniejszy niż wydatków instytucji rządowych
i samorządowych.
36
Źródło: jak w tabl. 5.4 oraz obliczenia własne
37
Por. Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015, Ministerstwo Rozwoju Regionalnego, Warszawa 2006,
oraz Narodowe Strategiczne Ramy Odniesienia 2007-2013 MRR, Warszawa 2007.
68
5.2.4. Rynek pracy
W kształtowaniu wzrostu gospodarczego Polski po roku 1990 rola pracy była relatywnie
niewielka, co wynikało z kilku przyczyn, w tym m.in.:
•
Systematyczny spadek przyrostu naturalnego,
•
Zmiany w strukturze grup wiekowych,
•
Niemożność absorpcji całej podaży pracy z powodów strukturalnych.
Jednocześnie przebieg procesów demograficznych i rynku pracy po roku 2005 daje
podstawę do przypuszczeń, że w okresie prognozy niektóre z dotychczasowych
prawidłowości wygasną. Skłania to do dokonania pewnych korekt w przewidywaniach
prognoz demograficznych, zarówno co do poziomu przyrostu naturalnego, jak i co do zmian
migracyjnych.
Zmiany demograficzne i zatrudnienie w latach 1990-2006
Przebieg procesów demograficznych w latach 1990-2002 charakteryzował się
systematycznym spadkiem przyrostu naturalnego, jednak jednoczesne
przedłużenie
długości życia spowodowało, że liczba ludności pozostała na poziomie niezmienionym.
Nastąpiły natomiast zmiany struktury ludności w przekroju trzech grup wiekowych: obniżył
się o 8,4 punktu procentowego udział grupy w wieku przedprodukcyjnym (0-17 lat),
natomiast wzrósł udział grupy w wieku produkcyjnym (18-65 lat) i w wieku poprodukcyjnym
(65 lat i więcej) – odpowiednio o 5,3 i o 3,1 punktu procentowego.
Tablica 5.5. Zmiany liczebności ludności Polski wg grup wiekowych, lata 1990-2005
Jedn.
Ogółem
w tym wg grup wiekowych
- wiek przedprodukcyjny ( 0-17)
- wiek produkcyjny (18-64)
- wiek poprodukcyjny (65+)
Struktura
- wiek przedprodukcyjny ( 0-17)
- wiek produkcyjny (18-64)
- wiek poprodukcyjny (65+)
1990
1995
2000
2005
tys. osób
38 073
38 284
38 254
38 157
tys. osób
tys. osób
tys. osób
11 044
23 142
3 887
10 181
23 779
4 324
9 333
24 195
4 726
7 864
25 218
5 076
29,0
60,8
10,2
26,6
62,1
11,3
24,4
63,2
12,4
20,6
66,1
13,3
%
%
%
69
wiek przeprodukcyjny
wiek produkcyjny
wiek poprodukcyjny
1,8
1,56
Indeks wzrostu, [2005/1990]
1,6
1,47
1,4
1,27
1,2
1,0
1,12
1,00
0,8
1,09
0,64
1,10
1,01
0,86
0,6
1,34
1,27
0,96
0,72
1,42
0,78
0,83
0,57
0,4
0,2
02
36
714
15
-1
7
18
-1
9
20
-2
4
25
-2
9
30
-3
4
35
-3
9
40
-4
5
45
-4
9
50
-5
4
55
-5
9
60
-6
4
65
-6
9
70
-7
4
75
+
O
gó
łe
m
0,0
Rys. 5.7. Indeks wzrostu liczebności ludności wg grup wiekowych, lata 1990-2005
Jednocześnie w skali całego okresu nastąpił spadek zatrudnienia i wzrost bezrobocia.
Wzrost bezrobocia w znaczącej mierze był determinowany przez relacje długoterminowe, nie
był determinowany przez politykę fiskalną ani przez niedoskonałości rynku pracy. 38 Na
zmiany liczby pracujących rzutowały zmiany koniunktury wraz z czynnikiem bezrobocia
strukturalnego, wynikającego z niedostosowania części populacji do nowych wymagań
gospodarki rynkowej. Sprzyjał temu fakt, że w tym okresie największe przyrosty ludności w
wieku produkcyjnym odnotowano w grupie osób starszych, mniej mobilnej zawodowo (w
wieku 45-59 lat). Skokowy spadek bezrobocia nastąpił po roku 2005 – i co ważne – przy
niższym poziomie zatrudnienia niż w końcu ubiegłej dekady. Można na tej podstawie
spodziewać się, ze wraz z wchodzeniem na rynek pracy większej liczby młodych
pracowników w wieku 18-29 lat osłabnie czynnik bezrobocia strukturalnego, co stwarza
korzystne perspektywy dla wzrostu gospodarczego w przyszłości (por. rys. 5.7 i rys. 5.8).
38
Tym bardziej, ze obserwowany jest spadek obciążenia podatkowego pracy osób nisko
zarabiających (w latach 1995-2003 skala opodatkowani osób najniżej zarabiających obniżyła się z
43,6% do 41,7%).
70
pracujący
stopa bezrobocia rejestrowanego BAEL
14,5
25,0
14,0
20,0
13,5
[%]
[mln]
15,0
13,0
10,0
12,5
5,0
12,0
11,5
0,0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rys. 5.8. Zmiany na rynku pracy w latach 1990-2007 39
Na podstawie zaobserwowanych tendencji przyjęto w prognozie założenie wzrostu
wykorzystania czynnika pracy i spadku stopy bezrobocia rejestrowanego BAEL do poziomu
7% w roku 2020 i 5% w roku 2030. Oznacza to, że założono wykorzystanie czynnika pracy
na wyższym poziomie niż w prognozie opracowanej na potrzeby NSRO 2007-2013, która
przewidywała stopę bezrobocia 11,1% w roku 2020.
Prognoza demograficzna GUS
W niniejszej pracy oparto się na prognozie ludności do roku 2030 opracowanej w 2003 roku
przez Główny Urząd Statystyczny, we współpracy z ekspertami Rządowej Rady
Ludnościowej i Komitetu Nauk Demograficznych Polskiej Akademii Nauk. Jest to najbardziej
aktualna oficjalna prognoza demograficzna. Wychodzi ona z następujących ogólnych
założeń:
•
trwający od kilkunastu lat spadek rozrodczości jeszcze nie jest procesem zakończonym i
dotyczy w coraz większym stopniu kolejnych roczników młodzieży, wobec czego w
najbliższych latach należy liczyć się z dalszym spadkiem współczynnika dzietności, z
obecnej średniej 1,25 dziecka na kobietę do około 1,1 w 2010 r., po czym w latach
2010-2020 można oczekiwać niewielkiego wzrostu dzietności do wartości około 1,2,
•
w dalszym ciągu będzie następował spadek umieralności i wzrost przeciętnej długości
życia (do 80 lat w 2030 r. - 77,6 mężczyźni, 83,3 kobiety, w porównaniu do obecnych
74,5 lat - 70,4 mężczyźni, 78,8 kobiety),
•
w najbliższych latach wzrośnie nieco skala migracji zagranicznych, stąd nieznacznie
zwiększy się ujemne saldo migracji do ok. 24 tysięcy osób rocznie około 2010 r.
39
Udział bezrobotnych zarejestrowanych w liczbie ludności aktywnej zawodowo w wieku 15 lat i
więcej.
71
Jednocześnie jednak przebieg procesów demograficznych po roku 2005 skłania do
dokonania pewnych korekt w przewidywaniach prognoz demograficznych, zarówno co do
poziomu przyrostu naturalnego, jak i co do zmian migracyjnych. Rzeczywista liczba ludności
przewyższa prognozowaną o 34 tys. osób już w roku 2006, a w czerwcu roku 2007 o 82 tys.
osób. Ponieważ w ramach niniejszej pracy nie można było sporządzić kompletnej nowej
prognozy demograficznej, korekty ograniczono do następujących składników:
•
Podwyższono we wszystkich latach liczbę ludności o korektę 82 tys. osób
•
Dokonano analizy procesów migracyjnych, co pozwoliło stwierdzić, że ostatnie lata
przyniosły stopniowe zwiększanie się napływu ludności z zagranicy (z ok. 7 tys. osób
rocznie w latach 1991-2003 do 9-11 tys. w latach 2004-2006, przy wzroście odpływu z
ok. 14 tys. osób rocznie w okresie 1991-2000 do ok. 20-25 tys. osób/rok w okresie
2001-2005 i blisko 50 tys. osób w roku 2006. Przyjęto, że proporcje migracyjne
ustabilizują się na poziomie plus 15 tys. i minus 50 tys. do roku 2020, a następnie nastąpi
odwrócenie obserwowanych tendencji w wyniku zwiększenia imigracji z krajów b. ZSRR i
Dalekiego Wschodu, jak również w wyniku zwiększenia napływu pracowników z krajów
rozwiniętych, na skutek ekspansji inwestycji zagranicznych i postępującej integracji
europejskiej (m.in. przystąpienie do strefy Schengen). W wyniku tych procesów nastąpi
zwiększenie liczby ludności Polski o ok. 370 tys. osób do roku 2030 w porównaniu z
prognozą GUS.
[m ln osób]
25,0
23,5
23,2
22,8
22,2
21,5
20,0
15,0
14,7
14,8
14,9
15,1
15,2
20,6
15,2
Miasta
Wieś
10,0
5,0
0,0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 5.9. Założenia demograficzne w prognozie makro do roku 2030 40
40
Źródło: Prognoza demograficzna na lata 2003-2030. GUS, Warszawa 2004 oraz obliczenia własne
72
5.2.5. Zmiany struktury sektorowej gospodarki
Porównanie zmian struktury sektorowej gospodarki Polski od roku 1995 pokazuje
występowanie pewnych prawidłowości zmian strukturalnych, charakterystycznych dla
gospodarek rozwijających się w systemie gospodarki rynkowej:
−
maleje udział rolnictwa, przy czym przystąpienie do UE zahamowało tempo spadku
(większy eksport żywności, dopłaty dla rolnictwa),
−
stabilny w długim okresie udział budownictwa,
−
stopniowo rosnący udział transportu,
−
maleje udział przemysłu, najszybciej przemysłu wydobywczego, najwolniej przemysłu energetycznego; od roku 2003 udział przemysłu przetwórczego i
energetycznego stabilizuje się,
−
udział usług publicznych lekko się zmniejsza, natomiast rośnie udział usług
komercyjnych, przy czym siła trendu wzrostowego słabnie w ostatnim okresie.
45
40
[udział w POB w %]
35
30
1995
25
2000
20
2006
15
10
5
wo
ug
ik
om
er
cy
jn
e
Us
łu
gi
pu
bl
ic
zn
e
ni
ct
Bu
do
w
Tr
an
sp
or
t
.p
rz
et
wó
Pr
rc
ze
zy
m
.e
ne
rg
et
yc
Ro
zn
ln
y
ict
wo
,l
eś
n.
,r
yb
.
wc
zy
Us
ł
Pr
ze
m
.w
yd
ob
y
Pr
ze
m
Pr
ze
m
ys
ł
0
Rys. 5.10. Udziały w wytworzonej wartości dodanej brutto wg sekcji, lata 1995, 2000 i 2005 41
Obserwację tę potwierdza porównanie ze zmianami zachodzącymi w krajach UE.
Tablica 5.6. Struktura wartości dodanej brutto wg sektorów działalności w krajach Unii
Europejskiej w latach 1995 i 2006
[%]
1995
UE-15
UE-25
Polska
a
2006
a
rolnictwo,
leśnictwo i
rybactwo
przemysł i
budownictwo
usługi
2,7
2,8
8,0
29,1
29,3
35,1
68,2
67,8
56,9 (46,2)
rolnictwo,
leśnictwo i
rybactwo
przemysł i
budownictwo
usługi a
1,8
1,9
4,2
26,2
26,5
31,3
72,0
71,6
64,5 (57,6)
w nawiasie bez transportu
41
Struktura wytworzonej wartości dodanej w cenach bieżących.
73
W oparciu o obserwowane tendencje przyjęto w autorskich scenariuszach makro szereg
założeń ilościowych, dotyczących m.in.:
•
znaczącego wzrostu udziału w wytwarzaniu PKB sektora transportu i zapotrzebowania
finalnego na energię z tego tytułu,
•
wyraźnego wzrostu udziału usług rynkowych,
zapotrzebowania, zwłaszcza na energię elektryczną,
•
stabilizacji lub słabego wzrostu udziału budownictwa,
•
spadku udziału sektora przemysłu, co wywiera wpływ na zmniejszenie tempa wzrostu
zapotrzebowania na energię zgłaszane ze strony tzw. pozostałego przemysłu, poza
oddzielnie rozpatrywanymi produktami wysoko energochłonnymi.
generujących
silny
wzrost
Założenia dotyczące zmian struktury wytwarzania wartości dodanej w Scenariuszu Bazowym
były weryfikowane w oparciu o dostępne dane szczegółowe w tym zakresie dotyczące
scenariusza oficjalnego z projektu Polityki energetycznej Polski do roku 2030.
5.2.6. Zestawienie podstawowych założeń ilościowych
w scenariuszach makro
Konstruując scenariusze przyszłego rozwoju gospodarki polskiej uwzględniono wnioski
sformułowane w wyniku krytycznej oceny wybranych scenariuszy oficjalnych (por. rozdz. 4).
Zakładana dynamika PKB została ponadto skonfrontowana z doświadczeniami rozwoju
wybranych krajów o podobnym do Polski poziomie rozwoju po przystąpieniu do UE. W
wyniku tego określono również przewidywane tempo konwergencji poziomu dochodu
narodowego na 1 mieszkańca w Polsce i w krajach Unii Europejskiej, będący jednym ze
wskaźników realizacji strategii rozwoju kraju.
Na podstawie analizy oficjalnych scenariuszy makroekonomicznych stwierdzono, że
zakładane w nich tempo wzrostu PKB na poziomie ponad 5% rocznie w skali wieloletniej jest
bardzo optymistyczne, przy czym w studiach zagranicznych dla Polski przyjmowane jest na
ogół tempo wzrostu w granicach 3,5-4,5 %/a (por. rozdz. 4). Jednakże analiza rozwoju
gospodarki polskiej od roku 1990 potwierdza, że przy aktywnej polityce gospodarczej
wykorzystującej w pełni nowe możliwości rozwojowe jest możliwe osiągnięcie długofalowej
dynamiki wzrostu tego rzędu. Należy również dodać, że dynamiczny wzrost gospodarczy
Polski w latach 2006-2007 spowodował szybsze zmiany szeregu wielkości
makroekonomicznych niż zakładane przy formułowaniu wcześniejszych założeń
strategicznych.
74
Tablica 5.7. Porównanie kształtowania się wybranych wskaźników makroekonomicznych w
latach w 2005-2007 z założeniami Strategii Rozwoju Kraju 2007-2015
Wyszczególnienie
Jedn.
Tempo wzrostu PKB
Stopa akumulacji
Bezpośrednie inwestycje zagraniczne
%
SRK 2007-2015
2005
19
10
2015
5,1
25
10
2005
3,5
19
10
2006
6,2
19
14
2007
6,5
20
15
17,7
12,0
9,0
17,7
13,8
9,5
mld PLN'05
Stopa bezrobocia
%
Realizacja
2010
5,2
21
10
Dług publiczny w % PKB
% PKB
45
52
47
45
44
47
Deficyt budżetu państwa
%
2,9
2,5
2,0
2,9
2,8
1,4
Źródła:
Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015, op. cit.
Polski Serwis Ekonomiczny Nr 02/715 z 15.01.2008,
Ministerstwo Finansów (uzasadnienie do ustawy budżetowej na rok 2008 z dn. 29.09.2007).
Porównanie założeń dla Polski z kształtowaniem się wzrostu gospodarczego Grecji, Irlandii i
Hiszpanii po wstąpieniu do Unii Europejskiej potwierdza, że prognozowane tempo wzrostu
PKP w Polsce na poziomie ok. 5%/a w skali wieloletniej jest zdecydowanie prorozwojowe,
przy czym plasuje się na poziomie wieloletniej dynamiki PKB w Irlandii, w której przeciętne
tempo wzrostu gospodarczego w przeciągu 30 lat wyniosło 5,2%/a.
Grecja =średnia wieloletnia
Hiszpania - średnia wieloletnia
Irlandia- średnia wieloletnia
Grecja (w UE od 1981)
Hiszpania (w UE od 1986)
Irlandia (w UE od 1976)
14,0
12,0
stopa wzrostu PKB, w [%/a]
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
-2,0
-4,0
Kolejne lata członkostwa
Rys. 5.11. Tempo wzrostu gospodarczego Grecji, Irlandii i Hiszpanii po wstąpieniu do Unii
Europejskiej
W celu określenia tempa konwergencji poziomu PKB na mieszkańca w stosunku do
przeciętnego w krajach UE przyjęto średnioroczne tempo wzrostu PKB w krajach UE-25 do
roku 2030 na poziomie 2,2%/a, uwzględniając rozpiętość założeń w różnych studiach
prognostycznych.
75
Tablica 5.8. Średnioroczne tempo wzrostu PKB w krajach UE wg różnych prognoz
Źródło
Tempo
wzrostu PKB
Okres
Kraje
Euroelectric (2007)
2,0%/a
2000-2030
UE-25
Word Energy Outlook 2007
2,0 %/a
2006-2030
UE-25
1,7-2,5 %/a
2006-2030
UE-25
2,4 %/a
2008-2030
Kraje rozwinięte
Strategia Rozwoju Kraju 2007-2015 (2006)
Bank Światowy,( 2007)
Rys. 5.12. Zmiany relacji PKB na mieszkańca w Polsce w porównaniu do UE-25
i w wybranych krajach UE w latach 23005-2030 wg założeń scenariuszowych
Źródła: jak w tabl. 5.1
W wyniku przyjętych założeń w Scenariuszu Bazowym Polska osiąga w roku 2020 poziom
PKB na 1 mieszkańca stanowiący ok. 75% przeciętej w krajach UE-25, a w roku 2030 –
poziom ok. 104% średniej w krajach Unii. W Scenariuszu Umiarkowanym Polska osiąga w
roku 2030 blisko 90% przeciętnej w UE-25.
Zestawienie podstawowych założeń
zaprezentowano poniżej w tabl. 5.9.
makroekonomicznych
w
obu
scenariuszach
76
Tablica 5.9. Główne makroekonomiczne założenia ilościowe w scenariuszach Bazowym i Umiarkowanym
Wyszczególnienie
Dane historyczne
Jedn.
1990
2000
Założenia scenariusza
2005
2010
2020
2030
Stopa wzrostu, [ %/a]
'90-'00
00-'05
05-'10
'10-'20
'20-'30
0,3
0,1
0,0
0,0
2,0
2,3
2,2
2,1
1,6
2,2
2,2
2,1
-0,2
-0,1
-0,3
-0,1
-0,2
-0,4
Otoczenie zewnętrzne - Unia Europejska
Ludność
PKB
PKB per capita
- UE-15
- UE-25
mln osób
mln osób
366
x
378
x
388
466
12 214
13 221
- EU-15
mld
a
USD'05_ER
9 781
- UE-25
mld
a
USD'05_ER
- EU-15
- UE-25
13 903
468
15 577
471
19 364
471
x
x
tys.
b
USD'05_PPP
23 838
23,4
28,3
29,8
tys.
b
USD'05_PPP
x
x
27,5
30,6
37,9
46,7
38,1
38,3
38,2
37,7
37,3
36,1
mln osób
37,9
37,2
35,7
mln osób
-0,2
0,0
0,4
1 292
35
2 075
56
3 429
95
58
28
13
-4,0
-1
75
25
15
-4,6
-1
Polska - Scenariusz Bazowy
Ludność
w tym:
- Przyrost naturalny
- Saldo migracji zewnętrznych
Zmiany PKB i wybrane czynniki tworzenia PKB
- PKB
- PKB per capita
- Relacja do PKB per capita w UE
mln osób
mld PLN'05
tys. PLN'05/Ma
UE15=100
c
603
16
35
846
22
42
%
mld PLN'05
mld USD
% PKB
x /
b.d.
3,1
0
23
9
-10,0
-6
15,1
37
3,2
17,6
45
2,5
7
49
2,5
7
48
0,0
5
45
0,0
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
-2,2
-2,9
-2,8
-2,6
-2,5
x
x
x
x
x
d
- Stopa bezrobocia
- Dług publiczny
- Deficyt sektora finansów publicznych
% PKB
% PKB
7
x 1/
2,1
- Deficyt budżetu państwa
% PKB
-3,8
%
-0,1
981
26
47
48
19
10
-5,1
-2
UE25=100
- Stopa akumulacji
- Bezpośrednie inwestycje zagraniczne
- Saldo handlu zagranicznego
0,0
104
20
15
-4,0
-0
3,4
3,4
1,8
x
x
b.d.
x
x
3,0
3,1
1,9
x
x
0,6
x
x
5,7
6,4
x
4,1
x
6,3
x
x
4,9
4,9
x
2,7
x
1,4
x
x
5,1
5,5
x
3,3
x
0,0
x
x
77
Wyszczególnienie
Dane historyczne
Jedn.
1990
2000
Założenia scenariusza
2005
2010
2020
Stopa wzrostu, [ %/a]
2030
'90-'00
00-'05
05-'10
'10-'20
'20-'30
Polska - Scenariusz Umiarkowany
Ludność
Zmiany PKB i wybrane czynniki tworzenia PKB
- PKB
- PKB per capita
- Relacja do PKB per capita w UE
- Stopa akumulacji
- Bezpośrednie inwestycje zagraniczne
- Saldo handlu zagranicznego
mln osób
38,1
38,3
38,2
37,7
37,3
36,1
0,0
-0,1
-0,2
-0,1
-0,3
mld PLN'05
603
16
x
x 1/
b.d.
3,1
0,0
846
22
x
23
9
-10,0
-5,8
981
26
48
19
9,6
-5,1
-1,7
1 301
34
57
28
15
-6,1
-1,5
1 940
52
70
25
14
-8,8
-1,5
2 859
79
87
22
14
-12,7
-1,4
3,4
3,4
x
x
b.d.
x
x
3,0
3,1
x
x
0,6
x
x
5,8
6,0
3,8
x
9,3
x
x
4,1
4,3
2,3
x
-0,4
x
x
4,0
4,4
2,6
x
-0,4
x
x
15
37
3,2
18
45
2,5
7
50
4
49
4
49
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
-2,2
-2,9
-2,9
-2,8
-2,8
x
x
x
x
x
tys. PLN'05/Ma
UE25=100
c
%
mld PLN'05
mld USD
% PKB
- Stopa bezrobocia
- Dług publiczny
- Deficyt sektora finansów publicznych
% PKB
% PKB
7
x 1/
2,1
- Deficyt budżetu państwa
% PKB
-3,8
%
c
Przeliczone wg rynkowych kursów walut (Exchange Rate)
Przeliczone wg kursu na podstawie parytetu siły nabywczej (Purchase Power Parity)
c
PKB na mieszkańca wg PPP
d
Brak danych w układzie porównywalnym
Źródła: obliczenia własne na podstawie:
Dane GUS
Energy Balances of OECD Countries 2004-2005. OECD/IEA, Paris 2007
oraz źródła jak w tabl. 5.1.
c
78
5.3. Projekcje makroekonomiczne dla dwóch nowych
scenariuszy
5.3.1. Dynamika i cykliczność wzrostu gospodarczego
W opracowanych scenariuszach makroekonomicznych zakładany wzrost PKB dokonuje się
wg ścieżki uwzględniającej wahania cyklu koniunkturalnego. W horyzoncie prognozy
występują dwa cykle o średniej długości ok. 10 lat:
−
w cyklu pierwszym najniższy poziom dynamiki PKB w Scenariuszu Bazowym
osiągany jest w latach 2017-2018, a w Scenariuszu Umiarkowanym w latach
2015-2017; cykl ten jest dłuższy
−
w cyklu drugim minimum dynamiki gospodarczej wypada odpowiednio w latach
2026-2028 i 2025-2026,
−
w dolnym punkcie zwrotnym cyklu stopa wzrostu PKB w Scenariuszu Bazowym
osiąga poziom 3,5-4,5 %/a, a w Scenariuszu Umiarkowanym - poziom 2-3,5 %/a.
W porównaniu z prognozą makroekonomiczna zawartą w projekcie Polityki energetycznej
Polski 2030 pierwszy cykl jest prognozowany na dłuższy okres, w związku z zakładanym
przedłużeniem okresu ożywienia. Punkt najniższy w cyklu jest w Scenariuszu Bazowym
zbliżony do scenariusza oficjalnego, natomiast w Scenariuszu Umiarkowanym jest niższy o
2 punkty procentowe (por. rys. 5.13).
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
5,0
4,5
4,0
[%]
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
20
30
20
28
20
26
20
24
20
22
20
20
20
18
20
16
20
14
20
12
20
10
20
08
20
06
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
90
-1,0
19
92
0,0
-0,5
-1,5
.
Poziom historyczny
Scenariusz Umiarkowany
Scenariusz Bazowy
Rys. 5.13. Wzrost PKB w latach 1990-2006 i prognoza scenariuszowa do roku 2030
Jak pokazano na rys. 5.14, wzrost PKB w Scenariuszu Umiarkowanym dokonuje się wg
ścieżki zbliżonej do trendu wykładniczego z lat 1990-2006, natomiast wzrost gospodarczy w
Scenariuszu Bazowym jest nieco zdynamizowany, zgodnie z założeniami dotyczącymi
79
możliwości prowadzenia przez kolejne rządy aktywnej polityki gospodarczej, wykorzystującej
w pełni nowe możliwości rozwojowe.
4 000
[mln złotych - wartość 2005]
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
0
Poziom historyczny
Liniowy (Poziom historyczny)
Wykł. (Poziom historyczny)
Scenariusz Bazowy
Rys. 5.14. Poziom PKB w latach 1990-2030 - dane historyczne i prognoza wg różnych
scenariuszy makroekonomicznych
5.3.2. Struktura tworzenia wartości dodanej
Prognozowane średnie tempa wzrostu wartości dodanej w wybranych sektorach gospodarki
w latach 2006-2030 wynoszą w Scenariuszu Bazowym odpowiednio dla sektora przemysłu
3,0%, w tym przemysłu energetycznego 3,8%, dla sektora rolnictwa 2,0%, transportu 5,5%,
budownictwa 5,3% i usług 5,9%. W strukturze wytworzonej wartości dodanej zmniejszy się
udział przemysłu, rolnictwa i usług publicznych, natomiast wzrośnie wydatnie udział usług
komercyjnych, w mniejszym stopniu udział transportu (wskutek wyraźnej dodatniej
elastyczności dochodowej popytu na usługi transportowe) i w niewielkim stopniu udział
budownictwa („ciągnięte” przez rosnące zapotrzebowanie na transport, konieczne inwestycje
infrastrukturalne oraz rozwój budownictwa mieszkaniowego).
W dziale przemysłu przewiduje się znaczące zmniejszenie udziału przemysłu
wydobywczego, który zmniejszy się z ponad 10% w roku 2005 do ok. 6% w roku 2030,
głównie wskutek spadku znaczenia górnictwa węgla. Zwiększy się natomiast udział
przemysłu energetycznego z 12% w 2005 r. do ok. 18% w roku 2030 w związku z
wyczerpywaniem się możliwości tzw. wzrostu zeroenergetycznego i rosnącym
zapotrzebowaniem na energię, zwłaszcza energię elektryczną (tabl. 5.10).
W stosunku do projektu Polityki energetycznej Polski 2030 zakłada się szybsze tempo
spadku udziału przemysłu i usług publicznych, zbliżone zmiany udziału rolnictwa i
budownictwa oraz szybszą ekspansję działalności gospodarczej w sektorze transportu i
usług komercyjnych.
80
Tablica 5.10. Struktura wytworzonej wartości dodanej wg sektorów gospodarki
w Scenariuszu Bazowym i Scenariuszu Umiarkowanym do roku 2030
[%]
Dział gospodarki
2005
Scenariusz Bazowy
2010
2020
2030
2010
2020
2030
100,0
100,0
Ogółem
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
w tym:
Przemysł
24,7
22,6
19,4
14,7
23,3
20,2
16,6
- Przem. wydobywczy
2,5
2,0
1,3
0,9
2,0
1,3
1,0
- Przem. przetwórczy
19,1
17,6
15,3
11,2
18,1
15,8
12,5
- Przem. energetyczny
3,1
2,9
2,9
2,6
3,1
3,1
3,1
Rolnictwo
4,5
3,8
2,9
2,1
3,8
3,0
2,3
Transport
7,2
7,4
7,6
7,8
7,3
7,4
7,5
Budownictwo
6,0
6,1
6,2
6,3
6,0
6,0
6,0
Usługi
57,5
60,1
63,8
69,0
59,6
63,3
67,5
- Usługi komercyjne
38,9
42,9
47,9
53,6
42,4
46,9
51,5
- Usługi publiczne
18,7
17,2
15,9
15,4
17,2
16,4
16,0
Źródło
opracowanie
W Scenariuszu Umiarkowanym zmiany struktury gospodarczej są mniej zaawansowane. W
roku 2030 udział sektora przemysłu jest wyższy niż w Scenariuszu Bazowym o ok. 2 punkty
procentowe, nieco wyższy jest również udział rolnictwa i usług publicznych, natomiast niższy
niż w Scenariuszu Bazowym – udział sektorów transportu, budownictwa i usług
komercyjnych (por. tabl. 5.10 i rys. 5.15).
100
90
80
Usługi publiczne
70
Usługi komercyjne
Budownictwo
[%]
60
Transport
50
Rolnictwo
40
Przemysł energetyczny
30
Przemysł przetwórczy
Przemysł wydobywczy
20
10
0
Statystyka - 2005
Sc. Bazowy
2030
Sc. Umiark.
2030
Rys. 5.15. Struktura wytworzonej wartości dodanej wg sektorów gospodarki w roku 2005
i prognozowana w roku 2030 w Scenariuszu Bazowym i Scenariuszu
Umiarkowanym
81
5.3.3. Dynamika rozwoju transportu i budownictwa mieszkaniowego
W scenariuszu makroekonomicznym istotnym wskaźnikiem rzutującym na poziom i strukturę
zapotrzebowania finalnego na energie są projekcje zapotrzebowania na działalność
transportową oraz na rozwój budownictwa mieszkaniowego, ponieważ związane są z
koniecznymi nakładami inwestycyjnymi na rozwój infrastruktury oraz z energochłonnymi
produktami i usługami. Poniżej omówiono najważniejsze trendy w zakresie zapotrzebowania
generowanego w tej dziedzinie przez rozwój gospodarczy, natomiast w rozdz. 5.3 zostaną
zaprezentowane szczegółowe założenia ilościowe dotyczące cząstkowych działów
transportu i elementów prognozy zapotrzebowania gospodarstw domowych na nowe zasoby
mieszkaniowe oraz założenia dotyczące zmian energochłonności jednostkowej. Założenia
szczegółowe uwzględniają implikacje wynikające z priorytetów polityki zrównoważonego
rozwoju, polityk sektorowych oraz z wymogów ochrony środowiska i efektywności
wykorzystania energii.
Obserwowane od roku 1990 tendencje rozwojowe sektora transportu były następujące:
−
nastąpił dynamiczny (dwu i pół krotny) przyrost liczby samochodów osobowych i
niewiele mniejszy samochodów ciężarowych (2,3-krotny), wskutek czego transport
samochodowy przejął zdecydowaną większość przewozów towarów i przewozów
pasażerskich,
−
po stagnacji przewozów towarowych w latach 90-tych okres po roku 2000 przyniósł
duży wzrost przewozów towarowych (o 33%)
−
udział przewozów kolejowych w przewozach pasażerskich zmalał z ponad 2/3 w roku
1990 r. do niecałych 30% w 2006 r., natomiast udział w przewozach towarowych –
odpowiednio z 52% do 39%.
W tabl. 5.11 i 5.12 zaprezentowano projekcje zmian zapotrzebowania na usługi lądowego
transportu pasażerskiego i towarowego do roku 2030 w obu scenariuszach. Przewidywany
jest dalszy spadek pracy transportu pasażerskiego (poza samochodami osobowymi) w
tempie ok. -0,5% średniorocznie, przejmowanego przez samochody osobowe i transport
lotniczy. Różnice miedzy scenariuszami są niewielkie, bowiem głównym czynnikiem
generującym poziom zapotrzebowania na transport pasażerski są zmiany liczby ludności, niemal takie same w obu scenariuszach, a czynnik elastyczności dochodowej popytu
różnicuje dodatkowe zapotrzebowanie na przewozy samochodami osobowymi.
Zapotrzebowanie na usługi transportu towarowego w okresie prognozy wzrastają w
Scenariuszu Bazowym o blisko połowę (rocznie w tempie 1,5%). Czynnikiem głównym
generującym zapotrzebowanie na transport towarowy jest poziom produkcji przemysłu,
szczególnie surowcowego, w związku z czym występuje zauważalna różnica w projekcji
transportu towarowego w Scenariuszu Umiarkowanym, w którym praca transportowa
wzrasta do roku 2030 o 30% (średniorocznie 1,0%).
82
Tablica 5.11. Projekcja ruchu transportu pasażerskiego do roku 2030 w scenariuszach
Bazowymi i Umiarkowanym a
[mln p-km]
Rok
[mld p-km]
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Statystyka
1990
97,0
Statystyka
Bazowy
1995
60,7
Umiarkowany
2000
55,8
2005
47,5
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Scenariusze
Bazowy
Umiark.
2010
46,2
45,9
2020
44,4
44,0
2030
41,4
40,6
a
bez transportu samochodami osobowymi
Źródło: opracowanie własne
Tablica 5.12. Projekcja ruchu transportu towarowego do roku 2030 w scenariuszach
Bazowymi i Umiarkowanym
[mln t-km]
[mld t-km]
Rok
300
Statystyka
Scenariusze
Bazowy
Umiark.
1990
123,8
1995
120,3
2000
127,3
100
2005
169,7
50
2010
198,8
197,8
2020
217,8
208,6
2030
248,2
219,4
250
200
Statystyka
150
Bazowy
Umiarkowany
0
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Prognoza makroekonomiczna zawiera projekcję zmian liczebności ludności oraz liczby
gospodarstw domowych, które wraz ze zmianami poziomu dochodu na mieszkańca określają
poziom zapotrzebowania na zasoby mieszkaniowe. Z kolei rozwój budownictwa i
infrastruktury budowlanej generuje zapotrzebowanie na energochłonną produkcję cementu, 42
na zapotrzebowanie na ciepło grzewcze i energię elektryczną w sektorze mieszkaniowym.
W obu scenariuszach prognozowane jest przyspieszenie tempa wzrostu liczby mieszkań w
porównaniu do okresu wcześniejszego, w tym w szczególności w okresie do roku 2020.
Należy zwrócić uwagę, że z punktu widzenia przesłanek demograficznych w okresie
42
Statystycznie znaczący związek między wielkością sprzedaży cementu i kubaturą oddawanych do
użytku budynków (wszystkich typów) można otrzymać dopiero dla okresu po roku 1996, gdyż
wcześniej silniej wpływały czynniki oddzielające współbieżność w czasie (np. przesunięcie między
realnymi realizacjami inwestycji budowlanych, a ich formalnym odbiorem większy udział nakładów na
infrastruktury miejskiej).
83
prognozy nie występuje wzrost liczby ludności, a jedynie wzrost liczby gospodarstw
domowych i malenie liczby gospodarstw „bezdomnych”, to znaczy zamieszkujących jeden
lokal wspólnie z innym gospodarstwem domowym. Różnice pomiędzy Scenariuszem
Bazowym a Scenariuszem Umiarkowanym nie przekraczają 2,5% w końcowym roku
projekcji.
Tablica 5.13. Projekcja zmian stanu zasobów mieszkaniowych
scenariuszach Bazowymi i Umiarkowanym
[tys. mieszkań]
Rok
18000
16000
14000
10000
8000
6000
4000
2000
0
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
roku 2030 w
[tys. mieszkań]
Scenariusze
Bazowy
Umiark.
2010
13 411
13 366
2020
15 032
14 751
2030
15 639
15 287
1990
11 180
Bazowy
1995
11 649
Umiarkowany
2000
12 003
2005
12 776
Statystyka
12000
Statystyka
do
5.4. Założenia dotyczące energochłonnych produktów i
usług
Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w Polsce zostało podzielone na obszary zgodnie
z klasyfikacją gospodarki narodowej.
Dla niektórych obszarów
przeprowadzono tylko analizę zmian energochłonności i
elektrochłonności tworzenia wartości dodanej. Są to następujące sekcje działy i grupy:
1. Przemysł spożywczy
2. Przemysł lekki
3. Przemysł maszynowy
4. Budownictwo
5. Usługi komercyjne
6. Usługi publiczne
Prognozy w tych przypadkach są ściśle związane z założeniami dotyczącymi tworzenia PKB.
Przyszłe zużycie uzależnione jest od dynamiki wartości dodanej tworzonej w danym sektorze
gospodarki.
W roku 2005 bezpośrednie zużycie energii w tych sektorach wyniosło 14,6% krajowego
bezpośredniego zapotrzebowania na energię.
84
Inny obszar stanowią działy gospodarki wytwarzające szczególnie energochłonne produkty
i usługi. W tych przypadkach przeprowadzono osobne prognozy dla tych wytworów, a
pozostałe zużycie energii w działach uzależniono od dynamiki wartości dodanej i analizy
trendów zmian energochłonności i elektrochłonności. W tej grupie znalazły się następujące
działy i sekcje gospodarki:
1. Hutnictwo
2. Przemysł wydobywczy (poza górnictwem węgla ropy naftowej i gazu)
3. Przemysł chemiczny
4. Przemysł papierniczy
5. Przemysł mineralny
6. Transport
W roku 2005 bezpośrednie zużycie energii w tym obszarze wyniosło 44,5% krajowego
bezpośredniego zapotrzebowania na energię. Z tego, na uwzględnione w analizie
energochłonne produkty i usługi zużyto 72,6% energii.
Bezpośrednie zużycie energii w gospodarstwach domowych zostało oszacowane na
podstawie osobnej analizy uwzględniającej przede wszystkim założenia dotyczące rozwoju
demograficznego i budownictwa mieszkaniowego.
Zużycie energii w rolnictwie uwzględnia przede wszystkim założenia dotyczące przyszłego
obszaru upraw i tempa unowocześniania procesu produkcji rolnej (zwiększenie liczby
gospodarstw wielkoobszarowych oraz gospodarstw zorientowanych na produkcję towarową)
łączącego się ze zmniejszeniem pracochłonności i zwiększeniem energochłonności produkcji
rolnej.
Te dwie ostatnie grupy odbiorców energii są odpowiedzialne za zużycie w 2005 roku 40,9%
bezpośredniego zapotrzebowania na energię.
W ramach prac nad sporządzeniem prognozy popytu finalnego na energię dokonano analizy
i wypracowania założeń odnośnie poziomów aktywności i zmian energochłonności
wyróżnionych sektorów gospodarki oraz energochłonnych produktów i usług. Założenia te
zostały szczegółowo przedstawione w Załączniku 2 do niniejszego raportu.
Założenia dotyczące poziomów aktywności opracowano osobno dla każdego z dwóch
opracowanych scenariuszy makroekonomicznych. Z kolei założenia odnośnie poprawy
efektywności energetycznej opracowano w wariancie podstawowym (traktowanym jako
referencyjny) oraz w wariancie zakładającym wdrażanie polityki efektywności zgodnie
z aktualnymi propozycjami UE.
Szczegółowe założenia dotyczące zmian energochłonności umieszczono w Załączniku 2.
85
5.5. Popyt finalny na energię
5.5.1. Bez nowych wymagań UE dotyczących poprawy efektywności
wykorzystania energii
W tablicach 5.14 – 5.25 zestawiono wyniki prognozy bezpośredniego zapotrzebowania na
paliwa i energię w Polsce do roku 2030 dla dwóch scenariuszy przy założeniu, że tempo
zmian energochłonności w Polsce w tym okresie nie zmieni się radykalnie w stosunku do
ostatniego dziesięciolecia.
Scenariusz bazowy w wariancie podstawowym
Bezpośrednie zapotrzebowanie na energię w scenariuszu Bazowym wg.
rodzajów energii (wariant podstawowy)
PALIWA STALE
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKLE
POZOSTALE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPLO SIECIOWE
3 500
3 250
3 000
2 750
2 500
2 250
2 000
[PJ] 1 750
1 500
1 250
1 000
750
500
250
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys 5.16. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym w wariancie
podstawowym według rodzajów energii
[PJ]
Przy realizacji założeń dotyczących tempa rozwoju gospodarczego Polski przyjętych w
scenariuszu Bazowym należy spodziewać się wzrostu popytu na energię o niemal 40% w
perspektywie roku 2020. W ostatnim dziesięcioleciu prognozy dynamiki wzrostu popytu na
energię powinna ustabilizować się. Tendencje spadkowe dotyczą paliw stałych w
bezpośrednim użytkowaniu począwszy od roku 2015, paliw pozostałych od roku 2020 i paliw
ciekłych w ostatnim pięcioleciu prognozy. Wykorzystywanie energii elektrycznej i gazu
ziemnego w bezpośrednim zużyciu charakteryzuje stabilna dynamika wzrostu (roczna stopa
wzrostu około 2,7% rocznie energia elektryczna i 1,9% gaz ziemny).
86
Finalne zużycie energii elektrycznej według grup odbiorców w scenariuszu
Bazowym (wariant podstawowy)
P R Z E M Y SŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
200
180
160
140
120
[TWh] 100
80
60
40
20
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 5.17. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym
w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii
[TWh]
Poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w scenariuszu Bazowym w końcu okresu
tylko nieznacznie jest niższy od wartości prognozy opublikowanej w projekcie Polityki
Energetycznej’2030 (o 2%). Istotna różnica dotyczy tempa wzrostu do roku 2025 –
prezentowana prognoza jest istotnie wyższa (o niemal 6% w roku 2010, o ponad 13% w
latach 2015 i 2020, oraz o 2% w roku 2025. Średnioroczne stopy wzrostu zapotrzebowania
na energię elektryczną w przemyśle i w gospodarstwach domowych dla całego okresy są
zbliżone (odpowiednio 2,2 i 2,3 %) ale o ile wzrost zużycia w gospodarstwach domowych jest
stabilny w całym okresie, to w przemyśle szybki wzrost zapotrzebowania dotyczy okresu
2006-2015, w latach następnych wzrost jest znacznie wolniejszy. Natomiast szybki wzrost
zapotrzebowania na energię elektryczną w rolnictwie przewidywany jest po roku 2015.
Istotny wpływ na poziom krajowego zapotrzebowania ma stabilny i szybki wzrost zużycia
energii elektrycznej w usługach (średnioroczna stopa wzrostu 3,6%)
Tablica 5.14. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w
w wariancie podstawowym według rodzajów energii
2005
371
373
718
158
358
460
2438
2010
428
434
797
163
439
487
2748
PALIWA STAŁE
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKŁE
POZOSTAŁE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPŁO SIECIOWE
Kraj Razem
Źródło: Obliczenia własne – wyniki modelu PROSK
2015
423
491
883
175
531
531
3035
2020
398
550
1028
179
608
562
3325
scenariuszu
2025
383
586
1036
175
662
572
3414
Bazowym
[PJ]
2030
348
600
1013
174
701
582
3417
87
Tablica 5.15. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym w
wariancie podstawowym według grup odbiorców energii
[PJ]
2005
741
173
147
527
850
2438
2010
869
216
150
607
905
2748
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
964
268
152
684
966
3035
2020
1016
311
158
820
1020
3325
2025
1030
348
160
824
1052
3414
2030
1001
375
161
803
1077
3417
Tablica 5.16. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu
Bazowym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii
[TWh]
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2005
42
25
2
6
25
99
2010
53
32
2
7
28
122
2015
63
41
2
8
33
147
2020
69
50
3
10
37
169
2025
73
55
4
11
41
184
2030
73
61
5
13
44
195
Scenariusz Umiarkowany w wariancie podstawowym
Bezpośrednie zapotrzebowanie na energię w scenariuszu Umiarkownym
według rodzajów energii (wariant podstawowy)
PALIWA STALE
[PJ]
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKLE
POZOSTALE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPLO SIECIOWE
3 250
3 000
2 750
2 500
2 250
2 000
1 750
1 500
1 250
1 000
750
500
250
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 5.18. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym
w wariancie podstawowym według rodzajów energii [PJ]
88
Przy realizacji założeń dotyczących tempa rozwoju gospodarczego Polski przyjętych w
scenariuszu Umiarkowanym należy spodziewać się wzrostu popytu na energię o 33% w
perspektywie roku 2020. Przy słabszym tempie rozwoju gospodarczego tendencje zmian
popytu na energie w bezpośrednim zużyciu pozostają podobne do tych zaobserwowanych w
scenariuszu Bazowym. Tendencje spadkowe dotyczą paliw stałych w bezpośrednim
użytkowaniu począwszy od roku 2010 i paliw pozostałych od roku 2020. Wykorzystywanie
energii elektrycznej i gazu ziemnego w bezpośrednim zużyciu charakteryzuje stabilna
dynamika wzrostu do roku 2025. Roczna stopa wzrostu dla całego okresu dla energii
elektrycznej wyniosła 2,2% a dla gazu ziemnego 1,7%.
Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszu Umiarkowanym według
grup odbiorców (wariant podstawowy)
PRZEMYSŁ
U S ŁU G I
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
180
160
140
120
[TWh]
100
80
60
40
20
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rysunek 5.19. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu
Umiarkowanym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [TWh]
Chociaż poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w scenariuszu Umiarkowanym jest
w końcu okresu istotnie niższy od wartości prognozy opublikowanej w projekcie Polityki
Energetycznej’2030 (o 16%), to dla okresu 2010-2020 zapotrzebowanie na energię
elektryczną w tym scenariuszu jest wyższe o około 6% od przewidywań w projekcie PE.
Średnioroczne stopy wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w przemyśle i w
gospodarstwach domowych dla całego okresy są zbliżone (odpowiednio 2,0% i 1,9 %) ale, o
ile wzrost zużycia w gospodarstwach domowych jest stabilny w całym okresie, to w
przemyśle wzrost zapotrzebowania słabnie w ostatniej pięciolatce. Prognoza dla rolnictwa w
tym scenariuszu jest taka sama jak w scenariuszu Bazowym. W tym scenariuszu również
istotny wpływ na poziom krajowego zapotrzebowania ma stabilny i szybki wzrost zużycia
energii elektrycznej w usługach do roku 2025 (średnioroczna stopa wzrostu dla całego
okresu 2,9%)
89
Tablica 5.17. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym w
wariancie podstawowym według rodzajów energii
[PJ]
2005
371
373
718
158
358
460
2438
2010
412
428
772
162
433
493
2700
PALIWA STAŁE
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKŁE
POZOSTAŁE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPŁO SIECIOWE
Kraj Razem
2015
398
473
835
171
499
521
2896
2020
377
526
921
175
567
547
3113
2025
362
562
941
171
611
557
3205
2030
329
565
1008
168
624
556
3249
Tablica 5.18. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym w
wariancie podstawowym według grup odbiorców energii
[PJ]
2005
741
173
147
527
850
2438
2010
861
218
147
584
890
2700
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
925
254
149
638
931
2896
2020
969
293
150
717
983
3113
2025
992
319
163
722
1009
3205
2030
959
314
173
780
1024
3249
Umiarkowanym w wariancie podstawowym według grup odbiorców energii [TWh]
2005
42
25
2
6
25
99
2010
53
32
2
7
27
120
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
60
39
2
8
30
139
2020
65
47
3
8
34
158
2025
69
51
4
9
37
170
2030
69
51
5
9
40
173
90
5.5.2. Z pakietem poprawy efektywności
Przyjęcie założeń o wprowadzeniu w Polsce konsekwentnej polityki promowania
efektywności wykorzystania energii wprowadziło istotne korekty dotyczące poziomu
zapotrzebowania na energię.
Scenariusz Bazowy z pakietem poprawy efektywności
Bezpośrednie zapotrzebowanie na energię ew scenariuszu Bazowym
według rodzajów energii (wariant_20%)
PALIWA STAŁE
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKŁE
POZOSTAŁE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPŁO SIECIOWE
3 000
2 750
2 500
2 250
2 000
1 750
[PJ] 1 500
1 250
1 000
750
500
250
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rysunek 5.20. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym z
pakietem poprawy efektywności, według rodzajów energii
[PJ]
W scenariuszu Bazowym oszczędności związane z tego rodzaju polityką już w roku 2010
obniżyły zapotrzebowanie na energię o 5%, w roku 2015 o 11% a od roku 2020 o około 17%.
W roku 2030 uwzględnione założenia o poprawie efektywności wykorzystania energii
przyniosły oszczędności rzędu 17,3% w stosunku do prognozy bezpośredniego
zapotrzebowania na energię w wariancie podstawowym.
91
Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszu Bazowym według grup
odbiorców (wariant_20%)
P R Z E M Y SŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
180
160
140
120
[TWh]
100
80
60
40
20
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Tabela 5.21. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu
Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców
[TWh]
Oszczędności w bezpośrednim krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną są do
roku 2020 nieznacznie większe (co do proporcji) od oszczędności energii ogółem. Energii
elektrycznej w tym wariancie zużyto o 6% mniej w roku 2010, o 12% mniej w roku 2015 i o
17,3% w roku 2020. W latach 2025 i 2030 oszczędności energii elektrycznej związane z
polityką promowania efektywności wykorzystania energii mogą przynieść oszczędności
rzędu 16%. Krajowy poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w tym wariancie
scenariusza Bazowego jest zbliżony do przewidywań w projekcie Polityki
Energetycznej’2030 do roku 2015, a w następnych latach jest istotnie niższy – o 6% w roku
2020, o 14% w roku 2025 i o 21 % w roku 2030.
Tablica 5.20. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym z
[PJ]
2005
2010
400
PALIWA STAŁE
371
409
PALIWA GAZOWE
373
771
PALIWA CIEKŁE
718
154
POZOSTALE PALIWA
158
413
ENERGIA ELEKTRYCZNA
358
457
CIEPŁO SIECIOWE
460
2603
Kraj Razem
2438
2015
373
433
794
154
465
468
2687
2020
337
458
841
150
503
466
2754
2025
314
489
858
142
554
476
2833
2030
278
497
844
137
589
481
2826
92
Tablica 5.21. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Bazowym z
pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców energii
[PJ]
2005
741
173
147
527
850
2438
2010
811
203
148
587
853
2603
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
849
234
149
609
846
2687
2020
853
252
150
658
842
2754
2025
885
296
151
674
827
2833
2030
870
328
153
664
812
2826
Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców [TWh]
2005
42
25
2
6
25
99
2010
49
30
2
7
27
115
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
54
36
2
8
30
129
2020
56
41
3
8
32
140
2025
61
47
4
9
33
154
2030
62
53
5
10
34
163
Scenariusz Umiarkowany z pakietem poprawy efektywności
Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym
według rodzajów energii (wariant_20%)
PALIWA STAŁE
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKŁE
POZOSTAŁE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPŁO SIECIOWE
2 750
2 500
2 250
2 000
1 750
1 500
[PJ]
1 250
1 000
750
500
250
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rysunek 5.22. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym z
[PJ]
93
W scenariuszu Umiarkowanym oszczędności związane z konsekwentną polityką
promowania efektywności wykorzystania w roku 2010 obniżyły zapotrzebowanie na energię
o 4,7%, w roku 2015 o 9,8% a w latach 2020 i 2025 o około 14,4%. Oszczędności są
mniejsze niż w scenariuszu Bazowym zarówno liczone w bezwzględnej ilości energii, jak i
mierzone proporcją energii oszczędzonej do prognozowanej. W końcowym roku prognozy
ilość zaoszczędzonej energii w scenariuszu Umiarkowanym zbliżyła się do poziomu
oszczędności w scenariuszu Bazowym (sięgają blisko 600 PJ). W tym wariancie obliczeń
poziom krajowego popytu na energię w bezpośrednim zużyciu pozostaje w zasadzie
niezmienny od 2010 roku, przy istotnym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną i
paliwa gazowe.
Zużycie finalne energii elektrycznej w scenariuszu Umiarkowanym według
grup odbiorców (wariant_20%)
P R Z E M Y SŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
160
140
120
100
[TWh] 80
60
40
20
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Tabela 5.23. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię elektryczną w scenariuszu
Bazowym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców
[TWh]
Oszczędności w bezpośrednim krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną sięgają
poziomu 23 TWh w roku 2020 i pozostają na tym poziomie do końca okresu prognozowania.
Krajowy poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w tym wariancie scenariusza
Umiarkowanego jest w całym okresie konsekwentnie niższy od prognozy popytu na energię
elektryczną w projekcie Polityki Energetycznej’2030 i różnica pomiędzy tymi dwoma
projekcjami systematycznie rośnie by w roku 2030 osiągnąć 60TWh.
94
Tablica 5.23. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym
z pakietem poprawy efektywności, według rodzajów energii
[PJ]
2005
371
373
718
158
358
460
2438
2010
390
408
749
153
409
465
2574
PALIWA STAŁE
PALIWA GAZOWE
PALIWA CIEKŁE
POZOSTALE PALIWA
ENERGIA ELEKTRYCZNA
CIEPŁO SIECIOWE
Kraj Razem
2015
357
426
758
153
448
470
2613
2020
319
452
788
148
484
472
2663
2025
296
485
808
141
530
483
2743
2030
262
483
777
135
536
469
2663
Tablica 5.24. Zapotrzebowanie bezpośrednie na energię w scenariuszu Umiarkowanym z
pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców energii
[PJ]
2005
741
173
147
527
850
2438
2010
806
205
145
564
855
2574
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
827
223
144
569
849
2613
2020
832
241
143
599
848
2663
2025
873
275
141
617
837
2743
2030
833
279
137
592
823
2663
Umiarkowanym z pakietem poprawy efektywności, według grup odbiorców [TWh]
2005
42
25
2
6
25
99
2010
50
30
2
6
26
114
PRZEMYSŁ
USŁUGI
ROLNICTWO
TRANSPORT
GOSPODARSTWA DOMOWE
Kraj Razem
2015
53
34
2
7
28
125
2020
56
39
3
7
31
134
2025
61
44
4
7
32
147
2030
60
45
4
7
33
149
95
6. Warunki dostaw paliw dla elektroenergetyki
6.1. Struktura paliwowa oraz zdolności wymiany
zagranicznej energii elektrycznej
Od wielu lat podstawowe znaczenie dla prawidłowego funkcjonowania krajowych elektrowni
mają paliwa stałe: węgiel kamienny i brunatny. Ze sprawozdania z działalności Prezesa URE
za rok 2006 (Biuletyn URE, nr 3, 2007, str.6) wynika, że w roku 2005 stałe paliwa węglowe
stanowiły aż 95% paliw zużytych do wytworzenia energii elektrycznej. Udział paliw
węglowych jest tak duży jeśli uwzględni się w bilansie wytwarzania także produkcję w
elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych. Pewnym, stosunkowo nowym zjawiskiem
jest współspalanie biomasy w kotłach energetycznych. Udział tej biomasy wyniósł ok. 0,5%
w strukturze paliw wsadowych spalonych w kotłach energetycznych. Pozostałymi paliwami
do produkcji energii elektrycznej w Polsce są: gaz ziemny oraz energia wody i wiatru.
W tabl. 6.1 zestawiono ilości produkcji energii elektrycznej w Polsce, w latach 2005- 2007, z
wyróżnieniem paliw wsadowych, które są publikowane przez PSE - Operator. Dane te
wskazują na trwałą tendencję utrzymywania się wysokich udziałów produkcji energii
elektrycznej na bazie węgla kamiennego i brunatnego, który dla elektrowni zawodowych
cieplnych wynosi ok. 90%. Udział ten jest niższy od wykazanego przez prezesa URE (95%)
właśnie ze względu na odrębne bilansowanie EC przemysłowych. Udział energii elektrycznej
wytworzonej z gazu ziemnego wynoszący w roku 2005 prawie 3%, uległ obniżeniu się w
latach 2006- 2007 o prawie 0,5 punktu procentowego. Tendencja ta została odnotowana
również w wielu krajach EU’15, głównie za sprawą silnie rosnących cen gazu ziemnego,
nadążających w ślad za szalejącymi cenami ropy na rynkach światowych.
Z danych w tabl. 6.1 wynika również, że następuje szybki przyrost produkcji energii
elektrycznej z energetyki odnawialnej, głównie z elektrowni wiatrowych. To powszechna
tendencja rozwojowa spotykana w wielu krajach Europy i świata. Tendencja ta niesie szereg
nowych, poważnych wyzwań dla operatorów systemów sieciowych i jej naprawdę skuteczne
rozwiązanie wymaga skoordynowanych działań na szczeblu całej Unii Europejskiej, a nie
pojedynczych Państw członkowskich.
Przytoczone dane wskazują na brak rozwoju produkcji w źródłach przemysłowych, co może
potwierdzać opinie o braku wystarczających bodźców ekonomicznych do inwestowania we
własne źródła, wskutek utrzymujących się od kilku lat niskich cen energii elektrycznej oraz o
dużej pewności zasilania z sieci. Jednak stopniowo sytuacja ta ulega zmianie, gdyż coraz
więcej zakładów przemysłowych wykazuje zainteresowanie projektowaniem własnych,
nowoczesnych źródeł zasilania w energię elektryczną i ciepło technologiczne.
96
Tablica 6.1 Wolumen i struktura produkcji energii elektrycznej w latach 2005 - 2007
2005
Lp.
Wyszczególnienie
Bilans
Struktura
bilansu
[%]
[GWh]
Produkcja energii
elektrycznej ogółem
Elektrownie zawodowe, w
1.1
tym:
elektrownie zaw. cieplne, w
1.1.2
tym:
(a ) na węglu kamiennym
1
Bilans
[GWh]
2007
Struktura
bilansu
[%]
Bilans
Struktura
bilansu
[%]
[GWh]
156 023
100,0
160 848
100,0
159 528
100,0
147 616
94,6
152 498
94,8
151 312
94,8
144 029
92,3
149 676
93,1
148 184
92,9
84 614
54,2
92 111
57,3
93 133
58,4
54 888
35,2
53 518
33,3
51 142
32,1
4 527
2,9
4 046
2,5
3 908
2,4
3 587
2,3
2 822
1,8
2 682
1,7
70
0,0
446
0,3
(b ) na węglu brunatnym
(c ) gazowe
elektrownie zawodowe
1.1.1
wodne
El Wiatrowe i inne
1.2
odnawialne
1.3
Elektrownie przemysłowe
Wymiana zagraniczna (imp2
exp)
3
Krajowe zużycie energii
2006
8 407
5,4
8 280
5,1
8 216
5,2
-11 186
7,2
-11 001
6,8
-5 358
3,4
144 837
92,8
149 847
93,2
154 170
96,6
Źródło: oprac. własne na danych PSE- Operator http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=97&did=354#t1_
Wartości wskaźników zestawione w tabl. 6.2 wskazują na wystąpienie w ostatnich czterech
latach w Polsce przeciwstawnych tendencji w zakresie produkcji oraz zużycia energii
elektrycznej. Dane w tabl. 6.2 informują, że w roku 2007 zaobserwowano zatrzymanie
wzrostu produkcji w porównaniu z rokiem 2006. Produkcja w roku 2007 obniżyła się o ok.
1,32 TWh/a. Równocześnie dynamicznie, z roku na rok wzrasta zużycie krajowe energii
elektrycznej, które w 2007 r. wykazało prawie 3% wzrost w stosunku do roku poprzedniego.
Z danych w tabl. 6.2 wynika, że ten przyrost zużycia krajowego był możliwy głownie wskutek
bardzo radykalnego obniżenia salda eksportowo- importowego, które w roku 2007 było
ponad dwukrotnie niższe od wartości z roku 2006.
Tablica 6.2 Dynamika zmian produkcji, salda importowo- eksportowego oraz zużycia
krajowego energii elektrycznej w latach 2005- 2007.
Wyszczególnienie
2005
2006
2007
Produkcja energii elektrycznej (2004=100)
101,7
104,9
104,0
Saldo eksportowo – importowe energii elektrycznej
120,4
118,4
57,7
Zużycie energii elektrycznej (2004 = 100)
100,5
104,0
107,0
Źródło: oprac. własne na danych PSE- Operator http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=97&did=354#t1_
97
Tego rodzaju przeciwstawne tendencje wskazują na narastające w polskim systemie
elektroenergetycznym zjawiska napięć w zbilansowaniu podaży z popytem energii
elektrycznej, gdyż następuje bardzo znaczne i szybkie redukowanie eksportu energii, który
zmniejszył się w roku 2007 o ok. 35% w porównaniu do roku poprzedniego.
To stosunkowo nowe i ogólnie niekorzystne zjawisko dla polskiego systemu
elektroenergetycznego jest monitorowane przez PSE- Operator ze względu na silny i w
znacznym zakresie niekontrolowany wzrost przepływów energii elektrycznej z systemu
niemieckiego do Polski. Za główną przyczynę tych przepływów uważa się znaczne przyrosty
generacji z energetyki wiatrowej w pasie nadmorskim Niemiec. To niekorzystne zjawisko
częściowo ilustrują dane w tabl. 6.3.
Tablica 6.3 Wymiana międzysystemowa energii elektrycznej na przekroju synchronicznym, w
latach 2005- 2007
2005
Export
Część A.
2006
Import
Export
2007
Import
Export
Import
Wymiana handlowa; w [ TWh/a ]
Ogółem, przekrój synchroniczny, w tym:
11,912
0,439
10,633
0,229
6,946
0,269
Niemcy
5,898
0,001
5,231
0,051
1,614
0,028
Czechy
2,947
0,359
2,750
0,097
2,299
0,231
Słowacja
3,065
0,080
2,652
0,082
3,034
0,011
Część B.
Przepływy rzeczywiste energii; w [ TWh/a ]
13,814
2,328
12,985
2,594
11,588
4,909
Niemcy
1,046
2,264
0,720
2,546
0,048
4,889
Czechy
9,976
0,063
8,892
0,044
7,940
0,020
Słowacja
2,792
0,000
3,373
0,004
3,600
0,000
Część C. Relacja przepływy rzeczywiste do kontrakty handlowe (wskaźniki krotności)
1,2
5,3
1,2
11,3
1,7
18,2
Niemcy
0,2
4116,9
0,1
50,3
0,0
177,0
Czechy
3,4
0,2
3,2
0,5
3,5
0,1
Słowacja
0,9
0,0
1,3
0,0
1,2
0,0
Źródło: oprac. własne na danych PSE- Operator:
http://www.pse-operator.pl/uploads/pliki/wymiana_miedzysystemowa05_06_07.pdf
Wartości wskaźników krotności w części C tabl. 6.3 informują o wielkiej skali przepływów
importowych z Niemiec do Polski energii elektrycznej, która w znacznej części przepływa do
Czech. Przepływy tego rodzaju mają charakter ‘karuzelowy’ i zostały omówione szerzej w
rozdziale 8 raportu. Dla polskiego systemu taki charakter przepływów ma o tyle niekorzystne
znaczenie, że w dość nieprzewidywalny, dynamiczny, sposób utrudnia, a nawet blokuje
planowanie wymiany handlowej z zagranicą, gdyż ‘wyczerpuje’ dostępne zdolności
przesyłowe połączeń transgranicznych. Powodują one również szereg komplikacji w
98
planowaniu rozwoju sieci krajowych oraz zaciemniają systemy rozliczeń handlowych w
wymianie energią.
Zjawiska te są jedną z głównych przyczyn dość radykalnej, począwszy od 2007 r., redukcji
dostępnych zdolności przesyłowych w wymianie międzysystemowej. Z informacji
prezentowanych na stronie internetowej PSE- Operator SA wynika, że przez większą część
roku 2008 zdolności przesyłowe netto (NTC) w obu kierunkach (eksport i import) będą bliskie
zera. Zagadnienie to zreferowano nieco szerzej w rozdziale 8 raportu, w oparciu o informacje
uzyskane od operatora systemu przesyłowego.
6.2. Dostawy paliw z importu
Krajowy sektor elektroenergetyczny przez wiele lat był w dominującej części zasilany
paliwami rodzimej produkcji, przede wszystkim paliwami węglowymi - kamiennym i
brunatnym oraz gazem ziemnym.
W związku z pojawieniem się w roku 2007 poważnych napięć z terminową i o odpowiedniej
jakości dostawą węgla kamiennego z wydobycia krajowego 43, szczególnie niskosiarkowego
(< 0,6% siarki) o wysokiej jakości, przedstawiciele sektora elektroenergetycznego muszą
większą uwagę zwrócić na międzynarodowe rynki węgla. Oznacza to, że w najbliższym
okresie do Polski może napłynąć dość spora ilość węgla z importu- zarówno drogą morską,
jako wydłużenie dostaw z portów ARA (Amsterdam- Rotterdam- Antwerpia) do Świnoujścia i
Gdańska, jak też dostaw kolejowych z Rosji i/lub Ukrainy.
Napięcia w dostawach do elektrowni węgla krajowego wzmacniane są bowiem dość
znacznie i szybko wzrastającymi cenami oferowanego węgla, w tym poprzez politykę kopalń
w zakresie likwidacji upustów dla największych odbiorców węgla. Oznacza to, że kopalnie
zaczynają realizować (wdrażać) politykę cenową z wykorzystaniem mechanizmu parytetu
importowego węgla. Bez wątpienia obecna, korzystna cenowo dla kopalń sytuacja na
międzynarodowych rynkach cen węgla zachęca krajowych producentów do podejmowania
tego rodzaju decyzji, tym bardziej, że kopalnie wymagają ogromnych środków na nowe
zadania inwestycyjne, a nawet tylko inwestycje podtrzymujące obecny poziom wydobycia.
Z danych raportu Ministerstwa Gospodarki (Informacja o realizacji procesu restrukturyzacji
górnictwa węgla kamiennego w grudniu oraz w 2007 r, opublikowanego w lutym 2008r)
wynika, że w grudniu 2007 r. średnia cena zbytu węgla energetycznego była bliska 180 zł/t 44,
tj. ok. 65 USD/t węgla oferowanego elektrowniom (co odpowiada cenie ok. 80 USD/ t węgla
43
Por. rozdz. 1.4 w raporcie pt. „Najważniejsze zagadnienia dotyczące funkcjonowania sektora
elektroenergetycznego w Polsce”, S. Kasprzyk z zespołem ekspertów, luty, 2008 (S. Kasprzyk, K.
Muszkat, H. Majchrzak, K. Szynol, J. Kaczorowski, S. Poręba, H. Trojanowska).
44
To samo źródło podaje, że ceny węgla koksowego wyniosły w grudniu 2007 prawie 300 USD/t, zaś
cena standardowego węgla energetycznego, w kwietniu 2008 r. równa ok. 120- 130 USD/t.
99
o wartości opałowej 6000 kcal/kg, jako węgla standardowego w transakcjach
międzynarodowych). Odpowiednia cena węgla na rynku europejskim kształtowała się w
końcu roku 2007 od ok. 100 USD/t węgla z Rosji (o wysokiej jakości), do nawet ok. 120
USD/t w dostawie do portów ARA. Tak wysokie ceny były wynikiem różnych napięć i
perturbacji u producentów, w dostawach lądowych do portów eksporterów oraz u
przewoźników morskich, co przełożyło się na rekordowo wysokie stawki frachtu morskiego
węgla, które w roku 2007 wzrosły 2-krotnie, od wartości ok. 20- 30 USD/t do 40- 58 USD/t. 45
Wg oszacowań ekspertów międzynarodowych rynków węgla 46 Polska chcąc utrzymać
konkurencyjną pozycję na międzynarodowych rynkach węgla potrzebuje wysokich cen
światowych - co najmniej 80-85 USD/t (węgiel standardowy Q= 6000 kcal/kg). Wynika to z
oszacowania kosztu wydobycia węgla w polskich kopalniach, na poziomie ok. 60- 65 USD/t
oraz uwzględnienia kosztu transportu kolejowego węgla do portów równego ok. 20 USD/t.
Biorąc to pod uwagę oceniamy, że polski sektor elektroenergetyczny powinien w swoich
kalkulacjach biznesowych, szczególnie na średnią i długą perspektywę przyjmować taki
poziom kosztów węgla, gdyż będzie on stanowił alternatywę (niekiedy barierę) importową dla
wzrostu cen węgla krajowego. Oznacza to, że w warunkach roku 2007, z uwzględnieniem
zmian kursu walutowego USD, hipotetyczna cena (graniczna) zakupu węgla mogła wynieść
nawet ok. 230 zł/t węgla standardowego (o Q= 6000 kcal/kg).
Analizując sytuację na rynku węgla w całym 2007 roku, a szczególnie w ostatnim kwartale
roku 2007, w którym wystąpiło szereg niekorzystnych warunków w produkcji i transporcie
węgla do odbiorców, skutkujących gwałtownym wzrostem cen (nawet do ok. 128 USD/t w
listopadzie i grudniu; przy średniej wartości tzw. indeksu węglowego w 2007 równej ok. 88,52
USD/t 47), staje się widoczne, że krajowa elektroenergetyka powinna wypracować nowy,
bardziej przewidywalny i skuteczny mechanizm kształtowania cen węgla. Być może jego
elementem powinien być uzgodniony ‘koszyk węglowy’, złożony z udziałów węgla krajowego
i importowanego z portów ARA oraz z Rosji (Ukrainy). Oceniamy, że dopiero tego typu
‘koszyk węglowy’ stworzy warunki do ustabilizowania cen węgla przyjmowanych w
kalkulacjach rozwojowych elektroenergetyki.
Na te zagadnienia zwracają również uwagę specjaliści górnictwa z Katowickiego Holdingu
Węglowego (Kurczabiński, Zuzelski, 2007) 48, wskazując Rosję jako nowe, konkurencyjne
źródło dostaw węgla o bardzo wysokich parametrach jakościowych. W ocenie Wykonawcy
jest to tendencja o tyle realna, że Polska nie może zastosować instrumentów ochrony rynku
krajowego (cła, kontyngenty), bez uprzedniego uzyskania zgody Komisji Europejskiej.
45
Także w przypadku wzrostu stawek frachtowych jedną z istotnych przyczyn są znacznie zwiększone
przewozy masowe generowane silnie rozwijającymi się gospodarkami Chin i Indii
46
W. Ritschel, H-W. Schiffer: „World Market for Hard Coal”, October 2007
47
W cenach roku 2005 oznaczało to odpowiednio 121 i 84 USD/t węgla standardowego
48
Kurczabiński L., Zuzelski J.: Nowa jakość rynków węgla kamiennego. Materiały XXI Konferencji
„Zagadnienia surowców energetycznych i energii w gospodarce krajowej, KGSM- PAN, Kraków, wyd.
Polityka energetyczna, tom 10, zeszyt specjalny 2, 2007, (str.443- 452).
100
W raporcie ‘World Market for Hard Coal’ (str. 90) wskazuje się, na likwidację obecnie
udzielanej pomocy publicznej (ok. 2- 2,3 USD/t węgla energetycznego) do kopalń węgla od
roku 2010. Oznacza to, że kopalnie będę w jeszcze większym stopniu kształtować ceny
węgla z uwzględnieniem warunków rynków międzynarodowych i rynku wewnętrznego. Także
to źródło zestawia bardzo interesującą strukturę cen i kosztów dostawy węgla
energetycznego importowanego do portów ARA, co ilustruje rys. 6.1. Dodatkowo na rys. 6.1
dodano oszacowane wartości importu węgla z Polski do portów ARA. Autorzy muszą
podkreślić, że dane o koszcie dostawy węgla w roku 2007 byłyby wyższe o ok. 6-18 USD/t,
przede wszystkim ze względu na niezwykły wzrost cen frachtu morskiego, szczególnie z
Australii oraz z Kolumbii i RPA.
120
USD/t
100
80
60
40
20
PC
Ko
lu
m
bO
PC
R
os
ja
-O
PC
In
do
ne
zO
PC
W
en
ez
uO
PC
Po
ls
ka
-2
00
6
Po
ls
ka
-2
00
7
R
PA
-O
PC
O
Au
s-
Au
s-
U
NG
0
fracht morski
opłaty portowe
transport
kopalnia
źródło: Word Market for Hard Coal, October 2007 oraz obliczenia autorów za danymi z: „Informacja o realizacji procesu
restrukturyzacji górnictwa … w 2007 r (MG, 2008).
Rys. 6.1. Średnie koszty importu węgla – ARA (cif) w 2006 r.
Warto zwrócić uwagę na bardzo duży udział kosztów transportu kolejowego w Rosji – co
zrozumiałe ze względu na wielkie odległości oraz w Polsce – co trudniej zrozumieć. W
przypadku ilustrującym dane dla Polski-2007 zastosowano wartości podane w informacji MG,
które przeliczono średnim kursem PLN/ USD z roku 2007, zaś koszt frachtu morskiego do
ARA (statkiem panamax 50- 60 tys. DWT) przyjęto na poziomie zbliżonym do rosyjskiego.
Polski sektor węgla kamiennego wdraża, począwszy od lat 2004 – 2007, uzgodniony z
Komisją Europejską program restrukturyzacji, którego istotnym elementem jest pomoc
publiczna (budżetowa). Pomoc ta była przeznaczona głównie na dopłaty do:
•
inwestycji początkowych (np. odwodnienia),
•
pokrycie strat nadzwyczajnych (naprawa szkód górniczych, szkoleń oraz świadczeń
socjalnych dla odchodzących górników, umorzenia i inne),
•
restrukturyzację oraz likwidację kopalń.
101
Jak wynika z danych Ministerstwa Gospodarki (MG) 49 w latach 2004 - 2006 pomoc
publiczna skierowana do górnictwa węgla kamiennego wyniosła ponad 4 mld zł, zaś w roku
2007 ok. 420 mln zł (w stosunku do planowanych ~480 mln zł). W stosunku do
zaplanowanej, dozwolonej kwoty środków pomocy publicznej, po roku 2007 nadal pozostaje
do wydatkowania (w latach 2008- 2010) kwota ok. 1,8 mld zł.
Przeliczając skalę tej pomocy na tonę wydobytego węgla uzyskujemy kwotę subsydiów na
poziomie ok. 2- 2,3 USD/t wydobytego węgla, co potwierdza wcześniej przytoczone
informacje o skali subsydiów, podane za World Market for Hard Coal.
Wskazujemy na te elementy pomocy publicznej, których celem jest wsparcie wieloletniego
programu restrukturyzacji polskiego górnictwa węgla kamiennego dla uzyskania zdolności do
utrzymywania konkurencyjnych cen na obszarze Polski i rynkach państw sąsiednich EU.
Analizując dane przytoczone na rys. 6.1 oceniamy, że zadanie to jest bardzo ambitneszczególnie jeśli weźmie się pod uwagę niezbędną skalę wzrostu nakładów inwestycyjnych,
choćby tylko na podtrzymanie wydobycia węgla na obecnym poziomie (ok. 75- 80 mln ton
węgla energetycznego, przy ok. 14- 15 mln ton wydobycia węgla koksowego). W przypadku
podjęcia decyzji o budowie nowych kopalń węgla kamiennego skala nakładów
inwestycyjnych dodatkowo, istotnie wzrośnie.
Biorąc pod uwagę powyżej scharakteryzowane zmiany na międzynarodowym rynku węgla
wydaje się, że krajowy sektor elektroenergetyczny powinien istotnie większą uwagę zwrócić
na czynniki sprawcze powodujące tak znaczące wahania cenowe. Bowiem przewidywalność
ceny węgla w dłuższej perspektywie to jeden z podstawowych czynników kreowania średnioi długookresowych strategii rozwoju krajowej elektroenergetyki oraz ciepłownictwa. Tym
bardziej, że krajowe ceny węgla są już bardzo bliskie cenom rynku międzynarodowego.
Problematykę cen paliw na rynkach światowych w imporcie do Unii Europejskiej omawiamy
w następnym podrozdziale.
6.2.1. Prognoza cen paliw na rynku międzynarodowym
Krótka charakterystyka rynku paliw
W długookresowych badaniach prognostycznych kluczowe znaczenie mają przewidywania
co do przyszłych tendencji dotyczących cen ropy naftowej, kształtowanych na rynkach
międzynarodowych. Piszemy przewidywania bowiem coraz trudniej obecnie jest
prognozować zmiany cen z wykorzystaniem klasycznych metod rynkowych polegających na
bilansowaniu popytu na ropę i jej produkty z podażą. Szczególnie w ostatnich 2 latach
49
Sprawozdanie dla Komisji Europejskiej za 2006 r w zakresie realizacji „Planu dostępu do zasobów węgla
kamiennego w latach 2004- 2006 oraz planu zamknięcia kopalń w latach 2004- 2006”. Ministerstwo Gospodarki,
Warszawa lipiec 2007 (uchwała Rady Ministrów z 31.lipca 2007) oraz Informacja o realizacji procesu
restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego w grudniu oraz w 2007r., Warszawa, luty 2008..
102
okazało się, że ceny ropy i innych paliw notowanych na rynkach międzynarodowych są
trudno przewidywalne. Jedną z istotnych przyczyn zwiększających tę trudność jest
wykorzystanie kontraktów na ropę jako bezpiecznych instrumentów rynku kapitałowego,
częściowo zastępujących coraz bardziej niepewną walutę amerykańską.
Analizując ostatnie publikacje światowe i europejskie można wskazać na kilka istotnych cech
charakteryzujących rynki ropy naftowej – i pozostających z nią w ścisłym związku cenach
gazu oraz węgla kamiennego.
Głównymi czynnikami wpływającymi na ceny międzynarodowe ropy w latach 2006 i 2007
były:
-
Gwałtowny wzrost popytu ze strony Chin i Indii, silnie wpływających na globalne
tempo wzrostu gospodarczego świata,
-
Występowanie zaburzeń w dostawach ropy (u jej producentów) ze względu na
zagrożenia militarne, terrorystyczne, czy skrajne warunki pogodowe (Irak, Iran,
Nigeria, huragany w Zatoce Meksykańskiej i inne),
-
Stopniowe wyczerpywanie się możliwości dodatkowego wzrostu produkcji u
dotychczasowych producentów ropy,
-
Wystąpienie bariery przerobu ropy na produkty naftowe w rafineriach, z których część
została zlikwidowana z uwagi na brak możliwości wytwarzania odpowiedniej jakości
produktów (różnego rodzaju wymuszenia ekologiczne dotyczące przede wszystkim
jakości paliw),
-
Istotny wzrost cen frachtu w przewozach morskich ropy,
-
Wystąpienie górnego odcinka fazy inwestowania, która – jak wynika z analiz
Goldman Sachs Global Investment Research (GS) jest normalnym zjawiskiem
gospodarki światowej. Z analiz GS wynika m.in., że na rynkach światowych od roku
1925 można zauważyć 3 tego rodzaju cykle. Na każdy cykl składa się faza
inwestowania w prace poszukiwacze i budowę mocy produkcyjnych (złoża,
wydobycia, transport, przerób), po której następuje faza eksploatacji- konsumowania
produkcji z nowych odkryć. Porównując dane o zmianach cen ropy rejestrowane np.
w bazach danych OPEC, z obserwacjami i wnioskami GS dotyczącymi okresów
wystąpień poszczególnych faz, można zauważyć ich dużą zgodność. Ceny światowe
ropy od początku lat 1970 zaczęły gwałtownie rosnąć plasując się przez kolejnych 10
lat na bardzo wysokim poziomie. Te 10 lat pokrywa się właśnie z fazą inwestowania
w nowe odkrycia zasobów (wzrost cen realnych z ok. 13- 78 USD/bbl). Po uzyskaniu
znaczących efektów inwestycyjnych od około 1984 r. wg GS zaczęła się faza
eksploatacji- korzystania z zasobów, która trwała do ok. 1998 r. W tym okresie realne
ceny ropy spadły z ok. 71 USD/bbl do ok. 16 USD/bbl. I począwszy od 1998 roku wg
GS rozpoczęła się kolejna faza inwestowania w nowe odkrycia. Obecnie jesteśmy w
około połowie okresu tej fazy, co może sugerować, że jeszcze przez kilka lat ceny
103
ropy (i paliw pozostałych) mogą pozostawać na wysokim lub bardzo wysokim
poziomie, po czym powinny obniżyć się. Ale jak dalece tym razem ceny ulegną
obniżeniu bardzo trudno ocenić. Tendencje okresowych zmian cen wskutek
cyklicznego ‘zużycia’ odkrytych i eksploatowanych aktywów (zasobów)
energetycznych ilustruje rys. 6.2.
faza inwestowania
faza eksploatacji
faza inw estow ania
80
?
70
60
50
40
30
20
10
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
Ceny bieżące - import do EU (USD/bbl)
Ceny stałe USD'2005/bbl (wg OPEC)
źródło: opracowanie własne na bazie danych OPEC i metodyki analitycznej wykorzystanej przez GS
Rys. 6.2 Odnotowane zmiany cen światowych ropy- wg OPEC w latach 1970- 2007 oraz cen
ropy importowanej do UE– w okresie 1988- 2007.
Podsumowując powyższe rozważania należy stwierdzić, że międzynarodowy rynek paliw
cechuje:
1) Bardzo znacząca dynamika zmian, powodująca istotną rozbieżność ocen – zależnie od
daty wykonywania prognozy (a właściwie przewidywań lub projekcji cenowych);
2) Istotny wzrost ryzyka nietrafności prognoz cen, ze względu na nowe zjawiska „gry
spekulacyjnej” – inwestowanie w kontrakty surowcowe, przy zawirowaniach na rynkach
kapitałowych (vide: USA);
3) Prognozowanie zmian cen na podstawie mechanizmu popytu i podaży nieco zawiodłovide wyniki modelu PROMETHEUS, zbudowanego przez zespół badaczy UE(z udziałem
prof. Caprosa) specjalnie do analizowania popytu i podaży na rynku globalnym – raczej
nie trafione prognozy cen, na co mogą wskazywać założenia przyjęte przez ARE do
obliczeń w: Projekcie polityki energetycznej Polski do roku 2030, a co ilustruje tabl. 6.4
poniżej;
4) Spora niepewność związana z dalszą tendencją tempa wzrostu gospodarczego Chin i
Indii, które mogą doprowadzić do dalszego wzrostu cen międzynarodowych paliw - co
ilustruje tabl. 6.5 poniżej, oraz rys. 6.3 ilustrujący przewidywania Ministerstwa Energetyki
USA (DOE/IEA 2007r).
Tablica 6.4. Prognoza cen paliw na rynku europejskim (ceny w USD’2005)
104
Wyszczególnienie
Jedn.
Ropa naftowa
Gaz ziemny
Węgiel kamienny
2005
2010
2015
2020
2025
2030
USD/ boe
54,5
54,5
57,9
61,1
62,3
62,8
USD/ boe
34,6
41,5
43,4
46
47,2
47,6
USD/1000m3
211,8
254
265,6
281,5
288,9
291,3
USD/boe
14,8
13,7
14,3
14,7
14,8
14,9
USD/t
64,8
60
62,6
64,4
64,8
65,3
Boe-barrel of oil equivalent
Źródło: “Baseline scenario EU Energy and Transport Outlook”, National Technical University of Athens, sierpień 2007 r.
Tablica 6.5. Prognoza cen paliw, wg IEA - wyrażone w cenach stałych USD'2005
Paliwo
Jedn.
2006 2010 2015 2020 2025 2030
A. Scenariusz Odniesienia
Ropa naftowa - import do IEA
USD/barrel
52,6
50,3
48,8
50,1
51,4
52,8
Gaz ziemny- import do EU
USD/MBtu
6,2
5,6
5,6
5,8
6,0
6,2
Węgiel energetyczny- import OECD
USD/tonne
53,6
48,3
48,5
49,6
50,9
52,1
Ropa naftowa - import do IEA
USD/barrel
52,6
54,9
56,9
62,1
67,9
74,1
Gaz ziemny- import do EU
USD/MBtu
6,2
6,1
6,6
7,2
8,0
8,8
Węgiel energetyczny - import OECD
USD/tonne
53,6
49,1
51,9
55,0
58,4
61,9
B. Scenariusz - wysokie ceny
Źródło: obliczenia własne na danych World Energy Outlook 2007. IEA, Paris 2007
Na stronach internetowych firmy Platts, monitorującej m.in. rynki paliw można znaleźć
wypowiedzi ekspertów DOE/IEA wskazujące, że w kolejnej edycji Annual Energy Outlook
administracja USA przewiduje wzrost cen ropy w długookresowych projekcjach.
120
USD'05/bbl
100
80
60
40
20
0
1995
2000
2005
Reference
2010
2015
High price
2020
2025
2030
Low price
Rys.6.3. Wariantowa prognoza wzrostu cen ropy wg Annual Energy Outlook 2007 (DOE/IEA)
105
Autorskie scenariusze cen międzynarodowych do obliczeń modelowych
Wykonawca przystępując do opracowania dwu scenariuszy zmian cen paliw na rynkach
międzynarodowych kierował się głównie:
1) Dostępnymi oszacowaniami długoterminowych prognoz cen paliw, a szczególnie
przewidywaniami opartymi na filozofii rozwoju gospodarki światowej, przyjętymi przez
ekspertów Międzynarodowej Agencji Energetycznej w raporcie: World Energy
Outlook 2007. W myśl tego opracowania motorem rozwoju świata będą przez
następne 20 - 30 lat Chiny i Indie, a następnie kraje Ameryki Łacińskiej;
2) Obecnym etapem silnego wzrostu cen powiązanego z trwająca fazą inwestowania w
nowe, droższe zasoby (aktywa - upstream) energetyczne- wydobywcze;
3) Obecnym etapem globalnej koniunktury inwestowania w energetyczne aktywa
wytwórcze i transportowe (downstream), szczególnie w krajach Europy, co powoduje
napięcia na rynku producentów urządzeń i materiałów konstrukcyjnych;
4) Rozwojem rynków energii w Unii Europejskiej, w powiązaniu z silnymi tendencjami
politycznymi do zaostrzania wymagań ochrony środowiska, a szczególnie ochrony
przed zmianami klimatycznymi (redukcje emisji CO2). Ponadto działania mające na
celu promocję droższej energetyki odnawialnej w połączeniu z selektywnym
podatkiem węglowym, w postaci zbywalnych uprawnień do emisji CO2, mogą
dodatkowo eskalować wzrost cen paliw węglowodorowych, jako bardziej przyjaznych
środowiskowo w porównaniu z paliwami węglowymi. Trudno obecnie ocenić w jaki
sposób będą kształtowały się ceny węgla kamiennego, zwykle podążającego- z
pewnym opóźnieniem- za cenami ropy i gazu na rynkach międzynarodowych. Ten
nowy mechanizm kształtowania cen węgla będzie istotnie zależał od globalnych
uzgodnień politycznych, w tym podjęcia zobowiązań ochrony klimatu przez kluczowe
państwa świata, które dotychczas tego nie uczyniły (USA, Chiny, Indie, Brazylia, i
inne);
5) Przeprowadzeniem, choćby wstępnej, oceny wpływu na polską gospodarkę
relatywnie wysokich – wyższych od obecnych- cen paliw kopalnych, które – jak
założono- powinny mieć, per saldo, nieco korzystniejszy wpływ na- z jednej strony
działania oszczędzające zużycie energii, zaś z drugiej – na ułatwienie realizacji
koniecznych zmian restrukturyzacyjnych w sektorze węglowym (przy niskich cenach
byłoby to praktycznie wykluczone). Natomiast poważnym, ujemnym efektem, którego
należy oczekiwać będzie pewne zmniejszenie popytu na moc i energię, wywołanego
klasycznym mechanizmem popytu i podaży, odzwierciedlonym elastycznością
cenową i dochodową grup odbiorców.
Mając powyższe na uwadze opracowano dwa autorskie scenariusze zmian cen ropy, gazu
ziemnego oraz węgla energetycznego do roku 2030, które przedstawiono w tabl. 6.6 oraz na
rys. 6.4.
106
Tablica 6.6 Opracowane autorskie scenariusze zmian cen paliw, ceny w [USD’2005/GJ]
2000
2005
2007
2010
2015
2020
2025
2030
A) Scenariusz cen umiarkowanych (UMIAR)
•
Ropa naftowa - import do UE (cif)
4,83
8,83
10,32
11,36
10,22
9,20
8,51
12,92
•
Gaz ziemny- import do UE(franco/cif)
2,64
5,83
6,54
6,94
6,46
6,38
6,54
10,90
•
Węgiel energetyczny - import UE
(cif)
1,32
1,95
2,66
2,61
2,37
2,37
2,37
2,88
B) Scenariusz cen dynamicznie rosnących (WYSOKI)
•
Ropa naftowa - import do UE (cif)
4,83
8,83
10,32
11,87
13,07
14,39
15,84
17,44
•
Gaz ziemny- import do UE (franco/cif)
2,64
5,83
6,54
7,19
8,32
9,64
11,16
12,92
•
Węgiel energetyczny-import UE
(cif)
1,32
1,95
2,66
2,71
2,83
2,94
3,07
3,39
Źródło: opracowanie własne ‘Energsys’
Scenariusz umiarkowanego wzrostu cen (część A w tabl. 6.6) zbudowano na bazie prognozy
wysokiego wzrostu gospodarczego (High Growth Scenario), przewidywanego przez IEA, w
World Energy Outlook. Odpowiada on głównie warunkom przyśpieszonego rozwoju
gospodarek Chin oraz Indii. Sytuacja ta powoduje występowanie luki podażowej paliw i
energii- przede wszystkim ropy naftowej oraz węgla. Gaz nadąża za zmianami cen ropy,
mimo że Unia Europejska podejmowała i podejmuje nadal wysiłki rozdzielenia ścisłej
zależności cen gazu od cen ropy. W scenariuszu tym zastosowano omówione wcześniej
zjawisko cykliczności cen – zależnie od fazy ‘dojrzałości’ aktywów (zasobów)
energetycznych. Wartości cen w tabl. 6.6- część A, wzrastają do roku 2010 (faza
inwestowania), po czym stopniowo maleją- aż do około roku 2025 (faza eksploatacji), po
czym ponownie wzrastają (kolejny cykl inwestowania). Tendencję tą zilustrowano również na
rys. 6.4. Jak już wspominano, przy budowie założeń scenariusza ‘UMIAR’ wykorzystano
dodatkowo szeregi czasowe zmian cen ropy naftowej (ceny bieżące i ceny porównywalne)
od roku 1970, rejestrowane przez OPEC. Tendencje zmian tych cen porównano następnie z
bardzo interesującymi obserwacjami i wnioskami opublikowanymi przez ekspertów Goldman
Sachs (GdS) 50. Potwierdzają one cykliczne występowanie tendencji silnych wzrostów, a
następnie spadków cen paliw na rynkach międzynarodowych. Faza silnego wzrostu cen
oznacza wejście w cykl fazy inwestowania, który wg badań GdS trwał np. w latach 19451957, a następnie w 1973- 1983. Zaś obecna faza rozpoczęła się w 1998r – i założono, że
będzie trwała do ok. 2010 roku (ok. 12 lat- jak poprzednie). Dane OPEC (www.opec.org)
rejestrowane od 1970 r. w dużym zakresie są zgodne z obserwacjami GdS.
50
Goldman Sachs Investment Research: D. Greely- Reassessing long-term energy prices, May 2006.
107
Natomiast przy kreowaniu wartości cen w scenariuszu gwałtownego wzrostu (WYSOKI)
wykorzystano przewidywania Komisji Europejskiej z 2006 roku, opublikowane w: European
Energy
and
Transport
Trends
to
2030
-
update
2005
(http://ec.europa.eu/dgs/energy_transport/figures/trends_2030_update_2005/index_en.htm ).
Są to warunki odpowiadające założeniom scenariusza cen ‘strzelistych’ (ang. soaring prices).
W tym scenariuszu założono, że w roku 2030 ceny baryłki ropy naftowej osiągną pułap 100
USD/bbl, gazu 465 USD/1000 m3, zaś węgla – ok. 85 USD/tonę – wszystkie w cenach 2005
r. Zresztą jeśli spojrzeć na wykres rys.6.3. powyżej, to można zauważyć, że ścieżka cen ropy
w ‘high price’ (wg Annual Energy Outlook 2007, DOE/IEA) jest bardzo zbliżona. Świadczy to
o coraz poważniej analizowanej sytuacji trwałego ukształtowania się cen paliw na bardzo
wysokim poziomie.
18
16
14
[USD'2005/GJ]
12
10
8
6
4
2
0
2000
2005
UMIAR - ropa naftowa
WYSOKI - ropa naftowa
2010
2015
UMIAR - gaz ziemny
WYSOKI - gaz ziemny
2020
2025
2030
UMIAR - węgiel kamienny
WYSOKI - węgiel kamienny
Rys.6.4. Opracowane scenariusze wzrostu cen paliw w imporcie do UE (porty ARA)
W celu bardziej klarownego zilustrowania zmian jakościowych w obu scenariuszach cen
międzynarodowych paliw na rys. 6.5 zestawiono, dla poszczególnych lat obliczeń
modelowych, wzajemne relacje cen ropy, gazu i węgla.
Poszczególne słupki na rys.6.5 należy interpretować następująco:
•
w roku 2010 ceny w scenariuszu WYSOKI są zaledwie o kilka (3-5%) procent wyższe od
odpowiadających im cen (w roku 2010) scenariusza UMIAR;
•
w kolejnych latach – od 2015- 2025 różnice w przewidywaniach cen są już bardzo
znaczne (od ok. 20- dla węgla w 2015 r - 85%- ropa w 2025r.), co powinno doprowadzić
do bardzo znaczących zmian jakościowych w uzyskanych wynikach obliczeń
108
modelowych. Przypominamy, że różnice te są głownie wynikiem zastosowania
odmiennych mechanizmów w każdym ze scenariuszy, a to malejących cen w UMIAR – od
2010- 2025, i przeciwnie wzrastających w WYSOKI, w tempie ok. 2%/a – ropa, ok. 3%/a
gaz ziemny o ok.0,8%/a węgiel (w okresie 2010- 2030).
•
W roku 2030 różnice cen obu scenariuszy ulegają znacznemu ‘spłaszczeniu’, ze względu
na znaczny wzrost cen w scenariuszu UMIAR, wskazujący na rozpoczęcie kolejnej fazy
inwestowania w odnowienie aktywów (i/lub zasobów) energetycznych.
Przedstawione relacje cen paliw na rys.6.5 odpowiadają warunkom dostaw wg kontraktów cif
– dla ropy i węgla, zaś dla gazu ziemnego – wg uśrednionej formuły franco – granica państw
UE (Niemcy, Francja, Włochy). Jest to przede wszystkim gaz ziemny importowany
rurociągami z Rosji. Ich zastosowanie w obliczeniach wymaga uzupełnień, polegających
głównie na dodaniu w imporcie kwot frachtu ropy i/lub węgla z portów ARA do Gdańska/
Świnoujścia, następnie kosztów rozładunku (i przeładunku) w portach polskich, a następnie
dodaniu uśrednionych kosztów transportu węgla koleją, zaś ropy i/lub jej produktów
rurociągami. Ponieważ importowana do Polski w ilości ok. 90% ropa naftowa pochodzi z
Rosji, jej cenę obniżono o ok. 5- 6% - zgodnie z informacjami publikowanymi w okresowych
raportach Nafty Polskiej SA 51.
1,9
1,8
1,7
1,6
1,5
Ropa naftowa
Gaz ziemny
Wegiel kamienny
1,4
1,3
1,2
1,1
1
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys.6.5. Relacje cen ropy, gazu i węgla w scenariuszu WYSOKI do scenariusza UMIAR
51
Cena zakupu ropy rosyjskiej jest niższa w granicach 3- 5 USD/bbl, co wynika z jej nieco gorszych
własności fizycznych- większy ciężar właściwy i wyższa zawartość siarki ropy typu Ural, w porównaniu
do lekkiej ropy arabskiej (typu Brent). Biuletyny informacyjne- monitoring rynku.
109
W szczegółowych obliczeniach modelowych konieczne było przyjęcie szeregu dodatkowych
założeń odnośnie kształtowania się cen np. paliwa uranowego, które nie jest przedmiotem
powszechnego obrotu handlowego na rynkach międzynarodowych, a podlega wyłącznie
transakcjom dwustronnym.
W obliczeniach modelowych zastosowano także rozróżnienia cen w kontraktach dostaw
gazu ziemnego do Polski, w tym cenach gazu LNG, czy też rurociągiem Balic-Pipe. Wynikało
to głównie z oszacowanych w raporcie cząstkowym 3, różnych kosztów dostaw gazu do
Polsk i- szczególnie ze Skandynawii oraz gazu LNG. Te nowe drogi dostaw gazu mają
odmienne warunki dostawy, zgodnie z warunkami uzgodnionymi każdorazowo z
dostawcami. Powoduje to odpowiednie zróżnicowanie poziomów cen gazu (plus koszt
specyficzny dostawy z danego kierunku) i potencjalnie dostępnych ilości gazu – w każdym z
rozpatrywanych podokresów – do roku 2030.
Nieco trudniejsza jest sytuacja dotycząca cen węgla kamiennego, który zapewne będzie
pochodził w wielkiej części z krajowych kopalń, a zatem to koszty wydobycia plus średnie
koszty transportu kolejowego powinny wyznaczać cenę dla elektrowni.
Jako dodatkową opcję dostaw paliw przyjęto dostawy z importu, zarówno drogą morską – z
uwzględnieniem warunków dostaw do portów w Gdańsku/ Świnoujściu, jak też w dostawach
kolejowych z Rosji. Założono, że dostawy węgla z Rosji, aby miały szansę trwałego wejścia
na rynek Polski, będą miały charakter kontraktów długoterminowych (ilości), z okresową
aktualizacją cen, ale też z pewną, ok. 5% premią (rabatem cenowym) za bliższą dostawę do
Polski, aniżeli innych krajów UE(Dania, UK). W szczególności rabat na węglu może stać się
realny, jeśli zostanie wykorzystana do importu węgla do Polski linia kolejowa szerokotorowa
(tzw. ‘siarkowa’ z terminalem w Sławkowie). Zwracamy uwagę, że ceny węgla rosyjskiego w
portach bałtyckich są już liczone na małych statkach (tzw. handysize o wyporności 10 - 50
tys. DWT), które mogą zawinąć do dość dużej liczby portów, stanowiąc coraz bardziej
atrakcyjną alternatywę dla dostaw kolejowych. Sytuację taką można odnotować w Wielkiej
Brytanii i Danii, w których import rosyjskiego węgla wzrasta z roku na rok.
6.2.2. Potencjalne kierunki dostaw gazu ziemnego z importu
Obecne i nowe kierunki dostaw gazu ziemnego do Polski zostały obszernie
scharakteryzowane w odrębnym opracowaniu, stanowiącym Raport cząstkowy 3, który
stanowi uzupełnienie Raportu głównego. Omówiono w nim rozważane obecnie i na
przyszłość drogi dostaw gazu do Polski, a w tym:
a) z kierunku Wschodniego – z Rosji, Ukrainy, czy Turkiestanu, na bazie istniejących
obecnie połączeń systemu przesyłowego gazu, omawiając zmieniony kontrakt
jamalski, oraz dostawy przez Wysokoje i Drozdowicze - z systemu ukraińskiego. Nie
były rozważane dostawy tzw. 2 - nitką gazociągu Jamał;
110
b) z kierunku Zachodniego – dostawy z Niemiec, połączenia Lasów oraz z węzła (hubu)
Emden. Nie rozważano obecnie połączenia Bernau - Szczecin, gdyż w ocenie
współpracującego z Energsys specjalisty z PGNiG możliwość podłączenia w celu
odbioru 2- 4 mld m3 gazu/a może być dość znacznie utrudniona. Główną przyczyną
jest pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej niemieckiego gazociągu Netra, do
którego kilka lat temu polski system mógłby na relatywnie korzystnych warunkach
zostać przyłączony;
c) z nowego kierunku – skandynawskiego – za pośrednictwem rozważanych obecnie
dwu systemów gazociągowych – tzw. projekt SKANLED – z Norwegii i system
przesyłowy Danii, oraz gazociąg BALTIC - Pipe, łączący Polskę z Danią. Cechą
charakterystyczną gazociągu Balic- Pipe ma być zdolność do pracy rewersyjnej, tj.
tłoczenie gazu w obie strony. Bowiem w okresie kilku pierwszych lat po wybudowaniu
połączenia Balic- Pipe Polska będzie mogła otrzymywać przez kilka lat gaz z Danii, w
ilości do ok. 2-3 mld m3/a, zaś w późniejszym okresie to Dania będzie korzystała z
dostaw gazu rosyjskiego. Nie rozważaliśmy w przypadku tego kierunku możliwości
dostaw gazociągiem Amber. Po konsultacji z ekspertem z PGNiG uzgodniono, że nie
będą rozważane bezpośrednie dostawy gazu z zakupionych przez PGNiG złóż gazu
z pól norweskich, ze względu na małą opłacalność takiego przedsięwzięcia (projekt
Thor). Wydaje się, że bardziej opłacalna będzie sprzedaż tego gazu odbiorcy
posiadającemu już infrastrukturę dostępu do złóż, w których PGNiG wykupiło udziały.
d) Dostawy drogą morską gazu skroplonego tzw. LNG w rejon Świnoujścia i Szczecina.
Przeanalizowano dość szczegółowo różne aspekty i warianty dostaw gazu LNG do
Polski. Analizę pogłębiono o nowe, innowacyjne technologie dostaw LNG, m.in.
terminale pływające oraz morskie, które mogą potencjalnie stanowić alternatywę do
budowy terminala lądowego LNG. Tym niemniej analizy i oceny mają charakter
wstępny, gdyż nadal nie są znane prawie żadne konkrety technicznoekonomiczne
dotyczące budowy, a następnie eksploatacji terminala LNG. Obecnie rozpocząć się
mają zasadnicze prace projektowe i dopiero po ich ukończeniu można będzie
bardziej wiarygodnie dokonywać ocen trafności przyjętych obecnie założeń. Tym
niemniej uważamy, ze analizy i oceny eksperckie na tym etapie zostały wykonane z
najwyższą możliwą starannością.
Możliwości dostaw gazu ziemnego do Polski prezentuje tabl. 6.7 oraz rys. 6.6. a i b.
Wskazują one, że kluczowe znaczenie dla stabilnych dostaw gazu ma kontrakt jamalski oraz
dostawy gazu LNG.
Bardzo istotne znaczenie dla poprawy bezpieczeństwa gazo-energetycznego Polski będzie
łączyło się z rozbudową połączeń systemu krajowego z systemami – niemieckim i duńskonorweskim. W ten sposób krajowy system gazowniczy posiadałby dobrze zrównoważoną
strukturę dostaw gazu z 3- 4 kluczowych kierunków, uzupełnianych dostawami z wydobycia
krajowego gazu.
111
Tablica 6.7. Potencjalne możliwości importowe gazu ziemnego do Polski – w dwu
wariantach: (1) przy założeniu przedłużenia dostaw rurociągiem Jamał po roku 2020; (2) bez
przedłużenia kontraktu Yamal
mld m3/a
Kierunki dostaw gazu
2005
ROSJA- kontrakty obecne
2,534
2,328
0
0
0
6,558
6,481
8,0
9,0
9,0
Dostawy z Niemiec(Lasów)
0,821
0,784
1,0
1,0
Nowe dostawy (DK+ NOR)
0
0
0,0
LNG- terminal lądowy
0
0
Nowy gazociąg (Niemcy)
0
9,9
ROSJA- Yamal-
wariant 1
Wariant 2
RAZEM – wariant 1
Wariant 2
2007
2010
2015
2020
2025
2030
0
0
9,9
10,8
0,0
0,0
1,0
1,0
1,0
3,0
5,0
5,0
5,0
0,0
2,5
2,5
5,0
7,5
0
0,0
3,0
3,0
4,0
4,0
9,6
9,0
18,5
20,5
24,9
28,3
15,0
17,5
Źródło: opracowanie własne ‘Energsys’
Mając na uwadze dążenie do bardziej zrównoważonej struktury zaopatrzenia w gaz po roku
2020 przyjęto założenie o stosunkowo niewielkim wzroście dostaw do Polski (wariant 1) z
gazociągu Yamal, bo o 10 i 20% więcej od ilości gazu w 2020 r. Oceniamy, że jest to
założenie racjonalne także ze względu na coraz bardziej napięty bilans gazowy Niemiec z
Rosją, mający swe źródło w aktualnie obowiązującej polityce niemieckiej, zakładającej
stopniowe odchodzenie od energetyki jądrowej. Wydaje się, że w perspektywie 2030 – 2040
roku alternatywę taką może tworzyć energetyka gazowa.
25
[mldm3]/a
20
Dostawy z Niemiec(Lasów)
ROSJA- Kontrakt Yamal
15
10
5
0
2005
2007
2010
2015
2020
2025
2030
Rys 6.6.a. Potencjalne możliwości importowe – bez dostaw rurociągiem Yamal po 2022 r.
112
30
25
[mldm3/a]
20
Dostawy z Niemiec (Lasów)
ROSJA- Kontrakt Yamal
15
10
5
0
2005
2007
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 6.6.b. Potencjalne możliwości importowe – przy kontynuacji dostaw z Yamal od 2023 r.
6.3. Krajowe dostawy paliw
Wykonanie analiz rozwojowych systemu elektroenergetycznego do roku 2030 wymaga
opracowania prognoz i założeń odnśnie przyszłych warunków dostaw paliw z importu i z
dostaw krajowych. W tym cel dokonano szczególowych analiz obejmujących w perspektywie
roku 2030 następujące zagadnienia:
i.
Produkcję gazu ziemnego- z kopalń krajowych oraz dostawy z podziemnych
magazynów gazu (PMG- szczytowe i sezonowe),
ii.
Transport gazu sieciami wysokich, średnich i niskich ciśnień do odbiorców,
iii.
Produkcję ropy naftowej w kraju– wydobycie oraz zdolności przerobowe krajowych
rafinerii,
iv.
Produkcję i dostawy węgla kamiennego i brunatnego do odbiorców krajowych, z
uwzględnieniem bazy zasobowej oraz obecnej i przewidywanej jakości węgla- w
podziale na węgle energetyczne i węgiel koksowy.
Najwazniejsze wyniki tych analiz przedstawiono w kolejnych podrozdziałąch.
6.3.1. Wydobycie i dostawy gazu ziemnego i ropy naftowej
Krajowe wydobycie gazu i ropy naftowej
W Polsce dotychczas jedynym znaczącym producentem gazu ziemnego jest PGNiG SA.
Także ta spółka posiada – jak dotąd- faktyczny monopol w dysponowaniu pojemnościami
podziemnych magazynów gazu (PMG).
113
Od kilku już lat wydobycie gazu ziemnego waha się w dość wąskim przedziale 4,2 – 4,5 mld
m3 gazu ziemnego o cieple spalania równym ok. 36 MJ/m3.
W tabl. 6.8 zestawiono przewidywane wydobycie gazu ziemnego oraz ropy naftowej w
horyzoncie 2030 r. 52 Przy opracowywaniu tych potencjalnych ilości wydobycia gazu i ropy
wspierano się informacjami publikowanymi w strategiach i programach rozwoju dwu
głównych producentów, tj. PGNiG oraz Grupy Lotos – Petrobaltic.
Tablica 6.8. Obecna i przewidywana produkcja gazu ziemnego oraz ropy naftowej w Polsce
Wyszczególnienie
Jednostka
2005
2010
2015
2020
2025
2030
1. Krajowa produkcja gazu ziemnego
mld m3
4,3
5,5
5,5
5,0
5,0
5,0
2. Produkcja ropy naftowej w kraju, w tym:
tys. t/a
848
1377
2000
1900
1800
1600
2.1 Wydobycie krajowe przez PGNiG
tys. t/a
616
800
1100
900
800
800
2.2 Wydobycie Pertobaltic (z Bałtyku)
tys. t/a
232
577
900
1000
1000
800
Źródło: opracowanie Energsys na podstawie GPE- GUS 2006 oraz strony internetowe:
www.pgnig.pl/pgnig/sd/wip/pgirn/ i http://www.lotos.pl/firma/wydobycie.html
Wielkości wydobycia z tabl. 6.8 nie są zbyt znaczące z perspektywy potrzeb, można jednak
zaobserwować ich pewien wzrost w latach 2010 - 2015. Wiąże się on z oficjalnymi
informacjami tych dwu producentów, którzy deklarują w swoich strategiach dość szybkie
wzrosty wydobycia. W przypadku ropy naftowej mają one swoje uzasadnienie w już
odkrytych zasobach złóż podmorskich Bałtyku oraz złoża LMG (Lubiaków- Mosty- Grotów).
Ponieważ obecnie brak jest informacji o odkryciu nowych, istotnych złóż ropy ostrożnie
założono pewien spadek jej wydobycia po roku 2015.
Prawidłowe oszacowanie wydobycia gazu ziemnego jest obarczone większym ryzykiem ze
względu na kilkuletnią deklarację PGNiG SA o jego istotnym wzroście (do nawet ok. 6 mld
m3/a), gdy tymczasem żadnych konkretnych efektów nie odnotowano. Jednakże analizując
materiały sprawozdawcze, czy też prospekt emisyjny PGNiG SA można założyć pewien
wzrost rocznej produkcji, którego kulminacja może wystąpić w okresie 2010 - 2015.
Oceniamy, że podane w tabl. 6.8 ilości są dość prawdopodobne, także ze względu na
stopniowo wzrastające wydobycie metanu, z procesów odmetanowania kopalń na Górnym
Śląsku. W Polsce odnotowywane są już pewne ilości produkowanego gazu ziemnego przez
firmy prywatne, posiadające koncesje. Są to jednak ilości gazu o niezbyt dużym wydobyciu
rocznym, które nie zmieni istotnie wartości przytoczonych w tabl. 6.8.
Zgodnie z informacjami i opiniami URE koszty, a zarazem ceny gazu ziemnego i ropy
wydobywanych w kraju są bardzo konkurencyjne w stosunku do cen na rynkach
międzynarodowych.
52
Aktualne zasoby przemysłowe gazu ziemnego i ropy naftowej są prezentowane w raporcie
cząstkowym 2. można je znaleźć również na stronie internetowej Państwowego Instytutu
Geologicznego, np. http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/zasoby04.htm
114
Zdolności przerobowe krajowych rafinerii ropy naftowej
W Polsce funkcjonują dwie Grupy kapitałowe: PKN Orlen i Grupa Lotos, prowadzące przerób
rafineryjny ropy naftowej w zakładzie w Płocku i w Gdańsku. Pozostałe zakłady znane jako
rafinerie Południowe zaprzestały przerobu ropy za względu na brak możliwości spełnienia
coraz bardziej wyśrubowanych warunków technicznych, a w ślad za tym ekonomicznofinansowych. Dysponowane obecnie i przewidywane na przyszłość zdolności przerobu ropy
naftowej w obu Grupach Kapitałowych zestawiono w tabl. 6.9.
Tablica 6.9 Efektywne moce przerobu ropy naftowej w kraju oraz w Grupach Kapitałowych
Wyszczególnienie
Jedn.
2005
2010
2015
2020
2025
2030
17,0
17,0
17,0
A. 1 Rafineria PKN Orlen – zakład w Płocku
ton/a
A. 2 Rafineria Grupy Lotos – zakład w Gdańsku
ton /a
6,0
6,5
10,5
10,5
10,5
10,5
%
98
99
95
95
95
95
15,0
16,0
16,0
16,0
16,0
Średni wskaźnik wykorzystania mocy
B.1. Rafinerie PKN Orlen (Litwa, Czechy)
tys. t/a
13,8 15,0 17,0
15,0
Źródło: opracowanie Energsys na podstawie materiałów spółek oraz publikacji branżowych
Warto odnotować, że sumaryczne zdolności przerobu ropy w rafineriach zarządzanych przez
polskie spółki są już obecnie na poziomie ok. 35 mln t ropy/a, zaś docelowo planuje się
osiągnięcie przerobu ropy ~44 mln t/a – po roku 2012. Warto zwrócić uwagę na wskaźniki
wykorzystania mocy, które dla zakładów w Płocku i Gdańsku wynoszą ok. 95- 102% mocy
przerobowych, dla Możejek ok. 60%, przy docelowym ok. 90%, zaś dla Unipetrolu ok. 8085%. Z materiałów spółki PKN Orlen wynika, że średni uzysk paliw w rafinerii waha się w
granicach 60- 65%. Założony w tabl. 6.9 stopniowy spadek wykorzystania mocy zmierza do
wartości pozwalającej optymalnie planować produkcję i czasy konserwacji i remontów.
Będzie to możliwe również ze względu na wzrost mocy przerobu- zarówno w obu Grupach
kapitałowych, jak również w całej Europie. Obecne czasy wykorzystania mocy są
wymuszane utrzymującym się od kilku lat wysokim popytem na paliwa silnikowe i inne
produkty rafineryjne i petrochemiczne.
6.3.2. Podziemne magazynowanie gazu ziemnego
Zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa o bezpieczeństwie dostaw gazu ziemnego oraz
wymaganiami ruchu (bezpiecznej eksploatacji) systemu gazowego w Polsce eksploatuje się
podziemne magazyny gazu. Ich zestawienie oraz pojemności czynne każdego magazynuistniejącego lub przewidywanego do budowy, prezentuje tabl. 6.10.
115
Tablica 6.10 Pojemności czynne magazynów gazu w Polsce, w perspektywie 2030 r.
Pojemności czynne PMG – istniejące i rozbudowywane
Magazyn
Jednostka
od 2006- od 2011- od 2016- od 2021- od 20262010
2015
2020
2025
2030
2005
Mogilno (kawerny solne)
mln m3/a
416
416
515
515
515
515
Husów (Brzeźnica+ Swarzów)
mln m3/a
555
555
555
555
555
555
Wierzchowice
mln m3/a
500
500
1200
1200
1200
1200
Strachocina
mln m3/a
150
150
300
300
300
300
Kossakowo (kawerny solne)
mln m3/a
0
0
45
100
250
250
Daszewo
mln m3/a
0
30
30
30
30
30
Bonikowo
mln m3/a
0
30
50
190
190
190
Razem w kawernach solnych
mln m3/a
416
416
560
615
765
765
Razem w sczerpanych złożach mln m3/a
1205
1265
2135
2275
2275
2275
KRAJ razem
1621
1681
2695
2890
3040
3040
mln m3/a
Źródło: opracowanie Energsys na podstawie materiałów PGNiG SA oraz publikacji z konferencji branżowych
W tabl. 6.10 występują dwa magazyny zbudowane w kawernach solnych, tj. istniejący
magazyn Mogilno oraz przewidywany do budowy – Kossakowo. Magazyn Mogilno już
obecnie jest intensywnie wykorzystywany do wspomagania pracy OGP Gaz System, w
okresie szczytów dobowych popytu na gaz. Natomiast przewidywany do budowy magazyn
Kossakowo ma- z założenia- współpracować z terminalem LNG. Pozostałe magazyny pełnią
funkcje sezonowe, tj. są wykorzystywane w sezonie zimowym, zaś ich napełnianie następuje
w okresie letnim, w którym popyt na gaz ziemny jest mniejszy.
W tabl. 6.11 podano sposób pracy magazynów gazu, na jakie były (są) one zaprojektowane.
Z danych w tablicy wynika, że największe różnice czasów zatłaczania i odbioru gazu
charakteryzują magazyny zaprojektowane do pracy szczytowej (cykle dobowe). Taki sposób
pracy jest wymagany przez system gazociągów przesyłowych, co wprost wynika ze
zmienności obciążenia systemu. Obciążenie z kolei zależy od charakterystyki odbiorów oraz
od zmiany warunków pogodowych.
116
Tablica 6.11. Charakterystyka sposobu pracy istniejących i projektowanych, podziemnych
magazynów gazu ziemnego
Sposób pracy w cyklu rocznym
Wyszczególnienie
Rodzaj magazynu
Jednostka
Czas
zatłaczania
Czas odbioru
gazu
Szczytowy- istniejący
Doby/ rok
88
45
Husów (Brzeźnica &
Swarzów)
Sezonowy – istniejący
150
95
Wierzchowice
Doby/ rok
150
110
Strachocina
Doby/ rok
150
120
Szczytowy- nowy
Doby/ rok
100
55
Daszewo
Sezonowy – nowy
Doby/ rok
150
110
Bonikowo
Sezonowy – nowy
Doby/ rok
150
110
Doby/ rok
Źródło: opracowanie Energsys na podstawie materiałów PGNiG SA oraz publikacji z konferencji branżowych
Tabl. 6.12 przedstawia, oszacowane przez Energsys na podstawie publikowanych informacji
branżowych, kwoty nakładów inwestycyjnych, prawdopodobne do poniesienia w kilku
następnych podokresach 5-cio letnich.
Tablica 6.12. Zestawienie nakładów inwestycyjnych przewidywanych do poniesienia na
budowę/ rozbudowę magazynów gazu ziemnego
Magazyn
Jednostka
Nakłady inwestycyjne do poniesienia na budowę i/lub
rozbudowę PMG
od 2006-
od 2011-
od 2016-
od 2021-
od 2026-
2010
2015
2020
2025
2030
mln zł
0
120
0
0
0
Husów (+Brzeźnica+ Swarzów)
mln zł
0
0
0
0
0
Wierzchowice
Strachocina
mln zł
mln zł
mln zł
300
45
0
825
165
375
0
0
180
0
0
135
0
0
0
Daszewo
mln zł
60
0
0
0
0
Bonikowo
mln zł
135
75
0
0
0
Razem w kawernach solnych
mln zł
0,0
495,0
180,0
135,0
0,0
Razem w sczerpanych złożach
mln zł
540,0
1065,0
0,0
0,0
0,0
KRAJ razem
mln zł
540,0
1560,0
180,0
135,0
0,0
Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów PGNiG SA oraz publikacji z konferencji branżowych
Przy szacowaniu przewidywanych w tabl. 6.12 kwot nakładów zastosowano 50- 80% wzrost
nakładów przewidywanych pierwotnie w różnych dokumentach PGNiG SA. Bowiem przykład
rozbieżności wyceny kosztów pomiędzy oszacowaniem inwestora (PGNiG), a ofertami
wykonawców, na podstawie wspomnianego już zagospodarowania złoża ropy LMG
wskazuje zasadność tak znacznego przeszacowania kosztów wykonawstwa.
117
Należy podkreślić, że znowelizowana w 2007 roku ustawa o zapasach ropy naftowej,
produktów naftowych i gazu ziemnego wymaga od 1 października 2012 gromadzenia
zapasów gazu w ilości odpowiadającej 30 dniowemu wolumenowi importu gazu do Polski.
Uwzględnienie tego wymagania powoduje, że w Polsce ok. roku 2015 będzie potrzebna
pojemność czynna PMG bliska wartości podanej w tabl. 6.10, tj. ok. 2,7 – 2,8 mld m3 gazu/a.
W przypadku wzrostu popytu na gaz ziemny konieczne będzie wybudowanie dodatkowych
pojemności magazynowych z równoczesnymi działaniami ‘wypłaszczania’ krzywej
szczytowego (dobowego) poboru mocy z magazynów. Trzeba jednak podkreślić, że wzrost
zastosowania gazu do produkcji energii elektrycznej i/lub ciepła w skojarzeniu będzie
powodował raczej wzrost nierównomierności obciążania w systemie gazowym. A jeśli tak, to
konieczna stanie się budowa większej liczby magazynów, w tym wspierających pobór gazu i
zmiennej dynamice zużycia, tj. magazynów do pracy szczytowej. Mając to na uwadze bardzo
ważnym parametrem każdego magazynu jest określenie zdolności (czasu w dobach lub
mocy godzinowej) odbioru gazu w czasie oraz czasu zatłaczania, aż do całkowitego
napełnienia magazynu. Im krótsze czasy odbioru i/lub napełniania tym na ogół wyższe
nakłady inwestycyjne trzeba ponieść na budowę PMG.
6.3.3. Sieci gazownicze
Doprowadzenie gazu z importu lub z wydobycia krajowego wymaga jego transportu siecią
przesyłową – najwyższych ciśnień, albo też – do drobniejszych odbiorców – siecią
przesyłową i dystrybucyjną. Na potrzeby obliczeń modelowych w sieci dystrybucyjnej
dokonano wyróżnia dostaw z wykorzystaniem sieci średnich i niskich ciśnień.
Poprawne wykonanie zadań postawionych przez Zamawiającego wymagało opracowania
odpowiednich, uśrednionych charakterystyk techniczno- kosztowych każdego z trzech
poziomów ciśnień w krajowej sieci gazowej. Parametry techniczne sieci gazowniczej tworzą:
a) zużycie gazu na tłoczenie, wykazywane jako tzw. zużycie własne oraz
b) straty gazu w sieci wskutek różnego rodzaju nieszczelności lub czynności
przyłączeniowych, naprawczych itp.
Parametry ekonomiczne technologii sieciowych opracowano na podstawie obowiązujących
taryf – określonych dla reprezentatywnych grup odbiorców – na każdym ze wspomnianych
poziomów ciśnień sieci gazowej. Dla systemu przesyłowego obsługującego największych
odbiorców, do których będą zaliczane również elektrownie i/lub duże EC wytypowano
odbiorców taryfowych grupy E3 i E4. dla odbiorców sieci dystrybucyjnej przyjęto odbiorców
taryfy W9 i W10 – dla średnich ciśnień (średni przemysł) oraz W3 i W4- dla niskich ciśnień
(gospodarstwa domowe i drobne usługi).
Opracowane charakterystyki sieci gazowniczej zestawiono w tabl. 6.13. Wartości w tabl. 6.13
zostały odpowiednio skalibrowane dla roku 2005 i 2006. Mają one tę własność, że odbiorcy
na niskich ciśnieniach muszą pokryć łączne koszty pracy systemu sieci gazowniczej na
danym ciśnieniu oraz każdego z poziomów ciśnień wyższych. Przy tym założeniu odbiorcy
przyłączeni do sieci OGP Gaz System zapłacą tylko za pokrycie kosztów sieci najwyższych
ciśnień.
118
Tablica 6.13. Charakterystyka techniczno- ekonomiczna krajowej sieci gazowniczej
Wyszczególnienie
Parametr sieci
sprawność sieci
Jednostka
2005
2010
2015
2020
2025
2030
[ -/ -]
0,991
0,992
0,992
0,992
0,992
0,992
zł/GJ
2,1
2,08
2,05
2,02
1,95
1,95
[ -/ -]
0,987
0,987
0,988
0,988
0,988
0,989
zł/GJ
1,5
1,45
1,45
1,40
1,38
1,38
[ -/ -]
0,985
0,985
0,986
0,986
0,986
0,987
zł/GJ
9,36
9,3
9,2
9,00
9,00
9,00
Sieć przesyłowa
koszt dostawy
Sieć dystrybucyjnaśrednie ciśnienia
Sieć dystrybucyjnaniskie ciśnienia
sprawność sieci
koszt dostawy
sprawność sieci
koszt dostawy
Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów GPE- GUS, taryf OGP Gaz System i taryf OSD oraz
danych ze sprawozdania MG 53
6.3.4. Wydobycie i dostawy węgla kamiennego
Węgiel kamienny jest i zapewne pozostanie, obok węgla brunatnego, głównym paliwem
stosowanym do produkcji energii elektrycznej w obiektach systemowych. Wynika to m.in. z
ostatnio opublikowanego raportu ekspertów elektroenergetyki 54, w którym jednak zwraca się
uwagę także na szereg już napotkanych zagrożeń związanych z dostawami węgla
krajowego, które oprócz szybko rosnących cen mają swoje źródło w pojawiającym się braku
zdolności wydobywczych oraz transportowych. Mając na względzie zasygnalizowane przez
zespół ekspertów zastrzeżenia i/lub ostrzeżenia Wykonawca przy wspólpracy z
Zamawiajacym podjął dzialania majace na celu rozpoznanie perspektyw iwarunkow dostaw
węgla krajowego w perspektywie 2030 roku. W tym celu wykorzystane zostały zestawienia
robocze przygotowane przez specjalistów GIG z Katowic, na formularzach do gromadzenia
danych, opracowanych przez Energsys. Poniżej prezentowane są opracowane w ten sposób
charakterystyki dostaw węgla kamiennego z wydobycia krajowego.
53
Sprawozdanie z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny, za okres od 1
lipca 2006 do 31 marca 2007. Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 29 lutego 2008. Monitor
Polski nr 29, poz. 268 z 2008 r.
54
Ekspertyza
pt.
„Najważniejsze
zagadnienia
dotyczące
funkcjonowania
sektora
elektroenergetycznego w Polsce”. Luty 2008. Zespół autorów: Stefania Kasprzyk, Katarzyna Muszkat,
H. Majchrzak, K. Szynol, J. Kaczorowski, S. Poręba, H. Trojanowska
119
Tablica 6.14 Zasoby przemysłowe i operatywne węgla kamiennego energetycznego i
koksowego w Polsce
Nazwa producenta
(spółka; kopalnia)
Zasoby węgla - dane w [ mln Mg ]
Przemysłowe
Operatywne
Kompania Węglowa S.A
zasoby węgla energetycznego
1 442,1
856,7
zasoby węgla koksującego
1 378,3
817,8
486,0
294,6
64,5
33,4
10,3
6,3
412,5
261,6
219,2
169,8
96,3
73,5
6,2
3,7
336,7
231,8
382,5
217,0
-
-
1,8
0,8
-
-
218,5
125,9
-
-
2 766,6
1 674,8
2 288,3
1 418,1
Katowicka Grupa Kapitałowa
Jastrzębska Spółka Węglowa S.A.
KWK Bogdanka
KWK Budryk
KWK Janina
Siltech Sp. z o.o.
ZGE Sobieski - Jaworzno III Sp. z o.o.
RAZEM
Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z GIG
Z tabl. 6.14 wynika, że zasadniczą część zasobów węgla energetycznego (~50%) oraz węgla
koksowego (~58%) posiada Kompania Węglowa. Z pozostałych kopalń znaczące zasoby
węgla koksowego posiada Jastrzębska Spółka Węglowa, szczególnie po włączeniu do niej
kopalni Budryk. Ogólnie w Polsce występuje dość duża równowaga zasobów węgla
energetycznego do koksowego. Jednakże, jak wynika z danych tabl. 6.15 w wydobyciu już
takiej równowagi nie ma, co sygnalizuje powstanie coraz bardziej napiętego bilansu węgla
energetycznego- nawet w horyzoncie 2030 r.
120
Tablica 6.15 Obecne i przewidywane przez kopalnie, roczne wydobycie węgla,
w mln ton/a
Nazwa
producenta
2005
2006
2007
2010
2015
2020
2025
2030
A. Węgiel energetyczny
KWK - Kompania Węglowa
KHW
JSW (z KWK Budryk)
KWK Bogdanka
PKW SA (Janina + Sobieski)
49,73
17,10
4,82
5,37
5,28
47,46
17,10
5,17
5,06
5,01
44,88
15,96
4,77
5,15
4,66
42,82
17,37
4,50
5,18
5,52
39,57
19,43
4,39
9,72
6,06
37,26
19,19
3,39
9,83
5,81
35,11
18,58
3,43
9,26
5,50
34,55
18,42
3,48
9,12
5,38
Siltech Sp. z o.o.
0,12
0,14
0,19
0,19
0,17
0,00
0,00
0,00
RAZEM węgiel energetyczny
82,42 79,94 75,61 75,58 79,33 75,47 71,89 70,95
B. Węgiel koksowy
KWK - Kompania Węglowa
KHW
JSW (z KWK Budryk)
KWK Bogdanka
2,86
2,91
2,98
3,87
5,02
4,72
4,45
4,38
11,21 11,65 10,96 11,87 11,58 10,12 10,24 10,39
PKW SA (Janina + Sobieski)
RAZEM węgiel koksujący
14,07 14,56 13,94 15,73 16,60 14,84 14,69 14,77
Porównanie wartości skumulowanego wydobycia węgla energetycznego z tabl. 6.15 z
zasobami operatywnymi tego węgla może wskazywać na wystąpienie pewnej, niedużej luki
zasobowej ok. 40 mln t węgla energetycznego w podokresie 2025- 2030. Natomiast w końcu
okresu pozostanie nadal bardzo duża nadwyżka zasobów węgla koksowego (powyżej 1 mld
ton). Oczywiście spostrzeżenia te są o tyle prawdziwe o ile nie ulegną istotnym odchyłkom
wydobycie oraz zasoby węgli – od wartości zawartych w tabl. 6.14 i 6.15.
W kolejnej tabl. 6.16 zawarto parametry jakościowe węgla kamiennego. Zestawiono wartości
opałowe, średnią zawartość siarki oraz popiołu. Wartości tych parametrów mają coraz
ważniejsze znaczenie dla planowania rozwoju technologicznego elektroenergetyki opartej na
węglu kamiennym. Bowiem zaostrzane nieprzerwanie normy emisji zanieczyszczeń
gazowych i pyłowych powodują, iż elektrownie muszą spalać węgiel coraz wyższej jakości.
Wg informacji GIG kopalnie przygotowując się do nowych oczekiwań elektrowni przewidują
istotną poprawę jakości parametrów węgla, głównie poprzez obniżenie zawartości siarki
palnej, do wartości 0,65 - 0,60%. Zarazem jednak nie odnotowuje się istotnej poprawy
jakości węgla, w zakresie redukcji zawartości popiołu.
Te pożądane społecznie działania kopalń będą zapewne oznaczały dodatkowy wzrost kosztu
oferowanego węgla, który będzie z kolei kompensowany elektrowniom obniżeniem opłat i kar
ekologicznych, przy bardzo niewielkim wzroście sprawności (na co wskazuje brak poprawy
wartości opałowej).
121
Tablica 6.16 Obecne i przewidywane parametry jakościowe węgla energetycznego
Nazwa producenta
wartość opałowa Q [GJ/t]
Jednostka
2005
miary
GJ/t
2006
2007
20082010
23,48 23,25 22,90 22,53
20112015
20162020
20212025
20262030
22,86
22,55
22,55
22,55
średnia zawartość siarki (S)
%
0,76
0,77
0,76
0,75
0,70
0,65
0,60
0,60
średnia zawartość popiołu (A)
%
17,2
17,5
17,5
17,5
17,4
17,4
17,4
17,4
23,62 24,14 23,72 24,49
24,80
24,01
24,01
24,01
Katowicka Grupa
Kapitałowa
GJ/t
%
0,64
0,63
0,63
0,62
0,61
0,60
0,60
0,60
%
16,5
15,4
15,4
15,4
15,3
15,3
15,3
15,3
21,92 22,26 22,10 22,20
22,23
22,11
22,11
22,11
Jastrzębska Spółka
Węglowa S.A.
GJ/t
%
0,65
0,63
0,63
0,62
0,61
0,6
0,6
0,6
%
21,6
21,3
21,3
21,2
21,1
21,1
21,1
21,1
21,47 21,56 21,85 21,52
21,19
21,56
21,56
21,56
KWK Bogdanka
GJ/t
%
1,14
1,15
1,12
1,00
0,80
0,60
0,60
0,60
%
22,2
19,6
19,6
19,6
19,6
19,6
19,6
19,6
KWK Budryk
GJ/t
22,81 22,63 22,33
%
0,84
0,88
8,88
%
21,4
21,5
21,5
KWK Janina
KWK Budryk w strukturze JSW S.A.
KWK Janina w strukturze PKW S.A.
Siltech Sp. z o.o.
GJ/t
23,27 22,95 23,66 23,66
23,66
%
0,8
0,86
0,85
0,8
0,7
%
19,4
22,5
22,5
22,0
22,0
ZGE Sobieski - Jaworzno III
Sp. z o.o.
PKW S.A.
Zakończenie eksploatacji
kopalni
ZGE Sobieski w strukturze PKW SA
GJ/t
20,28 20,20 20,06 20,04
19,98
20,00
20,00
20,00
%
1,08
1,07
1,00
0,80
0,65
0,60
0,60
0,60
%
9,7
10,3
10,3
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
W kolejnych tablicach zestawiono oszacowanie kosztów wydobycia węgla energetycznego i
koksowego. Okazuje się jednak, że nie jest prostą sprawą rozdzielenie kosztów kopalń na
węgiel energetyczny oraz koksowy, gdyż wg informacji GIG takiego rozdziału kosztów
obecnie się nie prowadzi. W tych warunkach przyjęto, że koszty węgla energetycznego będą
charakteryzowały wszystkie spółki – za wyjątkiem JSW, zaś koksowego odwrotnie – tylko
JSW. Odpowiednie dane zestawiono w tabl. 6.17.
Tablica 6.17 Oszacowanie jednostkowych kosztów produkcji węgla energetycznego i
koksowego w latach 2005- 2030 (ceny 2005 r)
122
Nazwa producenta
Jedn
Jednostka 2005 2006 2007 2010 2015 2020 2025 2030
razem
Kompania Węglowa
S.A
Katowicka Grupa
Kapitałowa
KWK Bogdanka
PKW S.A.
6,69 6,91 7,46 7,82 7,36 7,76 8,07
8,40
4,21 4,05 4,61 4,74 4,41 4,65 4,83
5,03
0,47 0,53 0,62 0,74 0,74 0,78 0,82
0,85
koszt zmienny
2,01 2,33 2,24 2,35 2,21 2,33 2,42
2,52
razem
6,94 7,39 8,02 8,28 8,33 8,95 9,31
9,68
4,32 4,57 4,98 5,05 4,92 5,28 5,49
5,71
0,54 0,60 0,63 0,74 0,92 0,98 1,02
1,06
koszt zmienny
2,08 2,22 2,41 2,48 2,50 2,68 2,79
2,90
razem
6,36 6,43 6,78 8,33 6,20 6,34 6,59
6,85
3,96 3,78 4,16 5,08 3,69 3,77 3,92
4,08
0,50 0,72 0,59 0,75 0,65 0,67 0,69
0,72
koszt zmienny
1,91 1,93 2,03 2,50 1,86 1,90 1,98
2,06
razem
6,92 7,60 8,29 7,77 7,09 7,37 7,66
7,97
4,13 4,65 5,05 4,82 4,50 4,67 4,86
5,06
0,71 0,67 0,76 0,62 0,46 0,48 0,50
0,52
2,08 2,28 2,49 2,33 2,13 2,21 2,30
2,39
stały, w tym:
amortyzacja
stały, w tym:
amortyzacja
stały, w tym:
amortyzacja
stały, w tym:
amortyzacja
zł/ GJ
zł/ GJ
zł/ GJ
zł/ GJ
koszt zmienny
Siltech Sp. z o.o.
razem
zł/ GJ
Brak danych
jednostkowy koszt wydobycia węgla koksowego
razem
Węglowa S.A.
8,23 8,31 9,31 8,87 9,04 9,41 9,79 10,18
stały, w tym:
amortyzacja
koszt zmienny
zł/ GJ
4,82 4,92 5,67 5,28 5,29 5,50 5,72
5,95
0,94 0,90 0,84 0,93 1,04 1,08 1,13
1,17
2,47 2,49 2,79 2,66 2,71 2,82 2,94
3,05
Zagadnienia utrzymania zdolności wydobywczej kopalń zależą w największym stopniu od
realizowanej polityki i strategii inwestowania. Tajemnicą poliszynela jest, że w kopalniach
nakłady inwestycyjne były radykalnie ograniczane przez ostatnich 10 – 15 lat. Istniało szereg
przyczyn tego niekorzystnego zjawiska, z których tylko niewielka część mogła zależeć od
polityki kopalń. Do najważniejszych czynników obiektywnych należały bardzo niskie,
międzynarodowe ceny paliw kopalnych, które powodowały, że zainwestowany kapitał miał
nikłe szanse zwrotu. Inny czynnik stanowiła konieczność restrukturyzacji organizacyjnokosztowej kopalń, wynikająca z potrzeby dostosowania pomocy publicznej udzielanej
kopalniom do zasad obowiązujących w Unii Europejskiej. Kolejnym były istniejące w Polsce
nadwyżki mocy wytwórczych w elektroenergetyce i ciepłownictwie, także zmuszające do
realizacji różnych oszczędności, szczególnie wobec restrykcyjnej polityki regulatora (URE).
Łącznie zjawiska te doprowadziły do bardzo trudnej sytuacji odbudowy mocy produkcyjnych
w kopalniach, co staje się coraz bardziej odczuwalne na rynku krajowym i światowym.
Bowiem obecnie trwająca dobra koniunktura cenowa na międzynarodowych rynkach węgla
nie znajduje odzwierciedlenia we wzroście wydobycia i sprzedaży węgla energetycznego.
Przyczyną tego są bardzo ograniczone możliwości wzrostu wydobycia.
123
Tablica 6. Przewidywane nakłady inwestycyjne oszacowane przez specjalistów GIG na
podstawie dokumentów spółek węglowych
[w mln zł’2005 ]
Spółki węglowe
Rodzaj
nakładów
2005
2006
2007
20082010
20112015
20162020
20212025
20262030
643
653
703
2 256
3 469
3 573
3 680
3 790
Katowicka Grupa
Kapitałowa
331
340
447
2 058
2 571
2 699
2 834
2 976
660
577
565
2 275
2 974
3 093
3 217
3 346
145
144
172
847
731
775
822
871
57
59
60
Węglowa S.A.
KWK Bogdanka
KWK Budryk
Budownictwo
inwestycyjne
i zakupy
gotowych
dóbr
inwestycyjny
ch
Siltech Sp. z o.o.
KWK Budryk w strukturze JSW S.A.
Brak danych
PKW S.A.
95
203
83
156
268
281
295
310
mln zł
1 929
1 977
2 029
7 592
10 012
10 421
10 848
11 292
mln zł
1269
1400
1464
5317
7038
7328
7631
7947
Nakłady średnio-roczne/
odniesione do tony
węgla energetycznego
mln zł/ t
15,4
17,5
19,4
23,5
17,7
19,4
21,2
22,4
Nakłady średnio-roczne/
odniesione do tony
węgla koksowego
(JSW)
mln zł/ t
46,9
39,6
40,5
48,2
35,8
41,7
43,8
45,3
Razem nakłady kopalń
węgla,
w tym:
Nakłady inwest. na
węgiel energetyczny
Jak podaje GIG w tabl. 6.18 zawarte są dane łącznie dla węgla energetycznego i
koksującego. W latach 2016-2030 przewiduje się umiarkowany wzrost wysokości nakładów
inwestycyjnych, co będzie spowodowane głównie:
•
zwiększeniem wysokości nakładów na budowę i utrzymanie wyrobisk górniczych,
•
wzrostem nakładów na modernizację zakładów przeróbki mechanicznej węgla pod
kątem bardziej głębokiego wzbogacania węgla,
•
zwiększeniem nakładów na realizację przedsięwzięć z zakresu ochrony
środowiska (zagospodarowanie wód zasolonych i odpadów górniczych) oraz
•
modernizacją i unowocześnianiem parku maszynowego.
124
W latach 2016-2030 wysokość planowanych nakładów inwestycyjnych oszacowano według
średnich wielkości nakładów z lat 2003-2007 przy uwzględnieniu planowanych nakładów w
latach 2008-2015, zakładając ich średnioroczny wzrost indywidualnie dla poszczególnych
spółek węglowych.
Dane w tabl. 6.18 Wykonawca samodzielnie uzupełnił o dwa ostatnie wiersze wskazujące na
kształtowanie się wskaźnika inwestowania, równego ilorazowi nakładów inwestycyjnych w
podokresie (roku) - bez zamrożenia kapitału, do produkcji węgla w tym samym podokresie.
Analiza tych danych wskaźnikowych dowodzi, że praktycznie w całym okresie nie wystąpią
istotne zmiany w polityce inwestowania. Organy zarządzające kopalniami węgla kamiennego
nadal są bardzo zachowawcze w kreowaniu polityki inwestowania, obawiając się szybkiej
zmiany bardzo korzystnej koniunktury na rynku cen węgla. Tym niemniej wartości
wskaźników inwestowania wskazują na około 2- krotnie wyższe inwestycje przypadające na
węgiel koksowy. Wynika to z jednej strony z nieco wyższych potrzeb inwestycyjnych, ze
względu na trudniejsze warunki geologiczne, ale także z uwagi na istotnie wyższą
opłacalność sprzedaży węgla koksowego, co dość istotnie zmniejsza ryzyko inwestowania
przez Zarząd JSW, w porównaniu do innych spółek (wyższa cena daje wyższe
bezpieczeństwo inwestowania, albo inaczej – zmniejsza ryzyko przeinwestowania).
Zastanawiając się nad tą, niezwykle ważną dla stabilnego rozwoju każdej firmy kwestią
polityki inwestowania, Wykonawca dotarł do materiałów 55 informujących, że wykonane
analizy porównawcze niezbędnej skali inwestycji w stabilizację i ewentualnie lekki wzrost
wydobycia wymagają nakładów na poziomie ok. 45 - 50 USD/t rocznej zdolności
produkcyjnej. Wartość tych nakładów obejmuje wzrost wydobycia z istniejących kopalń i przy
już istniejącej infrastrukturze technicznej dostaw – i to niezależnie od kraju. Natomiast w
przypadku budowy nowej kopalni od podstaw (grenfield) wydatki te osiągają wartość do ok.
1690 USD/t rocznej zdolności produkcyjnej.
Porównując te kwoty z międzynarodowych badań porównawczych dość łatwo dojść do
wniosku, że przy obecnie przewidywanym poziomie nakładów polskie górnictwo węgla
kamiennego, a szczególnie węgla energetycznego, nie zdoła utrzymać nawet obecnego
poziomu wydobycia nie mówiąc o jego pewnym wzroście.
Oceniamy, że w polskich kopalniach niezbędnym będzie ponoszenie nakładów
inwestycyjnych na poziomie minimum ok. 60 – 80 zł/ t rocznej zdolności wydobycia. Jest to
wzrost ponad 3- 4-krotny w przypadku obecnie preliminowanych nakładów na wydobycie
węgla energetycznego, zaś tylko 2 krotny w przypadku węgla koksowego.
Co mogą oznaczać aż tak znaczące wzrosty nakładów dla krajowych klientów górnictwa
węgla energetycznego, w tym szczególnie elektroenergetyki – nie trzeba specjalnie
uzasadniać. Bardzo wstępnie szacując musi to oznaczać wzrostu kosztu (ceny) węgla o ok.
20- 30% lub nawet więcej.
55
Word Market for Hard Coal. October 2007. autorzy: dr W.Ritschel I H-W. Schiffer (str. 33)
125
6.3.5. Wydobycie i dostawy węgla brunatnego
Charakterystyka ilościowa i jakościowa węgla brunatnego ma istotne znaczenie dla dobrego
wypełnienia celu Raportu 2030, polegającego na ocenie potencjalnych skutków dla sektora
elektroenergetycznego, z tytułu wdrożenia programu ochrony zmian klimatu, znanego jako
wyzwanie 3*20%. Mając to na uwadze Wykonawca przygotował odpowiednie materiały dla
przedstawicieli sektora z prośbą o ich wypełnienie oraz wyrażenie własnych opinii, jeżeli
wystąpi taka potrzeba. Wyniki wspólnej pracy specjalistów sektora węgla brunatnego oraz
Wykonawcy są prezentowane w tabl. 6.19 - 6.23. Obecny rozdział nieco zaktualizowano o
nowe informacje uzyskane z KWB Adamów oraz o dodatkowe korekty wynikające z
oszacowań porównawczych nakładów inwestycyjnych na nowe kopalnie, a w zasadzie na
KWB Legnica- Wschód.
Aktualna baza zasobowa węgla brunatnego w Polsce
Dane zgromadzone w tabl. 6.19 odpowiadają najbardziej aktualnym ocenom zasobów, z
uwzględnieniem najnowszych publikacji naukowych, w tym pochodzących z Polskiego
Kongresu Górniczego, który odbył się w Krakowie, we wrześniu 2007 r.
Tablica 6.19. Zasoby przemysłowe i operatywne węgla brunatnego w Polsce,
wg stanu na 31.12.2006 r. (lub bardziej aktualne – jeśli istnieje)
Nazwa producenta
Zasoby węgla - dane w [ mln Mg]
Bilansowe
Przemysłowe/
Operatywne
KWB Bełchatów +
Szczerców
1500,0
1167
Złoczew
485,0
340,0
KWB Adamów
81,0
67,8
KWB Konin
570,0
400
KWB Turów
1040,0
810
Gubin
1143,0
890
Legnica -Wschód
839,0
RAZEM
5660,0
653
Uwagi/ objaśnienia
W tym:
a) w odkrywkach eksploatowanych ok. 100 mln Mg
b) w odkrywkach
planowanych ok. 300 mln t.
Nowe kopalnie o
atrakcyjnych
parametrach złożonych
4330,0
Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów otrzymanych z KWB, koordynowanych przez BOT
126
Obecne i przewidywane możliwości wydobycia węgla
Aktualne wydobycie węgla dla lat 2005 - 2006 oraz przewidywania odnośnie przyszłej
produkcji pochodzą z oszacowań ekspertów branżowych, pracujących pod kierownictwem
pp. Stanisława Poręby i Kazimierza Brzeg.
Tablica 6.20. Obecne i przewidywane wydobycie węgla brunatnego
Nazwa producenta
KWB
Bełchatów
Szczerców
Jedn
+
2005
2006
2010
2015
2020
2030
Mln t/a
35,2
32,99
40,5
42,5
35,8
35,0
Złoczew
Mln t/a
-
-
-
-
-
10,0
KWB Konin
Mln t/a
9,97
10,72
8,9
9,3
9,3
8,6
KWB Turów
Mln t/a
11,92
12,17
13,9
10,7
9,9
9,5
Gubin
Mln t/a
-
-
-
-
-
30,0
Legnica –Wschód
Mln t/a
-
-
-
-
3,0
33,3
uwaga:
zakończenie
eksploatacji
ok.2023
KWB Adamów
RAZEM
roku
wydobycie,
Mln t/a
w
Mln t/a
4,45
61,6
4,91
60,8
4,4
4,4
4,2
67,9
66,9
62,2
106,4
Dane w tabl. 6.20 zostały dodatkowo zweryfikowane w oparciu o publikacje ostatniego
Kongresu Górniczego, który odbył się we wrześniu 2007 r w Krakowie.
Uśrednione parametry jakościowe węgla brunatnego
Istotne znaczenie, szczególnie ze względu na negatywne oddziaływanie środowiskowe
(emisje atmosferyczne) mają parametry jakościowe węgla. Parametry te zgromadził zespół
specjalistów branżowych, udzielając stosownych wyjaśnień dotyczących sposobu ich
oznaczenia. Parametry te odpowiadają warunkom złożowym, zaś ich oznaczenie wykonały
akredytowane laboratoria badawcze, funkcjonujące przy kopalniach i/lub elektrowniach.
Trzeba podkreślić, że ze względu na wdrożenie w Polsce systemu handlu emisjami CO2
całość problematyki dotyczącej badań laboratoryjnych, a w tym oznaczeń parametrów
jakościowych węgli uległa istotnej poprawie. Dane jakościowe prezentuje tabl. 6.21. zostały
one zaktualizowane o nowe dane podane przez KWB Adamów.
Tablica 6.21. Uśrednione jakościowe parametry węgla brunatnego
Nazwa producenta
Jedn.
2005
2006- 2010
2011- 2020
2021- 2030
KWB Bełchatów + Szczerców:
127
Nazwa producenta
- wartość opałowa – Q [GJ/t]
- średnia zawartość siarki (S)
-średnia zawartość popiołu (A)
- średnia zawartość wilgoci
Jedn.
2005
2006- 2010
2011- 2020
2021- 2030
GJ/t
%
%
%
8,09
0,57
8,9
53
7,86/7,5
0,51/1,45
10,4/12,4
53
7,86/7,5
0,5/1,35
10/12,5
53
7,70
1,25
11,4
53
GJ/t
%
%
-
-
-
8,445
1,17
21,82
GJ/t
%
%
%
8,27
0,50
26,22
53
8,30
0,54
22,61
53,20
8,89
0,48
20,14
53,50
8,55
0,53
22,02
53,50
GJ/t
%
%
%
9,4
0,92
8,27
54
9,75
1,07
9
54
8,2
0,8
9
54
8,2
0,8
9
54
GJ/t
%
%%
10,4
0,35
14,9
42
9,9
0,5
17,6
42
9,6
0,65
19,6
42
9,6
0,6
19,0
42
GJ/t
%
%
-
-
-
9,26
0,82
15,62
GJ/t
%
%
-
-
-
9,23
0,99
18,10
Złoczew
KWB Adamów
KWB Konin
KWB Turów
Gubin - wartość opałowa – Q [GJ/t]
Legnica- Wschód
Koszty wydobycia węgla oraz możliwe tendencje w perspektywie wieloletniej
Jedną z trudniejszych kwestii stanowiła i stanowi nadal tematyka kosztów i nakładów
inwestycyjnych, jako mające w dość oczywisty sposób charakter wrażliwy rynkowo. Tym
niemniej specjalistom sektora udało się zgromadzić prawie wszystkie potrzebne do badań
modelowych dane. W drugim etapie prac udało się uzupełnić dane liczbowe o informacje
uzgodnione z KWB Adamów. Wynik uzgodnień prezentuje tabl. 6.22. Niestety nie udało się
uzyskać danych o przewidywanych kosztach wydobycia kopalni Złoczew. Z literatury
geologiczno- górniczej wynika jednak, że ze względu na bardzo trudne warunki złożowe,
wynikające m.in. z bardzo silnie tektonicznie zaburzonej struktury złożowej, koszty te będą
istotnie wyższe od obecnie rejestrowanych dla KWB Bełchatów - Szczerców. W przypadku
128
konieczności zastosowania do obliczeń modelowych parametrów kosztowych opisujących
złoże Złoczew, Wykonawca jest skłonny przyjąć oszacowane przez siebie wartości na
poziomie o ok. 30 – 40% wyższym od kosztów Bełchatowa. Będzie to koszt bliski
przewidywanym kosztom KWB Turów- począwszy od 2015 r.
Tablica 6.22 Obecny i przewidywany koszt wydobycia węgla brunatnego (ceny 2005)
Nazwa spółki/
kopalni
KWB
Bełchatów +
Szczerców
Złoczew
KWB
Adamów
Kategoria
kosztu
jednostkowego
Koszt jednostkowy razem;
w zł/GJ, w tym:
- koszt stały; zł/GJ, w tym
- amortyzacja
- koszt zmienny; zł/GJ
w zł/GJ, w tym:
- amortyzacja
w zł/GJ, w tym:
- amortyzacja
KWB Konin
w zł/GJ, w tym:
- amortyzacja
KWB Turów
w zł/GJ, w tym:
- amortyzacja
Gubin
20062010
2005
20112015
20162020
20212030
4,64
4,77
4,99
5,73
5,66
3,75
0,41
3,4
0,34
3,5
1,26
4,01
1,4
3,96
0,62
0,89
1,37
1,49
1.72
1,7
5,69
5,90
7,85
8,91
3,86
4,01
4,96
5,68
0,77
0,80
1,04
1,66
5,1
6,0
6,22
6,46
6,46
3,84
0,30
4,5
0,65
4,68
0,94
4,83
0,97
4,83
0,97
1,28
1,5
1,56
1,61
1,61
4,53
4,7
6,25
7,1
7,9
3,74
0,37
3,53
0,4
4,37
0,52
5,0
0,83
5,83
0,82
0,78
1,17
1,87
2,1
2,37
w zł/GJ, w tym:
- amortyzacja
Legnica –
Wschód
w zł/GJ, w tym:
- amortyzacja
6,6
5,28
1,06
1,32
Podane wartości kosztów zostały bezpośrednio wykorzystane w obliczeniach modelowych,
za wyjątkiem kosztów charakteryzujących nową KWB Legnica - Wschód.
129
W tabl. 6.22 wartości kosztów dla Adamowa do roku 2010 podała kopalnia, zaś dla lat 20112020 zostały oszacowane przez Energsys na podstawie danych dla KWB Turów, a
następnie przesłane do akceptacji przez KWB Adamów. Akceptację taką uzyskano.
W koszcie zmiennym uwzględniono:
•
koszt zużywanej energii, ze stałymi opłatami za przesył (ok. 60% udział),
•
koszt opłat eksploatacyjnych i odpis na Fundusz Likwidacji (ok.25% udział),
•
inne koszty zmienne, np. koszt wymiany szybko zużywających się części,
założono, że ta część będzie wzrastać ze względu na dalsze uzmiennianie kosztów
stałych ( ok.15%).
Wskazano, że tzw. „czyste” koszty zmienne stanowią 10-12 % całkowitego kosztu
jednostkowego.
Z kolei w koszcie stałym uwzględniono:
•
Materiały i energia/paliwa (ok. 20% udziału w całkowitym koszcie stałym),
•
Usługi obce (10-20%),
•
Podatki i opłaty (6-8%),
•
Wynagrodzenia i świadczenia (50-60%),
•
Pozostałe koszty rodzajowe (2-4%).
Nie podano wartości dla Złoczewa oraz Gubina ze względu na zupełny brak rozpoznania w
tym zakresie. Wskazano zarazem, że wkrótce zostaną uruchomione prace mające na celu
oszacowanie potencjalnych kosztów i nakładów wymaganych do udostępnienia złoża
Złoczew.
Przewidywane nakłady inwestycyjne w KWB
Podawanie danych o nakładach inwestycyjnych jest coraz rzadziej spotykane. To istotna
trudność w procesie gromadzenia danych do modelowania rozwoju, którą udało się pokonać
wyłącznie dzięki zaangażowaniu specjalistów sektora. Uzyskane oszacowania wartości
nakładów są zestawione w tabl. 6.23.
W tablicy wyodrębniono rodzaje nakładów na:
•
Inwestycje podtrzymujące wydobycie w istniejących kopalniach (typ- P),
•
Inwestycje odtworzeniowe – zastępujące wyczerpywane moce (typ – O),
•
Inwestycje nowe – na budowę nowych kopalń lub nowych odkrywek (np. w Koninie
nowe odkrywki zapewniają utrzymanie dotychczasowych zdolności wydobywczych)
(typ –N).
130
Tablica 6.23. Przewidywane nakłady inwestycyjne w KWB w [mln zł], ceny 2005 r.
Rodzaj (typ)
nakładów:
P, O, N
Kopalnia
KWB Bełchatów +
Szczerców
KWB Adamów
KWB Konin
KWB Turów
Gubin
KWB
–
nowa
Legnica –Wschód
SUMA nakładów
– branża KWB
Nakłady
średnioroczne
branży KWB
w
P
O
N
P
O
N
P
O
N
P
O
N
P
O
N
P
O
N
Lata (okresy 5- letnie)
2005
20062010
20112015
20162020
20212025
20262030
115
120
800
1927
295
1390
102
670
28
270
28
150
10,1
147,4
100
100
23,3
129
120
93
90
80
38,3
127
-
320
815
30
500
190
400
373
93
280
40
70
50
30
50
-
4400
5850
1450
mln zł/okres
433,7
4168
4445
mln zł/ rok
433,7
834
7,04
13,71
zł/ t
rocznej zdolności
produkcyjnej
4400
5850
8311 13723
6188
889
1662
2745
1238
13,09
24,85
44,13
11,63
Wartości nakładów inwestycyjnych w tabl. 6.23 skorygowano dla nowych, planowanych do
uruchomienia w okresie prognozowania, kopalń Legnica oraz Gubin. Wartości nakładów typu
P i typu O (podtrzymujące i odtworzeniowe) rozliczono w koszcie eksploatacyjnym, zgodnie z
podanymi danymi o koszcie wydobycia. Natomiast nakłady inwestycyjne nowe, na kopalnie
Legnica oraz Gubin zostały uwzględnione w obliczeniach zgodnie z ogólnie obowiązującymi
zasadami rachunku aktualizacji, z uwzględnieniem zamrożenia kapitału o okresie budowy –
przed uzyskaniem pierwszej produkcji węgla.
Dodatkowo w tabl. 6.23 dodano trzy wiersze charakteryzujące dynamikę zmian inwestowania
w branży węgla brunatnego. Szczególnie interesujące wartości porównawcze występują w
ostatnim wierszu, wskazującym na planowaną, średnioroczną intensywność inwestowania
odniesioną do rocznej zdolności wydobywczej (= 1 tona węgla). Wskaźnik ten ulega dość
poważnym zmianom w czasie, przy czym już w okresie 2006- 2010 uległ on podwojeniu, w
stosunku do wartości z 2005 r. Ponadto odnotować należy bardzo znaczący wzrost
wskaźnika intensywności inwestowania w okresie 2016- 2020, a w szczególności 20212025, na który przypadają główne nakłady na uruchomienie nowych kopalń. Odnosząc się
do omówionego przy węglu kamiennym wskaźnika inwestowania w roczne zdolności
131
wydobywcze, uznawanego dość powszechnie w świecie za pożądany (ok. 40- 50 USD/t
węgla kamiennego, w warunkach brownfield), można wysnuć wniosek, że dla węgla
brunatnego powinien on zawierać się w granicach 20- 30 USD/t. Oczywiście przy założeniu
istnienia pełnej infrastruktury technicznej (tzw. brownfield). I właśnie tego rzędu wartości
nakładów przewiduje się na okres 2016- 2025. Natomiast jeśli inwestycje w nowe rejony
wydobycia węgla brunatnego będą miały charakter ‘greenfield’, to wówczas należy liczyć się
z nakładami na roczne zdolności wydobywcze znacznie wyższymi, rzędu 80- 100 USD/t.
132
7. Stan aktualny i planowane zmiany w zakresie
zdolności wytwórczych i instalacji ochronnych
elektrowni zawodowych
7.1. Zakres analiz i źródła danych
Zakres wykonanych analiz
Analizy dotyczyły zagadnień, które mają największe znaczenie dla prawidłowego
zamodelowania przyszłych ścieżek rozwoju sfery wytwarzania energii elektrycznej. Ich celem
było opracowanie zestawu danych, które będą wykorzystane w obliczeniach
optymalizacyjnych wykonywanych przy pomocy modelu EFOM-PL. Prace polegały na
zebraniu i weryfikacji odpowiednich danych i informacji oraz ich przetworzeniu do postaci
umożliwiającej wykorzystanie w modelu obliczeniowym. Analizy w pełnym zakresie objęły
konwencjonalne elektrownie systemowe i zostały uzupełnione o zebranie ocen dotyczących
potencjału rozwoju produkcji w elektrociepłowniach zawodowych (w tzw. wysokosprawnej
kogeneracji).
W pierwszej kolejności zostały zgromadzone i przeanalizowane dane dotyczące elektrowni
systemowych w zakresie planowanych wycofań z eksploatacji jednostek produkcyjnych.
Dane te będą miały istotny wpływ na wyznaczenie bilansu mocy w kolejnych latach
obliczeniowych, a w szczególności na wyznaczenie skali wymaganych do wprowadzenia
nowych mocy wytwórczych.
Druga część pracy dotyczyła zebrania i opracowania danych i informacji mających istotne
znaczenie przy zamodelowaniu wymagań dotyczących emisji zanieczyszczeń do atmosfery.
Praca ta dotyczyła głównie określenia wyposażenia bloków energetycznych elektrowni
systemowych w instalacje odsiarczania i odazotowania, a także wymaganych od
poszczególnych jednostek produkcyjnych standardów emisji wynikających z dyrektywy LCP,
z uwzględnieniem derogacji indywidualnych, zapisanych w Traktacie Akcesyjnym oraz tzw.
derogacji naturalnych, wynikających z dyrektywy LCP.
Trzecia część pracy związana była z pozyskaniem informacji i danych na temat planowanych
modernizacji oraz budowy nowych bloków energetycznych oraz na ocenie potencjału
rozwoju elektrociepłowni zawodowych.
Poniżej prezentowane są najważniejsze dane i informacje zgromadzone z dostępnych źródeł
po ich weryfikacji przeprowadzonej w etapie drugim na podstawie informacji zgromadzonych
od przedstawicieli firm energetycznych.
Źródła danych i informacji
Ze względu na wykonane niedawno prace, związane z opracowaniem zestawów danych o
źródłach produkcji energii elektrycznej oraz aktualizacją oficjalnych prognoz energetycznych,
133
opracowane w toku tych prac dane i informacje miały być podstawą także do opracowania
danych na potrzeby niniejszego projektu. W tym celu zgromadzono najbardziej adekwatne
bazy danych liczbowych oraz opracowania analityczne, prognostyczne i statystyczne,
zawierające potrzebne dane i informacje. W efekcie tych działań, zgromadzony został
następujący zestaw źródeł, które stanowiły podstawę do opracowania opisanych w tym
rozdziale wyników:
a) Opracowania i zestawy danych sporządzone w ramach prac dot. implementacji
dyrektywy LCP (Lewandowski J., 2005; Lewandowski J. i in., 2005; 2007);
b) Oficjalne opracowania prognostyczne (ARE, 2006 56; MG, 2007d);
c) Strategie sektorowe – kogeneracja (Lewandowski J. i in. ,2007a);
d) Opracowania eksperckie (EdF, 2007);
e) Katalog Elektrowni i Elektrociepłowni zawodowych (ARE, 2007) oraz dane
statystyczne, głównie roczniki Statystyki Elektroenergetyki Polskiej.
Dane opracowane na podstawie ww. źródeł zostały zweryfikowane z wykorzystaniem
informacji zebranych od przedstawicieli elektrowni zawodowych.
7.2. Prognoza wycofywania z eksploatacji istniejących
konwencjonalnych jednostek produkcyjnych
7.2.1. Aktualne zdolności wytwórcze w elektrowniach
zawodowych
Moc zainstalowana wszystkich elektrowni i elektrociepłowni w krajowym systemie
elektroenergetycznym wynosi ok. 35,7 GW. Dane ukazujące strukturę technologiczną
przedstawione są w tabeli poniżej. Największą pod względem mocy osiągalnej grupę
stanowią elektrownie cieplne opalane węglem kamiennym, które dysponują mocą 20,6 GW.
Grupa ta obejmuje zarówno elektrownie kondensacyjne jak i elektrociepłownie. Druga pod
względem mocy grupa, to elektrownie cieplne opalane węglem brunatnym dysponująca
mocą ok. 9,2 GW. Z danych dla elektrowni cieplnych zawodowych wynika, że ich moc
osiągalna jest nieco niższa (o ok. 500 MW) od mocy zainstalowanej. Ze względu na istotnie
odmienny charakter produkcji, ważne jest określenie zdolności produkcyjnych w podziale na
elektrownie systemowe i elektrociepłownie. Odpowiednie dane zostały przedstawione w tabl.
7.2, przy czym wydzielenie grupy elektrociepłowni dokonane zostało w statystyce ARE na
podstawie zaklasyfikowania przedsiębiorstw do odpowiednich grup producenckich.
Tablica 7.1. Moc zainstalowana elektrowni w Polsce na koniec roku wg (ARE, 2007) w [MW]
56
ARE, 2006: Opracowanie prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2020 w Wariancie
Podstawowym Węglowym BIS. Warszawa, październik 2006.
134
Kategoria
2005
Elektrownie zawodowe 57
1
1.1
Cieplne, w tym:
32655
32897
30476
30713
1.1.1
- na węglu kamiennym
20385
20629
1.1.2
- na węglu brunatnym
9216
9216
1.2.3
- na gaz ziemny
854
847
2179
2184
2522
2535
227
283
35404
35715
1.2
2
3
Wodne
Elektrownie przemysłowe
Źródła odnawialne
*)
Kraj ogółem
*)
2006
– elektrownie poza strukturami elektroenergetyki zawodowej
Tablica 7.2. Moce zainstalowane i osiągalne w elektrowniach i elektrociepłowniach
zawodowych cieplnych na podst. (ARE, 2007) w [MW]
Lp.
Kategoria
2005
1.
2005
2006
30476
30713
30148
30246
20385
20629
20501
20595
9216
9216
8819
8819
854
847
828
828
Elektrociepłownie zawodowe
5726
5810
5466
5549
4857
4942
4633
4717
0
0
0
0
847
847
828,
828
Elektrownie systemowe
24751
24903
24682
24697
15528
15688
15868
15879
9216
9216
8819
8819
7
0
0
0
- na gaz ziemny
1.2
2006
Elektrownie i elektrociepłownie
- na gaz ziemny
1.1
Moc osiągalna 58
Moc zainstalowane
- na gaz ziemny
Najważniejsze urządzenia wytwórcze stanowią 162 turbozespoły o mocy powyżej 120 MW,
w tym: o mocy 500 MW – 2 szt., o mocy 360 MW – 16 szt., o mocy 200 MW – 64 szt., o
mocy 120 MW – 24 szt.
Do pokrycia rzeczywistego zapotrzebowania istotna jest aktualna moc dyzpozycyjnam, która
jest niższa od sumy mocy osiągalnej jednostek produkcyjnych.
57
wg statystyki ARE do grupy elektrowni zaliczane są również elektrociepłownie,
W rzeczywistych warunkach w systemie elektroenergetycznym łączna moc dyspozycyjna
wszystkich jednostek produkcyjnych jest zawsze niższa od sumy ich mocy osiągalnej.
58
135
7.2.2. Wycofania związane z derogacjami naturalnymi
Podstawa prawna
Dyrektywa 2001/80/WE umożliwia wyłączenie znacznie wyeksploatowanych źródeł, z
wymagań dotyczących nowych zaostrzonych standardów emisji. Skorzystanie z tych tzw.
naturalnych derogacji wymaga spełnienia warunków określonych w Art. 4 pkt 4
wspomnianej dyrektywy:
Ö operator źródła do dnia 30 czerwca 2004 r. zadeklaruje, że w okresie od 1 stycznia 2008
do 31 grudnia 2015 dane źródło przepracuje nie więcej niż 20 000 godzin
Ö operator źródła każdego roku
dozwolonego limitu czasu pracy.
będzie
składał
sprawozdanie
o
wykorzystaniu
Wymienione zapisy dyrektywy zostały zaimplementowane w Rozp. MŚ z dn. 20.12.2005
poprzez zapisy Par 9, a w Załączniku 4 podano standardy emisji obowiązujące dla źródeł,
które spełnią warunki wymagane do uzyskania „naturalnej derogacji”.
W polskim rozporządzeniu z 20.12.200 r. źródło definiowane jest jako stacjonarne
urządzenie techniczne, w którym następuje proces spalania paliw w celu wytworzenia
energii. Taka definicja pozwala utożsamiać źródło z kotłem i pozwala uzyskać naturalną
derogację na określony kocioł energetyczny.
Skorzystanie z tzw. „derogacji naturalnej” oznacza praktyczną likwidację danego źródła
(kotła) po roku 2015.
Dane dotyczące wykorzystania naturalnych derogacji
W celu uzyskania najbardziej aktualnych danych o skorzystaniu z możliwości tzw.
naturalnych derogacji - Wykonawca za pośrednictwem PKEE - zwrócił się o dane do
Ministerstwa Środowiska. MŚ z kolei zwróciło się o przekazanie danych do KASHUE.
Uzyskane z KASHUE dane określają jedynie łączną wartość mocy elektrycznych źródeł
podlegających naturalnym derogacjom na poziomie 1541 MW. W komentarzu wskazano na
możliwość obarczenia tych danych błędami wynikającymi z nieścisłości danych
przekazanych w ankietach. Dotychczas nie udało się uzyskać bardziej dokładnych danych z
KASHUE.
Bardziej szczegółowe informacje znajdują się w załącznikach opracowania (Lewandowski i
in., 2005). W tabeli poniżej przestawiono listę źródeł korzystających z naturalnych derogacji
sporządzoną na podstawie tego opracowania po ich zweryfikowaniu na podstawie danych od
producentów.
136
Tablica 7.3 Zestawienie źródeł korzystających z naturalnych derogacji na podst.
(Lewandowski i in. 2005) oraz informacji uzyskanych od producentów)
Nazwa zakładu
Typ Kotła
Elektrownia Dolna OdraDO) 3. OP - 650
Elektrownia Dolna Odra
DO)
Elektrownia Turów
PKE Elektrownia Halemba
Moc cieplna
Kotla w paliwie
MWt
Opis
Moc elektryczna
max brutto
Mwe
565,0
20000h
205
4. OP - 650
565,0
20000h
205
OP-650b nr 8
573,5
20000h
206
OP-215 nr 2
174,0
likw. do
2009/20000h
50
OP-215 nr 3
174,0
likw. do
2009/20000h
50
174,0
likw. do 2009
20000h
50
174,0
20000h
50
305,0
likw. do
2009/20000h
120
20000h
120
20000h
50
OP-215 nr 1
PKE Elektrownia Halemba OP-215 nr 4
PKE Elektrownia Siersza
OP-380 nr 4
OP-380 nr 5
305,0
PKE Elektrownia
Jaworzno II
kocioł PK-10p
nr 4
160,5
PKE Elektrownia Łagisza
OP-380k nr 1
320,8
20000h
120
OP-380k nr 2
320,8
20000h
120
OP-380k nr 3
312,0
likw. do
2009/20000h
0
OP-380k nr 4
315,8
likw. do
2009/20000h
110
PKE Elektrownia
Blachownia
OP-215 - nr 11
170,0
20000h
0
PKE Elektrownia
Blachownia
OP-215 - nr 12
170,0
20000h
0
ZEL Ostrołęka "A"
OP-100 - nr 1
96,0
20000h
49
ZEL Ostrołęka "A"
OP-100 - nr 2
96,0
20000h
0
ZEL Ostrołęka "A"
OP-100 - nr 3
96,0
20000h
0
Elektrownia Skawina
K-7 OP-230
171,8
20000h
50
Elektrownia Konin
EKM - nr3
106,0
20000h
0
Elektrownia Konin
EKM - nr4
106,0
20000h
0
Razem
1555
Uwagi:
1. Nadal derogację naturalną posiadają bloki 3 i 4 w Elektrowni Dolna Odra, lecz nie są one już
blokami niepracującymi zgłoszonymi do rezerwy trwałej. Znaczny wzrost produkcji od 2005 roku
zmusił elektrownię do przywrócenia tych bloków do normalnej eksploatacji.
2. Bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra zostały wycofane z derogacji naturalnej 20 000 godzin
pracy w okresie 1.01.2008 - 31.12.2015
3. Posiadający derogację naturalną 20 000h kocioł wodny WP - 120/1 w Elektrowni Pomorzany
został wycofany z eksploatacji i został usunięty z tego wykazu
4. W wykazie nie są ujęte trzy kotły w Elektrowni Szczecin zgłoszone do pracy przez 20 000 godzin.
Są to kotły rusztowe K-43, K-44 i K-45. Są to bloki o mocy cieplnej w paliwie mniejszej niż 50
MWt lecz pracują na wspólny komin. Ujęcie ich w tym bilansie zależy od przyjętej do
bilansowania definicji źródła ( źródło=komin czy źródło= kocioł).
137
7.2.3. Planowane wycofania mocy z tytułu likwidacji
lub modernizacji
Dane o planowanych likwidacjach, modernizacjach i nowych obiektach pochodzą
z opracowania prognostycznego (ARE, 2006) przygotowanego na potrzeby prac nad
KPRU-II. Dane te sięgają okresu do roku 2020.
Na podstawie tych danych wykonano projekcje zmian mocy w elektrowniach istniejących
z uwzględnieniem:
Ö ubytków mocy (z tytułu likwidacje lub odstawień do modernizacji)
Ö przyrostów mocy (moce po modernizacji lub nowe obiekty).
Projekcje wykonane zostały w oparciu o dane określające maksymalną osiągalną moc
poszczególnych bloków elektrowni zawodowych, zawarte w załącznikach do opracowania
(Lewandowski J. i in. ,2005), wykonanego w ramach prac nad projektem Krajowego Planu
Redukcji Emisji (KPRE). Zestawienia wykonano dla elektrowni zawodowych po wyłączeniu
przedsiębiorstw klasyfikowanych w statystyce ARE jako elektrociepłownie.
Łączna moc elektryczna brutto bloków elektrowni zawodowych tej grupy wyniosła 24567
MW co jest wartością różniącą się nieznacznie od wartości mocy osiągalnej 24680 MW,
wyznaczoną na podstawie danych (ARE,2007) dla grupy elektrowni węglowych po
wyłączeniu elektrociepłowni.
Na podstawie pozyskanych danych można oczekiwać, z tytułu planowanych likwidacji,
zmniejszenia mocy osiągalnych w elektrowniach istniejących o 10352 MW, z poziomu
24 567 MW do poziomu 14 499 MW. Zmniejszenie mocy wynikające z odstawień do
głębokiej modernizacji objąć ma kolejne 4725 MW. Brak informacji o planowanych
odstawieniach do likwidacji lub modernizacji do roku 2020 dotyczy jednostek produkcyjnych
o mocy ok. 9774 MW.
138
Tablica 7.4. Odstawienia mocy w wyniku likwidacji lub głębokiej modernizacji istniejących mocy wytwórczych w elektrowniach zawodowych
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
370m
370m
2x
370m
2x
370m
2x
370m
2x
370m
200
200
Bełchatów
Konin
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
3x120
2x120
2022
2023
2024
2025
>2025
2x370
2x120
55
Turów
200
Opole
Adamów
Pątnów
2x
200m
200m
200m
2x200
Kozienice
200
225
D. Odra
200
2x 205
225m
Połaniec
225
Rybnik
3x225
225
Ostrołęka B
221
220
226
Stalowa
Wola
125
50
41
125
Jaworzno III
220
5x225
Jaworzno II
50
Łaziska
Łagisza
110
Siersza
120
2x 120
120
2x 120
3x 120
Blachownia
Halemba
230
3X225
2x 125
3x 55
2x 50
Skawina
2x 50
50
110
Źródło: Dane i informacje uzyskane od przedstawicieli elektrowni zawodowych w ramach projektu Raport 2030
139
30000
Elektrownia Skawina
Elektrownia Opole
PKE Blach+Halemba+Jaw_II
PKE Elektrownia Łaziska
PKE Elektr. Jaworzno III
Elektrownia Stalowa Wola
25000
[MW]
20000
ZEL Ostrołęka "B"
Elektrownia Rybnik
Elektrownia Połaniec
Elektrownia Kozienice
Elektrownia Pątnów I
Elektrownia Adamów
Elektrownia Turów
Elektrownia Konin
15000
10000
5000
Elektrownia Bełchatów
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 7.1. Zmiany poziomu mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem
ubytków z tytułu planowanych likwidacji
30000
Elektrownia Skawina
Elektrownia Opole
PKE Blach+Halemba+Jaw_II
PKE Elektr. Jaworzno III
ZEL Ostrołęka "B"
Elektrownia Rybnik
Elektrownia Adamów
Elektrownia Turów
Elektrownia Konin
25000
[MW]
20000
15000
10000
5000
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 7.2. Zmiany poziomu mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem
ubytków z tytułu planowanych likwidacji i odstawień do głębokiej modernizacji
140
30000
25000
[MW]
20000
Ubytki (likwidacje)
Ubytki (likw+modern)
15000
10000
5000
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 7.3. Łączne zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków
z tytułu planowanych likwidacji i odstawień do głębokiej modernizacji
7.3. Planowane nowe obiekty i modernizacje istniejących
konwencjonalnych jednostek produkcyjnych
Dane o planowanych nowych jednostkach produkcyjnych oraz głębokich modernizacjach w
grupie elektrowni zawodowych pochodzą z opracowań prognostycznych (ARE, 2006).
Zostały one przedstawione poniżej w formie tabelarycznej. Dane dotyczące nowych mocy
zostały zweryfikowane przy pomocy informacji zawartych w najnowszym Katalogu elektrowni
i elektrociepłowni (ARE, 2007) oraz danych zebranych od przedstawicieli elektrowni w
ramach niniejszego projektu.
Aktualne plany dotyczą budowy ok. 16358 MW mocy w elektrowniach cieplnych, z czego
1778 MW w realizowanych już inwestycjach Pątnów II (460 MW), Łagisza (460 MW) i
Bełchatów II (858 MW). Jedynie te bloki zostaną włączone do systemu przed rokiem 2010.
Łączne poziomy mocy w elektrowniach systemowych z uwzględnieniem planowanych
ubytków (likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów z tytułu zakończonych
modernizacji oraz budowy nowych bloków przedstawione zostały także w formie wykresów.
141
Tablica 7.5. Lista planowanych nowych mocy /odtworzeń po głębokiej modernizacji (z) w elektrowniach cieplnych
2006
2007
2008
Bełchatów
2009
2010
2011
2012
2013
2014
370z
370z
2x
370z
2x
370z
2x
370z
2x
370z
2x
220z
Pątnów
1000
1000
220z
220z
2018
2019
2020
2021
2022
460
750
Kozienice
2x 100
(gaz)
50
D. Odra
Pomorzany
225z
Połaniec
400
)
(gaz)
400
800
400
(gaz)
400
400
800
Rybnik
910
Ostrołęka C
800
460
Stalowa Wola
910
Jaworzno II
910
Łaziska
Łagisza
2017
2x260 lub 1x500
260z
Opole
Pątnów II
2016
858
Bełchatów II
Turów
2015
460
lub 100
(fluid)
460
(fluid)
800
Siersza
910
Blachownia
Halemba
Skawina
460
(fluid)
250
(gaz)
660
Źródło: Dane i informacje uzyskane od przedstawicieli elektrowni zawodowych w ramach projektu Raport 2030
142
30000
Elektrownia Skawina
Elektrownia Opole
PKE Elektrownia Blachownia
PKE Elektrownia Jaworzno II
PKE Elektrownia Jaworzno III
ZEL Ostrołęka "B"
Elektrownia Rybnik
Elektrownia Pątnów II
Elektrownia Adamów
Elektrownia Turów
Elektrownia Konin
Elektrownia Belchatów II
25000
[MW]
20000
15000
10000
5000
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 7.4. Zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków
(likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów mocy z tytułu
zakończonych modernizacji.
30000
Elektrownia Skawina
Elektrownia Opole
PKE Elektrownia Blachownia
PKE Elektrownia Jaworzno II
PKE Elektrownia Jaworzno III
ZEL Ostrołęka "B"
Elektrownia Rybnik
Elektrownia Pątnów II
Elektrownia Adamów
Elektrownia Turów
Elektrownia Konin
Elektrownia Belchatów II
25000
[MW]
20000
15000
10000
5000
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rys. 7.5. Zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków
(likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów mocy z tytułu
zakończonych modernizacji i nowych zadecydowanych inwestycji (Bełchatów II,
Pątnow II, Łagisza II)
143
30000
25000
[MW]
20000
Ubytki (likwidacje)
Ubytki (Likw. + modern.)
Przyrosty (modernizacje)
Przyrosty (modern. + nowe)
15000
10000
5000
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
oraz zdeterminowanych przyrostów mocy (modernizacje i obecnie realizowane
nowe inwestycje)
Sumaryczny efekt wszystkich decyzji dotyczących likwidacji, głębokich modernizacji oraz
zadecydowanych nowych inwestycji obrazuje najwyżej położona linia na rys 7.6. Wykazuje
ona stabilny poziom do roku 2012 a następnie stopniowo opada.
Planowane wycofania mocy przybierają na intensywności w latach 2016-2020. Nie mają one
pokrycia w zadecydowanych już do realizacji inwestycjach, co powoduje, że poziom mocy
osiągalnej wynikający z uwzględnienia aktualnych planów po roku 2012 zdecydowanie
maleje.
W informacjach uzyskanych od głównych producentów energii elektrycznej w Polsce wynika,
że wielu z nich planuje budowę nowych bloków energetycznych na węgiel kamienny,
brunatny lub gaz ziemny. Efekt planowanych inwestycji w rozbudowę mocy w elektrowniach
cieplnych zgodnie z danymi przedstawionymi w tabl. 7.5 przedstawiono na rys 7.7 w postaci
górnej linii. Na podstawie tych danych można stwierdzić, że realizacja wszystkich tych
planów doprowadzi do zwiększenia mocy cieplnych do poziomu prawie 35 GW w latach
2020 – 2025. Ze względu na wstępny charakter tych planów w analizach modelowych nie
były one brane pod uwagę. Ciekawe może być natomiast skonfrontowanie tych planów z
potrzebami wyliczonymi przy pomocy zastosowanych modeli. Odpowiednie dane można
znaleźć w drugiej części raportu.
144
40000
35000
30000
[MW]
25000
Ubytki (likwidacje)
Ubytki (Likw. + modern.)
Przyrosty (modernizacje)
Przyrosty (modern. + nowe)
20000
15000
10000
5000
0
2005
2010
2015
2020
2025
2030
oraz przyrostów mocy rozważanych przez producentów energii elektrycznej w
Polsce (na podstawie danych z tabl. 7.5)
Ocena zapotrzebowania na nowe moce cieplne oprócz omówionych powyżej planowanych
zmian w elektrowniach systemowych uwzględniać będzie także zmiany mocy osiągalnej
elektrociepłowni, a także elektrowni wykorzystujących odnawialne zasoby energii.
7.4. Wyposażenie w instalacje DESOX i DENOX oraz plany
związane z budową nowych instalacji ochronnych
7.4.1. Wyposażenie w instalacje odsiarczania
W tabl. 7.6 przedstawiono dane określające moc turbozespołów zasilanych z kotłów
zaopatrzonych w instalacje odsiarczania spalin. Metodą znajdującą najszersze zastosowanie
zarówno w elektrowniach opalanych węglem brunatnym jak i kamiennym jest mokra metoda
odsiarczania spalin. W znacznie mniejszym zakresie zmniejszenie emisji SO2 osiągane jest
również poprzez zastosowanie kotłów fluidalnych (w których zamiast stosowania sorbentów
siarka jest wiązana z balastem) oraz metody półsuchej lub suchej. Odsiarczanie wiązką
elektronów znalazło zastosowanie jedynie w jednej elektrowni – Pomorzany.
145
Tablica 7.6. Moce wytwórcze zaopatrzone w instalacje odsiarczania spalin - wg Katalogu
elektrowni i elektrociepłowni zawodowych (ARE, 2007) - stan z 28.02.2007 oraz
na podst. danych zebranych od przedstawicieli elektrowni zawodowych
Metoda odsiarczania
Elektrownia
Mokra
Bełchatów
2 960
Opole
1 532
Półsucha
Turów
Sucha
Wiązka
elektronów
600
Kozienice
2 195
Połaniec
1 300
Rybnik
880
Kocioł
fluidalny
1 488
895
150 (2007)
150 (2008)
Skawina
Stalowa Wola
Jaworzno III
895
Jaworzno II
140
Blachownia
Łaziska
905
250
Halemba
Łagisza
360
Siersza
240
Dolna Odra
306
918
Pomorzany
134
Szczecin
Ostrołęka "B"
450
Pątnów
900
Konin
155
115
Adamów
Razem
12 210
1 880
1 495
134
2 049
7.4.2. Wyposażenie w instalacje redukcji emisji tlenków azotu
Ze względu na charakter powstawania tlenków azotu, przedsięwzięcia zmniejszenia emisji
tego zanieczyszczenia związane są z procesem spalania paliw w kotłach. Redukują
powstawanie paliwowych NOx oraz obniżają temperaturę spalania paliw, co zapobiega
powstawanie termicznych tlenków azotu.
146
Należy nadmienić, że wspomniane rozwiązania wymagają precyzyjnego monitoringu
zawartości tlenu w pobliżu strefy spalania.
Stosowanych jest szereg rozwiązań redukujących emisje NOx. Zostały one zestawione w
tabl. 7.7. Najbardziej rozpowszechnione jest montowanie w kotłach palników
niskoemisyjnych. Mniej powszechnym samodzielnym rozwiązaniem jest przeprowadzenie
modyfikacji układu spalania kotła. Stosowane są też kombinacje przedsięwzięć redukcji
emisji NOx, np. palniki niskoemisyjne i modyfikacje układu spalania.
Kotły fluidalne, ze względu na sposób i temperaturę spalania (750-950 °C – czyli niższą niż
w zwykłych kotłach), zalicza się również do przedsięwzięć zmniejszenia emisji NOx.
Tablica 7.7. Moce wytwórcze zaopatrzone w instalacje redukcji emisji NOx - wg Katalogu
elektrowni i elektrociepłowni zawodowych (ARE, 2007) - stan z 28.02.2007 oraz
na podst. danych zebranych od przedstawicieli elektrowni zawodowych
Przedsięwzięcie redukcji emisji NOx
Elektrownia
Dysze
OFA
Palniki ModyfiPalniki
niskokacje uModyPalniki
niskoemisyjne kładu
fikacje
Kocioł
niskoemisyjne
i mospalania
układu
fluidalny
emisyjne i dysze dyfikacje i powietspalania
układu
rze doOFA
spalania palające
Bełchatów
4 440
Opole
1 532
Turów
600
1 488
Kozienice
2 820
Połaniec
1 800
Rybnik
225
Skawina
Stalowa Wola
440
SW)
330
Jaworzno III
1 345
Blachownia
110
Jaworzno II
Łaziska
1 550
50
140
1 155
Halemba
100
Łagisza
120
480
Siersza
240
240
Dolna Odra
1 772
Pomorzany
134
Szczecin
83
306
147
Przedsięwzięcie redukcji emisji NOx
Elektrownia
Dysze
OFA
Palniki ModyfiPalniki
niskokacje uModyPalniki
niskoemisyjne kładu
fikacje
Kocioł
niskoemisyjne
i mospalania
układu
fluidalny
emisyjne i dysze dyfikacje i powietspalania
układu
rze doOFA
spalania palające
647O)
Ostrołęka "B"
1 200PA)
Pątnów
Konin
100
55
Adamów
Razem
600
600
3 795
765
10 783
2 820
3 350
1 989
7.4.3. Planowane instalacje do budowy
W najbliższym czasie działania inwestycyjne nakierowane będą przede wszystkim na
zmniejszenie emisji dwutlenku siarki (tabl. 7.8). IOS budowane będą głównie metodą mokrą
(Bełchatów, część kotłów Rybnika, Jaworzno III, Pątnów, Konin), w znacznie mniejszej ilości
półsuchą (część kotłów Rybnika, Skawina). Nie jest przewidywane rozwijanie metody suchej.
Widoczne jest, że zastosowane metody redukcji tlenków azotu pozwoliły elektrowniom
osiągnąć wymagane poziomy emisji (jedynie elektrownia Połaniec deklaruje konieczność
działań zmniejszających emisję NOx).
Tablica 7.8. Planowane do budowy IOS i inne przedsięwzięcia zmniejszające emisje SO2 i
NOx. (na podstawie: (ARE, 2007), Internet: (oficjalne strony elektrowni)
Elektrownia
Bełchatów
Połaniec
Opis
9 2007r. - zakończenie budowy IOS metodą mokrą dla bloków 3 i 4
9 2008 - planowane dołączenie bloków 1,2,3 do IOS
9 Dalsze działania zmniejszające emisje NOx dla bloków 1,2,3
9 2007r. - modernizacja IOS metodą półsuchą dla bloków 6,8
Rybnik
9 2008r. - uruchomienie w IOS metodą mokrą dla bloków 2, 3, 4, 7
9 2008 – blok 4 zmniejszenie emisji NOx (pierwsza głęboka
modernizacja dla osiągnięcia celu 200 mg/m3)
Skawina
Jaworzno III
Łagisza
9 2007r. – zakończenie budowy I nitki IOS metodą półsuchą
9 2008r. - zakończenie budowy II nitki IOS metodą półsuchą
9 2008r. - zakończenie budowy IOS metodą mokrą dla bloków 3 i 4
9 W trakcie realizacji budowa bloku energetycznego z kotłem fluidalnym
9 Planowane podłączenie bloku 5 do istniejącej IOS
148
Elektrownia
Stalowa
Wola
Pątnów
Opis
9 2010 – zakończenie budowy IOS metodą mokrą (IOS do 2017 r.
będzie pracować z K13 lub K12 i z K10 lub K8 lub K9)
9 Zakończono budowy IOS metodą mokrą , przekazanie do eksploatacji
w I kw 2008r
9 Zakończono budowę bloku z IOS metodą mokrą , przekazano blok do
ruchu próbnego
Konin
9 2007r podłączenie kotłów 85 i 86 IOS metodą mokrą
Dolna Odra
9 2010r zakończenie budowy IOS metodą mokrą dla bloków 5 i 6
Pomorzany
9 2009 zakończenie modernizacji IOS – zwiększenie dyspozycyjności
instalacji
9 2009 r. modernizacja kotła BP-1150 w celu redukcji NOx na bloku nr 3
Opole
149
8. Ocena aktualnych i przyszłych technicznych
możliwości importu i eksportu energii
elektrycznej
Przyjęcie projektowanych wymagań unijnych w Polsce, w tym szczególnie nałożenie na
Polskę zobowiązania o znacznej redukcji emisji CO2 i wprowadzenie wymogu stosowania
instalacji CCS, może utrudnić proces odtworzenia i rozbudowy mocy wytwórczych, a także
spowodować poważny wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej.
W tych warunkach względy bilansowe (opóźnienia wprowadzania nowych mocy) lub
ekonomiczne (zmiana obecnych relacji cen hurtowych na rynkach Polski i krajów sąsiednich)
mogą spowodować zapotrzebowanie na dość znaczny import energii elektrycznej z krajów
sąsiadujących. Z tego względu istotnego znaczenia nabierają zagadnienia dotyczące
połączeń międzysystemowych.
8.1. Krótka charakterystyka techniczna krajowego systemu
przesyłowego
8.1.1. Tło ogólne
Synchroniczne połączenie krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) z europejskimi
systemami, zrzeszonymi w ramach Unii ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), nastąpiło 12 października
1995 roku. KSE stał się wówczas częścią połączonych równolegle, pracujących
synchronicznie systemów europejskich. Podstawowymi celami połączenia synchronicznego
był przede wszystkim wzrost bezpieczeństwa pracy KSE w stanach awaryjnych oraz
stworzenie warunków dla funkcjonowania eksportu i importu energii elektrycznej. Połączenie
z UCTE dało szansę na pełniejsze wykorzystanie krajowych mocy produkcyjnych, a także
uzyskanie pomocy w przypadku awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym.
UCTE jako organizacja zrzeszająca europejskie systemy przesyłowe, od lat koordynuje w
kontynentalnej części Europy bezpieczne i zgodne ze standardami prowadzenie sieci
najwyższych napięć synchronicznie pracujących systemów. W ostatnim czasie UCTE
uzgodniło
i
opublikowało
podręcznik
operatora
systemu
(Operational
Handbook),
zawierający formalnie wiążące zasady techniczne i rekomendacje. W ciągu ostatnich lat
otoczenie, w którym funkcjonują operatorzy systemów przesyłowych, uległo zasadniczym
zmianom, w wyniku rozpoczętego procesu uwalniania rynku energii elektrycznej w skali
europejskiej, na podstawie przyjętego w czerwcu 2003 r. pakietu dyrektyw (tzw. 2-gi pakiet
liberalizacyjny) Komisji Europejskiej. Zgodnie z wymaganiami Dyrektywy 2003/54/EC kraje
150
członkowskie UE zostały zobowiązane do utworzenia w strukturze organizacyjnej swoich
sektorów elektroenergetycznych niezależnych operatorów systemów przesyłowych. Obecnie
UCTE aktywnie włączyło się w proces tworzenia jednolitego europejskiego rynku energii
elektrycznej.
Rys. 8.1. Obszary pracy synchronicznej w Europie
Koordynacją objęte są systemy elektroenergetyczne 22 krajów, zarządzane przez 33
operatorów systemów przesyłowych, co gwarantuje wzrost bezpieczeństwa dla wszystkich
jego członków, a równocześnie stanowi duże wyzwanie ze względu na skalę współpracy.
Potencjalne nieplanowe
przepływy
mocy będące
głównymi
przyczynami
zagrożeń
prowadzących do sytuacji awaryjnych mogą być redukowane przez skoordynowane
działania dotyczące operatywnej wymiany mocy oraz uzgodnień planów rozwoju połączeń
międzysystemowych. Taka długofalowa współpraca jest podstawą przemian w europejskim
sektorze elektroenergetycznym prowadzących do liberalizacji rynku, od którego oczekuje się
zgodnie z wymogami regulacji prawnych Unii Europejskiej, zapewnienia wszystkim
podmiotom przyłączonym lub korzystającym z elektroenergetycznej dostępu do sieci
przesyłowej na warunkach obiektywnego, przejrzystego i równego traktowania. Utworzenie
ETSO było odpowiedzią na oczekiwanie zharmonizowania zasad dostępu i wykorzystywania
151
technicznej infrastruktury przesyłowej w celu rozwoju rynku energii elektrycznej na całym
obszarze UE oraz Szwajcarii i Norwegii. Aktualnie OSP włączył się w budowę regionalnego
rynku energii elektrycznej. Od roku 2005 nastąpił zasadniczy rozwój współpracy regionalnej.
Polski rynek energii elektrycznej jest zgodny z koncepcją oraz decyzją Komisji Europejskiej z
dnia 9 listopada 2006 r., zmieniającą załącznik nr 1 do rozporządzenia 2003/1228/WE.
Polska formalnie przynależy do dwu regionów: (i) Europy Północnej (wraz z Niemcami,
Szwecją, Danią, Norwegią i Finlandią oraz (ii) Europy Środkowo- Wschodniej, wraz z
Czechami, Węgrami, Słowacją, Austrią, Słowenią i Niemcami. PSE-Operator S.A.
wypracował w 2005 roku mechanizm skoordynowanego zarządzania ograniczeniami
przesyłowymi w wymianie transgranicznej, w postaci aukcyjnego systemu udostępniania
zdolności przesyłowych uczestnikom rynku. System ten w postaci aukcji rocznych,
miesięcznych i dobowych stał się podstawą zatwierdzonego przez regulatorów regionu
Europy Centralnej i Wschodniej systemu aukcyjnego na udostępnianie zdolności
przesyłowych w 2006 r. co jest znaczącym krokiem w rozwoju rynku regionalnego.
8.1.2. Stan aktualny systemu przesyłowego
Krajowa sieć przesyłowa o napięciu 220 - 750 kV, według stanu na 31 grudnia 2006 roku,
w zakresie wyposażenia podstawowego obejmowała:
232 tory prądowe linii o łącznej długości 12 918 km, w tym:
- 1 tor prądowy linii 750 kV o długości
114 km,
- 66 torów prądowych linii 400 kV o łącznej długości
4 908 km,
- 165 torów prądowych linii 220 kV o łącznej długości
7 896 km..
Problemem jest duża ilość obiektów 220 i 400 kV charakteryzujących się długim okresem
eksploatacji. Dane o strukturze wiekowej wskazują na duży udział obiektów o napięciu
220 kV, budowanych w latach 1952–1972, w znacznym stopniu zużytych technicznie.
Znajduje to odzwierciedlenie w wysokim (ok. 75%) wskaźniku umorzenia majątku
przesyłowego.
W ocenie eksperckiej aktualny stan krajowego systemu przesyłowego generalnie odbiega od
standardów międzynarodowych. Przede wszystkim stan nasycenia liniami przesyłowymi, w
stosunku do mocy instalowanej, w KSE jest jednym z najniższych spośród systemów UCTE.
Ponadto brak zamknięcia pierścieni w sieci przesyłowej NN/WN oraz zaawansowany wiek
urządzeń i układów przesyłowych wpływa na wartości wskaźników eksploatacyjnych, takie
jak średnia liczba wyłączeń oraz średnie czasy ich trwania, które ewidentnie świadczą o
wzrostowym
ich
trendzie,
mimo
realizowanych
przedsięwzięć
restytucyjnych
i
152
modernizacyjnych, co przeczy raportom MG 59 o poprawie bezpieczeństwa pracy systemu.
W takiej sytuacji szczególnie utrudnione warunki pracy mają służby dyspozytorskie.
POWYŻEJ 40 LAT
30- 39 LAT
20-29 LAT
10-19 LAT
1-9 LAT
100%
80%
60%
40%
20%
0%
WYŁĄCZNIKI 400 kV WYŁĄCZNIKI 220 kV
LINIE 400 kV
WYŁĄCZNIKI 110 kV
TRANSFORMATORY
LINIE 220 kV
Rys.8.2. Struktura wiekowa linii przesyłowych i aparatury w roku 2007 (Źródło: PSE-OPERATOR)
8.1.3. Ocena strat energii elektrycznej w sieci przesyłowej
Straty energii w krajowej sieci przesyłowej NN/WN utrzymują się na stabilnym poziomie ok.
2% i wykazywały tendencję malejącą, osiągając poziom 1,9 - 1,8% w 2005 r. Dane dla roku
2006 obrazują wzrost wskaźnika strat do 2,1%. Zmienność strat w latach 1995-2006
prezentuje tabl. 8.1.
Tablica 8.1 Straty energii w KSP na podstawie danych statystycznych [%]
1995
Straty bilansowe energii
w stosunku do energii
2,4
wprowadzonej do KSP
1996
1997
1999
2001
2003
2005
2006
2,3
2,0
1,9
1,8
1,9
1,8
2,1*
Źródło: ARE SA *) dla roku 2006 wg danych szacunkowych PSE SA
59
Sprawozdanie z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w energię elektryczna, MG,
2007
153
Straty przesyłowe w Polsce kształtują się na poziomie porównywalnym z wiodącymi
systemami przesyłowymi krajów UE. Aktualny poziom strat sieciowych w KSE jest rezultatem
zrealizowanych inwestycji w źródłach wytwórczych i sieciowych. Porównując struktury
systemów elektroenergetycznych w różnych krajach można wskazać istotne cechy
wyróżniające system polski pod względem kształtowania strat w sieci przesyłowej, są to:
•
stosunkowo nierównomierny rozkład generacji (wysoki wpływ niekorzystny),
•
duży udział linii 220 kV w strukturze sieci przesyłowej (wysoki wpływ niekorzystny),
•
stosunkowo duże przepływy wyrównawcze na połączeniach międzysystemowych (niski
wpływ niekorzystny).
Podstawowe znaczenie dla kształtowania poziomu strat w sieci przesyłowej, w przyszłości,
będą miały: inwestycje w nowe linie przesyłowe zamykające „pierścienie” NN/WN, poziom i
dynamika modernizacji linii, które wyeliminują/zredukują poziom ograniczeń przesyłowych,
rozwój połączeń międzysystemowych - głównie z systemami przesyłowymi WN oraz
lokalizacja dużych nowych źródeł generacyjnych.
8.1.4. Identyfikacja przyczyn i technicznych skutków ograniczeń
przesyłowych
Do głównych przyczyn występujących ograniczeń przesyłowych można zaliczyć:

obciążalności termiczne przewodów linii oraz przekroczenia dopuszczalnych zwisów i
odległości pionowych,

przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięcia,

przekroczenia wytrzymałości zwarciowej elementów sieciowych,

przekroczenia znamionowych parametrów aparatury łączeniowej ,

występujące niskie zapasy równowagi statycznej i dynamicznej,

występujący brak możliwości wyprowadzenia pełnej mocy z elektrowni: Bełchatów,
Opole, Dolna Odra w stanach normalnych i remontowych pracy sieci, spowodowany
m.in. niedostateczną rozbudową sieci 400 kV w tych rejonach.
Wśród skutków występujących ograniczeń przesyłowych występują:

generacja wymuszona (must run) - dla zapewnienia minimalnie wymaganej
niezawodności pracy systemu i pewności zasilania obszarów deficytowych

konieczność zakupu przez OSP energii z elektrowni o wysokich kosztach produkcji
(niekonkurencyjnych na rynku energii), przy jednoczesnej redukcji generacji w
elektrowniach o najniższej cenie ofertowej.
Przykładem takich elektrowni są przede wszystkim elektrownie: Ostrołęka, Dolna Odra, oraz
szereg elektrowni obszaru południowego. W południowym obszarze Polski generacja
154
wymuszona występuje głównie w węzłach sieci 110 kV i dotyczy elektrowni: Łagisza,
Łaziska, Siersza, Skawina, Rybnik, Jaworzno III.
Zmniejszenie generacji wymuszonej w elektrowniach tego obszaru jest możliwe po
zrealizowaniu szeregu koniecznych inwestycji sieciowych. Prace analityczne z zakresu
redukcji ograniczeń są na bieżąco realizowane w PSE-OPERATOR, a ich wyniki stanowią
podstawę modernizacji i rozbudowy sieci NW.
Podstawową przyczyną ograniczeń sieciowych jest obciążalność termiczna przewodów linii
220 kV.
W
okresie
letnim
występują
przekroczenia
ograniczeń
temperaturowych
dochodzących do 50% obciążalności. Wymusza to pilną potrzebę rekonstrukcji szeregu linii
220 kV. W KSP występują rezerwy w przepustowości niektórych elementów sieci 400 kV i
jednocześnie nadmierne przeciążenia w elementach sieci 220 i 110 kV. Powoduje to wzrost
strat przesyłowych, obniżanie niezawodności pracy systemu i pewności zasilania odbiorców,
zwłaszcza w odbiegających od typowych warunkach bilansowych poszczególnych obszarów.
Osobnym
zagadnieniem,
zarazem
obszarem
ryzyka
są
strategie
powstających
elektroenergetycznych grup kapitałowych, w zakresie wykorzystania i rozwoju swoich sieci
110 kV. Obecne zasady koordynacji pracy sieci 110 kV, stosowane przez PSE-OPERATOR
będą musiały ulec zmianie.
Nadmiar mocy biernej pojemnościowej w krajowej sieci 400 kV w okresach niewielkiego
obciążenia linii oraz niewystarczająca moc i ilość zainstalowanych w KSE urządzeń do jego
kompensacji jest powodem trudności utrzymania napięcia w węzłach sieci w przedziale
wartości dopuszczalnej raz zwiększonego poziomu strat przesyłowych.
Pozytywnym czynnikiem jest specjalnie opracowany i konsekwentnie wdrażany program
modernizacji układów stacji, uwzględniający potrzeby kompensacji i regulacji rozpływów
mocy biernej w sieci przesyłowej NN/WN oraz sieci 110 kV podlegającej OSP-OPERATOR.
Warto zwrócić uwagę na istniejące, rynkowe i regulacyjne przyczyny potencjalnego rozwoju
połączeń międzysystemowych.
155
KSE
Rys. 8.3. Hurtowe ceny energii elektrycznej w państwach sąsiednich w latach 2005 - 2007
Rynkową przyczynę lustruje mapka z danymi o cenach energii w systemach krajów
sąsiadujących. Występujące różnice cen na poszczególnych rynkach są silnym, rynkowym
stymulatorem rozwoju połączeń międzysystemowych.
Aktualnie należy oczekiwać zmian poziomów cen, gdyż dotychczasowe wartości nie
uwzględniały kosztów generowanych przez zakup uprawnień do emisji CO2, zaś w niezbyt
odległej przyszłości także z koniecznymi nakładami na inwestycje związane z wychwytem i
sekwestracją CO2, czego zapewne będą wymagały nowe regulacje unijne.
Regulacje prawne Unii Europejskiej zobowiązały krajowe przedsiębiorstwa eksportujące
energię do zlikwidowania tzw. kontraktów historycznych, korzystających z przywileju
gwarantowanych zdolności przesyłowych linii w obrocie międzynarodowym energią.
Zwolnienie dotychczasowych zdolności rezerwowanych dla kontraktów historycznych, z
czego w dosć znacznym stopniu korzystała do 2007 roku Polska, wpłynie na większą
płynność przetargów (aukcji) na udostępnienie mocy przesyłowych.
8.2. Stan zdolności przesyłowych wymiany
międzysystemowej w 2007 roku
Aktualnie istniejące połączenia międzysystemowe dysponują przepustowością łączy
na poziomie umożliwiającym spełnienie wszystkich warunków współpracy w ramach UCTE.
Jednak zupełnie nie wykorzystują naturalnego położenia geograficznego kraju. Będąc
lokalizacyjnie w środku Europy, stanowimy kraniec wschodni UCTE, ze wszelkimi ujemnymi
konsekwencjami, braku silnych powiązań wschodnich. Potencjalną zdolność przesyłową,
wynikającą z przekrojów przewodów oraz poziomów napięć zawiera poniższa tabl.8.2.
156
Tablica 8.2 Potencjalne (teoretyczne) zdolności przesyłowe z systemem UCTE
Od Æ Do
Wielopole Æ Albrechtice
Wielopole Æ Noszewice
Mikułowa Æ Hagenwerder
(567)
Mikułowa Æ Hagenwerder
(568)
Krajnik Æ Vierraden Tor 1
Krajnik Æ Vierraden Tor 2
Krosno Æ Lemieszany Tor 1
Krosno Æ Lemieszany Tor 2
Bujków Æ Liskovec
Kopanina Æ Liskovec
Słupsk Æ Stårno (DC)
Stårno Æ Słupsk
Zdolność
Zdolność
Zdolność
przesyłowa (MVA) przesyłowa (MVA) przesyłowa (MVA)
Zima (<10°C)
Lato (20-25°C)
Lato (>25°C)
1385
1385
1212
1385
1385
1212
1385
1385
1385
Razem (teoretycznie)
1385
1385
465
465
1385
1385
400
400
350 MW
600MW
10390
296
296
1385
1385
400
400
350 MW
600MW
10052
1385
196
196
1385
1385
400
400
350 MW
600 MW
9106
Źródło:PSE-OPERATOR
Główne przyczyny ograniczeń w przesyłach międzysystemowych:
•
zbyt mały przekrój przewodów
•
zbyt duży zwis przewodów
•
stan aparatury łączeniowej: odłączniki, przekładniki prądowe
•
stacja konwertorowa
•
warunki systemowe
Do połączeń między systemowych należą również:
•
Linia 750 kV Chmielnicka-Rzeszów - nieczynna
•
Linie 200 kV Białystok- Roś i Zamość-Dobrotwór, oraz
•
linia 110 kV Brześć-Wólka Dobryńska
- dwie ostatnie linie wykorzystywane są sporadycznie do importu energii z kierunku
wschodniego.
Obecne i przewidywane połączenia międzysystemowe prezentowane są schematycznie na
rys. 8.4 przedstawiającym mapę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).
157
KRAJOWY SYSTEM PRZESYŁOWY
połączenia międzysystemowe
Sweden Stärno
Alytus
ZRC
SLK
Slupsk
Dyskutowane
GDA
GBL
DUN
ZYD
ELK
OLM
Elk
OLS
Olsztyn Matki
PLC
GLN
Bialystok
GRU
Vierraden
MON
VIE
KRA
Ross
BIA
Krajnik
PKW
JAS
ROS
NAR
Narew
OST
TEL
BYD
GOR
WLA
PLO
PDE
CZE
PLE
Germany
MSK
PAT
PPD
KON
SOC
LSN
PIA
LES
ZGI
ZUK
PAB JAN
OSR
POL
ROG
CRN
MIK
MIL
MOR WTO
ADA
Mikulowa
PAS
KOZ
PIO
ROZ
PUL
LSY
BEK
ABR
CHS
TRE
KLE
HAG
Hagenwerder
CPC
SWI
ANI
HCZ
WRZ
DBN
BOG
Dobrzen
ZBK
220 kV
400 kV (czasowo 220 kV)
400 kV
400 kV (dyskutowane)
750 kV
kabel DC 450 kV
Stacje el.en.
KIE
KPK
OSC
MKR
RAD
JOA
ZAM
GRO
Wielopole
STW
PEL
TCN LOS
ROK LAG
KAT JAM
KHK
HAL
SIE
KOP
LUA
BYC
WIE
WAN
BIR
SKA
MOS
PRB
CHM
BLA
KED
Kopanina
KLA ATA
Albrechtice
Rzeszow
Krosno
Iskrzynia
BUJ
Bujakow
Dobrotwor
Chmielnicka
KRI
ZAR
Czech Nosovice
Republic
DOB
CHA
BGC
TAW
KOM CZT
ALB
NOS
LIS
Zamosc
RZE
Wyłączona
LEM
Slovakia
Rys.8.4. Połączenia międzysystemowe Polski – istniejące i projektowane
Dane o wymianie międzysystemowej w latach 2005 i 2006 rok są publikowane przez
Operatora Systemu Przesyłowego na stronie internetowej. Dane te dla wymiany równoległej
zestawiono w tabl. 8.3.
Tablica 8.3 Przepływy handlowe i rzeczywiste energii na przekrojach synchronicznych
Wymiana handlowa [MWh]
Wymiana rzeczywista [MWh
2005
2005
eksport
2006
import
eksport
import
eksport
2006
import
eksport
import
Ogółem,
przekrój
11911892 439344 10632690 229047 13814482 2327511 12984927 2594346
synchroniczny
W tym:
Niemcy
5898082
550
5231171
50583
1046306 2264309
Czechy
2947232 358955
2749511
96893
9976392
62882
8891676
44325
Słowacja
3065278
79839
2652008
81571
2791784
320
3372809
3841
x
x
x
x
Węgry(sprzedaż
operatywna)
1300
x
720442 2546180
x
x
Źródło: PSE- Operator http://www.pse-operator.pl/uploads/pliki/realizacja_wm.pdf
158
Przepływy handlowe i rzeczywiste na przekrojach wymiany nierównoległej są lub też mogą
być realizowane przez:
•
linie pracujące na prądzie stałym (Słupsk-Szwecja)
•
linie pracujące na wydzielone wyspy (Roś-Białystok)
•
linie z generatorami wydzielonymi współpracującymi z system krajowym (ZamośćDobrotwór, Brześć-Wólka Dobryńska)
Wymiana nierównoległa jest traktowana jako źródło lub odbiór energii i podlega odrębnym
zasadom planowania i rozliczania. Zdolności przesyłowe na tych przekrojach zestawiono w
tabl. 8.4.
Tablica 8.4 Przepływy handlowe i rzeczywiste energii – realizowane oraz potencjalnie
dostępne na przekrojach nierównoległych (asynchronicznych)
Zdolność
Od Æ Do
Zima (<10°C)
Lato (20-25°C)
Lato (>25°C)
362
231
154
394
251
168
350 MW
350 MW
350 MW
600 MW
600 MW
600 MW
(praca wyspowa)
Æ
Zdolność
przesyłowa (MVA) przesyłowa (MVA) przesyłowa (MVA)
Roś Æ Białystok
Dobrotwór
Zdolność
Zamość
(wydzielony blok w Dobrotworze)
Słupsk Æ Stårno (DC)
Stårno Æ Słupsk
Ogólny bilans wymiany energii elektrycznej z zagranicą w 2006r prezentuje tabl. 8.5.
Obejmuje
on
całą
wymianę
zrealizowaną
na
przekrojach
synchronicznych
i
asynchronicznych.
Tablica 8.5. Wymiana energii elektrycznej z zagranicą w roku 2006.
Lp. Wyszczególnienie
1.
eksport
import
Oddanie
[ MWh ]
Pobór
[ MWh ]
Wymiana z UCTE
14276165
2594346
12984927
2594346
1.2 Wymiana nierównoległa (połączenie kablowe ze Szwecją)
1291238
0
2.
Pozostała wymiana (poza UCTE)
1498518
2179215
3.
Ogółem wymiana
15774683
4773561
4
Udział wymiany równoległej w ogółem (wiersz 1.1 / 3)
82,3%
54,3%
1.1 Wymiana równoległa (przekrój synchroniczny)
Źródło: PSE- Operator http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=97&did=354#t1_
159
Głównymi przyczynami ograniczeń były:
•
Za niski potencjał zdolności przesyłowych linii granicznych
•
Nierównomierne obciążania się linii granicznych wynikające ze struktury KSE i
systemów sąsiednich
•
Planowane wyłączenia remontowe elementów systemu
•
Konieczność zachowania zasad niezawodności obowiązujących w UCTE: tzw.
Reguła „n-1”
•
Wahania stabilności pracy KSE
•
Przeciążanie się elementów systemu wewnątrz KSE, głównie linie WN,
•
Ograniczenia techniczne wewnątrz sąsiednich systemów
•
Istnienie rozpływów „karuzelowych” (oczkowych) dociążających linie graniczne
+ export
– import
D
PL
PL → D
PL → CZ
650
478
100
PL → SK
172
CZ
CZ → D
478
SK
A
Rys. 8.5 Ilustracja przepływów karuzelowych na przekrojach D > PL > CZ+SK > A+D: 2007r.
Biorąc pod uwagę wskazane przyczyny ograniczeń oraz inne uwarunkowania rynkowe, a
także odnotowywane w ostatnich latach wartości w wymianie transgranicznej, szacuje się, że
rzeczywisty, maksymalny potencjał wymiany wynosi:
•
w zakresie zdolności eksportowych ok. 1800 MW
•
w zakresie zdolności importowych ok. 3200 MW.
Oszacowania powyżej wskazanych potencjałów wymiany mocy stanowią efekt
symulacyjnych obliczeń specjalistów z Polski oraz krajów zainteresowanych wymianą mocy i
energii w obrocie z Polską. Są one efektem zarówno przyjętych założeń do obliczeń,
160
wynikających m.in. z opracowywanych przez narodowych OSP planów pracy systemów, z
uwzględnieniem istniejących ograniczeń wewnętrznych każdego z krajów. O ewentualnych
zmianach założeń informowani są pozostali członkowie grupy roboczej pracującej w
ramach UCTE.
8.3. Aktualny stan realizacji inwestycji bezpośrednio
wpływających na zwiększenie zdolności
przesyłowej KSP
8.3.1. Integracja i współpraca międzysystemowa
Jednym
z
celów
działalności
sieciowej
PSE-Operator
SA
jest
takie
rozwijanie
międzynarodowych połączeń międzysystemowych, dzięki którym nastąpiłoby zmniejszenie
kosztów prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego, między innymi poprzez
obniżanie niezbędnych rezerw mocy, pomoc w likwidacji awarii systemowych, zmniejszanie
ograniczeń systemowych i ekonomiczne wykorzystanie źródeł wytwarzania. Rozwój
europejskiego rynku energii elektrycznej, a także wzrost wymiany w ramach europejskich
systemów połączonych synchronicznie i asynchronicznie stwarza dla PSE-OERATOR
szansę na rozwój międzynarodowych usług przesyłowych i tranzytowych.
Rozwój w przyszłości nowych połączeń KSP z systemami krajów sąsiednich powinien z
jednej strony zwiększyć udział Polski w europejskim rynku energii elektrycznej, a z drugiej
zagwarantować możliwość uzyskiwania niezbędnej pomocy z zagranicy w stanach dużego,
nie przewidywanego deficytu mocy. Dotyczy to również niektórych przyszłych połączeń
wewnętrznych
400
kV,
które
będą
brały
udział
w
zwiększającej
się
wymianie
międzynarodowej.
O udziale krajowej sieci przesyłowej w europejskim rynku energii elektrycznej na danym
etapie jej rozwoju, z punktu widzenia jej możliwości przesyłowych decyduje całkowita
zdolność przesyłowa wzajemnych połączeń międzysystemowych KSP z systemami
sąsiednimi, wraz ze zdolnością przesyłową wewnętrznych sieci przesyłowych Polski i krajów
sąsiednich: Niemiec, Czech i Słowacji.
Do najważniejszych inwestycji wewnętrznej sieci przesyłowej uwzględnionych w aktualnie
realizowanym Planie Rozwoju, a mających największy wpływ na zwiększenie możliwości
wymiany mocy i energii elektrycznej z innymi krajami oraz na kształt przyszłej rozbudowy
połączeń międzysystemowych, należą:
•
realizowany , tzw. układ przesyłowy Ostrów (dwutorowe połączenie 400 kV Rogowiec
- Ostrów - Plewiska wraz z uruchomioną już na napięciu 400 kV linią Ostrów Pasikurowice),
161
•
linia 400 kV Tarnów - Krosno, która umożliwi spełnienie podstawowych kryteriów
niezawodnościowych na połączeniu z systemem słowackim,
•
połączenie 400 kV Pątnów - Plewiska - zwiększy dodatkowo wewnętrzne zdolności
przesyłowe KSP w relacji Wschód - Zachód, a tym samym zwiększy również
możliwości transgraniczych wymian mocy,
•
połączenie 400 kV Pątnów - Grudziądz - zwiększy wewnętrzne zdolności przesyłowe
w relacji Północ - Południe oraz Wschód - Zachód, a tym samym zwiększa też
możliwości transgraniczych wymian mocy,
•
budowa rozdzielni 400 kV Byczyna - stanowi dogodny punkt dla dalszego
rozszerzenia współpracy z systemem słowackim.
Poniżej podano rozważane obecnie przedsięwzięcia inwestycyjne, które mogłyby pozwolić w
przyszłości istotnie rozszerzyć współpracę i wymianę z systemami krajów sąsiednich, dzięki
zwiększeniu zdolności przesyłowych połączeń między systemowych.
Podane poniżej przedsięwzięcia podzielono na dwie grupy:
a) grupa 1 - dotyczy inwestycji związanych z rozszerzeniem współpracy
międzynarodowej w kierunku południowo-zachodnim, a więc z systemami UCTE
zgrupowanymi w regionie Środkowo - Wschodnim,
b) grupa 2 - dotyczy inwestycji związanych z rozszerzeniem współpracy
międzynarodowej w kierunku wschodnim, a więc z systemami UPS.
Należy przy tym podkreślić, że w chwili obecnej zainicjowane już zostało wykonanie
wspólnie, przez zainteresowane kraje, popieranego przez Unię Europejską studium
wykonalności
techniczno
-
ekonomicznej
uruchomienia
współpracy
synchronicznej
systemów wchodzących w skład UCTE z systemami krajów Europy Wschodniej i Azji
UPS/IPS.
Ma
ono
ocenić
możliwości
wykorzystania
już
istniejących
połączeń
międzysystemowych pomiędzy tymi dwoma systemami, w tym linii 750 kV Rzeszów Chmielnicka (Ukraina).
W ramach pierwszej grupy rozpatrywane są następujące inwestycje:
1) przełączenie linii Krajnik - Vierraden na napięcie znamionowe 400 kV, pracującej
obecnie na napięciu 220 kV ( firma Vattenfall Europe - Transmission nie widzi obecnie
możliwości szybkiej realizacji tego zadania),
2) zainstalowanie przesuwników fazowych na między systemowych liniach 400 kV KSP VE-T (Niemcy),
3) budowa trzeciego połączenia z systemem niemieckim na napięciu 400 kV.
Rozpatrywana jest budowa 2-torowej linii przy autostradowej w relacji Plewiska -Preilack
(Niemcy). Aktualnie, w ramach dwustronnej grupy roboczej PSE-OPERATOR - VE-T
162
wykonywane są analizy efektywności tego połączenia dla obu krajów, a w szczególności
dla różnych wariantów pracy elektrowni wiatrowych w obu krajach.
4) w ramach współpracy dwustronnej z partnerami z Czech (CEPS) wykonywane w
ramach dwustronnej grupy roboczej studia technicznej efektywności nowych połączeń
międzysystemowych 400 kV: Dobrzeń - H. Żivotice (do Czech) i Byczyna - Varin (na
Słowację), a także instalacji przez CEPS transformatorowych przesuwników fazowych
na istniejących połączeniach z Polską dla regulacji wzajemnych przesyłów mocy.
Warunkiem rozwoju krajowych połączeń międzysystemowych jest ich koordynacja i
akceptacja ze strony odpowiedniego OSP- partnera kraju sąsiadującego.
W ramach drugiej grupy mogą być rozpatrywane następujące potencjalne inwestycje:
1) budowa połączenia z systemem litewskim na napięciu 400 kV. Rozpatrywana jest
budowa 2-torowej linii między systemowej w relacji Ełk - Alytus (Litwa) oraz budowa 1torowych wewnętrznych linii 400 kV w KSP w relacji Ełk - Olsztyn Matki oraz Ełk Narew. W przypadku gdyby strona litewska uruchomiła stację konwertorową prądu
stałego typu Back-To-Back o mocy 600 MW, realizacja tych inwestycji umożliwiłaby
wymianę mocy z systemem litewskim w tej wielkości. Wg informacji Wykonawcy
przeszkodą w realizacji tej inwestycji są niekorzystne, dotychczasowe wyniki analiz
ekonomicznych,
2) budowa połączenia z systemem białoruskim na napięciu 400 kV 2-torowej linii między
systemowej 400 kV w relacji Narew - Roś (Białoruś),
3) budowa połączenia z systemem rosyjskim (obwód kaliningradzki) na napięciu 400 kV w
postaci 2-torowej linii międzysystemowej w relacji Elbląg - Kaliningrad (Rosja) wraz z
ewentualną budowa 1-torowej wewnętrznej linii 400 kV w KSP w relacji Elbląg Grudziądz.
Ewentualna realizacja wszystkich lub niektórych z sugerowanych inwestycji z grupy 2
uzależniona będzie od wyników studium wykonalności współpracy synchronicznej UCTE i
UPS/IPS i wyników analiz ekonomicznych.
8.3.2.
Założenia wstępne poprzedzające budowę mostu Polska
- Litwa
Wykonawca otrzymał od PSE SA (pismo z dnia 31.X.2007r) krótką informację o
planowanych inwestycjach związanych z dyskutowanym ostatnio połączeniem Polski z
Litwą, tzw. most litewski.
Dane te zestawiono w tabl. 8.6, dodając do nich bardzo wstępne wyniki oszacowania
nakładów inwestycyjnych przeliczonych na jednostkę- albo km linii przesyłowej, albo MW
mocy przesyłowej.
163
Tablica 8.6 Zestawienie wstępne oszacowań nakładów inwestycyjnych przewidywanych do
poniesienia na realizację ‘mostu Polska- Litwa’
zadanie
Lp
Oszacowania wstępne
(wg doświadczenia z realizacji
inwestycji)
Nakłady
planowane
w mln zł
1
Budowa 2- torowej linii 400
kV Ełk- Alytus
Okres
realizacji/
(lata)
926,90 2008- 2015
1.1
długość linii, w km
1.2
nakłady na realizację linii
1.3
nakłady na stacje Alytus i Ełk
1.4
nakłady na sprzęgło prądu
stałego o mocy 2* 500 MW
wraz z budową
420,00 2013- 2015
1.5
prawa do terenu i
służebności gruntowe
100,52
1.6
Dokumentacje (wnioski,
studium uwarunkowań,
projekty)
1,7
projektowana moc (zdolność
przesyłowa) - 2* 500 MW
2
Wstępny/
orientacyjny
szacunek
nakładów
jednostkow.
106
299,95
Oszacowania
wstępne/
(okres realizacji
wg życzenia
Litwy)
2008- 2012
mln zł/km
2,83
83,00
23,43
Oszacowanie
nakładu przybliżone
dla mocy projektowej
budowa 1- torowej linii 400
kV Narew- Ełk
0,97
289,65 2008- 2015
2.1
długość linii, w km
2.2
2.3
nakłady na stacje Ostrołeka 2
51,63
2.4
prawa do terenu i
73,62
2.5
projekty)
25,58
mln zł/MW
134
138,82
2008- 2012
mln zł/km
1,04
mln zł/MW
164
zadanie
Lp
inwestycji)
Nakłady
planowane
w mln zł
2,6
3
Okres
realizacji/
(lata)
Oszacowanie
kV Ostrołęka - Ełk
długość linii, w km (trasa
istniejąca)
115
3.2
161,54
3.3
nakłady rozbud. Stacji
Ostrołęka i Ełk
66,00
3.4
prawa do terenu i
73,13
3,5
likwidacja istn. Linii 220 kV
13,00
3,6
projekty)
19,70
3,7
(400 kV)+ 1*200 - (220kV)
Oszacowanie
Budowa 2- torowej linii 400
kV Ostrołęka - Miłosna
istniejąca)
163
4.2
196,01
4.3
nakłady na stacje Ostrołeka i
Miłosna
4.4
prawa do terenu i
4,5
2008- 2012
mln zł/km
1,40
mln zł/MW
0,50
389,37 2010- 2021
4.1
Oszacowania
wstępne/
(okres realizacji
wg życzenia
Litwy)
0,59
333,37 2009- 2018
3.1
4
Wstępny/
orientacyjny
szacunek
nakładów
jednostkow.
2008- 2012
mln zł/km
1,20
55,44
108,87
12,55
165
zadanie
Lp
inwestycji)
Nakłady
planowane
w mln zł
4,6
projekty)
(400 kV)+ 1*200 - (220kV)
5
Okres
realizacji/
(lata)
16,50
Oszacowanie
kV Ostrołęka- Olsztyn Mątki
istniejąca)
151
5.2
237,34
5.3
nakłady na stacje Ostrołeka i
Olsztyn
5.4
prawa do terenu i
5,5
13,00
5,6
projekty)
20,65
Oszacowania
wstępne/
(okres realizacji
wg życzenia
Litwy)
mln zł/MW
0,56
438,81 2011- 2024
5.1
(400 kV)+ 1*200 - (220kV)
Wstępny/
orientacyjny
szacunek
nakładów
jednostkow.
2011- 2017
mln zł/km
1,57
15,40
152,42
Oszacowanie
mln zł/MW
0,62
Źródło: dane otrzymane z PGE S.A. (pismo z dnia 31.10.2007r); w kol. Nakłady jednostkowe - obliczenia
EnergSys
166
Według informacji (PGE, 2007) połączenie międzysystemowe Polska - Litwa w zakresie
podstawowym składać się będzie z:
1) linii 2-torowej o napięciu 400 kV w relacji Ełk - Alytus oraz ze stacji
przekształtnikowej o mocy 2* 500 MW, zlokalizowanej po stronie litewskiej- a ponadto
2) ujętych w projekcie planu rozwoju systemu przesyłowego w Polsce inwestycji w celu
wyprowadzenia nadwyżek energii:
(a)
rozdzielnia 400 kV w stacji Ełk wraz z instalacją autotransformatorów 400/220
kV; 500 MVA i 400/110 kV 330 MVA w tej stacji
(b)
1-torowej linii 400 kV w relacji Narew- Ełk o długości 134 km
(c)
2-torowej linii 400 kV w relacji Ostrołęka- Olsztyn Mątki o dł. 151 km, z jednym
torem prac. czasowo na 220 kV
(d)
2-torowej linii 400 kV w relacji Ostrołęka - Ełk o dł. 115 km, z jednym torem
prac. czasowo na 220 kV
(e)
2-torowej linii 400 kV w relacji Ostrołęka - Miłoska o dł. 163 km, z jednym
torem prac. czasowo na 220 kV
(f)
rozdzielni 400 kV w stacji 220 kV Ostrołęka wraz z instalację
autotransformatora 400/220 kV; 500 MVA
(g)
2-torowej linii 400 kV w relacji Ełk- granica Państwa o dł. 106 km (w kier.
Alytus na Litwie)
W wymienionych materiałach załączono także następujące objaśnienia:
•
Inwestycje wymienione w pkt. c); d) i e) mają przebiegać po trasach istniejących
obecnie linii 220 kV.
•
inwestycje wymienione w pkt. c) i d) zastępują planowaną dawniej w ramach
współpracy PL- Litwa linię Ełk- Olsztyn ze względu na niemożność uzyskania
zgody środowiskowej dla poprzedniej trasy.
•
Budowa linii 400 kV Ostrołęka- Miłosna (wg pkt e)) warunkuje wraz z innymi
nowymi liniami wewnątrz KSP potencjalny eksport
•
Poza wymienionymi liniami konieczne jest wzmocnienie KSP na kierunku
niemieckim i słowackim (przekrój synchroniczny)
•
dla realizacji zadania Polska i Litwa powołają specjalną spółkę. Prace nad tym
trwają.
Podsumowanie wartości nakładów inwestycyjnych na wszystkie 5 zadań, zestawionych w
tabl. 8.6 daje wartość ok. 2,4 mld zł (ceny 2007 roku).
167
Dane przytoczone w tabl. 4.1. wraz z wyjaśnieniami PGE S.A zawartymi w piśmie wskazują
na wielką skalę inwestycji związanej z budową mostu Polska-Litwa. Wynika to konieczności
bardzo silnego wzmocnienia, poprzez rozbudowę, wewnętrznych sieci przesyłowych. W
przypadku nie podjęcia inwestycji wzmacniających północno-wschodni obszar krajowego
systemu przesyłowego dostępny potencjał transgranicznego połączenia może nie być
wykorzystany, a to będzie oznaczało, że cała inwestycja okaże się ekonomicznie
nieefektywna.
8.4. Perspektywy rozwoju krajowego systemu
przesyłowego
8.4.1. Główne cele
Za podstawowe cele rozbudowy i modernizacji sieci przesyłowej w najbliższych latach
przyjęto:
•
lepsze wykorzystanie istniejącej sieci przesyłowej,
•
likwidacja istniejących ograniczeń przesyłowych w wewnętrznej sieci krajowej i na
połączeniach międzysystemowych, limitujących przesył nadwyżek bilansowych
mocy z obszarów nadwyżkowych do deficytowych oraz wymiany zagranicznej,
•
sukcesywna
minimalizacja
tzw.
generacji
wymuszonej
uwarunkowaniami
technicznymi, dla obniżenia kosztów OSP wynikająca z wprowadzonych przez
niego działań dostosowawczych,
•
dostosowanie sieci przesyłowej do potrzeb krajowego i europejskiego rynku energii
elektrycznej,
•
poprawa wskaźników ekonomicznych przesyłu, w tym między innymi obniżanie
strat sieciowych,
•
poprawa wskaźników niezawodnościowych i jakościowych energii elektrycznej,
•
modernizacja elementów sieci 220 i 400 kV znajdujących się w złym stanie
technicznym,
•
stosowanie konstrukcji wielotorowych, wielonapięciowych w tym również z
wykorzystaniem zbliżeń linii NN do planowanych autostrad, tam gdzie jest to
możliwe oraz uzasadnione technicznie i ekonomicznie w dłuższym horyzoncie
czasowym, lub jedynie możliwe ze względów na pozyskanie tak zwanego „prawa
drogi”, przebudowa linii 220 kV na 400 kV,
•
likwidacja zbędnych elementów sieci przesyłowej.
168
8.4.2. Prawne bariery ograniczające dynamikę rozwoju krajowej
sieci przesyłowej
Wyniki przeprowadzonej analizy SWOT, dla procesu realizacji inwestycji opracowane
na podstawie badań ankietowych z kierownikami projektów w PSE-OPERATOR, wskazały
na newralgiczne obszary ograniczeń, będących pochodną istniejących regulacji prawnych.
W grupie najistotniejszych uwarunkowań oddziaływujących na sprawność procesu
inwestycyjnego są wymieniane:
(a) uwarunkowania z zakresu postępowania administracyjnego;
•
ustalanie stron postępowania administracyjnego,
•
uprawnienia stron: prawo działania przez pełnomocnika, prawo zwalczania
bezczynności,
•
prawomocność decyzji administracyjnych,
•
kwestia wykonalności decyzji kontrolowanej przez Wojewódzki Sąd
Administracyjny,
¾ zagrożenie dla skuteczności decyzji ostatecznej (tryby nadzwyczajne):
i. możliwość wstrzymania wykonalności decyzji administracyjnej przez
Sąd
ii. kaucja w postępowaniach sądowo-administracyjnych.
iii. stwierdzenie wydania decyzji z naruszeniem prawa
iv. stwierdzenie wygaśnięcia decyzji
v. uchylenie i zmiana decyzji ostatecznej, problemy z koniecznością
uzyskania zgody stron
(b) uwarunkowania z zakresu prawa budowlanego:
•
uchylanie oraz stwierdzanie nieważności pozwoleń na budowę
•
mała precyzja terminologiczna : budowa – przebudowa
(c) uwarunkowania z zakresu prawa cywilnego
•
dokumentowanie negocjacji z właścicielami nieruchomości
•
ustanawianie służebności
•
uchylanie się od skutków oświadczeń woli
(d) uwarunkowania regulacji prawnych z zakresu ochrony środowiska i ochrony
przyrody:
169
•
decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach uzyskania zgody na realizację
przedsięwzięcia inwestycyjnego,
•
sankcje nieważności w prawie ochrony środowiska (udział organizacji
ekologicznych i samorządowych)
•
obszary chronione (Natura 2000) i ich wpływ na lokalizację obiektów.
(e) Korzystanie z ograniczenia praw w trybie art. 124 Ustawy o Gospodarce
nieruchomościami:
(f)
•
rygor natychmiastowej wykonalności,
•
dokumentowanie wejścia na teren nieruchomości.
uwarunkowania z zakresu planowania przestrzennego:
•
decyzje o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu,
•
ograniczenia wynikające z przeznaczenia gruntów na cele rolne, leśne i parków
krajobrazowych (Natura 2000),
•
przenoszenie decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu,
•
relacje pomiędzy: decyzją o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego a
studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy oraz
uchwaleniem miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego,
•
błędy w postępowaniu planistycznym na poziomie gminy,
•
konsekwencje stwierdzenia nieważności miejscowego planu zagospodarowania
przestrzennego dla innych decyzji wydanych na jego podstawie,
•
zmiana uchwały w przedmiocie miejscowego planu zagospodarowania
przestrzennego, realizacja inwestycji nie ujętych wyraźnie w miejscowym planie
zagospodarowania przestrzennego,
•
niedoskonałości trybu przymusowego wprowadzenia inwestycji do miejscowego
planu zagospodarowania przestrzennego.
8.4.3. Aktualny stan realizacji projektów inwestycyjnych
wpływających pośrednio na zwiększenie zdolności
przesyłowej KSP
Poza identyfikacją ograniczeń wyprowadzenia mocy z elektrowni systemowych analizowano
poszczególne
obszary
sieciowe,
dla
których
określono
następujące
przyczyny
występujących ograniczeń:
170
1.
Węzeł olsztyński: zasilany ze stacji 220/110 kV Olsztyn I oraz stacji 400/110 kV
Olsztyn Matki, powiązanej z siecią 400 kV za pomocą linii promieniowej z
Gdańska Błonie, przy połączeniu stacji poprzez sieć 110 kV. W przypadku
wyłączenia zasilania od strony jednej z tych stacji występuje zagrożenie
przekroczenia obciążalności długo trwałej sieci 110 kV.
2.
Węzeł ostrowski: ograniczenie zdolności przesyłowej KSP na kierunku
Wschód - Zachód, powodujące obniżenie pewności zasilania odbiorców
południowo
–
zachodniej
części
Polski,
co
wpływa
na
opóźnienie
przeprowadzenia modernizacji wyeksploatowanej pierwszej polskiej linii 400 kV w
relacji: Joachimów - Dobrzeń - Pasikurowice -Czarna - Mikułowa. Stan ten
wywołuje trudności z wyprowadzeniem pełnej mocy z elektrowni Bełchatów (w
stanach remontowych i awaryjnych sieci przesyłowej), a zwłaszcza przy
jednoczesnym zaniżaniu elektrowni zlokalizowanych w centralnej i północnej
części kraju (EC łódzkie, ZE PAK, Dolna Odra i Ostrołęka). Ograniczenia
sieciowe występują również w rejonie południowo-wschodnim.
Wyniki analizy przyczyn ograniczeń sieciowych i możliwości ich redukcji, pozwoliły PSEOPERATOR zidentyfikować potrzeby inwestycyjno-modernizacyjne poprawiające prace sieci
przesyłowej i jej parametry eksploatacyjne.
W obliczeniach testujących dla lat 2008 i 2015 uwzględniono strategię budowy i rozbudowy
stacji i linii elektroenergetycznych, które są prezentowane w dwu kolejnych podrozdziałach.
8.4.4. Inwestycje rozwojowe i modernizacyjne aktualnie
realizowane do roku 2010
Wg informacji posiadanych przez Wykonawcę obecnie prowadzone są zadania:
•
Podwieszenie drugiego toru linii 400 kV Plewiska - Kromolice (32 km) i przebudowa linii
220 kV Konin - Kromolice na 2-torową linię 400 kV (77 km) z jednym torem w relacji
Konin - Plewiska pracującym czasowo na napięciu 220 kV oraz przebudowa 2-torowej
linii 220 kV Pątnów - Koni na linię 4-torową wielonapięciową 2x220 kV +2x400 kV z
podwieszonym jednym torem 400 kV (4 km).
•
Instalacja drugiego ATR 400/110 kV/kV, 330 MVA w stacji Mościska;
•
Instalacja trzeciego ATR 220/110 kV/kV, 160 MVA w stacji Leśniów;
•
Utworzenie ciągu 400 kV w relacji Pątnów -Plewiska; Budowa rozdzielni
400 kV w stacji Byczyna z ATR 400/220 kV/kV, 500 MVA oraz
wprowadzenie do tej stacji linii 400 kV Tucznawa - Tarnów (5 km).
•
Budowa rozdzielni 220 kV w układzie H3 w stacji Wyszków z ATR 220/110
kV/kV, 160 MVA oraz wprowadzenie do tej stacji linii 220 kV Miłosna Ostrołęka (2 km);
•
Instalacja trzeciego ATR 220/110 kV/kV, 160 MVA w stacji Pabianice;
171
•
Instalacja drugiego ATR 400/110 kV/kV, 330 MVA w stacji Grudziądz;
•
Budowa rozdzielni 220 kV w układzie H3 w stacji Aniołów z drugim ATR 220/110 kV/kV,
160 MVA;
•
Instalacja drugiego ATR 220/110 kV/kV, 160 MVA w stacji Sochaczew;
•
Budowa odcinka linii 220 kV ze stacji Byczyna do punktu gwiazdowego (17 km);
•
Stworzenie niezależnych relacji Byczyna - Łagisza i Byczyna - Halemba;
•
Wymiana ATR 220/110 kV/kV, 100 MVA w stacji Toruń na jednostkę 160 MVA;
•
Wymiana ATR 220/110 kV/kV, 160 MV A w stacji Wrzosowa na jednostkę o mocy
250 MVA.
Łączne szacunkowe nakłady inwestycyjne w okresie 2006 - 2010 na realizację wskazanych
potrzeb wynoszą: 1232,47 mln zł. Kwotę taką podaje także aktualny Plan rozwoju PSEOperator.
8.4.5. Planowane inwestycje w latach 2011-2015
W aktualnym planie rozwoju PSE- Operator przewiduje się w okresie 2010- 2015 realizację
zadań inwestycyjnych:
•
Budowa rozdzielni 220 kV w układzie H3 w stacji Siedlce z ATR 220/110 kV/kV, 160
MVA;
•
Budowa linii 400 kV w relacji Miłosna - Siedlce pracującej czasowo na napięciu 220 kV
(60 km).
•
Przebudowa zachodniego toru linii 220 kV w relacji Pątnów - Jasiniec na 2-torową linię
400 kV pracującą czasowo z jednym torem na napięciu 220 kV (101 km) oraz
przebudowa linii 220 kV w relacji Jasiniec - Grudziądz na 2-torową linię 400 kV
pracującą czasowo z jednym torem na napięciu 220 kV (69 km).
•
Utworzenie ciągu 400 kV w relacji Pątnów -Grudziądz.
•
Budowa rozdzielni 400 kV w stacji Piła Krzewina z dwoma ATR 400/110 kV/kV, 330
MVA; Budowa rozdzielni 400 kV w stacji Żydowo z ATR 400/220 kV/kV, 400 MV A
przeniesionym ze stacji Dunowo;
•
Przebudowa ciągu linii 220 kV w relacji Dunowo - Żydowo - Piła Krzewina - Plewiska
(248 km) na 2-torowe linie 400 kV z jednym torem w relacji Dunowo – Piła KrzewinaPlewiska i drugim torem w relacji Dunowo - Żydowo - Piła Krzewina - Plewiska;
•
Likwidacja rozdzielni 220 kV w stacji Dunowo.
Łączne szacunkowe nakłady inwestycyjne na realizację wymienionych obiektów mają
wynieść ok. 5668,0 mln zł.
Dla lat 2008-2015 przeprowadzono w PSE-OPERATOR szereg wariantowych analiz
symulacyjnych rozwoju sieci przesyłowej. W badaniach rozpływów mocy uwzględniono
również scenariuszową prognozę transgranicznej wymiany energii elektrycznej z krajowym
172
systemem elektroenergetycznym, przyjmując następujące założenia odnośnie importu,
eksportu i tranzytu energii:
1) KSE jest potencjalnym eksporterem mocy do krajów UCTE w wielkości odpowiadającej
obecnym zdolnościom przesyłowym (1800MW) oraz w wielkości powiększonej do 2700
MW, od roku 2012-go.
2) KSE pełni rolę zarówno importera, jak i eksportera mocy w wymianie z systemem
Szwecji poprzez kabel prądu stałego o zdolności przesyłowej na poziomie 500 MW,
3) KSE jest eksporterem w lokalnej wymianie z systemem Czech na poziomie 265 MW,
4) KSE jest importerem mocy z wydzielonych bloków elektrowni Dobrotwór (Ukraina)
poprzez linię 220 kV Zamość - Dobrotwór, na poziomie 180 MW,
5) KSE jest importerem mocy z wydzielonych bloków elektrowni Biełozierska (Białoruś)
poprzez linię 220 kV Roś - Białystok i linię Brześć - Wólka Dobrzyńska, na poziomie 240
MW, po roku 2010 KSE może zacząć pełnić rolę eksportera mocy do obszaru
Kaliningradu w wielkości 600 MW poprzez realizację nowego połączenia międzysystemowego, jak również może zacząć pełnić rolę tranzytem mocy w relacji Wschód Zachód poprzez realizację nowych połączeń z systemami Białorusi, Litwy i Rosji
(Kaliningrad) wraz odpowiednimi wzmocnieniami sieci wewnętrznej KSP i połączeń
międzysystemowych na granicy południowo - zachodniej (przekrój synchroniczny).
Zakłada się, że tranzyt ten nie powinien być większy niż 1800 MW.
Scenariusze uwzględniały podstawowe obiekty mające wpływ w przyszłości na pracę KSE i
jego współprace z systemami sąsiednimi:
•
realizacja układu przesyłowego Ostrów: linia 1-torowa 400 kV Ostrów Plewi-ska oraz
2-torowa 400 kV Ostrów do linii Rogowiec-Trębaczew,
•
realizacja układu przesyłowego Olsztyn: linia 1-torowa 400 kV Ełk-Olsztyn-Mątki oraz
linia 1-torowa 400 kV ze stacji Ełk Narew.
•
wzmocnienie połączenia Polska-Słowacja poprzez uruchomienie linii 400 kV TarnówKrosno.
•
realizacja linii dwutorowej 400 kV Dobrzeń-Wielopole i jej wpięcie w linię
400 kV Wielopole-Albrechcice (Czechy).
•
powiązanie PAK z siecią 400 kV.
W myśl przyjętych założeń badano również zasadność, rozwoju następujących połączeń
międzynarodowych, po roku 2008:
•
układ przesyłowy 400 kV Polska -Litwa ,
•
linia dwutorowa Narew -Roś,
•
linia dwutorowa Elbląg- Kaliningrad,
•
linia dwutorowa Byczyna -Varin,
•
linia Krajnik- Yiradaen przywrócenie napięcia 400 kV.
173
Otrzymane wyniki potwierdzają zasadność badanych inwestycji, głównie ze względu na
poprawę warunków bezpieczeństwa elektroenergetycznego i parametrów eksploatacyjnych
sieci przesyłowej.
8.4.6. Przedsięwzięcia inwestycje przewidywane w ramach rozwoju
połączeń transgranicznych do roku 2020
W planie rozwoju PSE- Operator z lipca 2006 r. przewidywało się realizację zadań
inwestycyjnych na wzmocnienie połączeń międzysystemowych, które zestawiono odrębnie
dla wymiany na przekroju synchronicznym i asynchronicznym (tabl. 8.7 i 8.8). Z dyskusji z
przedstawicielami OSP wynika jednak, że w obecnie przygotowywanym, nowym planie
rozwoju mogą zajść pewne korekty zadań inwestycyjnych. Korekty te będą głównie związane
z bardziej dokładnymi analizami rozpływów mocy i energii w KSE i uzyskiwanymi z nich
wynikami – skutkującymi koniecznymi zmianami w konfiguracji sieci przesyłowej zarządzanej
przez operatora. Z tego względu Wykonawca zwraca uwagę aby traktować poniżej
zaprezentowane dane z dużą rezerwą, gdyż nowe obliczenia mogą je w okresie 2
najbliższych lat istotnie zmienić. Bowiem PSE- Operator powinien przedstawić nowy projekt
planu rozwoju do uzgodnienia z regulatorem w 2009 r.
Tablica 8.7 Przewidywane przedsięwzięcia inwestycyjne związane z międzysystemową
wymianą mocy na przekroju synchronicznym
Lp.
Nazwa inwestycji
Napięcie
znamionowe
[kV]
Obc. prądowa
linii (moc ATR,
dławika lub bat.
kondensat.)
[A] ([MVA])
Czas/okres
realizacji po
uzgodnieniu z
sąsiednim OSP
[lata]
A.
Inwestycje niezbędne dla podtrzymania bezpiecznej współpracy systemów: polskiego i
niemieckiego
1 Instalacja przesuwników fazowych w stacji
(2x500)
220
l
Krajnik na 2-torowej linii 220 kV Krajnik Vierraden
B. Inwestycje niezbędne dła zwiększenia wymiany mocy pomiędzy systemami: polskim i
niemieckim
2. Instalacja przesuwników fazowych w stacji
400
( 2 x 1500)
1
Krajnik na 2-torowej linii 400 kV Krainik Vierraden
3. Budowa 2-torowej linii 400 kV Baczyna 4
400
2 x2 7 0 0
8-10
Inwestycje w KSP towarzyszące
rozwojowi połączeń pomiędzy systemami
polskim i niemieckim
C. Inwestycje niezbędne dla zwiększenia wymiany mocy na przekroju synchronicznym ze
Słowacją
400
2 x 2700
8-10
s Budowa 2-lorowej międzysystemowej Unii 400
kV w relacji Byczyna - Vann
Źródło: PSE- Operator S.A.
174
Łączne szacunkowe nakłady inwestycyjne na realizację wskazanych potrzeb ok. 1837 mln. zł.
Przedsięwzięcia dotyczące rozwoju wymiany międzysystemowej na połączeniach systemów
krajów należących do UCTE, w tym Polski, z systemem UPS/IPS, są długofalowo
nakierowane na rozszerzenie obszaru współpracy synchronicznej.
Realizowane obecnie prace koncentrują się przede wszystkim na wykonaniu studium
możliwości połączenia systemów UCTE i UPS/IPS.
BtB
600MW1000MW
BtB
1x600MW or
2x600MW
Rys. 8.6. Możliwe opcje rozwoju połączeń „ściany wschodniej”
Decyzje dotyczące przyszłości współpracy tych systemów są uzależnione od wyników
studium. Dlatego, w ramach przeprowadzonych analiz przyjmuje się założenie, że ewentualne
połączenia międzysystemowe na tym przekroju mogą mieć wyłącznie charakter połączeń
asynchronicznych, służących stworzeniu dodatkowych możliwości bilansowania mocy na
poziomie całego systemu oraz poprawie jego wystarczalności. Zaprezentowane poniżej
potrzeby rzeczowe w zakresie rozwoju KSP w obszarze północno-wschodnim kraju związane
z pełnym uruchomieniem połączenia międzysystemowego Polska-Litwa są tożsame z
przedsięwzięciami rozwojowymi dotyczącymi wyłącznie zaspokojenia potrzeb krajowych na
świadczenie usług przesyłowych w tym regionie. Różnica, w przypadku przystąpienia do
realizacji wymienionego połączenia międzysystemowego, polega na przyspieszeniu realizacji
tych przedsięwzięć (uruchomienie do 2015 r. zamiast do 2017 r.).
175
Tablica 8.8 Przewidywane przedsięwzięcia inwestycyjne związane z wymianą mocy na
przekroju asynchronicznym
Lp. Nazwa inwestycji
Obc. prądowe linii
Czas/ okres
Napięcie (moc ATR, dławika
realizacji po
znamionowe
lub bat.
uzgodnieniu z
kondensat.)
sąsiednim OSP
[kV]
[A] ([MVA])
[lataj
A. Inwestycje związane z wymianą
mocy z Litwą ,
1 Budowa 2-torowej międzysystemowe]
linii 400 kV Ełk-Alytus
Inwestycje w KSP towarzyszące
2 rozwojowi połączeń pomiędzy
systemami polskim i litewskim
400
-
2 x 2700
-
2011-2015
-
B. Inwestycje związane z wymianą
mocy z Ukrainą
Budowa wstawki prądu stałego 2*600
3. MW w stacji Rzeszów oraz
modernizacja linii 750 kV
400
(2 x60 0)
3
Źródło PSE- Operator S.A.
Łączne szacunkowe nakłady inwestycyjne na realizację wskazanych w tabeli 8.8.
przedsięwzięć PSE- Operator wycenił na kwotę ok. 1726 mln zł (wg oszacowań z początku
2006 r., tj okresu przygotowania obowiązującego planu rozwoju).
Uszczegółowienie realizowanych inwestycji bezpośrednich, wpływających na połączenia
międzysystemowe :
1)
Przebudowa linii 220 kV Konin – (Kromolice) na 2-torową linię 400 kV z jednym torem
w relacji Konin – Plewiska pracującym czasowo na napięciu 220 kV oraz przebudowa
2-torowej linii 220 kV Pątnów –Konin na linię 4-torową wielonapięciową 2x220 kV +
2x400 kV z podwieszonym jednym torem 400 kV.
2)
Przebudowa zachodniego toru linii 220 kV w relacji Pątnów – Jasiniec na 2-torową linię
400 kV pracującą czasowo z jednym torem na napięciu 220 kV oraz przebudowa linii
220 kV w relacji Jasiniec – Grudziądz na 2-torową linię 400 kV pracującą czasowo z
jednym torem na napięciu 220 kV.
3)
Przebudowa ciągu linii 220 kV w relacji Dunowo – Żydowo – Piła Krzewina – Plewiska
na 2-torową linię 400 kV z jednym torem w relacji Dunowo – Piła Krzewina –Plewiska.
176
8.5. Obecne i przewidywane zdolności wymiany
transgranicznej krajowej sieci przesyłowej
Opisane w podrozdziałach 8.1- 8.4 zagadnienia technicznych możliwości importu i eksportu
energii elektrycznej zostały poddane ogólnej, ponownej ocenie operatora systemu PSEOperator. Na pytania Wykonawcy PSE- Operator udzielił, w kwietniu 2008 r., pisemnej
odpowiedzi oceniającej stan i perspektywy wymiany transgranicznej.
W ocenie operatora aktualne zdolności w wymianie równoległej mocy (tzw. NTC) wynoszą
1200 MW w eksporcie, przy zerowych możliwościach importu energii do Polski. Są to
jednakże tylko możliwości deklaratywne, gdyż w następnym zdaniu operator wyjaśnia, iż
panujące obecnie warunki bilansowe w sieci przesyłowej powodują ograniczenie zdolności
wymiany eksportowej nawet do 300 MW lub mniej.
Za główną przyczynę ograniczenia zdolności eksportu operator wymienia napięty bilans
mocy w KSE, spowodowany deficytem mocy wytwórczych będącym efektem zgłaszania
znaczących zdolności produkcyjnych jako niedyspozycyjnych (ponad 2000 MW powyżej
wartości z roku 2007). Następnie OSP wskazuje, że zasadniczą przyczyną zmniejszania się
zdolności eksportowych z poziomu 2200 MW, pomimo wykonania znaczących inwestycji
sieciowych, są tzw. przepływy karuzelowe mocy i energii, których wolumen wzrasta
proporcjonalnie do nowych mocy wytwórczych na północy Niemiec, a w tym szczególnie
farm wiatrowych. Te samoistne przepływy w połączonym systemie powodują dociążenie
przekrojów sieci na południu Polski, co wprost ogranicza zdolności eksportowe KSE.
Odnosząc się do technicznych możliwości importowych, udostępnianych uczestnikom na
warunkach handlowych, operator wskazuje, że te praktycznie od szeregu lat są bliskie zera. I
ponownie winą za ten stan obarcza wspomniane powyżej przepływy karuzelowe, które
zajmują całą zdolność sieci KSE blokując zupełnie możliwości importu energii. Podkreśla
przy tym znaczną trudność przewidywania dostępnych mocy w imporcie z wyprzedzeniem
24 godzinnym, a nawet kilku godzin, ze względu na bardzo niekorzystne rozlokowanie źródeł
wytwórczych w połączonym systemie UCTE, a nie tylko z uwagi na generację wiatrową.
Jedyny wyjątek w obszarze sieci UCTE stanowi, w opinii operatora, system półwyspu
Iberyjskiego. W konkluzji OSP stwierdza, że wskazane przyczyny uniemożliwiają mu
oferowanie zdolności do wymiany handlowej na połączeniach transgranicznych.
Następnie operator informuje o rozpoczęciu prac ośmiu operatorów systemów przesyłowych
regionu (zapewne regiony: północny i środkowo- wschodni) nad wdrożeniem mechanizmu
alokacji zdolności wymiany transgranicznej bazującego na przepływach rzeczywistych w
systemie. Wartości te prezentowane są w tabl. 6.3. Jednak wdrożenie takiego mechanizmu
wymaga, zdaniem operatora, odpowiedniej harmonizacji rynków krajowych. Co to oznacza w
praktyce tego operator jednak nie wyjaśnił. Można przypuszczać, że oprócz kwestii
technicznych harmonizacji będą wymagały mechanizmy rozliczeniowe za energię
napływającą do Polski, mimo że nie była ona zakontraktowana.
177
Na zakończenie PSE- Operator stwarza pewną nadzieję ale ‘w długiej perspektywie
czasowej’, że zdolności wymiany powinny ulec zwiększeniu wskutek nowych inwestycji
sieciowych. Jednak efekt ten jest zależny od bieżącej współpracy i uzgodnień OSP
systemów sąsiadujących, co powinno stworzyć lepsze warunki do zwiększenia całkowitych
zdolności przesyłowych na kierunkach importu i eksportu energii. Niestety PSE- Operator nie
podaje w swoich wyjaśnieniach żadnych wartości liczbowych, które pozwoliłyby Wykonawcy
na przyjęcie wartości liczbowych maksymalnych (albo minimalnych) ograniczeń wymiany
handlowej energią, dla rozważanych podokresów w horyzoncie 2030 r.
8.6. Wnioski
1. Mimo występujących trudności i ograniczeń, w realizacji projektów inwestycyjnych, ma
miejsce
systematyczna
poprawa
w
zakresie
parametrów
pracy
krajowego
systemowego. Trwa dostosowywanie struktury przesyłowej do potrzeb i wymagań
gwarantujących jednakowe warunki uczestnictwa w konkurencyjnym rynku energii
elektrycznej.
Realizacja
preferującej
poprawę
projektów
inwestycyjnych,
bezpieczeństwa
wynikających
elektroenergetycznego
ze
strategu
oraz
wzrostu
niezawodności pracy całego systemu, likwiduje „wąskie gardła" w sieci przesyłowej
oraz istotnie zmniejsza koszty ograniczeń przesyłowych.
2. W okresie 2008 - 2010 prezentowane przedsięwzięcia rozwojowe wymagają
poniesienia nakładów inwestycyjnych w wysokości rzędu 600 – 800 mln zł rocznie.
Dopiero realizacja tego poziomu nakładów inwestycyjnych zapewnia nie tylko
odtworzenie istniejącego majątku trwałego, ale i jego wzrost. Jednak poziom wydatków
inwestycyjnych w ramach działalności regulowanej w wysokości ok. 580-600 mln zł,
jest obecnie granicą aktualnych możliwości PSE-OPERATOR. Uwzględnia on środki
pochodzące z odpisów amortyzacyjnych, zysku oraz ewentualnych kredytów
komercyjnych. Wyposażenie operatora w majątek sieciowy powinno możliwości
inwestycyjne odpowiednio zwiększyć.
3. Przy opracowaniu aktualnie realizowanych projektów inwestycyjnych uwzględniono
wymagania w zakresie rozwoju strony podażowej energii elektrycznej, w tym generacji
rozproszonej, prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz wymiany
międzysystemowej,
plany
rozwoju
sieci
rozdzielczej
oraz
założenia
polityki
energetycznej. Zakładano również większe zapotrzebowanie na usługi przesyłowe
związane z eksportem a znacznie mniejsze – z importem. W efekcie zdolności importu
według aktualnych planów i analiz rozwojowych w perspektywie roku 2020 zwiększają
się, jednak pozostają nadal na stosunkowo niskim poziomie, niższym od zdolności
eksportowych.
Występująca nieokreśloność związana z funkcjonowaniem
mechanizmów rynkowych oraz nowe wymagania stawiane energetyce w zakresie
ochrony środowiska będą prawdopodobnie wymuszać głębokie korekty w
kolejnych planach rozwoju sieci.
178
4. Ze względu na wagę zagadnień dotyczących transgranicznej wymiany energii
elektrycznej w etapie 2 pracy Wykonawca ponownie skierował pisemne zapytania do
PSE-Operator z prośbą o bardziej klarowne określenie horyzontu czasowego oraz
wolumenów wymiany mocy (handlowego i rzeczywistego), które przewiduje się
osiągnąć po zrealizowaniu planu inwestycyjnego, stanowiącego podstawę obecnego
Planu rozwoju OSP do roku 2020. Zapytaliśmy również o obecne uzgodnienia
dokonywane w ramach UCTE. Uzyskane od operatora pisemne odpowiedzi, zgodnie z
ich omówieniem w rozdziale 8.5 nie pozwalają niestety na przyjęcie wartości
liczbowych, kalibrujących potencjalne możliwości wymiany handlowej energią w
imporcie oraz eksporcie.
5. Pewnym pocieszeniem, wynikającym z informacji operatora jest fakt rozpoczęcia prac
ośmiu OSP krajów sąsiadujących nad wdrożeniem nowego mechanizmu alokacji
zdolności wymiany transgranicznej, bazującego na przepływach rzeczywistych (zob.
dane w tabl. 6.3). Na podstawie bardzo skąpych informacji PSE- Operator trudno
oceniać koszty i/lub korzyści dla polskich uczestników rynku energii elektrycznej, jakie
mogą wynikać z wdrożenia tego mechanizmu.
6. Na podstawie pisemnych informacji od Operatora KSE, w tym przedstawienia przez
niego ogromnych trudności realizacyjnych i planistycznych, Wykonawca był zmuszony
do przyjęcia w badaniach modelowych zerowego salda wymiany energią w eksporcie i
imporcie. Każde inne założenie mogłoby bowiem okazać się zupełnie nietrafione.
179
9. Uwarunkowania rozwoju zastosowań technologii
węglowych, jądrowych i gazowych
9.1. Technologie czystego węgla
Uzgodniony z Zamawiającym pakiet technologii produkcji energii elektrycznej z
wykorzystaniem nowoczesnych technologii czystego węgla zawiera odrębny raport
cząstkowy 1 60, którego autorem jest Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla z Zabrza, będący
podwykonawcą Energsys. W raporcie zaprezentowano kompletne charakterystyki
technicznoekonomiczne i środowiskowe poszczególnych technologii produkcyjnych, z
uwzględnieniem najnowszych osiągnięć naukowo- badawczych dostępnych na świecie.
9.2. Elektrownie jądrowe
Do analiz rozwojowych sektora elektroenergetycznego kraju niezbędnym było opracowanie
charakterystyki techniczno- ekonomicznej nowych elektrowni jądrowych.
Po przeprowadzeniu studiów literaturowych, zarówno publikowanych przez ośrodki
zajmujące się profesjonalnie energetyką atomową, jak np. Międzynarodowa Agencja Energii
Atomowej w Wiedniu, czy Instytut Energii Jądrowej (NEI- Nuclear Energy Institute) w
Waszyngtonie, zapoznano się również z publikacjami organizacji ekologicznych (NGO’s)
działającymi w Europie, a w tym z publikacjami prof. Steve Thomasa z UK 61. Nie będzie
żadnym odkryciem, jeśli stwierdzimy, że te dwie strony – zwolenników oraz przeciwników
budowy nowych elektrowni jądrowych mają bardzo różniące się opinie na prawie wszystkie
kwestie dotyczące oddziaływania oraz kosztów energetyki jądrowej. Zapoznaliśmy się
również z coraz bardziej dojrzałymi publikacjami polskich specjalistów, jak prof. S.
Chwaszczewski, prof. Niewodniczański, dr T. Wójcik, dr S. Latek, H. Trojanowska, czy doc.
Strupczewski 62. Szczególnie interesujące mogą być porównania przytaczane przez doc.
Strupczewskiego, wskazujące na potencjalnie znaczne korzyści ekonomiczne dla
społeczeństwa, wynikające z długoletniej efektywnej eksploatacji elektrowni jądrowej.
Odnotowaliśmy zarazem, że istnieją zbliżone poglądy na pewne, twarde fakty
charakteryzujące elektrownie jądrowe. Należą do nich m.in. doświadczenia z budowy
nowoczesnego bloku elektrowni jądrowej w Olkiluoto (Finlandia). Okazuje się, że po okresie
dość długiego zastoju w budowie obiektów energetyki jądrowej w Europie, potrzeba wielu
rzeczy nauczyć się ponownie. W tym organizacji budowy tak złożonego obiektu, którym jest
elektrownia atomowa. Bowiem w Olkiluoto zakładane pierwotnie, jednostkowe nakłady
60
PKEE-Etap 2-Raport czastkowy_1 (ICHPW) Wersja Finalna.doc
Energia jądrowa. Mit i rzeczywistość. O zagrożeniach związanych z energią jądrową i jej perspektywach w
przyszłości. Fundacja im. Heinricha Bolla. Warszawa, grudzień 2006 (rozdział 5 prof. Thomasa traktujący o
ekonomice energetyki jądrowej)
62
Np. w materiałach międzynarodowej konferencji pt. „Elektrownie jądrowe dla Polski. Warszawa, czerwiec 2006,
ISBN 83-912152-9-6
61
180
inwestycyjne zostały bardzo znacznie przekroczone, zaś do końca budowy jeszcze
pozostało wiele do wykonania.
Wykonawca uczestnicząc w spotkaniach i dyskusjach poświęconych analizie i ocenie
budowy 3 bloku elektrowni w Olkiluoto uznał, że modelowa charakterystyka elektrowni
jądrowej powinna być możliwie bliska technologii francuskiej firmy AREVA, zaangażowanej
w budowę w Olkiluoto.
W opracowywaniu parametrów techniczny i kosztowych technologii modelowej wykorzystano
także publikacje NEI 63 oraz bardzo interesującą monografię IEA/ OECD. 64. Z tej monografii
przyjęto m.in. zalecany przez specjalistów francuskich okres przygotowani się do
uruchomienia programu jądrowego, szczególnie po raz pierwszy w kraju. Na podstawie
publikacji IEA/OECD, dane o rozkładzie nakładów w czasie ok. 10 lat (dla Francji) oraz
dodatkowo prezentacji Borisa Gueorguieva z Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej w
Wiedniu, przedstawionej na konferencji w Kazimierzu Dolnym w marcu 2008 r., wskazującej,
że program uruchomienia pierwszej elektrowni jądrowej w danym kraju wymaga jako
minimum 10- 15 lat. Taki czas stanowi warunek podstawowy dla zdobycia przyzwolenia
społecznego, oraz niezmienności woli politycznej, a także niezbędnego doświadczenia i
zbudowania odpowiedniej infrastruktury aby budowa siłowni atomowej zakończyła się
pełnym powodzeniem. Mając powyższe na uwadze staraliśmy się wypośrodkować parametry
techniczne (tabl. 9.1), a w szczególności ekonomiczne takiej technologii jądrowej, która
uczestniczy w obliczeniach optymalizacji przyszłego rozwoju krajowego sektora
elektroenergetycznego.
Tablica 9.1 Podstawowe parametry techniczne technologii jądrowych zastosowanych w
obliczeniach modelowych
Wyszczególnienie
Jednostka
Rok uruchomienia
Reaktor AREVA- EPR Francja, o mocy 1600 MWe
2020
Reaktor AREVA- EPR Francja, o mocy 1700 MWe
2025
2030
2035
Czas życia
(= lata
dyskontowania)
Sprawność
w%
33%
33%
34%
34%
Moc bloku
MW
1600
3200
1700
3400
%
25%
85%
90%
90%
h/a
2190
7446
7884
7884
TWh
3,50
23,83
13,40
26,81
Współczynnik
wykorzystania mocy
Czas użytkowania
mocy
Produkcja
elektryczności
lata
40
Źródło: oszacowanie Energsys na podstawie materiałów literaturowych oraz prezentacji i dyskusji
63
64
Dostępne np. w: http://www.nei.org/filefolder/u.s._electricity_production_costs_and_components.xls
Publikacja: Projected Costs of Generating Electricity. 2005 update. NEA/ IEA/OECD
181
Ponieważ czas do uruchomienia produkcji z pierwszej elektrowni jądrowej jest już niezwykle
krótki, to dla sytuacji w której w 2020 roku zostałby uruchomiony pierwszy blok, będzie
możliwe tylko osiągnięcie do 25% współczynnika CF (capacity factor). Odpowiada to
założeniu o rozruchu produkcji z pierwszego reaktora w drugim półroczu 2020r. oraz
stopniowemu dociążaniu w latach następnych. Kolejnymi uruchomieniami będą również bloki
AREVA- EPR (Francja), ze współczynnikiem UF (utility factor) znacznie wyższym. W
pierwszym wariancie założono, że w Polsce do 2025 powstanie jedna elektrownia jądrowa o
2 blokach po 1600 MW każdy, zaś następna elektrownia mogłaby powstać ok. roku 2030 i
będzie już miała dwa bloki po 1700 MW każdy. W wariancie bardziej optymistycznym,
przyjęto możliwość wybudowania do roku 2030 trzech bloków po 1600 MW i jednego o mocy
1700 MW, w tym 800 MW w 2020 i 2400 MW w 2025 r.
Właściwe postrzeganie potrzebnego czasu na uruchomienie pierwszego bloku elektrowni
jądrowej w Polsce umożliwiają dane w tabl. 9.2 - o rozkładzie nakładów inwestycyjnych w
czasie, które przyjęto za publikacją: Projected Costs of Generating Electricity. 2005 update.
NEA/ IEA/OECD; (table. 3.7, dane dla Francji).
Tablica 9.2. Potencjalny rozkład nakładów inwestycyjnych na kompleksową organizację
procesu przygotowania społeczeństwa i infrastruktury obsługującej budowę i
eksploatację technologii jądrowych
Wyszczególnienie działania
Kampanie informacyjne (skupione
w roku t= -10 działania z lat -15 do
-10)
Prace studialne
Budowa
Uruchomienia/ odbiory
Lata działania Reaktor AREVApoprzedzające EPR - Francja, o
mocy j1600 MWe
datę
uruchomienia
bloku
Rozkład dla 1 bloku
Reaktor AREVAEPR - Francja, o
mocy 1700 MWe
Rozkład dla
kolejnych bloków
-10
3,0%#)
-9
1,0%
1,0%
-8
1,5%
1,5%
-7
2,0%
2,0%
-6
7,0%
7,0%
-5
13,0%
15,5%
-4
21,5%
22,0%
-3
21,0%
21,0%
-2
18,0%
18,0%
-1
10,0%
10,0%
1
2,0%
2,0%
#)
wartość dodana przez Wykonawcę na podstawie informacji Borisa Gueorguieva z Międzynarodowej Agencji
Energii Atomowej w Wiedniu,
182
Mając na uwadze niezwykle krótki czas pozostały do roku 2020 ewentualne doprowadzenie
do uruchomienia pierwszego bloku EJ będzie musiało istotnie więcej kosztować, szczególnie
na prawie równoległą realizację wielkiej kampanii społecznej oraz prac badawczych i
logistycznych, organizujących od podstaw infrastrukturę niezbędną do obsługi energetyki
jądrowej. Wymagać to będzie również bardzo kosztownych zabiegów związanych z
zagwarantowaniem wystarczających ilości paliwa uranowego na cały okres eksploatacji
elektrowni, tj. na co najmniej 60 lat. Działanie takie jest niezbędne z uwagi na pojawiające się
ostrzeżenia o możliwych ograniczeniach w dostępie do paliwa uranowego. 65
Do opracowania parametrów ekonomicznych technologii jądrowych zastosowano stopę
dyskonta SD = 10%/a – identycznie jak do wszystkich pozostałych technologii modelowych
oraz rozkład nakładów inwestycyjnych budowy 2 pierwszych bloków jądrowych – jak to
prezentuje tabl. 9.3.
Tablica 9.3. Podstawowe parametry kosztowe technologii jądrowych zastosowanych w
obliczeniach modelowych (ceny 2005 r.)
Wyszczególnienie
Jedn.
AREVA- EPR, 1600
MWe
AREVA- EPR, 1700 MWe
Okres uruchamia
bloków
Lata
2020- 2025 (27)
Po roku 2027
(2030 – 2035)
EUR/kW
3000
2700
Jednostkowy nakład
inwestycyjny
Koszt inwestycyjny na
roczną produkcję
elektryczności
Koszty paliwa
uranowego
zł/MWh
Koszty eksploatacji
(O&M)
RAZEM koszty
zł/MWh
205,9
79,25%
170,8
76,00%
14,30
5,50%
14,30
6,37%
39,62
15,25%
39,62
17,63%
259,9
100,00%
224,7
100,00%
9.3. Elektrownie gazowe
Do obliczeń rozwojowych systemu elektroenergetycznego konieczne było zweryfikowanie
charakterystyki techniczno- ekonomicznej elektrowni dwuczynnikowych gazowo- parowych
opalanych gazem ziemnym (tzw. CCGT). Zadanie to zrealizowano w oparciu o informacje z
różnych źródeł, w tym założeń Energoprojektu Katowice, w pracy dla PSE SA 66 oraz na
65
Np. Report on the Hearing of the Nuclear Fission Platform- 25 June 2007, DG TREN
Ekonomiczna analiza porównawcza technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Tom III –
część ekonomiczno- kosztowa. BSPiR „Energoprojekt Katowice”, listopad 2005.
66
183
podstawie danych z pracy IEA/OECD 67. Przeanalizowano również publikację Ecofys, z
sierpnia 2006 r., w której wykonano międzynarodową analizę porównawczą sprawności
wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych za lata 1990 – 2003. Z tej analizy wynika,
że najwyższe sprawności wytwarzania w roku 2003 dla układów CCGT uzyskiwano w Korei
Południowej (50,6%), UK i Irlandii (51,1%) oraz w Indiach (52,4%).
Po dyskusji w zespole Wykonawcy przyjęto sprawność układu CCGT równą 57% (netto). Dla
porównania podajemy, że np. Energoprojekt Katowice rozważał sprawności rzędu 57% 60% netto, zaś wg publikacji IEA/OECD sprawność zawiera się w granicach 56 - 58%.
Przegląd literatury wskazał, że zasadne będzie przyjęcie do charakterystyki modelowej
zakres mocy bloków CCGT w przedziale od 400 – 800 MWe, z preferencją na jednostki o
mocy 400- 500 MWe. Zbiorczą charakterystykę techniczno- ekonomiczną technologii
modelowej CCGT prezentuje tabl. 9.4.
Tablica 9.4. Charakterystyka techniczno- ekonomiczna nowego bloku gazowo- parowego
spalającego gaz ziemny, wykorzystana w obliczeniach modelowych
Blok gazowo- parowy na gaz ziemny
(CCGT)
Wyszczególnienie
Okres uruchamia produkcji z bloków CCGT
Lata
Od roku 2015
Górne ograniczenia mocy założone w
obliczeniach modelowych (wariant
umiarkowany)
MW
Okres eksploatacji bloku
lata
30
Moc bloku
MW
450
Sprawność netto / brutto
%/ %
57/ 58,5
%/a
85% (=~7446 h/a)
TWh/a
3,35
EUR/kW
600 (= ~ 2400 zł)
Współczynnik wykorzystania mocy
Produkcja elektryczności
Jednostkowy nakład inwestycyjny
Koszt CAPEX na roczną produkcję
elektryczności
Koszty paliwa gazowego
Koszty eksploatacji (O&M), w tym:
zł/MWh
- koszty stałe
67
2020
2025
2030
900
1800
3600
brak
36,1
15,2%
182,6
77,0%
18,4
7,8%
13,0
- koszty zmienne
RAZEM koszty
2015
5,4
zł/MWh
237,2
100,00%
Projected costs of generating electricity, 2005 update. IEA/OECD/ NEA, 2005
184
Wyjaśnienia do danych z tablicy:
1.
Przyjęty rok uruchomienia wynika z szeregu ograniczeń logistycznych, technicznych i formalnoprawnych
2.
Przyjęte ograniczenia maksymalnie dostępnych mocy CCGT wynikają bardziej z rozpoznania
dostępności infrastruktury gazowej oraz gazu ziemnego na rynku Europejskim, aniżeli z innych
ograniczeń. Warto zwrócić uwagę, że jeden blok o pracujący zgodnie z parametrami w tabl. 6.27
będzie rocznie zużywał ok. 590- 600 mln m3 gazu ziemnego, a 4 bloki aż ok. 2,5 mld m3/a. to
bardzo wielkie ilości, które wymagają znacznego rozwoju infrastruktury gazowniczej, a w tym
także rozstrzygnięcia szeregu drażliwych kwestii dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy;
3.
Lata eksploatacji i wielkość bloku CCGT wynikają ze średnich wielkości odnotowywanych w
krajach UE oraz rozważanych do budowy, np. w Dolnej Odrze;
4.
Sprawności netto i brutto są przyjęte dość ostrożnie na podstawie zarówno doświadczeń
dotychczasowych (por. tekst nad tablicą), jak również założeń poprawy tych parametrów dla
nowych bloków
5.
Jednostkowy nakład inwestycyjny odpowiada wartościom średnim dla kilku krajów UE(Niemcy,
Włochy, Grecja) oraz obserwowanemu w USA. W nakładach inwestycyjnych uwzględniono
instalację DENOX (SCR), która dla nowych obiektów będzie musiała spełnić bardzo ostre
wymagania dopuszczalnej emisji NOx, nie przekraczające 20- 50 mg/m3 spalin. Instalacja SCR o
sprawności 85% redukcji emisji NOx pozwala na obniżenie emisji do wartości ok. 40 mg/m3.
6.
Struktura kosztów produkcji odpowiada danych literaturowym, w tym z cytowanej już kilkukrotnie
publikacji IEA/OECD (Projected Costs of Generating Electtricity … oraz danych porównawczych
NEI z USA).
7.
Koszt paliwa gazowego przyjęto do porównawczych obliczeń odpowiada założeniom wzrostu cen
gazu importowanego do Polski z Rosji- dla warunków roku 2015, z dodaniem kosztów taryfy
przesyłowej OGP Gaz System. Przewidywania odnośnie eskalacji cen paliw z importu dla
scenariusza WYSOKI są prezentowane w rozdz. raportu 6.1.1 (tabl. 6.6).
Oprócz przedstawionego w tabl. 9.4 umiarkowanego wariantu rozwoju elektrowni gazowych
w obliczeniach dopuszczano także nieco szybszy rozwój: 1000MW w roku 2015, 3400 MW w
2020, 5800 MW w 2025 i brak ograniczeń w 2030. Przy czym wykorzystanie tych możliwości
rozwoju uzależniane jest pozyskaniem odpowiednich ilości gazu z importu oraz znacznym
zakresem inwestycji w rozwój systemu przesyłowego.
185
10. Podsumowanie
1. Przedstawione w niniejszym raporcie dane i informacje stanowią szeroki przegląd
uwarunkowań rozwojowych energetyki krajowej ze szczególnym uwzględnieniem
kontekstu nowej proponowanej polityki UE zorientowanej na redukcję emisji CO2 i rozwój
energetyki odnawialnej. Przeprowadzone analizy doprowadziły m.in. do opracowania
scenariuszy rozwoju gospodarczego kraju, ich przełożenie na prognozy popytu na
energię, a także do opracowania założeń określających warunki dostaw paliw ze źródeł
krajowych oraz z importu. Na odstawie zebranych od producentów energii danych
określono także przewidywane zmiany mocy osiągalnej z instniejących źródeł
wytwórczych.
2. Przed rozpoczęciem prac przyjęto, że zostanie ona w maksymalnie możliwym stopniu
oparta na oficjalnych opracowaniach i analizach prognostycznych. W tym celu
Wykonawca w ścisłej współpracy i za pośrednictwem PKEE zwracał się do odpowiednich
organów administracji rządowej, firm energetycznych i instytucji badawczych o
udostępnienie najbardziej aktualnych danych, analiz i prognoz. Podejmowane były także
działania uzupełniające takie jak: spotkania, wyjaśnienia, prezentacje oraz przygotowanie
specjalnych materiałów informacyjnych i arkuszy danych. Efekty tych działań można
podsumować następująco:
a. nie wszystkie organy rządowe zdecydowały się na przekazanie potrzebnych
materiałów,
b. wbrew oczekiwaniom najmniej pozytywny odzew uzyskano ze strony Ministerstwa
Gospodarki, które nie udostępniło szczegółowych danych prognostycznych,
c. Reakcje ze strony dominujących firm branżowych, do których się zwracano były
co najmniej nacechowane rezerwą. Rezerwa ta była chyba największa w
przypadku PGNiG i Gaz-System, z których nie otrzymano odpowiedzi,
d. W przypadku firm sektora elektroenergetycznego było nieco lepiej, gdyż z PSE i
PSE-OPERATOR uzyskano oficjalne dane dot. planowanych inwestycji
sieciowych. Jednak próba poszerzenia tych danych o ocenę możliwości importu i
eksportu w przyszłości, spotkała się z informacją o niemożności dokonania
wiarygodnych tego typu oszacowań dla lat 2020 – 2030 a nawet wcześniejszych.
e. Osobnym problemem okazały się dane prognostyczne dla górnictwa węgla
kamiennego. Okazało się, że danych o wymaganym zakresie i horyzoncie
czasowym po prostu nie ma. Jednak dzięki działaniom kierownika projektu po
stronie Zamawiającego, udało się we współpracy z GIG opracować dane
określające przewidywane zmiany zdolności wydobywczych i kosztów wydobycia
do roku 2030.
186
3. Z perspektywy wieloletnich doświadczeń z prac o charakterze prognostycznym i
systemowym oceniamy, że obecnie realizowany projekt charakteryzuje się wysokim
stopniem trudności i złożoności, który wynika z następujących czynników:
a. rosnącej złożoności uwarunkowań prawnych i systemowych, które przejawiają
się rosnącą ilością prawa regulującego działanie systemu energetycznego,
szczególnie w obszarze ochrony środowiska, a także coraz szerszym zakresem
stosowania systemowych mechanizmów rynkowych (handel emisjami, systemy
kolorowych certyfikatów);
b. dużej dynamiki zmian w otoczeniu politycznym i prawnym, co powoduje, że nawet
w toku realizacji pracy pojawiają się nowe stanowiska polityczne, nowe regulacje
prawne, bądź ich projekty, które sprawiają, że każda ocena uwarunkowań dość
staje się dość szybko nieaktualna i wymaga praktycznie stalej aktualizacji.
c. dużej niepewności odnośnie przyszłych warunków działania na rynkach
paliwowych, a także odnośnie parametrów ekonomicznych i technicznych tzw.
zeroemisyjnych technologii energetycznych.
4. Ta obiektywna złożoność badanego problemu strategicznego natrafia w Polsce na
zupełnie nieprzygotowany system instytucjonalny, czego efektem jest brak odpowiednio
zorganizowanych i koordynowanych zespołów, procesów badawczych i analitycznych.
Przejawem takiego stanu są doświadczane trudności z dostępem do danych i opracowań
prognostycznych, które częściowo wynikają z ich braku, a częściowo z braku
jednoznacznych zasad i trybów ich udzielania.
5. Patrząc na problem z nieco szerszej perspektywy warto zdać sobie sprawę z tego, że ze
względu na rosnąca złożónośc polityki energetycznej i ekologicznej zorganizowanie
odpowiedniej infrastruktury i warunków do systematycznych badań strategicznych staje
się niezbędnym warunkiem prowadzenia racjonalnej polityki energetycznej oraz
skutecznej obrony interesu kraju na forum UE.
187
11. Baza informacyjna opracowania
W celu łatwiejszego korzystania z obszernego zbiory zgromadzonych opracowań,
dokumentów innych materiałów innego w zestawieniach podane zarówno podstawowe dane
bibliograficzne (autor, tytuł, wydawca, data wydania) jak i dodatkowe informacje określające:
objętość danego materiału oraz główną tematykę i sektor, którego dotyczy.
Pierwsze zestawienie przedstawia opracowania i materiały, które zostały pozyskane za
pośrednictwem PKEE. Były one gromadzone z zamysłem stworzenia bazy oficjalnych
dokumentów i opracowań o charakterze prognostycznym, na której będzie budowana
niniejsza praca. Niestety nie wszystkie opracowania, o które wysterowało PKEE, udało się
pozyskać.
Drugie zestawienie obejmuje opracowania i materiały, które Wykonawca gromadził we
wlasnym zakresie, i które były wykorzystywane w różnym zakresie w niniejszej pracy.
W kolumnie „oznaczenie/autor” podano oznaczenie danej pozycji tak jak jest stosowane w
odwołaniach bibliograficznych w tekście. Z tego tez względu oba zestawienia
uporządkowano w porządku alfabetycznym wg zawartości tej kolumny.
188
A. Dokumenty, dane, informacje i pozyskane drogą
oficjalną
Lp
1
2
3
4
5
6
Oznaczenie/
autor
Liczba
stron
Tematy główne
Sektor
ARE, 2006
Opracowanie prognozy
zapotrzebowania na
Agencja Rynku
paliwa i energię do roku
Energii,
2020 w Wariancie
październik 2006
Podstawowym Węglowym
BIS
26
Prognozy
Wielosektorowe
EDF, 2007
Contribution to the 2030
roadmap for re-equipment
and development of the
Polish Energy Sector. Part
I: The Polish Energy
Sector
EDF Polska Sp.
z o.o., wrzesień
2007
42
Wieloaspektowe
Wielosektorowe
KE, 2007
Proposal for a Directive of
the European Parliament
and of the council on the
geological storage of
carbon dioxide (Text with
EEA relevance)
Komisja
Wspólnot
Europejskich
31
Prawne
Wielosektorowe
Projekt Krajowego Planu
Redukcji Emisji. Etap III.
Zadanie A. Analiza
możliwości ograniczenia
emisji SO2 oraz NOX do
pułapów określonych w
Traktacie o Przystąpieniu
(ToP)
Uczelniane
Centrum
Badawcze
Energetyki i
Ochrony
Środowiska
Politechniki
Warszawskiej
dla TGPE i
PTEZ, grudzień
2005
81
Technologiczne
Elektrownie
zawodowe,
Elektrociepłownie
Lewandowski
J. i in., 2006
Strategia rozwoju w
Polsce wysokosprawnej
kogeneracji – główne
kierunki
Uczelniane
Centrum
Badawcze
Energetyki i
Ochrony
Środowiska
Politechniki
Warszawskiej,
Politechnika
Śląska w
Gliwicach
Instytut Techniki
Cieplnej dla
PTEZ, czerwiec
2007
60
Technologiczne
Elektrociepłownie
Lewandowski
J. i in., 2007
Sposoby wdrażania
Dyrektywy LCP
2001/80/WE z
uwzględnieniem pułapów
emisyjnych zawartych w
Uczelniane
Centrum
Badawcze
Energetyki i
Ochrony
48
Technologiczne
Elektrownie
zawodowe,
Elektrociepłownie
Lewandowski
J. i in., 2005
Tytuł
Wydawca, rok
wydania
189
Lp
Oznaczenie/
autor
Tytuł
Traktacie Akcesyjnym dla
SO2, NOx i pyłów.
Wydawca, rok
wydania
Środowiska
Politechniki
Warszawskiej
dla TGPE, luty
2007
Liczba
stron
Tematy główne
Sektor
Instytut Techniki
Cieplnej
Politechnika
Warszawska
48
Ekologiczne
Redukcja emisji
CO2
Politechnika
Warszawska,
2006
16
zakładek
arkusza
Technologiczne
Ciepłownie,
Elektrownie
zawodowe,
Elektrociepłownie
7
Założenia do II Krajowego
Lewandowski Planu Rozdziału
J. Uzunow N., Uprawnień (KPRU) do
2006
emisji CO2 na lata 20082012
8
Lewandowski
J., 2005
Baza danych LCP
9
Lewandowski
J., 2006a
Dane technologiczne
źródeł do KPRE
-
4
zakładki
arkusza
Lewandowski
10
J., 2006b
Emisje jednostkowe SO2 i
przedziałowa produkcja
brutto dla elektrowni
zawodowych w KPRE
-
24
arkusze
Technologiczne
Elektrownie
zawodowe
11 MG, 2007e
Stanowisko Rządu w
odniesieniu do założeń i
wyników wykonanej przez
National Technical
University of Athens – w
wariancie Baseline –
długoterminowej prognozy
rozwoju sektora
nergetycznego w Polsce z
dnia 17 lipca 2007 r.
Ministerstwo
Gospodarki, 30
października
2007
28
Prognozy
Otoczenie
makroekonomicz
ne
12 MR
Dane dotyczące
potencjalnych zasobów
biomasy w Polsce
możliwych do
wykorzystania na potrzeby
energetyczne
Ministerstwo
Rolnictwa
7
Technologiczne
OZE
13 MS, 2006
Informacja na temat
kierunków zmian
omawianych w ramach
prac Grupy Doradczej
Komisji Europejskiej do
spaw przeglądu
Dyrektywy IPPC
Ministerstwo
Środowiska,
lipiec 2006
5
Prawne
Wielosektorowe
14 PKEE, 2007
Polski sektor
elektroenergetyki wobec
nowelizacji Dyrektywy
IPPC i propozycji
Dyrektywy CCS
PKEE, grudzień
2007
6
Prawne
Elektrownie
Zawodowe
Poręba S.,
15
2007
Informacje dotyczące
oszacowania wybranych
parametrów potencjału
rozwojowego górnictwa
BOT Górnictwo i
Energetyka S.A.,
Departament
Polityki
8
Technologiczne
Górnictwo
190
Lp
Oznaczenie/
autor
Tytuł
węgla brunatnego w
Polsce
Wydawca, rok
wydania
Energetycznej i
Zarządzania
Majątkiem,
listopad 2007
Liczba
stron
Tematy główne
Sektor
Harmonogram realizacji
projektu połaczenia;
Harmonogram budowy 2torowej linii 400 kV Ełk Alytus
PSE SA,
październik 2007
8
Technologiczne
Sieci
Elektroenergetyc
zne
Projekt Planu Rozwoju w
zakresie zaspokojenia
PSE-Operator obecnego i przyszłego
17
S.A., 2006
zapotrzebowania na
energię elektryczną na
lata 2006-2020
PSE-Operator
S.A., lipiec 2006
30
Wieloaspektowe
Sieci
Elektroenergetyc
zne
Produkcja i zasoby węgla
kamiennego w Polsce
Główny Instytut
Górnictwa,
kwiecień 2005
19
Technologiczne
Górnictwo
Skoczkowski
T. i in., 2007
Ocena prawna oraz
analiza ekonomiczna
możliwości realizacji celów
wynikających ze "Strategii
rozwoju energetyki
odnawialnej" oraz
praca KAPE dla
dyrektywy 2001/77/EU
MŚ, sierpień
Parlamentu Europejskiego
2005
i Rady z dn. 27.09.2001 w
sprawie wspierania
produkcji na rynku
wewnętrznym energii
elektrycznej wytwarzanej
ze źródeł odnawialnych.
384
Ekologiczne
OZE
Ściążko M.,
2007
Uwarunkowania
wdrożenia strategii
zeroemisyjnych
technologii węglowych w
energetyce
63
Technologiczne
Wielosektorowe
16 PSE, 2007
18 Pyka I., 2005
19
20
Instytut
Chemicznej
Przeróbki
Węgla, lipiec
2007
191
B. Pozostałe wykorzystane materiały i opracowania
Lp
Oznaczenie/au
tor
1
Biedrzycka A.,
2006
Rynek biopaliw
przyspiesza. Estrowy
boom
CzaplickaKolarz K. i in.,
2007a
Scenariusze rozwoju
technologicznego
kompleksu paliwowoenergetycznego dla
zapewnienia
bezpieczeństwa
energetycznego kraju cz.1
Studium gospodarki
paliwami i energią dla
celów opracowania
foresightu energetycznego
dla Polski na lata 2005–
2030
2
3
4
5
6
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
3
Ekologiczne
OZE
Główny Instytut
Górnictwa,
2007
303
Prognozy
Wielosektorowe
2007b
Scenariusze rozwoju
technologicznego
kompleksu paliwowoenergetycznego dla
zapewnienia
bezpieczeństwa
energetycznego kraju. cz.
2. Scenariusze
opracowane na podstawie
dla Polski na lata 20052030
Główny Instytut
Górnictwa,
2007
190
Prognozy
Wielosektorowe
2007c
Scenariusze rozwoju
technologii w kompleksie
paliwowo-energetycznym
opracowane w wyniku
dla Polski na lata 2007 –
2030
Główny Instytut
Górnictwa,
2007
Technologiczn
e
Wielosektorowe
Economic Forecas Autumn
2006
Directorate
General for
Economic and
Financial
Affairs of the
European
Commission,
2006
171
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
Economic Forecast Spring
2007
Dyrekcja
Generalna
Komisji
Europejskiej ds.
Spraw
Gospodarczych
i Finansowych
(Directorate
164
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
DG ECFIN,
2006
DG ECFIN,
2007
Tytuł
Wydawca,
data wydania
Energia
Gigawat,
kwiecień 2006
192
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
DOE/NETL,
2007
U.S.
Department of
Fossil Energy Power Plant.
Energy
Desk Reference.
National
Bituminous Coal and
Energy
Natural Gas to Electricity.
Technology
Laboratory, maj
2007
86
Wieloaspekto
we
Wielosektorowe
Dz.U., 2004
Rozporządzenie Rady
Ministrów z dnia 27
kwietnia 2004r. w sprawie
szczegółowych warunków
udzielania pomocy
publicznej na inwestycje
związane z odnawialnymi
źródłami energii
Dziennik Ustaw
2004 Nr 98
poz. 996
3
Ekonomiczne
OZE
Dz.U., 2006
Ustawa z dnia 6 grudnia
2006r.o zasadach
prowadzenia polityki
rozwoju
Dziennik Ustaw
2006 Nr 227
poz. 1658
14
Prawne
Otoczenie
makroekonomiczne
EnergSys,
2007
Dokument zawiera
podstawowe informacje o
stworzonym w B.S.
"EnergSys" modelu
PENTECH
Energsys, 2007
2
Technologiczn
e
OZE
Assessment of the
potential biomass supply in
Europe using a resourcefocused approach
Environmental
and Energy
System
Studies, Lund
University,
Gerdagatan
Sweden,
28.11.2005
15
Ekologiczne
OZE
Focus on 2030
European Wind
Energy
Association,
grudzień 2006
10
Prognozy
OZE
13 EWEA, 2006b
Wind power economics
European Wind
Energy
Association,
grudzień 2006
12
Ekologiczne
OZE
Fortenbery T.
14
R., 2005
Biodiesel Feasibility Study:
An Evaluation of Biodiesel
Feasibility in Wisconsin
University of
WisconsinMadison,
marzec 2005
37
Wieloaspekto
we
OZE
15 Gielen D.,
Energy Technology
Energy
19
Ekologiczne
Redukcja emisji
Lp
7
8
9
10
Oznaczenie/au
tor
Ericsoon K,
11
Nilsson, 2005
12 EWEA, 2006a
Tytuł
Wydawca,
data wydania
General for
Economic and
Financial
Affairs of the
European
Commission),
2007
193
Lp
Oznaczenie/au
Tytuł
tor
2007
Perspectives
Wydawca,
data wydania
Technology
and R&D
Office; Bonn,
16-17 Maja
2007
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
CO2
16 Głaz. J, 2005
Ocena "Strategii rozwoju
energetyki odnawialnej"
oraz kierunki rozwoju
energetycznego
wykorzystania biomasy
leśnej wraz z propozycją
działań
praca dla MŚ,
sierpień 2005
60
Ekologiczne
OZE
Graus W.,
17 Worell E.,
2006
Comparison of efficiency
fossil power generation
Ecofys, sierpień
2006
80
Wieloaspekto
we
Sektory
energetyczne różne
praca dla MŚ,
sierpień 2005
90
Ekologiczne
OZE
University of
Flensburg,
Germany, 2004
60
Wieloaspekto
we
OZE
20 IBnGR, 2007
Długookresowa prognoza
makroekonomiczna i
sektorowa rozwoju Polski
w latach 2007 - 2030
Instytut Badań
nad
Gospodarką
25 (+ 13
Rynkową,
załącznik
projekt
i)
przygotowany
na zlecenie
ARE, maj 2007
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
21 IBS, 2006
Źródła i perspektywy
wzrostu produktywności w
Polsce
Instytut Badań
Strukturalnych,
grudzień 2006
62
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
Janota
22 Bzowski J.,
2005
energetycznego
rolniczej wraz z propozycją
działań
praca dla MŚ,
sierpień 2005
28
Ekologiczne
OZE
Jaworski W.,
2005
Lista zakładów
Departament
uwzględnionych w
Instrumentów
projekcie Krajowego Planu
Ochrony
Rozdziału
Środowiska
uprawnień do emisji SO2. MŚ, 19.10.2005
3
Ekologiczne
Redukcja emisji
SO2, Nox
Juchniewicz
L., 2005
Informacja dla podmiotów
będących w posiadaniu
świadectw pochodzenia
energii odnawialnej
wyprodukowanej w okresie
od 1 stycznia 2005 roku do
10
Prawne
OZE
energetycznego
wykorzystania biogazu
wraz z propozycją działań”
18
Grzybek A.,
2005
19
Hohmeyer O. i Wind Energy - the facts
in, 2004
Volume 4 - Environment
23
24
URE,
23.09.2005
194
Lp
Oznaczenie/au
tor
Tytuł
Wydawca,
data wydania
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
47
Ekologiczne
OZE
30 września 2005 r.
ubiegających się o ich
umorzenie przed 1
października 2005 r.
25 KE, 2005 a
Komunikat komisji. Plan
działania w sprawie
biomasy.
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
07.12.2005
COM(2005)
628 końcowy
26 KE, 2005 b
Komunikat komisji do
Rady, Parlamentu
europejskiego,
Europejskiego Komitetu
EkonomicznoSpołecznego oraz
Komitetu Regionów.
Strategia tematyczna w
sprawie zrównoważonego
wykorzystywania zasobów
naturalnych.
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
21.12.2005
COM(2005)
670 końcowy
24
Ekologiczne
OZE
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
08.02.2006
COM(2006) 34
końcowy
31
Wieloaspekto
we
OZE
27 KE, 2006a
Komunikat Komisji.
Strategia UE na rzecz
biopaliw
28 KE, 2006b
Green Paper. A European
Strategy for Sustainable,
Competitive and Secure
Energy
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
08.03.2006
COM(2006)
105 final
20
Wieloaspekto
we
Wielosektorowe
29 KE, 2006c
Communication from the
Commission. Action Plan
for Energy Efficiency:
Realising the Potential
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
19.10.2006
COM(2006)545
final
26
Wieloaspekto
we
Wielosektorowe
30 KE, 2007a
Commission to the
European Council and the
European Parliament. An
energy policy for europe
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2007) 1
final
28
Wieloaspekto
we
Wielosektorowe
31 KE, 2007b
Zielona księga komisji dla
Rady Parlamentu
Europejskiego Komitetu
EkonomicznoSpołecznego i Komitetu
Regionów.
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
29.6.2007
KOM(2007)
354 wersja
ostateczna
27
Wieloaspekto
we
Otoczenie
makroekonomiczne
32 KE, 2007c
Commission to the Council
Komisja
Wspólnot
22
Rynkowe
Wielosektorowe
195
Lp
Oznaczenie/au
tor
Tytuł
and the European
Parliament. Prospects for
the internal gas and
electricity market
Wydawca,
data wydania
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
841 final
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
33 KE, 2007d
and the European
Parliament. Sustainable
power generation from
fossil fuels: aiming for
near-zero emissions from
coal after 2020
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
843 final
15
Technologiczn
e
Wielosektorowe
34 KE, 2007e
and the European
Parliament. Nuclear
Illustrative Programme
Presented under Article 40
of the Euratom Treaty for
the opinion of the
European Economic and
Social Committee
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
844 final
23
Rynkowe
Wielosektorowe
35 KE, 2007f
and the European
Parliament. Biofuels
Progress Report. Report
on the progress made in
the use of biofuels and
other renewable fuels in
the Member States of the
European Union
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
845 final
16
Ekologiczne
OZE
36 KE, 2007g
and the European
Parliament. Priority
interconnection plan
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
846 final
21
Wieloaspekto
we
Wielosektorowe
37 KE, 2007h
Commission to the
Council, the European
Parliament, the European
Economic and Social
Committee and the
Committee of the Regions.
Towards a European
Strategic Energy
Technology Plan
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
847 final
12
Technologiczn
e
Wielosektorowe
38 KE, 2007i
Komunikat komisji do
Rady i Parlamentu
Europejskiego. Mapa
drogowa na rzecz energii
odnawialnej; energie
odnawialne w XXI wieku:
budowa bardziej
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.01.2007
(848 final)
17
Ekologiczne
OZE
196
Wydawca,
data wydania
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
and the European
Parliament. Green Paper
follow-up action. Report on
progress in renewable
electricity
Komisja
Wspólnot
Europejskich,
10.1.2007
COM(2006)
849 final
22
Ekologiczne
OZE
Klein R.J.T.,
2007
Links between Adaptation
to and Mitigation of
Climate Change
Stockholm
Environment
Institute,
Sweden,
17maja 2007
28
Ekologiczne
Wielosektorowe
41
Kołacz I. i in. ,
2003
Projekt planu
implementacyjnego
Dyrektywy Parlamentu
Europejskiego i Rady nr
2001/77/E
Raport
zbiorowy
pracowników
EnergSys i
Ecofys,
grudzień 2003
103
Wieloaspekto
we
OZE
42
Kotłospław,
2004
Paliwo przyszłości ?
PPHU,
Kotłospław,
2004
1
Technologiczn
e
OZE
Kozłowska B.,
2005
energetycznego
uzyskiwanej z odpadów
wraz z propozycją działań
praca dla MŚ,
sierpień 2005
105
Ekologiczne
OZE
Kulesa M.,
44
2005
Pogląd sektora obrotu na
rozwój gazowych źródeł
kogeneracyjnych w
Polsce.
Towarzystwo
Obrotu Energią,
listopad 2005
20
Wieloaspekto
we
Gazownictwo
45 MG, 2005
Obwieszczenie Ministra
Gospodarki i Pracy z dnia
31 sierpnia 2005 r. w
sprawie ogłoszenia raportu
określającego cele w
zakresie udziału energii
elektrycznej wytwarzanej w
odnawialnych źródłach
energii znajdujących się na
terytorium
Rzeczypospolitej Polskiej
w krajowym zużyciu
energii elektrycznej w
2005-2014
Monitor Polski
2005 Nr 53
poz. 730 i 731
7
Prawne
OZE
46 MG, 2006
Obwieszczenie Ministra
Gospodarki z dnia 20
kwietnia 2006r. w sprawie
ogłoszenia raportu
zawierającego analizę
realizacji celów ilościowych
Monitor Polski
2006 Nr 31
poz. 343
11
Prawne
OZE
Lp
Oznaczenie/au
tor
Tytuł
zrównoważonej
przyszłości.
39 KE, 2007j
40
43
197
Wydawca,
data wydania
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
47 MG, 2007a
Wyniki ekonomicznofinansowe podmiotów
gospodarczych w 2006
roku
Ministerstwo
Gospodarki.
Departament
Analiz i
Prognoz, maj
2007
59
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
48 MG, 2007b
Krajowy plan działań
dotyczących działalności
energetycznej (EEAP)
2007
Ministerstwo
Gospodarki,
czerwiec 2007
36
Wieloaspekto
we
Sektory
energetyczne różne
49 MG, 2007c
Projekt 02.08.2006 r.
Rozporządzenie Ministra
Gospodarki z dnia
................2006r.
zmieniające
rozporządzenie w sprawie
szczegółowego zakresu
obowiązków uzyskania i
przedstawienia do
umorzenia świadectw
pochodzenia, uiszczenia
opłaty zastępczej oraz
zakupu energii
elektrycznej i ciepła
wytworzonych w
energii
Ministerstwo
Gospodarki,
02.08.2006
4
Prawne
OZE
50 MG, 2007d
Polityka energetyczna
Polski do 2030 r. (Projekt)
Ministerstwo
Gospodarki,
wrzesień 2007
92
Prognozy
Wielosektorowe
51 MG, 2007e
Polityka dla przemysłu
gazu ziemnego
Minister
Gospodarki,
20.03.2007
18
Wieloaspekto
we
Gazownictwo
Wind Energy - the facts
Volume 2 - Costs & Prices
Risø National
Laboratory,
Denmark, 2004
18
Ekologiczne
OZE
Strategia rozwoju kraju
2007-2015
Ministerstwo
Rozwoju
Regionalnego,
listopad 2006
144
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
Strategia rozwoju
społeczno-gospodarczego
Polski Wschodniej do roku
2020
Ministerstwo
Rozwoju
Regionalnego;
Departament
Koordynacji
Programów
Regionalnych,
grudzień 2006
86
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
Lp
Oznaczenie/au
tor
Tytuł
i osiągniętych wyników w
zakresie wytwarzania
energii elektrycznej w
energii
52
Morthorst P.
E., 2004
53 MRR, 2006 a
54 MRR, 2006 b
198
Tytuł
Wydawca,
data wydania
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
55 MRR, 2007
Polska, Narodowe
Strategiczne Ramy
odniesienia 2007-2013
wspierające wzrost
gospodarczy i zatrudnienie
narodowa strategia
spójności.
Ministerstwo
Rozwoju
Regionalnego,
maj 2007
165
Ekonomiczne
Otoczenie
makroekonomiczne
56 MŚ, 2003
Polityka klimatyczna
Polski.
Strategia redukcji emisji
gazów cieplarnianych w
Polsce do roku 2020
Ministerstwo
Środowiska,
listopad 2003
44
Ekologiczne
Wielosektorowe
57 MŚ, 2006
Polityka ekologiczna
państwa na lata 20072010 z uwzględnieniem
perspektywy na lata 20112014
Ministerstwo
Środowiska,
grudzień 2006
67
Ekologiczne
Wielosektorowe
Nasz rzepak nr 10
marzec 2006
44
Wieloaspekto
we
Paliwa ciekłe
energetycznego
wykorzystania zasobów
geotermalnych wraz z
propozycją działań
praca dla MŚ,
sierpień 2005
25
Ekologiczne
OZE
Projekt Sprawozdania w
sprawie strategii na rzecz
biomasy i biopaliw
Parlament
Europejski
Komisja
Przemysłu,
Badań
Naukowych i
Energii, Wersja
tymczasowa
2006/2082(INI),
28.6.2006
13
Wieloaspekto
we
OZE
Porozumienie
Producentów
Węgla
Brunatnego,
30.05.2006
7
Rynkowe
Górnictwo
Berlin, kwiecień
2005
48
Ekologiczne
OZE
63 Pruyt E., 2007
The EU-25 Power Sector:
a System Dynamics Model
of Competing Electricity
Generation Technologies
University of
Technology
The
Netherlands
Delft, 2007
30
Ekologiczne
Redukcja emisji
CO2
64 RM, 2007
Strategia działalności
górnictwa węgla
kamiennego w latach
2007-2015
Rada
Ministrów,
01.06.2007
42
Wieloaspekto
we
Górnictwo
Lp
58
Oznaczenie/au
tor
Nasz rzepak,
2006
59 Ney R., 2005
60 PE, 2006
61
Pietryszczew
W., 2006
Górnictwo węgla
brunatnego w Polsce w
2005 r.
62
Preusser S.,
2005
Promotion of BioFuels &
BioProducts in Europe
199
Lp
Oznaczenie/au
tor
65 Senat, 2006
66
Skoczkowski
T. i in., 2007
Tardejna R.,
67
2005
Wydawca,
data wydania
Liczba
stron
Tematy
główne
Sektor
Senat RP, 2006
42
Wieloaspekto
we
OZE
Ocena prawna oraz
analiza ekonomiczna
możliwości realizacji celów
wynikających ze "Strategii
rozwoju energetyki
odnawialnej" oraz
praca KAPE dla
dyrektywy 2001/77/EU
MŚ, sierpień
Parlamentu Europejskiego
2005
i Rady z dn. 27.09.2001 w
sprawie wspierania
produkcji na rynku
wewnętrznym energii
elektrycznej wytwarzanej
ze źródeł odnawialnych.
384
Ekologiczne
OZE
Biuletyn Urzędu
Regulacji
Energetyki – nr
4/2005
6
Prawne
OZE
Czysta energia,
grudzień 2006
6
Wieloaspekto
we
OZE
1.07.2005
17
Prawne
OZE
Tytuł
Energetyka rozproszona
szansą dla energetyki
odnawialnej w Polsce.
Nowoczesna energetyka
rozproszona i
infrastruktura w egminach.
Obowiązek zakupu energii
elektrycznej ze źródeł
odnawialnych
Czy małe wiatraki mogą
68 Wach E., 2006 wspomagać system
elektroenergetyczny?
69
Wieczorek T.,
2005a
Mechanizmy wsparcia
zielonej energii
odnawialnej w Europie.
Polski system na tle
wybranych przykładów.
70
Wieczorek T.,
2005b
Błękitne certyfikaty kreacja
nowych mocy wytwórczych
w energetyce
7.11.2005
14
Prawne
OZE
Ocena stanu i perspektyw
produkcji krajowej
urządzeń dla energetyki
odnawialnej
praca EC
BREC Instytut
Energetyki
Odnawialnej
Sp. z oo dla
MŚ, sierpień
2007
177
Ekologiczne
OZE
Wiśniewski G.
71
i in., 2007
200

CZĘŚĆ 1 Uwarunkowania rozwoju energetyki krajowej, scenariusze

Transkrypt

Podobne dokumenty

Jak widzimy przyszłość elektroenergetyki?

Przeczytaj cały artykuł (w formacie PDF)

Generuj PDF - KPP w Radziejowie

Przeczytaj cały artykuł (w formacie PDF)

S. Tokarski